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太陽光発電（PV ）は、物理学、光化学、電気化学で研究されている現象である光起電力効果を示す半導体材料を使用して光を電気に変換するものです。光起電力効果は、発電や光センサーとして商業的に使用されています。
太陽光発電システムでは、電力を生成する多数の太陽電池で構成されるソーラー モジュールを使用します。PV 設備は、地上設置、屋上設置、壁設置、または浮遊設置が可能です。マウントは固定することも、太陽追跡装置を使用して空を横切る太陽を追跡することもできます。
太陽光発電技術は、化石燃料に比べて二酸化炭素の排出量がはるかに少ないため、気候変動の緩和に役立ちます。太陽光発電には、エネルギー源として特定の利点があります。設置後は、稼働中に汚染や温室効果ガスが排出されません。電力需要の点で拡張性があり、シリコンは地殻に大量に存在しますが、銀などPVシステムの製造に必要な他の材料が、この技術のさらなる成長を制約する可能性があります。特定されている他の主要な制約には、土地利用の競争があります。[1] PVを主な電源として使用するには、エネルギー貯蔵システムまたは高電圧直流電力線による世界的な配電が必要になり、追加コストが発生します。また、変動する発電量など、バランスを取る必要がある他の多くの特定の欠点もあります。製造と設置は、化石燃料による排出量のほんの一部ではありますが、ある程度の汚染と温室効果ガスの排出を引き起こします。[2]
太陽光発電システムは、独立型設備として特殊な用途に長い間使用されており、系統接続型PVシステムは1990年代から使用されています。[3]太陽光発電モジュールが初めて大量生産されたのは2000年で、ドイツ政府が10万枚の屋根プログラムに資金を提供した時でした。[4]コストの低下により、PVはエネルギー源として成長しました。これは、2000年以来、中国政府が太陽光発電能力の開発に多額の投資を行い、規模の経済を達成したことに部分的に起因しています。製造技術と効率性の向上もコストの低下につながっています。[5] [6] ネットメータリングと、太陽光発電による電力の優遇固定価格買い取り制度などの財政的インセンティブは、多くの国で太陽光発電設備の設置を支えてきました。[7]パネル価格は2004年から2011年の間に4分の1に低下しました。モジュール価格は2010年代に約90％低下しました。
2022年には、世界の太陽光発電設備容量は1テラワット（TW）以上に増加し、世界の電力需要の約2％をカバーします。[8]水力発電と風力発電に続いて、太陽光発電は世界の容量で3番目の再生可能エネルギー源です。2022年、国際エネルギー機関は、 2022年から2027年の間に1TW以上の成長を予測しました。[9]場合によっては、太陽光発電は、太陽光の可能性が高い地域で最も安価な電力源を提供し、2023年にはカタールで0.015米ドル/ kWhという低価格の入札がありました。 [10] 2023年、国際エネルギー機関は世界エネルギー展望で、「高品質のリソースを活用する低コストの資金調達のプロジェクトにとって、太陽光発電は現在、歴史上最も安価な電力源です」と述べました。[11]
語源
「光起電力」という用語は、ギリシャ語で「光」を意味する φῶς ( phōs ) と起電力の単位である「ボルト」に由来しており、ボルトは電池 (電気化学セル) を発明したイタリアの物理学者アレッサンドロ・ボルタの姓に由来している。「光起電力」という用語は、1849年から英語で使用されている。[12]
歴史
1989年、ドイツ研究省は、太陽光発電屋根（2200枚）に資金を提供する初のプログラムを開始しました。このプログラムは、ドイツのボンでウォルター・ザントナーが主導しました。[13]
1994年、日本は彼らに倣い、同様のプログラムを実施し、539の住宅用PVシステムを設置しました。[14]それ以来、多くの国が指数関数的なスピードでPVシステムの生産と資金提供を続けています。
太陽電池
太陽光発電は、太陽電池を使って太陽のエネルギーを光起電力効果によって電子の流れに変換することで電力を生成する方法として最もよく知られています。[15] [16]
太陽電池は太陽光から直流電気を生成し、機器の電源やバッテリーの充電に使用できます。太陽光発電の最初の実用化は、軌道を周回する衛星やその他の宇宙船への電力供給でしたが、今日では太陽光発電モジュールの大部分は、発電用のグリッド接続システムに使用されています。この場合、DCをACに変換するインバータが必要です。また、遠隔地の住居、ボート、レクリエーション用車両、電気自動車、道路脇の緊急電話、リモートセンシング、パイプラインの陰極保護用のスタンドアロンシステムの小規模な市場もあります。
太陽光発電は、半導体材料を含む多数の太陽電池で構成される太陽電池モジュールを使用します。[17]銅製のソーラーケーブルは、モジュール（モジュールケーブル）、アレイ（アレイケーブル）、サブフィールドを接続します。再生可能エネルギー源の需要が高まっているため、近年、太陽電池と太陽光発電アレイの製造が大幅に進歩しました。 [18] [19] [20]
セルは環境から保護する必要があり、通常は太陽電池モジュール内にしっかりとパッケージ化されています。
太陽光発電モジュールの電力は、標準試験条件（STC）下で「W p」（ワットピーク）で測定されます。[21]特定の場所での実際の電力出力は、地理的な場所、時間帯、気象条件、その他の要因に応じて、この定格値より少なくなるか多くなる可能性があります。[22]太陽光発電アレイの容量係数は、蓄電と組み合わせていない場合、通常25％未満であり、他の多くの産業用電源よりも低いです。[23]
太陽電池の効率
太陽電池の効率とは、太陽光の形で得られるエネルギーのうち、太陽電池によって光起電によって電気に変換できるエネルギーの割合です。
太陽光発電システムで使用される太陽電池の効率は、緯度や気候と相まって、システムの年間エネルギー出力を決定します。たとえば、効率が 20% で面積が 1 m 2のソーラー パネルは、1 日2.74 時間、標準試験条件の太陽放射照度値 1000 W/m 2にさらされると、標準試験条件で年間 200 kWh を生成します。通常、ソーラー パネルは 1 日にこれより長い時間日光にさらされますが、ほとんどの時間の太陽放射照度は 1000 W/m 2未満です。ソーラー パネルは、太陽が地球の空の高い位置にあるときにより多くの電力を生成し、曇りの状態や太陽が低い位置にあるときには生成が少なくなります。通常、冬は太陽は空の低い位置にあります。
太陽光発電の収量に影響を与える場所に依存する2つの要因は、太陽放射の分散と強度です。これら2つの変数は、各国で大きく異なる場合があります。[24]年間を通じて放射レベルが高い世界地域は、中東、チリ北部、オーストラリア、中国、米国南西部です。[24] [25]年間日射量が2000 kWh/m 2 /年であるコロラド州中央部のような高収量地域では、 [26]パネル1枚で年間400 kWhのエネルギーを生産できると予想されます 。しかし、年間日射量が1400 kWh/m 2 /年しかないミシガン州では、 [26]同じパネルで年間エネルギー収量は280 kWhに低下します。ヨーロッパのより北の緯度では、収量は大幅に低下します。同じ条件下では、イングランド南部では年間エネルギー収量は175 kWhです。[27]
