Le photovoltaïque au tellurure de cadmium (CdTe) est une technologie photovoltaïque (PV) basée sur l’utilisation du tellurure de cadmium, une couche mince de semi-conducteurs conçue pour absorber et convertir la lumière solaire en électricité. Le tellurure de cadmium PV est la seule technologie à couches minces à moindre coût que les cellules solaires conventionnelles à base de silicium cristallin dans les systèmes à plusieurs kilowatts.
Sur la base du cycle de vie, le CdTe PV présente la plus faible empreinte carbone, la plus faible consommation d’eau et le plus court délai de récupération énergétique de toutes les technologies solaires. Le temps de retour énergétique de moins de un an de CdTe permet des réductions de carbone plus rapides sans déficits énergétiques à court terme.
La toxicité du cadmium est une préoccupation environnementale atténuée par le recyclage des modules CdTe à la fin de leur durée de vie, même si des incertitudes subsistent et que l’opinion publique reste sceptique à l’égard de cette technologie. L’utilisation de matériaux rares peut également devenir un facteur limitant l’évolutivité industrielle de la technologie CdTe à moyen terme. L’abondance 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.
Le photovoltaïque CdTe est utilisé dans certaines des plus grandes centrales photovoltaïques au monde, telles que la ferme solaire Topaz. Avec une part de 5,1% de la production photovoltaïque mondiale, la technologie CdTe représentait plus de la moitié du marché des couches minces en 2013. La société First Solar, basée à Tempe, en Arizona, est un important fabricant de technologie CdTe.
Contexte
La technologie PV dominante a toujours été basée sur des plaquettes de silicium cristallin. Les films minces et les concentrateurs ont été les premières tentatives pour réduire les coûts. Les films minces sont basés sur l’utilisation de couches de semi-conducteurs plus fines pour absorber et convertir la lumière solaire. Les concentrateurs réduisent le nombre de panneaux en utilisant des lentilles ou des miroirs pour augmenter la lumière du soleil sur chaque panneau.
Le silicium amorphe est la première technologie de film mince largement développée. Cependant, cette technologie souffre de faibles rendements et de faibles taux de dépôt (entraînant des coûts d’investissement élevés). Au lieu de cela, le marché du PV a atteint quelque 4 gigawatts en 2007, le silicium cristallin représentant près de 90% des ventes. La même source a estimé qu’environ 3 gigawatts ont été installés en 2007.
Pendant cette période, le tellurure de cadmium et le diséléniure de cuivre-indium ou les alliages de CIS sont encore en développement. Ce dernier commence à être produit dans des volumes de 1 à 30 mégawatts par an en raison de l’efficacité très élevée et de l’efficacité des petites zones proches de 20% en laboratoire. L’efficacité des cellules CdTe approche les 20% en laboratoire avec un record de 22,1% en 2016.
Histoire [modifier]
La recherche en CdTe remonte aux années 1950, car sa bande interdite (~ 1,5 eV) correspond presque parfaitement à la distribution des photons dans le spectre solaire en termes de conversion en électricité. Une conception simple par hétérojonction a permis de faire correspondre le CdTe de type p avec le sulfure de cadmium (CdS) de type n. La cellule a été complétée en ajoutant des contacts supérieurs et inférieurs. Les premiers leaders en matière d’efficacité des cellules CdS / CdTe étaient GE dans les années 1960, puis Kodak, Monosolar, Matsushita et AMETEK.
En 1981, Kodak utilisait la sublimation rapprochée (CSS) et fabriquait les premiers 10% de cellules [de clarification nécessaires] et les premiers dispositifs multicellulaires (12 cellules, efficacité de 8%, 30 cm2). Monosolar et AMETEK ont utilisé l’électrodéposition, une méthode précoce très populaire. Matsushita a commencé par la sérigraphie mais, dans les années 1990, elle est passée à la CSS. Au début des années 1980, des cellules d’une efficacité de 10% de la lumière solaire à l’électricité ont été produites chez Kodak, Matsushita, Monosolar et AMETEK.
Une étape importante a été franchie lorsque les cellules ont été agrandies pour fabriquer des produits de plus grande surface appelés modules. Ces produits nécessitaient des courants plus élevés que les petites cellules et il a été constaté qu’une couche supplémentaire, appelée oxyde conducteur transparent (TCO), pourrait faciliter le mouvement du courant dans la partie supérieure de la cellule (au lieu d’une grille métallique). Un tel TCO, l’oxyde d’étain, était disponible pour d’autres utilisations (fenêtres à réflexion thermique). Plus conducteur pour le PV, l’oxyde d’étain est devenu et reste la norme dans les modules photovoltaïques CdTe.
