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Les technologies de cellules solaires photovoltaïques

Les technologies cristallines à base de silicium (multicristallin et monocristallin) sont de loin les plus utilisées aujourd’hui mais les technologies "couches minces", en particulier CIS et CdTe se développent de plus en plus sur le marché. D’autres filières basées sur l’utilisation de colorants ou de matériaux organiques, encore à leur balbutiements, promettent un bel avenir à l’énergie photovoltaïque.


Sommaire :

La cellule solaire photovoltaïque

Structure d’une cellule photovoltaïque (crédit : NREL) - JPEG - 16.5 ko
Structure d’une cellule photovoltaïque (crédit : NREL)

La cellule solaire, élément unitaire d’un module photovoltaïque, est aussi l’élément actif dans lequel se produit l’effet photovoltaïque. Celui-ci permet au matériau de cellule de capter l’énergie lumineuse (photons) et de la transformer en énergie électrique caractérisée par un déplacement de charges, positives et négatives.

La caractéristique commune à toutes les technologies photovoltaïques est la mise en présence dans le matériau de la cellule d’un donneur et d’un accepteur d’électrons pour permettre ce déplacement de charges. Une fois transféré dans un circuit électrique extérieur, celui-ci prend la forme d’un courant électrique continu.

De manière générale, les cellules photovoltaïques peuvent être vues comme un empilement de matériaux :

  • la couche active ou l’absorbeur constituée d’un premier matériau accepteur d’électrons et d’un second matériau donneur d’électrons, formant une jonction donneur-accepteur ;
  • les contacts métalliques avant et arrièreconstituant les électrodes positive (+) et négative (–) chargées de collecter le courant généré ;
  • des couches supplémentaires comme un anti-reflet ou une couche plus fortement dopée permettant d’améliorer les performances de la cellule : meilleure absorption de la lumière, meilleure diffusion des porteurs de charges dans le matériau etc. Ainsi, ce qui différencie une technologie solaire d’une autre, c’est principalement la nature de l’absorbeur. De ses propriétés physico-chimiques dépendent les procédés de dépôt utilisés, la nature et les caractéristiques des autres composants de la cellule (anti-reflet, électrodes…) ainsi que son architecture globale : type de substrat, épaisseur, positionnement des électrodes etc.

Les principales technologies solaires photovoltaïques

On peut distinguer trois grandes familles de cellules solaires :

  • les cellules au silicium cristallin, pour lesquelles l’élément actif est le silicium dopé dans la masse. Bien que plus ancienne, cette technologie représente encore 90 % des parts de marché du fait de sa robustesse et de ses performances (rendement modules allant de 12 à 20 % pour une durée de vie de 30 ans environ) ainsi que des investissements importants qui lui ont été destinés, que ce soit pour la transformation du silicium, l’élaboration des cellules ou l’assemblage des modules.
  • les cellules à base de couches minces qui ont en commun le procédé de dépôt du matériau semiconducteur à faible épaisseur sur des substrats variés et donnant un aspect uni, produisant des modules de rendement légèrement inférieur (de 7 à 13 %). La part de marché pour l’ensemble de ces technologies est d’environ 10 % et reste relativement stable : ces filières ont perdu l’avantage de leur moindre coût de production avec les investissements massifs consentis dans le silicium au début des années 2000.
  • les cellules à base de photovoltaïque organique, segment sur lequel la recherche s’intensifie dans la perspective de produire des cellules à très bas coût pour des applications nouvelles. Leur principe de fonctionnement est basé sur les cellules à colorant de Michaël Grätzel avec des variations sur le type de matériaux utilisés. Avec des rendements de l’ordre de 3 à 5 %, leur point faible reste aujourd’hui encore leur durée de vie limitée.

Enfin, la famille des hybrides présentée sur l’illustration ci-dessous rassemble les cellules mettant en présence des technologies de natures différentes pour atteindre des rendements optimisés.

Classification des principales technologies de cellules solaires PV (source : Hespul) - PNG - 110.6 ko
Classification des principales technologies de cellules solaires PV (source : Hespul)

En 2014, le marché mondial du photovoltaïque a atteint un volume de fabrication de nouveaux modules de plus de 40 GW de puissance cumulée. Avec la généralisation et la compétitivité de la technologie solaire dans de nombreuses régions du monde, la croissance du marché ne fait que confirmer les prévisions des experts.

La répartition entre les différentes technologies est représentée sur le graphe suivant, avec 91 % de silicium cristallin (dont 56 % de polycristallin) et 9 % de couches minces (CdTe 4%, a-Si 1,6% et CI(G)S 3,5%), les autres technologies n’ayant pas atteint le stade de la production de masse.