セルの変換効率には、反射率、熱力学的効率、電荷キャリア分離効率、電荷キャリア収集効率、伝導効率などのいくつかの要因が影響します。[29] [28]これらのパラメータを直接測定することは難しい場合があるため、代わりに量子効率、開放電圧(V OC ) 比、フィルファクタなどの他のパラメータを測定します。反射損失は「外部量子効率」に影響を与えるため、量子効率値によって説明されます。再結合損失は、量子効率、V OC比、フィルファクタ値によって説明されます。抵抗損失は主にフィルファクタ値によって説明されますが、量子効率とV OC比値にも影響します。
2024年現在、太陽電池の効率の世界記録は、2022年5月にフラウンホーファーISEがIII-V族4接合集光型太陽光発電（CPV）セルで記録した47.6％です。[30]これは、2019年に米国コロラド州ゴールデンの国立再生可能エネルギー研究所（NREL）で開発された多接合 集光型太陽電池によって記録された47.1％という以前の記録を上回りました。[ 31 ]この記録は、非常に集中した光の下で実験室条件下で記録されました。実際の条件下での記録もNRELによって保持されており、同研究所はテストされた効率が39.5％の三接合セルを開発しました。[32] [33]パフォーマンスと劣化
モジュールの性能は、一般的に標準試験条件（STC）に基づいて評価されます：放射照度1,000 W/m 2、太陽光スペクトルAM 1.5、モジュール温度25℃。[34]モジュールの実際の電圧と電流出力は、照明、温度、負荷条件の変化に応じて変化するため、モジュールが動作する特定の電圧は存在しません。性能は、地理的な場所、時刻、年間の通算日数、太陽放射照度、モジュールの方向と傾き、雲量、日陰、汚れ、充電状態、温度によって異なります。モジュールまたはパネルの性能は、DCクランプメーターまたはシャントを使用してさまざまな時間間隔で測定し、チャートレコーダーまたはデータロガーで記録、グラフ化、またはチャート化できます。
最適なパフォーマンスを得るには、太陽光パネルは直射日光に対して垂直な同じ方向を向いた類似のモジュールで構成する必要があります。バイパスダイオードは、壊れたパネルや影になったパネルを回避し、出力を最適化するために使用されます。これらのバイパスダイオードは通常、連続した流れを作り出すために太陽電池のグループに沿って配置されます。[35]
電気特性には、公称電力 (P MAX 、 Wで測定)、開放電圧(V OC )、短絡電流(I SC 、アンペアで測定)、最大電力電圧 (V MPP )、最大電力電流 (I MPP )、ピーク電力 (ワットピーク、W p )、およびモジュール効率 (%) が含まれます。
開放電圧（V OC）は、モジュールが電気回路やシステムに接続されていないときに生成できる最大電圧です。[36] V OCは、点灯しているモジュールの端子または接続されていないケーブルに直接 電圧計を取り付けて測定できます。
ピーク電力定格 W pは、標準テスト条件下での最大出力です（最大可能出力ではありません）。約 1 x 2 メートル（3 フィート x 7 フィート）の大きさの典型的なモジュールは、効率に応じて 75 W から 600 W まで定格されます。テスト時に、テストモジュールはテスト結果に応じて分類され、一般的なメーカーはモジュールを 5 W 刻みで +/- 3%、+/- 5%、+3/- 0%、または +5/- 0% のいずれかで評価します。[37] [38] [39]
温度の影響
太陽光発電 (PV) モジュールの性能は、環境条件、主にモジュール面内の全入射放射照度 G に依存します。ただし、p-n 接合部の温度 T も、短絡電流 ISC、開回路電圧 VOC、最大電力 Pmax などの主要な電気パラメータに影響します。一般に、VOC は T と有意な逆相関を示すのに対し、ISC の場合、この相関は直接的ですが弱いため、この増加は VOC の減少を補うものではありません。結果として、T が増加すると Pmax は減少します。太陽電池の出力と接合部の動作温度とのこの相関は半導体材料に依存し、太陽電池内の固有キャリア、つまり電子とギャップの濃度、寿命、移動度に対する T の影響によるものです。
温度感度は通常、温度係数によって表され、各温度係数は、接合温度に対する参照パラメータの導関数を表します。これらのパラメータの値は、太陽光発電モジュールのデータシートに記載されており、次のとおりです。
- β: Tに対するVOC変動係数。∂VOC/∂Tで表されます。
- α: Tに対するISCの変動係数。∂ISC/∂Tで表されます。
- δ: Tに対するPmaxの変動係数。∂Pmax/∂Tで表されます。
実験データからこれらの係数を推定する手法は文献に記載されている。[40]
劣化
雨、雹、大雪、暑さや寒さの周期による損傷に対する太陽光モジュールの耐久性はメーカーによって異なりますが、米国市場に出回っているほとんどの太陽光パネルはUL認定を受けており、雹に耐えるテストに合格しています。[41]
電位誘起劣化（PIDとも呼ばれる）は、いわゆる迷走電流によって引き起こされる結晶系太陽光発電モジュールの電位誘起性能劣化である。[42]この影響により、最大30%の電力損失が発生する可能性がある。[43]
太陽光発電技術の最大の課題は、生産された電力1ワットあたりの購入価格です。太陽光発電技術の進歩により、シリコン基板を「ドーピング」して活性化エネルギーを下げるプロセスが実現し、パネルが光子を回収可能な電子に変換する効率が向上しました。[44]
ホウ素（p型）などの化学物質を半導体結晶に塗布して、ドナーとアクセプターのエネルギーレベルを価電子帯と伝導帯に大幅に近づけます。 [45]そうすることで、ホウ素不純物の添加により活性化エネルギーが1.12 eVから0.05 eVへと20倍減少します。電位差（E B）が非常に低いため、ホウ素は室温で熱イオン化できます。これにより、伝導帯と価電子帯に自由エネルギーキャリアが可能になり、光子から電子への変換が向上します。
太陽光発電 (PV) デバイスの電力出力は、時間の経過とともに低下します。この低下は、太陽放射やその他の外部条件にさらされることによって生じます。出力電力損失の年間パーセンテージとして定義される劣化指数は、太陽光発電プラントの長期的な生産量を決定する重要な要素です。この劣化を推定するには、各電気パラメータに関連する低下率を使用します。太陽光発電モジュールの個々の劣化は、ストリング全体のパフォーマンスに大きな影響を与える可能性があります。さらに、同じ設置内のすべてのモジュールのパフォーマンスがまったく同じ速度で低下するわけではありません。長期間の屋外条件にさらされるモジュールのセットを考えると、主要な電気パラメータの個々の劣化とその分散の増加を考慮する必要があります。各モジュールは劣化する傾向があるため、モジュールの動作は時間の経過とともにますます異なり、プラントの全体的なパフォーマンスに悪影響を及ぼします。