CdTe cellules atteintes au-dessus de 15% [clarification nécessaire] en 1992 en ajoutant une couche tampon à la pile TCO / CdS / CdTe et ensuite dilué le CdS pour admettre plus de lumière. Chu a utilisé de l’oxyde d’étain résistif comme couche tampon et a ensuite aminci le CdS de plusieurs micromètres à moins d’un demi micromètre d’épaisseur. Le CdS épais, tel qu’il était utilisé dans les dispositifs antérieurs, bloquait environ 5 mA / cm2 de lumière, soit environ 20% de la lumière utilisable par un dispositif CdTe. La couche supplémentaire n’a pas compromis les autres propriétés du périphérique.
Au début des années 90, les autres acteurs ont connu des résultats mitigés. Golden Photon détient le record pour une courte période du meilleur module CdTe mesuré à NREL à 7,7% en utilisant une technique de dépôt par pulvérisation. Matsushita a réclamé une efficacité de 11% [clarification nécessaire] en utilisant CSS et a ensuite abandonné la technologie. Une efficacité et un destin similaires se sont finalement produits chez BP Solar. BP a utilisé l’électrodéposition (héritée de Monosolar par une voie détournée lorsqu’elle a acheté SOHIO, l’acquéreur de Monosolar). En novembre 2002, BP Solar a abandonné CdTe. Antec a réussi à produire environ 7% de modules, mais a fait faillite lorsqu’elle a commencé à produire commercialement en 2002, après une période de ralentissement rapide du marché.
Les start-ups du CdTe comprennent Calyxo (anciennement détenue par Q-Cells), PrimeStar Solar, à Arvada, au Colorado (acquise par First Solar auprès de GE), Arendi (Italie). Y compris Antec, leur production totale représente moins de 70 mégawatts par an. L’Empa, Laboratoire Fédéral Suisse d’Essais et de Recherche sur les Matériaux, se concentre sur le développement de cellules solaires CdTe sur des substrats flexibles et a démontré des rendements cellulaires de 13,5% et 15,6% respectivement pour les substrats souples en plastique et en verre.
SCI et First Solar [modifier]
Le succès commercial majeur a été réalisé par Solar Cells Incorporated (SCI). Son fondateur, Harold McMaster, envisageait des films minces peu coûteux fabriqués à grande échelle. Après avoir essayé le silicium amorphe, il est passé à CdTe sous l’impulsion de Jim Nolan et a fondé Solar Cells Inc., qui deviendra plus tard First Solar. McMaster a défendu CdTe pour son traitement à haut débit et à haut débit. La SCI est passée d’une adaptation de la méthode CSS à un transfert de vapeur. En février 1999, McMaster a vendu l’entreprise à True North Partners, qui l’a nommée First Solar.
À ses débuts, First Solar a connu des revers et les premiers gains d’efficacité des modules ont été modestes, environ 7%. Le produit commercial est devenu disponible en 2002. La production a atteint 25 mégawatts en 2005. La société a fabriqué à Perrysburg, en Ohio et en Allemagne. En 2013, First Solar a acquis la technologie des panneaux solaires à couches minces de GE en échange d’une participation de 1,8% dans la société. Aujourd’hui, First Solar fabrique plus de 3 gigawatts avec un rendement moyen de 16,4% en 2016.
La technologie
Efficacité cellulaire
En août 2014, First Solar a annoncé un appareil avec une efficacité de conversion de 21,1%. En février 2016, First Solar a annoncé avoir atteint un rendement de conversion record de 22,1% dans ses cellules CdTe. En 2014, First Solar a également amélioré l’efficacité du module d’enregistrement de 16,1% à 17,0%. À l’heure actuelle, la société prévoyait que l’efficacité moyenne des modules de production pour ses systèmes CdTe PV serait de 17% d’ici 2017, mais en 2016, ils prévoyaient une efficacité du module plus proche de 19,5%.
Comme le CdTe a une bande interdite optimale pour les dispositifs à simple jonction, des rendements proches de 20% (comme ceux déjà montrés dans les alliages CIS) peuvent être obtenus dans des cellules CdTe pratiques.
Optimisation des processus [edit]
L’optimisation des processus a amélioré le débit et réduit les coûts. Les améliorations comprenaient des substrats plus larges (puisque les coûts d’investissement peuvent être réduits de façon sublinale et que les coûts d’installation peuvent être réduits), des couches plus fines (pour économiser matériaux, électricité et temps de traitement) et Les coûts du module CdTe 2014 étaient d’environ 72 dollars le 1 mètre carré (11 pieds carrés), soit environ 90 dollars par module.
