Film photovoltaïque

Le tellurure de cadmium (CdTe) est la technologie à couches minces prédominante. Avec environ 5 % de la production photovoltaïque mondiale, elle représente plus de la moitié du marché des couches minces. L'efficacité en laboratoire de la cellule a également augmenté de manière significative ces dernières années et est comparable à celle des couches minces CIGS et proche de l'efficacité du silicium multicristallin depuis 2013[1]^:24–25 - [5]. En outre, le CdTe a le gain énergétique net (en) le plus bas de toutes les technologies photovoltaïques produites en série, qui peut se révéler être de huit mois dans certains endroits favorables^:31[1].

Bien que la toxicité du cadmium ne soit pas vraiment un problème et que les préoccupations environnementales aient leur solution avec le recyclage des modules CdTe en fin de vie[9], il subsiste des incertitudes[10] et l'opinion publique reste sceptique quant à cette technologie[11] - [12]. L'utilisation de matériaux rares peut également devenir un facteur limitant de l'évolutivité industrielle de la technologie des couches minces CdTe. La rareté du tellure, dont le tellurure est la forme anionique, est comparable à celle du platine dans la croûte terrestre et contribue de manière significative au coût du module[13].

${\displaystyle {\begin{pmatrix}\mathrm {Cu} \\\mathrm {Ag} \\\mathrm {Au} \end{pmatrix}}{\begin{pmatrix}\mathrm {Al} \\\mathrm {Ga} \\\mathrm {In} \end{pmatrix}}{\begin{pmatrix}\mathrm {S} \\\mathrm {Se} \\\mathrm {Te} \end{pmatrix}}_{2}}$

Combinaisons possibles d'éléments du groupe (XI, XIII, XVI) du tableau périodique qui donnent un composé présentant l'effet photovoltaïque : Cu, Ag, Au - Al, Ga, In - S, Se, Te.

Une cellule solaire au séléniure de cuivre, d'indium et de gallium ou une cellule CIGS utilise un absorbeur en cuivre, indium, gallium, séléniure (CIGS), tandis que les variantes sans gallium du matériau semi-conducteur sont abrégées CIS. Il s'agit de l'une des trois technologies courantes de couches minces, avec une efficacité en laboratoire supérieure à 20 % et une part de 2 % sur le marché global du PV en 2013[14]. Les méthodes conventionnelles de fabrication utilisent le processus sous vide, et la co-évaporation et la pulvérisation. En 2008, IBM et Tokyo Ohka Kogyo Co. Ltd. (TOK) ont annoncé qu'ils avaient développé un nouveau processus de fabrication basé sur des solutions, sans mise sous vide, pour les cellules CIGS et visaient des rendements de 15 % et au-delà[15].

L'imagerie hyperspectrale a été utilisée pour caractériser ces cellules. Des chercheurs de l'IRDEP (Institut de Recherche et Développement en Énergie Photovoltaïque) en collaboration avec Photon etc.¸ ont pu déterminer le dédoublement du niveau de quasi-Fermi avec une cartographie de photoluminescence tandis que les données d'électroluminescence ont été utilisées pour dériver l'efficacité quantique externe (EQE)[16] - [17]. En outre, grâce à une expérience de cartographie par courant induit par faisceau lumineux (LBIC), l'EQE d'une cellule solaire CIGS microcristalline a pu être déterminé en tout point du champ de vision[18].

En avril 2019, l'efficacité record de conversion pour une cellule CIGS de laboratoire a été établie à 22,9 %[19].

Trois types de cellules à base de silicium dominent :

• Les cellules de silicium amorphe
• Les cellules tandem amorphes / microcristallines (micromorphe)
• Le silicium polycristallin en couche mince sur verre[20].

Ligne de production solaire photovoltaïque roll-to-roll United Solar Ovonic d'une capacité annuelle de 30 MW

Le silicium amorphe (a-Si) est une forme allotropique non cristalline de silicium et la technologie de couches minces la plus développée à ce jour. Le silicium en couches minces est une alternative au silicium cristallin conventionnel sur tranche (ou masse). Bien que les cellules sur films CdTe et CIS à base de chalcogénure aient produit des résultats prometteurs en laboratoire, l'industrie garde toujours de l'intérêt pour le procédé sur film de silicium. Les dispositifs à base de silicium présentent moins de problèmes que les procédés concurrents : CdTe a à craindre la toxicité et l'humidité et les cellules CIS, les forts coûts de revient dus à la complexité des matériaux. À cela, il faut rajouter la résistance politique à l'utilisation de matériaux non écologiques dans la production d'énergie solaire, qui ne concerne pas le silicium standard.