文献には、さまざまな太陽光発電技術に基づくモジュールの電力劣化分析を扱った研究がいくつかあります。最近の研究[46]によると、結晶シリコンモジュールの劣化は非常に規則的で、年間0.8％から1.0％の間で変動しています。
一方、薄膜太陽光発電モジュールの性能を分析すると、初期には著しい劣化が見られ（数か月から最長2年続く）、その後、劣化が安定し、結晶シリコンと同程度になる段階が続きます。[47]このような薄膜技術では、太陽光スペクトルの影響がはるかに大きいため、季節による大きな変動も見られます。たとえば、アモルファスシリコン、マイクロモルフィックシリコン、テルル化カドミウムのモジュールの場合、最初の数年間の年間劣化率は3％から4％です。[48]ただし、CIGSなどの他の技術では、最初の数年間でさえ、はるかに低い劣化率を示しています。
太陽光発電システムの製造
全体的に、太陽光発電の製造工程は、多くの複雑な部品や可動部品を積み重ねる必要がないという点でシンプルです。PVシステムは固体であるため、寿命が比較的長く、10年から30年程度です。PVシステムの電気出力を増やすには、メーカーは単に太陽光発電部品を追加する必要があります。このため、生産量が増えるとコストが下がるため、メーカーにとって規模の経済が重要です。[49]
効果的であることが知られているPVシステムには多くの種類がありますが、結晶シリコンPVは2013年に世界のPV生産量の約90％を占めました。シリコンPVシステムの製造にはいくつかのステップがあります。まず、採掘された石英からポリシリコンが高純度（半導体グレード）になるまで処理されます。これは、III族元素であるホウ素を少量加えて溶解し、電子ホールが豊富なp型半導体を作ります。通常は種結晶を使用して、この溶液のインゴットが液体多結晶から成長します。インゴットは鋳型に鋳造されることもあります。この半導体材料のウェハーは、ワイヤソーを使用してバルク材料から切り出され、表面エッチングが行われてから洗浄されます。次に、ウェハーはリン蒸着炉に入れられ、V族元素であるリンの非常に薄い層が形成され、n型半導体表面が形成されます。エネルギー損失を減らすために、電気接点とともに表面に反射防止コーティングが追加されます。セルが完成したら、特定の用途に応じて電気回路を介してセルが接続され、出荷と設置の準備が整います。[50]
製造における環境コスト
太陽光発電は完全に「クリーンエネルギー」というわけではない。生産時には温室効果ガスが排出され、セルの製造に使用される材料は持続不可能な可能性があり、いずれ枯渇する恐れがあり、この技術では汚染を引き起こす有毒物質が使用され、太陽光廃棄物をリサイクルする現実的な技術はない。[51]影響を調査するために必要なデータは、かなり大きな不確実性に左右されることがある。例えば、人間の労働や水の消費量は、科学文献に体系的かつ正確な分析がないため、正確に評価されていない。[1] PVによる影響を判断する上での難しさの1つは、製造段階で廃棄物が空気、水、土壌に放出されるかどうかを判断することである。[52] 地球温暖化係数、汚染、水枯渇など、さまざまな環境影響を考慮するライフサイクルアセスメントは、 PVには利用できない。代わりに、研究では様々なタイプのPVの影響と潜在的な影響を推定しようと試みられてきましたが、これらの推定は通常、製造や輸送のエネルギーコストを単純に評価することに限定されています。これは、これらは新しい技術であり、そのコンポーネントと廃棄方法の全体的な環境への影響は、商業的に実現可能ではない実験的なプロトタイプは言うまでもなく、市販されている第1世代の太陽電池についてさえ不明であるためです。[53]
そのため、PV の環境影響の推定は、kWh あたりの二酸化炭素換算値またはエネルギー回収期間 (EPBT) に焦点が当てられてきました。EPBT は、PV システムが製造に使用されたのと同じ量のエネルギーを生成するために稼働する必要がある時間間隔を表します。[54]別の研究では、輸送エネルギー コストが EPBT に含まれています。[55]また、別の研究では、EPBT は「PV システムのライフサイクル中に必要とされる再生可能および非再生可能な一次エネルギーの総量を補うために必要な時間」とまったく異なる定義がされており、設置コストも含まれています。[56]このエネルギー償却は年数で表され、損益分岐エネルギー回収期間とも呼ばれます。[57] EPBT が低いほど、太陽光発電の環境コストは低くなります。EPBT は、PV システムが設置されている場所 (たとえば、利用可能な日光の量や電力網の効率) [55]とシステムの種類、つまりシステムのコンポーネントに大きく依存します。[54]
2015年に行われた第1世代および第2世代PVのEPBT推定値のレビューでは、セルの効率よりも埋め込みエネルギーの変動が大きいことが示唆されており、EPBTを大幅に削減するには、主に埋め込みエネルギーを削減する必要があることが示唆されています。[58]
一般的に、太陽光パネルの最も重要な構成要素は、エネルギー使用量と温室効果ガス排出量の大部分を占めるポリシリコンの精製である。[54]このシリコンがEPBTの何パーセントを占めるかは、システムの種類によって異なる。完全に自給自足のシステムでは、追加の構成要素（「システムのバランス」、電力インバータ、ストレージなど）が必要となり、製造のエネルギーコストが大幅に増加するが、シンプルな屋上システムでは、エネルギーコストの約90％がシリコンによるもので、残りはインバータとモジュールフレームによるものである。[54]
1998年のアルセマらの分析によると、1997年の旧システムではエネルギー回収期間は10年以上であったが、標準的な屋上システムではEPBTは3.5年から8年と計算された。[54] [59]
EPBT は、純エネルギー利得(NEG) とエネルギー投資回収率(EROI)の概念と密接に関係しています。これらは両方ともエネルギー経済学で使用され、エネルギー源を収穫するために消費されたエネルギーと、その収穫から得られたエネルギー量の差を指します。NEG と EROI は、PV システムの動作寿命も考慮に入れており、通常、25 年から 30 年の稼働寿命が想定されています。これらの指標から、エネルギー回収時間を計算で導き出すことができます。[60] [61]
EPBTの改善
現在実用化されているシステムの圧倒的多数を占める結晶シリコンを使用したPVシステムは、シリコンが電気炉で高品質の石英砂を還元して生産されるため、EPBTが非常に高い。このコークス燃焼製錬プロセスは1000℃を超える高温で行われ、生産されたシリコン1キログラムあたり約11キロワット時（kWh）を使用する非常にエネルギー集約的なプロセスである。[62]このプロセスのエネルギー要件により、生産されたシリコン1単位あたりのエネルギーコストは比較的非弾力的になり、これは生産プロセス自体が将来的に効率化されないことを意味している。
それでも、結晶シリコンセルの太陽光変換効率がますます高くなり、ウェーハ材料の厚さが継続的に薄くなったため、製造に必要なシリコンの量が少なくなったため、エネルギー回収期間はここ数年で大幅に短縮されました。過去10年間で、太陽電池に使用されるシリコンの量は、ワットピークあたり16グラムから6グラムに減少しました。同じ期間に、c-Siウェーハの厚さは300μm（ミクロン）から約160～190μmに減少しました。結晶シリコンインゴットをウェーハにスライスする鋸引き技術も、切り口の損失を減らし、シリコンおがくずのリサイクルを容易にすることで改善されました。[63] [64]