Température ambiante [modifier]
Les rendements des modules sont mesurés dans des laboratoires à des températures d’essai standard de 25 ° C, mais dans les champs, les modules sont souvent exposés à des températures beaucoup plus élevées. Le coefficient de température relativement bas de CdTe protège les performances à des températures plus élevées. Les modules photovoltaïques CdTe bénéficient d’une réduction de moitié de la taille des modules en silicium cristallin, ce qui se traduit par une augmentation de la production d’énergie annuelle de 5 à 9%.
Suivi solaire [edit]
Presque tous les systèmes de modules photovoltaïques à couches minces à ce jour ont été utilisés pour le suivi non solaire, car la production des modules était trop faible pour compenser les coûts d’investissement et d’exploitation des systèmes de suivi. Mais les systèmes de suivi à axe unique relativement peu coûteux peuvent ajouter 25% de rendement par watt installé. De plus, en fonction du gain énergétique du Tracker, l’éco-efficacité globale du système PV peut être améliorée en réduisant les coûts du système et les impacts environnementaux. Ceci dépend du climat. Le suivi produit également un plateau de sortie plus régulier vers midi, correspondant mieux aux pics de l’après-midi.
Matériaux
Cadmium [modifier]
Le cadmium (Cd), un métal lourd toxique considéré comme une substance dangereuse, est un sous-produit de l’extraction, de la fusion et du raffinage des minerais sulfurés de zinc pendant le raffinage du zinc. Sa production ne dépend donc pas de la demande du PV. Les modules PV CdTe offrent une utilisation bénéfique et sûre du cadmium qui serait stocké pour une utilisation future ou éliminé dans des décharges en tant que déchets dangereux. Les sous-produits miniers peuvent être convertis en un composé CdTe stable et encapsulés en toute sécurité à l’intérieur des modules solaires PV CdTe pendant des années. Une forte croissance dans le secteur du CdTe PV pourrait réduire les émissions mondiales de cadmium en remplaçant la production d’électricité par le charbon et le pétrole.
Tellurium [modifier]
Les estimations de la production et des réserves de tellure (Te) sont sujettes à des incertitudes et varient considérablement. Le tellure est un métalloïde rare, faiblement toxique, principalement utilisé comme additif d’usinage dans l’acier. Te est presque exclusivement obtenu en tant que sous-produit du raffinage du cuivre, avec des quantités moindres provenant de la production de plomb et d’or. Seule une petite quantité, estimée à environ 800 tonnes par an, est disponible. Selon l’USGS, la production mondiale en 2007 était de 135 tonnes. Un gigawatt (GW) de modules photovoltaïques CdTe nécessiterait environ 93 tonnes métriques (avec les rendements et les épaisseurs actuels). Grâce à l’amélioration de l’efficacité des matériaux et au recyclage accru du PV, l’industrie du CdTe PV pourrait potentiellement compter sur le tellure à partir de modules recyclés en fin de vie d’ici 2038. Au cours de la dernière décennie, Xinju, Chine ainsi qu’au Mexique et en Suède. En 1984, les astrophysiciens ont identifié le tellure comme étant l’élément le plus abondant de l’univers ayant un numéro atomique supérieur à 40. Certaines crêtes sous-marines sont riches en tellure.
Chlorure de cadmium / chlorure de magnésium [modifier]
La fabrication d’une cellule CdTe comprend une fine couche de chlorure de cadmium (CdCl
2) augmenter l’efficacité globale de la cellule. Le chlorure de cadmium est toxique, relativement cher et très soluble dans l’eau, ce qui constitue une menace potentielle pour l’environnement pendant la fabrication. En 2014, la recherche a découvert que le chlorure de magnésium (MgCl
2) effectue aussi bien que le chlorure de cadmium. Cette recherche peut conduire à des cellules CdTe moins chères et plus sûres.
Sécurité [modifier]
À eux seuls, le cadmium et le tellure sont toxiques et cancérigènes, mais le CdTe forme un réseau cristallin très stable et est de plusieurs ordres de grandeur moins toxique que le cadmium. Les plaques de verre entourant le matériau CdTe prises en sandwich entre elles (comme dans tous les modules commerciaux) scellent pendant un feu et ne permettent aucune libération de cadmium. Toutes les autres utilisations et expositions liées au cadmium sont mineures et de même nature et de même ampleur que les expositions à d’autres substances de la chaîne de valeur PV, par exemple aux gaz toxiques, aux soudures au plomb ou aux solvants (la plupart .