Production PV 2014 par technologie (source : Fraunhofer ISE, Photovoltaics Report, 19 October 2015 / PSE AG) - JPEG - 11.8 ko
Production PV 2014 par technologie (source : Fraunhofer ISE, Photovoltaics Report, 19 October 2015 / PSE AG)

Globalement, la maturation des technologies est lente, de l’ordre de plusieurs décennies, mais les rendements continuent de s’améliorer.

Les filières au silicium

Le silicium est le deuxième élément le plus abondant sur terre après l’oxygène, avant le carbone et l’azote. Il représente environ 25 % en masse de l’écorce terrestre, ce qui permet de le considérer comme inépuisable. On le trouve entre autres dans le sable, le quartz et les feldspaths.

Composant électronique - JPEG - 21.7 ko
Composant électronique

Utilisé depuis très longtemps pour la fabrication du verre sous forme de dioxyde de silicium (plus connu sous le nom de ’silice’), ses propriétés de semi-conducteur en font le matériau privilégié pour la fabrication des composants électroniques.

Jusqu’à la fin du XXe siècle, l’industrie photovoltaïque, qui ne représentait qu’un marché négligeable pour les producteurs de silicium, a dépendu pour son approvisionnement du silicium destiné à l’industrie électronique, dont les besoins de pureté sont très supérieurs aux siens (99,9999% pour le silicium de grade solaire contre 99,999 999 99% pour le silicium de grade électronique), d’où un coût anormalement élevé.

Lors de la crise qui a secoué l’industrie des micro-processeurs au début des années 2000, suite à l’éclatement de ce que l’on a appelé la ’bulle Internet’, l’industrie photovoltaïque est apparue pour la première fois aux producteurs de silicium comme un client potentiellement intéressant, bien que de second rang.

Devenu en 2007 un débouché de premier plan pour la production mondiale de silicium, le photovoltaïque est désormais en mesure d’imposer ses exigences et de créer une filière spécifique de production de silicium de qualité solaire, moins pur, moins énergivore et donc moins cher que le silicium électronique. En 2010, environ 12 % de la production mondiale de silicium métal est destinée à l’industrie solaire, 35 % à la chimie (silicones), 45 % aux alliages d’aluminium et 4 % pour l’électronique (source : Roskill Information Services Ltd).


Le silicium cristallin

Structure d’une cellule au silicium cristallin (crédit : NREL) - JPEG - 11.9 ko
Structure d’une cellule au silicium cristallin (crédit : NREL)

Les cellules au silicium cristallin sont fabriquées à partir de silicium purifié, matériau dans lequel sont insérés en quantité infime des atomes de bore et de phosphore afin de créer des zones chargées différemment et de former la jonction donneur-accepteur. Cette famille regroupe les filières du silicium monocristallin (mono-Si ou sc-Si en anglais) lorsque les cellules proviennent d’un lingot dont la maille cristalline (l’arrangement des atomes) est homogène, et celles du silicium polycristallin (poly-Si ou mc-Si en anglais) lorsqu’il existe plusieurs réseaux cristallins juxtaposés formant des grains dans une même cellule.

  • Substrat : silicium raffiné obtenu en différentes étapes à partir du quartz, cristallisé par tirage d’un lingot (mono) ou moulage en lingotière (poly) puis découpé en plaques
  • Fabrication : dopage au bore du silicium, dans la masse, texturation de surface, dépôt d’un anti-reflet TiO2 ou SiN en face avant, dopage phosphore en face avant, dopage aluminium en face arrière par dépôt Al, sérigraphie des contacts Ag en face avant et arrière (remarque : raffinage du silicium à haute température)
  • Epaisseur : 150 à 200 ?m
  • Taille de cellule : 156 mm x 156 mm
  • Rendement moyen cellule : mono 16 à 24 %, poly 14 à 18 %
  • Aspect : aspect uniforme bleu foncé à noir (mono), effet de mosaïque bleutée (poly)
  • Transparence  : par espacement des cellules
Module polycristallin (à gauche) et monocristallin (à droite)  - JPEG - 24.5 ko
Module polycristallin (à gauche) et monocristallin (à droite)
  • Technologies dérivées :
    • MWT pour Metal Wrap Through : les électrodes de contact sont transférées en face arrière (rendement module 16%)
    • IBC pour Interdigitated Back Contact : utilisation de silicium très pur dopé n avec des contacts intégralement en face arrière (rendement module 20 %)
      Structure d’une cellule Sunpower (crédit : Sunpower) - JPEG - 7.1 ko
      Structure d’une cellule Sunpower (crédit : Sunpower)
    • EWT pour Emitter Wrap Through : l’émetteur dopé n est ramené en face arrière (fabricant : Advent Solar, Qcells, Stiebel Eltron)
    • HIT pour Heterojunction with Intrinsic Thin layer : silicium cristallin enchâssé entre deux fines couches de silicium amorphe (fabricant : Panasonic), dont le rendement module atteint 19 %.
      Structure d’une cellule HIT (crédit : Panasonic) - PNG - 15.5 ko
      Structure d’une cellule HIT (crédit : Panasonic)