Film aérospatial photovoltaïque solaire flexible de la société United Solar Ovonic

Ce type de cellule en couche mince est principalement fabriqué par une technique appelée dépôt chimique en phase vapeur assisté par plasma. Il utilise un mélange gazeux de silane (SiH₄) et d'hydrogène pour déposer une très fine couche de seulement 1 micromètre (µm) de silicium sur un substrat, tel que du verre, du plastique ou du métal, préalablement recouvert d'une couche d'oxyde conducteur transparent. D'autres procédés sont utilisés pour déposer du silicium amorphe sur un substrat comme les techniques de pulvérisation et de dépôt chimique en phase vapeur avec un fil chaud[21].

Le silicium amorphe (a-Si) cumule les qualités, en tant que matériau pour les cellules solaires, car il est abondant et non toxique. De plus, il nécessite une température de traitement basse et permet une production évolutive sur un substrat flexible et peu coûteux avec peu de matériau de silicium requis. De surcroit sa bande interdite de 1,7 électronvolt (eV) est large et absorbe également une très large gamme du spectre lumineux, depuis l'infrarouge à certains ultraviolets et fonctionne très bien à faible lumière. La cellule génère de l'énergie même tôt le matin, ou en fin d'après-midi et les jours nuageux et pluvieux, à la différence des cellules conventionnelles c-Si, nettement moins efficaces en lumière du jour diffuse et indirecte.

Cependant, une cellule a-Si subit une baisse significative d'efficacité de 10 à 30 % au cours des six premiers mois de fonctionnement. C'est ce qu'on appelle l'effet Staebler-Wronski - une perte singulière de puissance électrique due aux changements de photoconductivité et de conductivité dans l'obscurité en raison de l'exposition prolongée à la lumière du soleil. Cette dégradation, parfaitement réversible grace à un recuit ou une chauffe au-dessus de 150 °C, n'impacte pas les cellules solaires c-Si conventionnelles.

La structure électronique de base est la jonction p-i-n (d'une diode PIN). La structure amorphe du a-Si implique un désordre inhérent élevé et des liaisons pendantes, ce qui en fait un mauvais conducteur pour les porteurs de charge. Ces liaisons agissent comme des centres de recombinaison qui réduisent sévèrement la durée de vie des porteurs. Une structure p-i-n est généralement utilisée plutôt qu'une structure n-i-p. En effet, la mobilité des électrons dans le silicium amorphe hydrogéné (SiaH ou (en) a-Si:H) est environ une ou deux grandeurs de plus que celle des trous[22], et donc le taux de collecte des électrons se déplaçant du contact de type n vers le contact de type p est meilleur que celui des trous se déplaçant du contact de type p vers le contact de type n. Par conséquent, la couche de type p doit être placée en haut, là où l'intensité lumineuse est la plus forte, afin que la majorité des porteurs de charge traversant la jonction soient des électrons[23].

Un film de silicium amorphe peut être combinée avec des couches d'autres formes allotropiques de cet élément pour produire une cellule solaire à jonctions multiples. Lorsque deux couches jonctions p-n sont combinées, on parle de cellule en tandem. En empilant ces couches les unes sur les autres, une gamme plus large du spectre lumineux est absorbée, améliorant ainsi l'efficacité globale de la cellule.

Dans le silicium micromorphe, une couche de silicium microcristallin (μc-Si) est combinée avec du silicium amorphe, créant une cellule en tandem. La couche a-Si supérieure absorbe la lumière visible, laissant la partie infrarouge à la couche μc-Si inférieure. Le concept de cellules micromorphes empilées provient de l'Université de Neuchâtel en Suisse[24]déploie une efficacité de module de 12,24 % et ce qui a été certifié de manière indépendante en juillet 2014[25].

Étant donné que toutes les couches sont en silicium, elles peuvent être fabriquées par dépôt chimique en phase vapeur assisté par plasma, la bande interdite du a-Si étant de 1,7 eV et celle du c-Si de 1,1 eV. La couche c-Si peut absorber la lumière rouge et infrarouge. Le meilleur rendement peut être obtenu à la transition entre a-Si et c-Si. Comme le silicium nanocristallin (nc-Si) possède à peu près la même bande interdite que le c-Si, il peut remplacer le c-Si[26].