Recyclage [modifier]
En raison de la croissance exponentielle du photovoltaïque, le nombre de systèmes PV installés dans le monde a considérablement augmenté. En 2005, First Solar a mis en place le premier programme global et complet de recyclage de l’industrie photovoltaïque. Ses installations de recyclage fonctionnent dans chacune des usines de First Solar et récupèrent jusqu’à 95% de matériaux semi-conducteurs pour être réutilisés dans de nouveaux modules. nouveaux produits en verre. Une analyse du cycle de vie du recyclage des modules CdTe par l’Université de Stuttgart a montré une réduction de la demande d’énergie primaire en fin de vie, de 81 MJ / m2 à -12 MJ / m2, soit une réduction de 93 MJ / m2 environ. de potentiel de réchauffement planétaire de 6 kg d’équivalent CO2 / m2 à -2,5 équivalent CO2 / m2, soit une réduction d’environ -8,5 équivalent CO2 / m2. Ces réductions montrent un changement très bénéfique dans le profil environnemental global du module photovoltaïque CdTe. L’ACV a également montré que les principaux contributeurs aux catégories d’impact environnemental considérées sont les produits chimiques et l’énergie requis dans le traitement des modules CdTe.
Limites de grains [modifier]
La limite des grains est l’interface entre deux grains d’un matériau cristallin et se produit lorsque deux grains se rencontrent. Ils sont un type de défaut cristallin. On suppose souvent que l’intervalle de tension en circuit ouvert observé en CdTe, par comparaison à la fois au GaAs monocristallin et à la limite théorique, peut être en quelque sorte attribuable aux joints de grains dans le matériau. Un certain nombre d’études ont toutefois suggéré que non seulement les GB ne sont pas préjudiciables à la performance, mais peuvent en fait être des sources de collecte de données améliorées. Ainsi, le rôle exact des joints de grains dans la limitation des performances des cellules solaires à base de CdTe reste peu clair et les recherches se poursuivent pour répondre à cette question.
La viabilité du marché
Le succès de la technologie photovoltaïque au tellurure de cadmium est dû au faible coût réalisable avec la technologie CdTe, rendu possible en combinant une efficacité adéquate et des coûts moindres pour les modules. Le coût de fabrication direct des modules photovoltaïques CdTe a atteint 0,57 dollar par watt en 2013, et le coût en capital par nouveau watt de capacité est proche de 0,9 dollar par watt (terrains et bâtiments inclus).
Systèmes notables [modifier]
Les solutions photovoltaïques CdTe à l’échelle des services publics seraient en mesure de concurrencer les sources de production de combustibles fossiles en fonction des niveaux d’irradiance, des taux d’intérêt et d’autres facteurs tels que les coûts de développement. formes d’énergie solaire:
Le projet Agua Caliente de 290 mégawatts (MW) de First Solar en Arizona est l’une des plus grandes centrales photovoltaïques jamais construites. Agua Caliente intègre les capacités de contrôle, de prévision et de planification énergétique de First Solar, qui contribuent à la fiabilité et à la stabilité du réseau.
La ferme solaire de 550 MW de Topaz, en Californie, a terminé la construction en novembre 2014 et était à l’époque la plus grande ferme solaire au monde.
Le projet de 13 MW de First Solar à Dubaï, exploité par la Dubai Electricity and Water Authority, est la première partie du parc solaire Mohammed bin Rashid Al Maktoum et était la plus grande centrale photovoltaïque de la région au moment de son achèvement en 2013.
Un système de 40 MW installé par le groupe Juwi dans le parc solaire de Waldpolenz, en Allemagne, au moment de son annonce, était le système photovoltaïque le plus vaste et le plus planifié au monde. Le prix était de 130 millions d’euros.
Un système de 128 MWp installé par Belectric à Templin, dans le Brandebourg, en Allemagne, est actuellement la plus grande installation photovoltaïque à couche mince en Europe (janvier 2015).
Pour la centrale photovoltaïque de 21 MW de Blythe, en Californie, un contrat d’achat d’électricité fixait le prix de l’électricité produite à 0,12 $ le kWh (après application de tous les incitatifs). Défini en Californie sous le nom de « prix de référence du marché », il définit le prix que le PUC paierait pour toute source d’énergie de pointe diurne, par exemple le gaz naturel. Bien que les systèmes photovoltaïques soient intermittents et ne puissent pas être acheminés de la même façon que le gaz naturel, les générateurs de gaz naturel présentent un risque de prix du carburant que la PV n’a pas.
Un contrat pour deux mégawatts d’installations sur les toits avec Southern California Edison. Le programme SCE est conçu pour installer 250 MW à un coût total de 875 millions de dollars (en moyenne 3,5 dollars / watt), après les incitations.