第一世代PVの影響
結晶シリコンモジュールは最も一般的に使用されているため、LCAの観点から最も広範に研究されているPVタイプです。単結晶シリコン太陽光発電システム（mono-si）の平均効率は14.0％です。[66]セルは前面電極、反射防止膜、n層、p層、背面電極の構造をとる傾向があり、太陽光は前面電極に当たります。EPBTは1.7年から2.7年です。 [67 ]南ヨーロッパに設置された場合、クレードルからゲートまでのCO2当量/kWhは37.3から72.2グラムです。[68]
多結晶シリコン（マルチSi）太陽電池の製造技術は、単結晶シリコンよりも簡単で安価ですが、効率の低いセル（平均13.2％）になる傾向があります。 [66] EPBTは1.5年から2.6年です。[67]南ヨーロッパに設置した場合、 CO2当量/kWhのクレードルツーゲートは28.5から69グラムの範囲です。[68]
以下の国々がヨーロッパのような高品質の送電網インフラを備えていると仮定すると、2020年に屋上太陽光発電システムでモジュール内のシリコン（銀、ガラス、マウント、その他の部品を除く）の製造に必要なのと同じ量のエネルギーを生産するのにかかる時間は、カナダのオタワでは1.28年、イタリアのカターニアでは0.97年、インドのジャイプールでは0.4年と計算された。正味送電網効率が低いヨーロッパ以外では、さらに長くかかる。この「エネルギー回収時間」は、モジュールの耐用年数のうち、エネルギー生産が汚染を引き起こしている時間の割合と見なすことができます。せいぜい、30年前のパネルがその耐用年数の97％でクリーンエネルギーを生産した、またはソーラーパネルのモジュール内のシリコンが、同じ量のエネルギーに対して石炭火力発電所よりも温室効果ガスの排出量が97％少ないことを意味します（多くのことを仮定して無視した場合）。[55]いくつかの研究では、EPBTとGWPを超えて他の環境影響に注目しています。そのような研究の1つでは、ギリシャの従来のエネルギーミックスとマルチシ太陽光発電を比較し、発がん性物質、生態毒性、酸性化、富栄養化、その他11項目を含む影響が全体で95%減少していることがわかりました。[69]
第2世代PVの影響
テルル化カドミウム（CdTe）は、最も急速に成長している薄膜ベースの太陽電池の1つであり、総称して第2世代デバイスと呼ばれています。この新しい薄膜デバイスも、従来のSiデバイスと同様の性能制限（ショックレー・クワイサー効率限界）を共有していますが、製造時の材料とエネルギー消費の両方を削減することで、各デバイスのコストを下げることが期待されています。2008年のCdTeの世界市場シェアは4.7％でした。 [52]この技術の最高の電力変換効率は21％です。[70]セル構造には、ガラス基板（約2mm）、透明導電層、CdSバッファ層（50〜150nm）、CdTe吸収体、および金属接触層が含まれます。
CdTe PVシステムは、他の商用PVシステムよりも単位電力生産量あたりの生産に必要なエネルギー入力が少なくて済みます。平均CO2換算/kWhは約18グラム（クレードルからゲートまで）です。CdTeは、すべての商用PV技術の中で最も速いEPBTを持ち、0.3年から1.2年の範囲です。[71]
第3世代太陽光発電による効果
第3世代のPVは、第1世代と第2世代の両方のデバイスの利点を組み合わせるように設計されており、第1世代と第2世代のPVセルの理論上の限界であるショックレー・クワイサー限界がありません。第3世代のデバイスの厚さは1μm未満です。[72]
有望な新しい薄膜技術として、銅亜鉛スズ硫化物（Cu 2 ZnSnS 4または CZTS）[53] 、 リン化亜鉛（Zn 3 P 2）[53]、および単層カーボンナノチューブ（SWCNT）[73]の2つがある。これらの薄膜は現在研究室でのみ製造されているが、将来的には商品化される可能性がある。CZTSと（Zn 3 P 2）プロセスの製造は、それぞれCIGSとCdTeの現在の薄膜技術の製造と同様になると予想される。一方、SWCNT PVの吸収層は、CoMoCAT法で合成されると予想される。[74] CIGSやCdTeなどの既存の薄膜とは異なり、CZTS、Zn 3 P 2、およびSWCNT PVは、地球上に豊富に存在する無毒の材料から作られており、現在の世界全体の消費量よりも多くの電力を年間で生産できる可能性がある。[75] [76] CZTSとZn 3 P 2はこれらの理由から有望であるが、商業生産による具体的な環境への影響はまだわかっていない。CZTSとZn 3 P 2の地球温暖化係数はそれぞれ38と30グラムCO 2 -eq/kWhであるのに対し、対応するEPBTはそれぞれ1.85と0.78年である。[53]全体的に、CdTeとZn 3 P 2は同様の環境影響を及ぼしますが、CIGSとCZTSよりもわずかに優れています。[53] CelikらによるSWCNT PVの環境影響に関する研究では、既存の1％効率デバイスと理論上の28％効率デバイスが含まれており、単結晶Siと比較して、1％SWCNTの環境影響は主に3年間という短い寿命のために約18倍高いことがわかりました。[73]
経済
太陽光発電技術の根本的なコスト、業界構造、市場価格は、長年にわたって大きな変化を遂げており、業界バリューチェーン全体で世界的に起こっている変化を首尾一貫して把握することは困難です。これは、「コストと価格の変化の速さ、多数の製造プロセスを伴うPVサプライチェーンの複雑さ、完全なPVシステムに関連するシステムバランス（BOS）と設置コスト、さまざまな流通チャネルの選択、PVが展開されている地域市場の違い」によるものです。さらに、さまざまな国で太陽光発電の商業化を促進するために導入されたさまざまな政策支援イニシアチブにより、複雑さが増しています。[3]
再生可能エネルギー技術は、発明されて以来、一般的に安価になってきています。[78] [79] [80]特に風力と太陽エネルギー技術の進歩により、再生可能エネルギーシステムは、世界中の多くの地域で化石燃料発電所よりも建設コストが安くなりました。[81]
ハードウェアコスト
1977年、結晶シリコン太陽電池の価格は1Wあたり76.67ドルでした。[83]