Le silicium amorphe

Structure d’une cellule au silicium amorphe (source : D.Lincot) - PNG - 7.9 ko
Structure d’une cellule au silicium amorphe (source : D.Lincot)

Le silicium amorphe est obtenu par dépôts successifs de couches dopées et non dopées de silicium purifié en phase gazeuse. Le procédé de fabrication des cellules, calqué sur la technologie mise en œuvre pour les écrans plats, est moins onéreux car il opère à basse température et utilise bien moins de matériau que le silicium cristallin. Cependant, le fait que les atomes de silicium soient désorganisés (pas de maille cristalline dans la matériau) conduit à de plus faibles rendements. La superposition de plusieurs jonctions simples permet d’augmenter le rendement global de cellule.

  • Substrat  : verre face avant ou verre, polymère ou métal face arrière
  • Fabrication : gravure du verre frontal, dépôt du contact frontal (ZnO ou SnO2 ou ITO), dépôt chimique en phase gazeuse de trois couches de silicium amorphe à partir de gaz précurseurs (ex : SiH4 et H2) : dopé bore, non dopé et dopé phosphore, dépôt du contact métallique face arrière (ex : Ag ou Al/Ni), structuration en tuile par rayure laser après chaque étape de dépôt (remarque : dépôt basse température 200°C environ)
  • Epaisseur : 1 ?m dont 0,3 ?m de silicium amorphe
  • Taille de cellule : selon le substrat
  • Rendement moyen cellule  : 4 – 10 % (module 5 – 7% stabilisé)
  • Aspect  : brun-rougeâtre à bleu-violet
  • Transparence  : par micro-gravure
Module Unisolar de United Ovonics (production arrêtée) - JPEG - 2.8 ko
Module Unisolar de United Ovonics (production arrêtée)
Modules Asi Thru et Asi Opak de Schott Solar (production arrêtée) - JPEG - 6.4 ko
Modules Asi Thru et Asi Opak de Schott Solar (production arrêtée)
Modules translucides au silicium amorphe (crédit : Nexpower) - JPEG - 7.5 ko
Modules translucides au silicium amorphe (crédit : Nexpower)
  • Acteurs historiques : Sanyo, Fuji Electric, BP Solar, Sharp, Kaneka, Unisolar, Schott

Les faibles coûts de production ayant été rattrapés par ceux du silicium cristallin, bien plus performant, expliquent sa quasi disparition du marché, mis à part pour les calculatrices ou l’intégration aux produits verriers dans le bâtiment.

  • Technologies dérivées :
    • Double ou triple jonction de silicium amorphe
      Cellule triple jonction a-Si:H (source : Unisolar) - PNG - 22.8 ko
      Cellule triple jonction a-Si:H (source : Unisolar)


Les technologies couches minces

Outre le silicium amorphe, qui fait le lien entre les deux grandes catégories, les recherches dans le domaine des matériaux semi-conducteurs ont conduit à l’apparition d’une diversité de technologies utilisant des complexes de matériaux en couches minces.

Les technologies les plus courantes aujourd’hui produites industriellement sont :

  • le Tellurure de Cadmium (CdTe), qui présente l’avantage d’une très grande stabilité dans le temps et d’un coût modéré ;
  • le Cuivre/Indium/Sélénium (CIS), le Cuivre/Indium/Gallium/Sélénium (CIGS) et le Cuivre/Indium/Gallium/Disélénide/Disulphide (CIGSS), qui présentent les rendements les plus élevés parmi les couches minces mais à un coût plus élevé ;
  • l’Arséniure de Gallium (Ga-As) dont le haut rendement et le coût très élevé conduisent à en réserver l’usage essentiellement au domaine spatial. Toutes confondues, ces filières représentent à peine plus de 10% du marché photovoltaïque mondial actuel, mais on a vu récemment un essor de la technologie CIGS.