Le silicium amorphe peut aussi être assemblé avec du silicium protocristallin (pc-Si) dans une cellule en tandem. La forme protocristalline est optimale avec une faible fraction volumique de silicium nanocristallin pour une tension de circuit ouvert élevée[27]. Toutefois ces types de silicium montrent des liaisons pendantes et torsadées, entraînant une certaine défectuosité (niveaux d'énergie dans la bande interdite) ainsi qu'une déformation des bandes de valence et de conduction (bandes de queue).

Le silicium polycristallin en couches minces peut être imprimé sur du verre et cela peut combiner les avantages du silicium massif avec ceux des dispositifs en couches minces. Ces modules sont fabriqués en déposant un revêtement antireflet et du silicium dopé sur des substrats texturés en verre par dépôt chimique en phase vapeur assisté par plasma (PECVD). La texture du verre améliore l'efficience photovoltaïque d'environ 3 % en réduisant la quantité de lumière incidente réfléchie par la cellule solaire et en piégeant la lumière à l'intérieur. Le film de silicium est cristallisé lors d'une phase de recuit à des températures entre 400 et 600 °C, où il se transforme en silicium polycristallin.

Ces dispositifs récents présentent des rendements de conversion d'énergie de 8 % et des rendements de fabrication élevés supérieurs à 90 %. Le silicium cristallin sur verre (CSG), où le silicium polycristallin mesure 1 à 2 µm, est réputé pour sa stabilité et sa durabilité ; l'utilisation de techniques des couches minces contribue également à réduire les coûts par rapport au photovoltaïque massif d'autant que ces modules ne nécessitent pas une couche d'oxyde conducteur transparent. Cela simplifie d'autant le processus industriel : non seulement cette étape peut être ignorée, mais l'omission de la couche d'oxyde simplifie beaucoup l'élaboration d'un schéma de contact. Ces deux avantages allègent logiquement le coût de production. Malgré les nombreux avantages par rapport à une conception alternative, les estimations des coûts de production par unité de surface montrent que ces dispositifs sont comparables aux cellules en film amorphe à jonction unique[28].

L'arséniure de gallium (GaAs) est un semi-conducteur à bande interdite directe III-V et reste un matériau très courant pour les cellules solaires monocristallines en couche mince. Les cellules solaires à base de GaAs demeurent parmi les cellules solaires en film les plus performantes en raison de leurs propriétés exceptionnelles de résistance à la chaleur et de leurs rendements élevés[29]. Depuis 2019, les cellules GaAs monocristallines sont les meilleures de toutes les cellules solaires à jonction unique avec une efficacité de 29,1 %[30]. Cette cellule a atteint ce rendement record grace à l'adjonction d'un miroir sur la surface arrière pour en augmenter l'absorption des photons, de ce fait la densité de courant de court-circuit impressionnante atteint une valeur de tension en circuit ouvert proche de la limite Shockley-Queisser[31]. En théorie, les cellules solaires GaAs ont presque atteint leur efficacité maximale, bien que des améliorations puissent encore être apportées avec des stratégies de piégeage de la lumière[32].

Les couches minces d'arséniure de gallium sont le plus souvent fabriquées en utilisant la croissance épitaxiale du semi-conducteur sur un matériau de substrat. La technique du décollement épitaxial (ELO) — utilisée depuis 1978 —, s'est avérée la plus prometteuse et la plus efficace. Dans ce procédé, le film est décollé du substrat en gravant sélectivement une couche sacrifiée, placée entre le film épitaxial et le substrat[33]. La couche de GaAs et le substrat ressortent peu détériorés à la suite de la séparation, permettant la réutilisation de ce substrat hôte[34]. La réutilisation est limitée à un certain nombre d'utilisation mais permet une conséquente réduction des coûts de fabrication[32]. Ce processus demeure toutefois relativement coûteux et des recherches sont toujours en cours pour trouver des moyens plus rentables de faire croître la couche de film épitaxial sur un substrat.

Malgré les hautes performances des cellules à couches minces GaAs, les coûts élevés des matériaux entravent leur capacité à être adoptées à grande échelle dans l'industrie des cellules solaires. L'arséniure de gallium est plus couramment utilisé dans les cellules solaires multi-jonctions pour les panneaux solaires des engins spatiaux, car le rapport puissance/poids plus favorable réduit les coûts de l'énergie solaire spatiale au lancement (cellules InGaP /(In)GaAs/Ge). Ils sont également utilisés dans la technologie photovoltaïque à concentration, mieux adaptée aux endroits peu éclairés. Les concentrateurs sont de lentilles optiques pour rassemblent la lumière du soleil sur une cellule solaire GaAs beaucoup plus petite et donc moins chère.