2000 年代初頭には、ドイツとスペインでの手厚い補助金とポリシリコンの不足により需要が高かったため、モジュールの卸売価格は 3.50 ～ 4.00 ドル/W で横ばいでしたが、2008 年の市場崩壊後にスペインの補助金が突然終了したことで需要が急落し、価格は 2.00 ドル/W に急落しました。メーカーは、イノベーションとコスト削減により収益が 50% 減少したにもかかわらず、営業利益率を維持することができました。2011 年後半には、結晶シリコン太陽光発電モジュールの工場出荷価格が突然 1.00 ドル/W を下回り、業界の多くを驚かせ、世界中で多くの太陽光発電製造会社が倒産する原因となりました。1.00 ドル/W のコストは、PV 業界ではPV のグリッド パリティ達成を示すものとみなされることが多いですが、ほとんどの専門家はこの価格ポイントが持続可能ではないと考えています。技術の進歩、製造プロセスの改善、業界の再編により、さらなる価格引き下げが可能になるかもしれない。[3] Solarbuzzグループが監視した太陽電池の平均小売価格は、2011年を通じて3.50ドル/ワットから2.43ドル/ワットに下落した。 [84] 2013年には卸売価格は0.74ドル/ワットに下落した。[83]これは、「スワンソンの法則」を裏付ける証拠として引用されており、これは有名なムーアの法則に似た観察であり、業界の生産能力が倍増するごとに太陽電池の価格が20％低下すると主張している。[83]フラウンホーファー研究所は、「学習率」を累積生産量が2倍になったときの価格の低下率と定義しており、1980年から2010年の間に約25％となっている。モジュールの価格は急速に下落しているが、現在のインバーターの価格の低下率ははるかに低く、2019年にはkWpあたりのコストの61％以上を占めており、2000年代初頭の4分の1から低下している。[55]
上記の価格はモジュール単体の価格であることに注意。モジュール価格を見る別の方法は設置費用を含めることである。米国太陽エネルギー産業協会によると、住宅所有者向けの屋上設置型太陽光発電モジュールの価格は、2006年の9.00ドル/Wから2011年には5.46ドル/Wに下がった。産業用設置の価格を含めると、国内の設置価格は3.45ドル/Wに下がる。これは世界の他の地域と比べて著しく高く、ドイツでは住宅所有者の屋上設置の平均価格は2.24ドル/Wである。コストの違いは、主に米国における規制負担の高さと国家的な太陽光発電政策の欠如によるものと考えられる。[85]
2012年末までに、中国のメーカーは最も安価なモジュールの生産コストを0.50ドル/Wにした。[86]一部の市場では、これらのモジュールの販売業者は工場出荷価格で購入し、市場がサポートできる最高価格で販売することで、かなりの利益を得ることができる（「価値に基づく価格設定」）。[3]カリフォルニアでは、PVは2011年にグリッドパリティに到達した。これは通常、PV生産コストが小売電気料金以下と定義される（ただし、配電やその他のコストを除いた石炭火力発電やガス火力発電の発電所価格よりは高いことが多い）。[87] 2014年には19の市場でグリッドパリティが達成された。[88] [89]
2024年までに、中国での太陽光パネルの生産量が大幅に増加したため、モジュールの価格は0.11ドル/Wまで下がり、2011年の価格から90％以上も値下がりしました。[90]
均等化電力コスト
均等化発電原価（LCOE）は、プロジェクトの存続期間にわたって配分されるコストに基づくkWhあたりのコストであり、ワットあたりの価格よりも実行可能性を計算するためのより良い指標であると考えられています。LCOEは場所によって大きく異なります。[3] LCOEは、新しい発電所への投資で損益分岐点に達するために顧客が電力会社に支払わなければならない最低価格と考えることができます。[5] LCOEが従来の地域グリッド価格と同程度に下がったときに、グリッドパリティがほぼ達成されますが、実際には計算を直接比較することはできません。[91]大規模な産業用PV設備は、2011年にカリフォルニアでグリッドパリティに達しました。[80] [91]屋上システムのグリッドパリティは、この時点ではまだはるかに遠いと考えられていました。[91]多くのLCOE計算は正確ではないと考えられており、大量の仮定が必要です。[3] [91]モジュール価格はさらに低下する可能性があり、太陽光発電のLCOEもそれに応じて将来的に低下する可能性があります。[92]
エネルギー需要は一日を通して増減し、太陽光発電は日没によって制限されるため、太陽光発電会社は、システムを安定させるために、より安定した代替エネルギーをグリッドに供給したり、何らかの方法でエネルギーを貯蔵したりするための追加コストも考慮する必要があります（現在のバッテリー技術では十分な電力を貯蔵できません）。これらのコストはLCOEの計算には考慮されておらず、太陽光発電の購入をより魅力的にする可能性のある特別な補助金やプレミアムも考慮されていません。[5]太陽光発電と風力発電の信頼性の低さと時間的変動は大きな問題です。これらの不安定な電源が多すぎると、グリッド全体が不安定になる可能性があります。[93]
2017年現在、米国では太陽光発電所の電力購入契約価格は0.05ドル/kWhを下回るのが一般的であり、一部のペルシャ湾岸諸国の最低入札価格は約0.03ドル/kWhであった。[94]米国エネルギー省の目標は、電力会社にとって太陽光発電の均等化エネルギーコストを0.03ドル/kWhにすることである。[95]
補助金と融資
太陽光発電に対する金融インセンティブ、例えば固定価格買い取り制度（FIT）は、太陽光発電システムの設置および運用のために電力消費者に提供されることが多く、一部の国ではそのような補助金が太陽光発電が経済的に利益を上げ続ける唯一の方法となっている。ドイツでは、FIT補助金は通常1kWhの通常小売価格（0.05ユーロ）より約0.13ユーロ高い。[96] PV FITは業界の導入に極めて重要であり、2011年現在50か国以上の消費者が利用できる。ドイツとスペインはPVに対する補助金提供に関して最も重要な国であり、これらの国の政策は過去に需要を牽引してきた。[3]一部の米国の太陽電池製造会社は、PVモジュールの価格低下は中国政府の補助金と、これらの製品の適正市場価格を下回るダンピングによるものだと繰り返し不満を述べている。米国の製造業者は一般に、利益を上げ続けるために外国からの供給に高い関税を課すことを推奨している。こうした懸念に応えて、オバマ政権は2012年にこれらの製品の米国消費者に関税を課し、国内メーカーの価格を引き上げ始めた。[3]しかし、米国は業界に補助金も出しており、消費者にモジュール購入時に30%の連邦税額控除を提供している。ハワイでは、連邦および州の補助金により設置費用が最大3分の2削減されている。[85]
環境保護論者の中には、政府のインセンティブを利用して太陽光発電産業を拡大し、太陽光発電のコストを自由市場で化石燃料と競争できるレベルまで急速に下げるべきだと主張する者もいる。これは、製造能力が2倍になると規模の経済により太陽光発電製品の価格が半分になるという理論に基づいている。[5]
多くの国では、太陽光発電プロジェクトを開発するための資本へのアクセスが不足しています。この問題を解決するために、太陽光発電プロジェクトの開発を加速するための証券化が提案されています。[87] [97]たとえば、ソーラーシティは2013年に太陽光発電業界で最初の米国資産担保証券を提供しました。 [98]
他の
太陽光発電は、エアコンの使用頻度が高い電力システムでは、ピーク需要に近い（ピーク需要に先行する）時間帯にも発電されます。大規模な太陽光発電の運用には、回転予備力という形でのバックアップが必要なため、日中の発電の限界費用は、太陽光発電が発電しているときに通常最も低くなりますが、ゼロにはなりません。これは、この論文の図 1 に示されています。[99]電力網に接続されたプライベート PV 施設を備えた住宅物件の場合、電気は夜間よりも日中の方が価値があるため、発電時間を含めると所有者は余分なお金を稼ぐことができる可能性があります。[100]