Elles ont en commun un certain nombre d’atouts :

  • elles permettent de fabriquer des modules d’une surface plus importante (4 voire 6 m2), qui peuvent même être ensuite découpés
  • elles ne craignent pas l’échauffement qui peut faire chuter le rendement des modules cristallins autour de 60°C, ce qui les rend plus aptes à l’intégration
  • elles captent mieux le rayonnement diffus et sont donc mieux adaptées à certains sites
  • en phase industrielle, leur coût de fabrication est en principe moins élevé (procédé roll-to-roll)

… mais présentent aussi certains inconvénients :

  • industrialisation moins avancée,
  • matières premières limitées et en concurrence avec d’autres usages
  • toxicité des matériaux
  • recyclage plus complexe


Le tellurure de cadmium (CdTe)

Structure d’une cellule CdTe (crédit : NREL) - JPEG - 11.5 ko
Structure d’une cellule CdTe (crédit : NREL)

Les procédés de dépôt du tellurure de cadmium pour la fabrication des cellules solaires sont extrêmement rapides, ce qui permet de réduire les coûts de production. De plus, les rendements ne cessent de s’améliorer, devenant compétitifs avec ceux du silicium cristallin.

  • Substrat  : verre (face avant)
  • Fabrication : dépôt d’une couche conductrice transparente (ex : oxyde d’étain dopé à l’indium), dépôt d’une mince couche fenêtre en CdS puis de la couche d’absorption en CdTe et recristallisation par chauffage, dépôt du contact face arrière
  • Epaisseur : 5 ?m
  • Taille de cellule : selon le substrat
  • Rendement moyen cellule  : 9 – 17 % (module 13% - record à 18,2%)
  • Aspect  : uni vert foncé à noir
  • Transparence  : non

Sur le plan environnemental, cette filière utilise les rebuts du raffinage du minerai de zinc, et les quelques études publiées sur la toxicité du matériau concluent à une innocuité de celui-ci sous sa forme liée à du tellure, qui ne se décompose qu’à une température supérieure à 1000°C. Sur cette base, la filière bénéficie à ce jour d’une exemption à la directive ROHS en vigueur dans l’Union Européenne, qui interdit l’usage du cadmium dans les produits et équipements.

  • Principaux fabricants : First Solar, classé dans les 10 premiers fabricants de modules PV toutes technologies confondues. A mis en place un système de reprise et de recyclage de ses panneaux.
Module CdTe (crédit : First Solar) - JPEG - 4.3 ko
Module CdTe (crédit : First Solar)

Bien que le substrat de cellule puisse être souple, le marché connaît majoritairement des modules rigides, certainement pour des raisons d’encapsulation du CdTe.


Le Cuivre Indium Gallium (di)Selenium (CIGS)

Structure d’une cellule CIGS (crédit : NREL) - JPEG - 11.4 ko
Structure d’une cellule CIGS (crédit : NREL)

L’amélioration de la performance de ces cellules s’est appuyée sur la chimie des chalcopyrites, famille de minéraux faisant référence au CuFeS2. Au niveau de la fabrication, des procédés de sérigraphie et d’électrodéposition sont aujourd’hui utilisés, particulièrement adaptés à l’ industrialisation de la filière.

  • Substrat  : verre, métal ou polymère (face arrière)
  • Fabrication : dépôt du contact face arrière molydène, dépôt par co-évaporation de cuivre, indium, gallium et disélénium, dépôt d’une fenêtre de CdS en bain chimique puis dépôt de ZnO dopé aluminium par pulvérisation cathodique, anti-refletsemiconducteur à structure chalcopyrite CuInGaSe2, couche mince polycristalline, hétérojonction CIGS/CdS/ZnO
  • Epaisseur : 1,5 - 3,5 ?m
  • Taille de cellule : selon le substrat
  • Rendement moyen cellule  : 11 – 18 % (max 21,7%)
  • Aspect  : uni gris foncé à noir
  • Transparence  : par micro-gravure
  • Principaux fabricants : FujiElectric, Odersun, GlobalSolar, HelioVol, NanoSolar, Solarion, SoloPower, MiaSolé, Ascent Solar, Solibro
Module PowerFLEX de Global Solar (crédit : Hanergy) - JPEG - 2.7 ko
Module PowerFLEX de Global Solar (crédit : Hanergy)
Modules de rendement 14,6 % (crédit : Manz AG ) - JPEG - 5.6 ko
Modules de rendement 14,6 % (crédit : Manz AG )

L’intégration au bâtiment est un marché de choix pour cette technologie.