Les réalisations dans la recherche sur les cellules à pérovskite ont reçu une attention considérable du public, car leur efficacité en laboratoire a récemment dépassé les 20 %. Elles offrent également un large champ d'applications à faible coût[35] - [36] - [37]. De plus, la technologie émergente du photovoltaïque à concentrateur (CPV), utilise des cellules solaires multi-jonctions à haut rendement en combinaison avec des lentilles optiques et un système de suivi.

En 2022, des cellules solaires semi-transparentes aussi grandes que des fenêtres ont fait leur apparition[38], à la suite des performances record en laboratoire d'un dispositif très transparent en 2020[39] - [40]. Toujours en 2022, d'autres chercheurs ont signalé la fabrication de cellules solaires avec une transparence visible moyenne record de 79 %, les rendant presque invisibles[41] - [42].

En 2013, les technologies des films photovoltaïques représentaient environ 9 % du déploiement mondial, tandis que 91 % étaient détenus par le silicium cristallin (mono-Si et multi-Si). Avec 5 % du marché global, CdTe détient plus de la moitié du marché des couches minces, laissant 2 % pour les CIGS et silicium amorphe[1]^:18–19.

Plusieurs fabricants de premier plan n'ont pas pu supporter la pression causée par les progrès de la technologie c-Si conventionnelle de ces dernières années. La société Solyndra a cessé toute activité commerciale et a déposé le bilan du chapitre 11 en 2011, et Nanosolar, également fabricant de CIGS, a fermé ses portes en 2013. Bien que les deux sociétés aient produit des cellules solaires CIGS, il a été souligné que l'échec n'était pas dû à la technologie mais plutôt aux entreprises elles-mêmes, utilisant une architecture défectueuse, comme, par exemple, les substrats cylindriques de Solyndra[55].En 2014, le coréen LG Electronics a mis fin à ses recherches sur la restructuration de son activité solaire par CIGS, et Samsung SDI a décidé de cesser la production de CIGS, tandis que le fabricant chinois de PV Hanergy devrait augmenter la capacité de production de ses modules CIGS à 15,5 % d'efficacité en 650 mm × 1 650 mm[56] - [57]. L'un des plus grands producteurs de photovoltaïque CI(G)S est la société japonaise Solar Frontier avec une capacité de fabrication à l'échelle du gigawatt[58].

Un des principaux fabricants de CdTe, la société First Solar, a construit plusieurs des plus grandes centrales solaires au monde, telles que la ferme solaire Desert Sunlight et la ferme solaire Topaz, toutes deux dans le désert californien avec une capacité de 550 MW chacune, ainsi que la centrale solaire de 102 mégawatts de Nyngan en Australie, la plus grande centrale photovoltaïque de l'hémisphère sud, mise en service en 2015[59].

En 2011, GE a annoncé son intention de dépenser 600 $ millions sur une nouvelle usine de cellules solaires CdTe et entrer sur ce marché[60], et en 2013, First Solar a acheté le portefeuille de propriété intellectuelle à couches minces CdTe de GE et a formé un partenariat commercial[61]. En 2012, Abound Solar, un fabricant de modules au tellurure de cadmium, a fait faillite[62].

En 2012, l'américain ECD solar, autrefois l'un des principaux fabricants mondiaux de technologie de silicium amorphe (a-Si), a déposé le bilan. Swiss OC Oerlikon a cédé sa division solaire qui produisait des cellules tandem a-Si/μc-Si à Tokyo Electron Limited[63] - [64].

Parmi les autres sociétés qui ont quitté le marché des couches minces de silicium amorphe, citons DuPont, BP, Flexcell, Inventux, Pramac, Schuco, Sencera, EPV Solar[65], NovaSolar (anciennement OptiSolar)[66] et Suntech Power qui a cessé de fabriquer des modules a-Si en 2010 pour se concentrer sur les panneaux solaires conventionnels en silicium. En 2013, Suntech a déposé le bilan en Chine[67] - [68]. En août 2013, le prix des cellules en couches minces a-Si et a-Si/µ-Si a chuté à 0,36 € et 0,46 €, respectivement[69] (environ 0,50 $ et 0,60 $) par watt[70].