あるジャーナリストは2012年に、石炭火力発電による二酸化炭素排出量に1トンあたり50ドルの追加税を課すことでアメリカ人のエネルギー料金を強制的に引き上げれば、ほとんどの地域の消費者にとって太陽光発電がよりコスト競争力があるように見える可能性があると理論づけた。[84]
成長
太陽光発電は、世界的な文献調査で調査された7つの持続可能なエネルギーの中で最大の研究量を形成し、年間の科学的成果は2011年の9,094件から2019年には14,447件に増加しました。[101]
同様に、太陽光発電の応用も急速に拡大しており、世界の設置容量は2022年4月に1テラワットに達した。 [102]世界の太陽光発電容量による暦年の総発電量は現在500TWhを超えている。これは世界の電力需要の2％に相当し、ブラジルやインドなど100か国以上で太陽光発電が利用されている。[103] [104]中国に次いで米国と日本が続いているが、かつて世界最大の生産国 だったドイツでは設置が鈍化している。
ホンジュラスは2019年に太陽光発電の割合が最も高く、14.8%でした。[105] 2019年現在、ベトナムの設置容量は東南アジアで最も高く、約4.5GWです。[106]ベトナムの年間設置率は1人あたり約90Wで、世界のリーダーの1つです。[106]寛大な固定価格買い取り制度（FIT）と税免除などの政府支援政策が、ベトナムの太陽光発電ブームを可能にした鍵でした。根本的な原動力には、エネルギー自給率を高めたいという政府の願望と、地域の環境品質に対する国民の要求が含まれます。[106]
主な障壁は送電網の容量が限られていることである。[106]
国際エネルギー機関のデータによると、中国は世界最大の太陽光発電容量を誇り、2022年には390GWの設備容量を持つ。これに対し、欧州連合（EU）の設備容量は約200GWである。[107]世界最大の太陽光発電容量を持つ他の国には、米国、日本、ドイツなどがある。
2017年には、2030年までに世界の太陽光発電設備容量は3,000～10,000GWになる可能性があると考えられていました。[94] グリーンピースは2010年に、2030年までに世界中の1,845GWの太陽光発電システムが年間約2,646TWhの電力を生成し、2050年までに全電力の20%以上が太陽光発電で供給される可能性があると主張しました。[109]
アプリケーション
ソーラーパネルや太陽光発電の実用的な用途は、あらゆる技術分野に及びます。農業分野での灌漑用電源としての使用から、遠隔地の医療施設での医療用品の冷蔵まで、さまざまな用途があります。その他の用途には、さまざまな規模の発電や、住宅や公共インフラへの統合の試みなどがあります。太陽光発電システムでは、PV モジュールが使用され、さまざまな電気機器が含まれています。
太陽光発電システム
太陽光発電システム、またはソーラー PV システムは、太陽光発電によって使用可能な太陽エネルギーを供給するように設計された電力システムです。太陽光を吸収して直接電気に変換するソーラーパネル、電流を DC から AC に変換するソーラーインバータ、マウント、ケーブル、およびその他の電気アクセサリなど、いくつかのコンポーネントの配置で構成されています。PV システムは、数キロワットから数十キロワットの容量を持つ小型の屋上設置型または建物一体型システムから、数百メガワットの大規模な発電所まで多岐にわたります。今日では、ほとんどの PV システムはグリッド接続されており、スタンドアロンシステムは市場のごく一部を占めるだけです。
フォトセンサー
光センサは光やその他の電磁放射線のセンサです。[110] 光検出器には光子を電流に変換するp-n接合があります。吸収された光子は空乏領域で電子と正孔の対を作ります。フォトダイオードとフォトトランジスタは光検出器の例です。 太陽電池は吸収された光エネルギーの一部を電気エネルギーに変換します。
実験技術
結晶シリコン太陽光発電はPVの一種に過ぎず、現在生産されている太陽電池の大部分を占めていますが、将来のエネルギー需要を満たすために拡大される可能性のある多くの新しい有望な技術があります。2018年現在、結晶シリコンセル技術は、単結晶、多結晶、モノPERC、両面など、いくつかのPVモジュールタイプの基礎となっています。[111]
もう一つの新しい技術である薄膜PVは、半導体特性を持つ鉱物であるペロブスカイトの半導体層を真空中で基板上に堆積させることによって製造される。基板はガラスかステンレス鋼であることが多く、これらの半導体層はテルル化カドミウム（CdTe）、二セレン化銅インジウム（CIS）、二セレン化銅インジウムガリウム（CIGS）、アモルファスシリコン（a-Si）など多くの種類の材料でできている。基板上に堆積された後、半導体層はレーザースクライビングによって分離され、電気回路によって接続される。[112] [113]ペロブスカイト太陽電池は非常に効率的な太陽エネルギー変換器であり、光起電目的に優れた光電子特性を持っているが、実験室サイズのセルから大面積モジュールへのアップスケール化はまだ研究段階である。[114]薄膜太陽電池は、シリコンベースのウエハーに比べて必要な材料が少なく、モジュールの製造コストも低いため、将来的には魅力的なものになる可能性がある。[115] 2019年にはオックスフォード大学、スタンフォード大学などの大学の研究室で、効率20～25%のペロブスカイト太陽電池が報告された。[116]
CIGS
銅インジウムガリウムセレン（CIGS）は、銅インジウムセレン（CIS）系の黄銅鉱型半導体をベースとした薄膜太陽電池である。CISとCIGSは、CIS/CIGSコミュニティでは互換的に使用されることが多い。セル構造は、基板としてソーダ石灰ガラス、背面コンタクトとしてMo層、吸収層としてCIS/CIGS、バッファ層として硫化カドミウム（CdS）またはZn（S、OH）x、前面コンタクトとしてZnO：Alを含む。[117] CIGSは、従来のシリコン太陽電池技術の約1/100の厚さである。組み立てに必要な材料は容易に入手可能で、太陽電池1ワットあたりのコストも低い。CIGSベースの太陽光発電デバイスは、経時的な性能低下に強く、現場で非常に安定している。
報告されているCIGSの地球温暖化係数の影響は、異なる日射量（1,700～2,200 kWh/m 2 /年）および電力変換効率（7.8～9.12%）に対して、発電量1kWhあたり20.5～58.8グラムCO 2 換算値です。[ 118] EPBTは0.2～1.4年の範囲ですが、[71] EPBTの調和値は1.393年であることがわかりました。[58] CIGSモジュールのバッファ層にはカドミウムとガリウムが含まれているため、毒性が問題になります。[53] [119] CISモジュールには重金属は含まれていません。
ペロブスカイト太陽電池
ペロブスカイト太陽電池（PSC）は、ペロブスカイト構造の化合物、最も一般的にはハイブリッド有機無機鉛またはスズハロゲン化物ベースの材料を光捕集活性層として含む太陽電池の一種です。 [120] [121]メチルアンモニウム鉛ハロゲン化物や全無機セシウム鉛ハロゲン化物などのペロブスカイト材料は、生産コストが安く、製造が簡単です。
これらの材料を使用した実験室規模のデバイスの太陽電池効率は、単接合アーキテクチャでは2009年の3.8% [122]から2021年には25.7% [123] [124]に、シリコンベースのタンデムセルでは29.8% [123] [125]に向上し、単接合シリコン太陽電池で達成された最大効率を超えています。したがって、ペロブスカイト太陽電池は、2016年時点で最も急速に進歩している太陽光技術です[アップデート]。[120] ペロブスカイト太陽電池は、さらに高い効率と非常に低い製造コストを達成する可能性があり、商業的に魅力的になっています。中核的な問題と研究対象には、短期および長期の安定性が含まれます。[126]色素増感太陽電池
色素増感太陽電池（DSC）は、新しい薄膜太陽電池です。これらの太陽電池は、他の光起電技術よりも周囲光下で良好に動作します。これらは、2つの電荷輸送材料の間にある増感色素に光が吸収されることで機能します。色素は、焼結ネットワーク内のTiO 2 ナノ粒子を取り囲んでいます。 [127] TiO 2は、n型半導体の伝導帯として機能します。装飾された色素分子の足場であり、励起中に電子を輸送します。TiO 2 DSC技術の場合、高温でサンプルを準備すると、より適切なテクスチャ特性が得られるため、非常に効果的です。DSCの別の例としては、TMBY（4,4',6,6'-テトラメチル-2,2'ビピリジン）との酸化還元シャトルとしてのCu（II / I）との銅錯体があります。DSCは、人工光と屋内光で優れた性能を示します。 200ルクスから2,000ルクスの範囲では、これらのセルは最大効率29.7％の条件で動作します。[128]
しかし、DSCには問題があり、その多くは液体電解質に起因しています。溶媒は有害であり、ほとんどのプラスチックに浸透します。液体であるため、温度変化に不安定で、低温では凍結し、高温では膨張して故障の原因となります。[129]もう1つの欠点は、太陽電池は効率が低いため、大規模なアプリケーションには適していないことです。DSCの利点のいくつかは、さまざまな光レベル（曇りの状態を含む）で使用できること、製造コストが低いこと、日光の下でも劣化しないことで、他のタイプの薄膜太陽電池よりも寿命が長いことです。
OPV
将来的に考えられるその他の太陽光発電技術としては、有機、色素増感、量子ドット太陽電池などがある。[130]有機太陽電池（OPV）は薄膜製造のカテゴリーに分類され、通常は12％前後の効率範囲で動作するが、これはシリコンベースのPVで一般的に見られる12～21％よりも低い。有機太陽電池は非常に高い純度を必要とし、比較的反応性が高いため、カプセル化する必要があるため、製造コストが大幅に増加し、大規模なスケールアップには適さない。色素増感PVはOPVと効率は似ているが、製造がはるかに簡単である。しかし、これらの色素増感太陽電池は、液体電解質が有毒であり、セルに使用されているプラスチックに浸透する可能性があるため、保管に問題がある。量子ドット太陽電池は溶液処理されるため、潜在的にスケーラブルであるが、現在のところ効率は12％でピークに達している。[114]
有機およびポリマー光起電（OPV）は比較的新しい研究分野です。従来のOPVセル構造層は、半透明電極、電子ブロック層、トンネル接合、正孔ブロック層、電極で構成され、太陽光は透明電極に当たります。OPVは電極材料として銀を炭素に置き換え、製造コストを下げ、より環境に優しいものにしています。[131] OPVは柔軟で軽量であり、大量生産のためのロールツーロール製造に適しています。[132] OPVは「非常に低い処理温度と周囲の処理条件のみを使用して、エネルギー回収時間を可能にするシンプルな印刷装置で、非常に低い内包エネルギーと結合した豊富な元素のみを使用します」。[133]現在の効率は1〜6.5％の範囲ですが、[56] [134]理論分析では10％を超える効率が期待されています。[133]
OPVには、各層に異なる材料を使用したさまざまな構成があります。OPV技術は、現在のところ運用寿命が短いにもかかわらず、EPBTの点では既存のPV技術に匹敵します。2013年の研究では、効率がすべて2％の12の異なる構成を分析し、1m 2のPVのEPBTは0.29年から0.52年の範囲でした。[135] OPVの平均CO 2 -eq/kWhは54.922グラムです。[136]
熱光起電
熱光起電（TPV）エネルギー変換は、光子を介して熱から電気に直接変換するプロセスです。基本的な熱光起電システムは、熱放射を放出する高温物体と、太陽電池に似ているが高温物体から放出されるスペクトルに合わせて調整された光起電セルで構成されています。 [137]
TPV システムは一般に太陽電池よりも低い温度で動作するため、効率は低くなる傾向があります。非シリコン材料をベースにした多接合セルを使用してこれを相殺することは一般的ですが、通常は非常に高価です。このため、TPV は現在、宇宙船の電力や、蒸気タービンなどの大規模システムからの廃熱収集などのニッチな役割に限定されています。ソーラーモジュールの調整
太陽の天頂距離がゼロより大きい場合は、複数のソーラー モジュールをタワーに垂直に重ねて取り付けることもできます。タワー全体を水平に回転させるとともに、各モジュールを水平軸を中心に回転させることができます。このようなタワーでは、モジュールは太陽を正確に追跡できます。このような装置は、回転可能なディスクに取り付けられた梯子として説明できます。梯子の各ステップは、長方形のソーラー パネルの中央軸です。太陽の天頂距離がゼロに達した場合は、ソーラー モジュールが下のモジュールに影を落とすのを避けるために、「梯子」を北または南に回転させることができます。正確に垂直なタワーの代わりに、軸が北極星に向けられているタワーを選択することもできます。つまり、軸は地球の自転軸と平行です。この場合、軸と太陽の間の角度は常に 66 度よりも大きくなります。1 日中、太陽を追跡するには、パネルをこの軸を中心に回転させるだけで済みます。設備は地上設置型（農業や放牧と一体化している場合もある）[138]や建物の屋根や壁に組み込まれる（建物一体型太陽光発電）場合もある。
土地が限られている場合、PVは浮体式太陽光発電として導入できます。2008年にファーニエンテワイナリーは、130の桟橋に994枚の太陽光発電パネルを設置し、ワイナリーの灌漑池に浮かべるという世界初の「浮体式太陽光発電」システムを開発しました。[139] [140]このシステムの利点は、パネルの温度が陸上よりも低く保たれ、太陽エネルギーの変換効率が高くなることです。また、浮体式パネルは蒸発による水損失を減らし、藻類の繁殖を抑制します。[141]
集光型太陽光発電は、従来の平板型 PV システムとは異なり、レンズと曲面ミラーを使用して、小型で高効率な多接合太陽電池に太陽光を集光する技術です。これらのシステムでは、効率を高めるために太陽光追跡装置と冷却システムを 使用することもあります。
効率
2019年、米国コロラド州の国立再生可能エネルギー研究所で開発された多接合 集光型太陽電池を使用することで、太陽電池効率の世界記録47.1%が達成されました。 [142]集光なしで達成された最高の効率には、 2009年にシャープ株式会社が独自の三接合製造技術を使用して達成した35.8%の材料、[143]とボーイングスペクトロラボ（同じく三層設計を使用）の40.7%があります。
競争上の優位性を高めるために、PVセルとモジュールの変換効率を高める取り組みが進められています。太陽電池の効率を高めるには、太陽光スペクトルに一致する適切なバンドギャップを持つ半導体材料を選択することが重要です。これにより、電気的および光学的特性が向上します。電荷収集方法の改善も、効率を高めるのに役立ちます。開発中の材料にはいくつかのグループがあります。超高効率デバイス（η> 30％）[144]は、多接合タンデムセルを備えたGaAsおよびGaInP2半導体を使用して作られています。高品質の単結晶シリコン材料は、高効率で低コストのセル（η> 20％）を実現するために使用されています。
有機太陽電池（OPV）の最近の開発により、1980年代の導入以来、電力変換効率が3％から15％以上へと大幅に向上しました。[145]現在までに報告されている最高の電力変換効率は、小分子で6.7〜8.94％、ポリマーOPVで8.4〜10.6％、ペロブスカイトOPVで7〜21％です。[146] [147] OPVはPV市場で大きな役割を果たすと予想されています。最近の改良により、環境に優しく再生可能なまま、効率が向上し、コストが削減されました。
いくつかの企業は、スマートモジュールと呼ばれるパワーオプティマイザーをPVモジュールに組み込み始めています。これらのモジュールは、各モジュールごとに最大電力点追従（MPPT）を実行し、監視用の性能データを測定して、追加の安全機能を提供します。このようなモジュールは、モジュールの一部に影が落ちると、モジュール内の1つまたは複数のセルのストリングの電気出力が減少するシェーディング効果を補正することもできます。[148]
セルの性能低下の主な原因の 1 つは過熱です。太陽電池の効率は、温度が 1 度上昇するごとに約 0.5% 低下します。つまり、表面温度が 100 度上昇すると、太陽電池の効率は約半分に低下する可能性があります。自己冷却型太陽電池は、この問題の解決策の 1 つです。表面を冷却するためにエネルギーを使用する代わりに、シリカからピラミッド型や円錐型を形成し、太陽電池パネルの表面に取り付けることができます。これにより、可視光は太陽電池に到達しますが、赤外線(熱を運ぶ) は反射します。[149]
利点
- 生産における汚染とエネルギー
地球の表面に到達する太陽光は122 PWと豊富で、2005年に人類が消費した平均電力13 TWのほぼ10,000倍に相当します。 [150]この豊富さから、太陽エネルギーが世界の主要なエネルギー源になるのもそう遠くないと考えられます。[151]さらに、太陽放射は再生可能エネルギーの中で最も高い電力密度（世界平均170 W/m 2）を持っています。[150] [出典が必要]
太陽光発電は使用中に汚染物質を排出しないため、他のエネルギー源の代わりに使用した場合、汚染物質の排出を削減することができます。例えば、MITは、米国では石炭火力発電所の汚染により年間52,000人が早死にしていると推定しています[152]が、これらの死亡者のうち1人を除いてすべては、石炭の代わりに太陽光発電を使用することで防ぐことができます。[153] [154]生産終了時の廃棄物と排出物は、既存の汚染制御を使用して管理可能です。使用終了時のリサイクル技術が開発中であり[155]、生産者によるリサイクルを奨励する政策が策定されています。[156]
太陽光発電設備は、初期設置後はほとんどメンテナンスや介入なしに100年以上稼働することが理想的です[157] 。そのため、太陽光発電所を建設するための初期資本コストを除けば、運用コストは既存の電力技術と比較して非常に低くなります。
系統接続された太陽光発電は地元で使用できるため、送電/配電損失を削減できます（米国の送電損失は1995年には約7.2%でした）。[158]
- 太陽電池研究投資
化石燃料や原子力エネルギー源と比較すると、太陽電池の開発に投入された研究資金は非常に少なく、改善の余地がかなりある。しかし、実験的な高効率太陽電池は、集光型太陽光発電セルの場合、すでに40％以上の効率を達成しており[159]、効率は急速に上昇し、量産コストは急速に低下している[160] 。
- 住宅補助金
米国の一部の州では、住宅所有者が引っ越し、買い手が売手よりもシステムに価値を置かなかった場合、住宅設置型システムへの投資の多くが無駄になる可能性がある。バークレー市は、住宅とともに譲渡される税評価額を太陽光パネルの費用として追加することで、この制限を取り除く革新的な資金調達方法を開発しました。[161]現在、 PACE（Property Assessed Clean Energy）として知られ、米国の30州がこの解決策を模倣しています。[162]
デメリット
- 電力網への影響
ビハインドザメーター屋上太陽光発電システムの場合、エネルギーの流れは双方向になります。地元での発電量が消費量を上回る場合、電気は送電網に輸出され、ネットメータリングが可能になります。しかし、電力網は伝統的に双方向のエネルギー転送に対応するように設計されておらず、技術的な問題が発生する可能性があります。これらのPV住宅からネットワークに電気が流れ込むと、過電圧の問題が発生する可能性があります。[163]過電圧の問題を管理するための解決策としては、PVインバータの力率の調整、電力分配器レベルでの新しい電圧およびエネルギー制御機器、電線の再導体化、需要側管理などがあります。これらの解決策には、多くの場合、制限とコストが伴います。
日中の発電量が多いと純発電需要は減少しますが、日没時のピーク純需要が高まると、発電所の急速な増加が必要になる可能性があり、ダックカーブと呼ばれる負荷プロファイルが生成されます。
- 電気料金管理とエネルギー投資への影響
電気やエネルギーの需要と料金の管理には特効薬はありません。なぜなら、顧客（サイト）はそれぞれ異なる特定の状況、例えば、異なる快適性/利便性のニーズ、異なる電気料金、または異なる使用パターンを持っているからです。電気料金には、毎日のアクセスとメーター料金、エネルギー料金（kWh、MWh に基づく）、またはピーク需要料金（例えば、1 か月の最高の 30 分間のエネルギー消費に対する料金）などのいくつかの要素があります。オーストラリアやドイツのように電気料金がかなり高く、継続的に上昇している場合、PV はエネルギー料金を削減するための有望な選択肢です。しかし、ピーク需要料金が設定されているサイトでは、住宅地など、ピーク需要が主に午後遅くから夕方にかけて発生する場合、PV はあまり魅力的ではないかもしれません。全体的に、エネルギー投資は主に経済的な決定であり、運用改善、エネルギー効率、オンサイト発電、エネルギー貯蔵のオプションの体系的な評価に基づいて投資決定を行う方がよいでしょう。[164] [165]
参照
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