  • Technologie mère :
    • Cuivre Indium diSelenium ou CIS : même composition sauf celle de l’absorbeur en CIS et non en CIGS. Rendement modules 11 – 13 %. Fabricants : Avancis, NexCIS (arrêt), SolarFrontier


Autres technologies couches minces

  • Silicium micromorphe  :
    Cellule au silicium micromorphe (crédit : Oerlikon) - PNG - 22.5 ko
    Cellule au silicium micromorphe (crédit : Oerlikon)

cellule tandem de silicium amorphe et de silicium microcristallin (?c-Si:H, une structure mixte de a-Si, de grains de c-Si et de vides) obtenue par dépôt chimique en phase gazeuse de SiH4 et H2 activé par plasma, de rendement module 7 à 12 %. Fabricants : Astronergy, Auria Solar, Brilliant , Ersol, HelioSphera, Malibu, Masdar, Mitsubishi Heavy, Moser Baer, NexPower, Pramac, Scharp, Schott Solar, Sanyo, TianWei

  • Arseniure de Gallium (GaAs) : matériau monocristallin fabriqué à partir du semiconducteur GaAs dit multijonction III – V, de rendement de cellule de l’ordre de 44 %.
  • Silicium polycristallin en couche mince : constitué de minuscules grains de silicium polycristallin formant des cellules de 1 à 10 ?m d’épaisseur pouvant être déposées en flux continu sur des substrats souples.


Les filières de demain : le photovoltaïque organique

Demain, toute une série de nouvelles technologies aux noms plus ou moins exotiques (systèmes à concentration, cellules à colorants ou à polymères, pérovskites, puits quantiques, …) aujourd’hui au stade de la recherche viendront s’ajouter à la diversité des options en apportant chacune leurs points forts, que ce soit une baisse spectaculaire des coûts, un rendement très élevé ou une facilité de mise en œuvre.

La filière des cellules solaires organiques, mettant en jeu de procédés chimiques, a démarré avec la mise au point de cellules dites « à colorant » au début des années 1990 dont le concept est calqué sur celui de la photosynthèse.

Globalement, une cellule solaire organique utilise des composés semi-conducteurs organiques. De fines couches organiques déposées à partir d’une solution liquide sont prises entre deux électrodes. Dans la couche photo-active (ou absorbeur), le donneur et l’accepteur d’électrons sont généralement en mélange plutôt qu’empilés et peuvent être de différentes natures chimiques, ce qui explique la grande variété de ces cellules.

Structure d’une cellule PV organique (crédit : NREL) - JPEG - 14.4 ko
Structure d’une cellule PV organique (crédit : NREL)

Les intérêts de cette filière sont la simplicité et la faible consommation d’énergie des processus de fabrication (sérigraphie, enduction centrifuge ou jet d’encre), à partir de matériaux abondants et peu chers, ainsi que le dépôt sur des substrats flexibles dans une large gamme de couleurs.

Son développement à grande échelle est aujourd’hui freiné par la faible mobilité des porteurs de charges dans le matériau, limitant le rendement, et la faible durée de vie des cellules, de quelques dizaines d’heures à quelques mois avant dégradation. Sur ce dernier point, des améliorations sont attendues dans les procédés d’encapsulation pour remédier aux fuites d’électrolytes et dans l’utilisation de matériaux d’électrodes alternatifs. D’autres recherches portent aussi sur l’optimisation de l’absorbeur et l’utilisation d’architectures multijonctions (empilement de couches organiques sur silicium cristallin par exemple). Enfin, l’industrialisation des procédés de fabrication reste à venir.

Les applications visées à l’heure actuelle sont principalement des usages comme l’électronique grand public, la bagagerie, le transport, les panneaux publicitaires, bien que l’intégration à des bâtiments pilotes ait été réalisée.


Cellules à colorant (DSsC - Dye Sensitized solar Cell)

Structure d’une cellule à colorant ou à pigment photosensible ou cellule de Grätzel (crédit : Oxford PV) - PNG - 32.9 ko
Structure d’une cellule à colorant ou à pigment photosensible ou cellule de Grätzel (crédit : Oxford PV)

Ce sont des cellules hybrides organiques-inorganiques, qui utilisent de petites molécules comme absorbeur. Elles sont constituées d’un sandwich d’oxyde de titane, de pigment photosensible (colorant) et d’un électrolyte à base d’iode, liquide ou gélifié. Elles peuvent être imprimées sur des substrats variés et notamment sur les matières plastiques.

  • Substrat  : verre ou polymère
  • Fabrication : deux plaques en verre enduites d’oxyde conducteur transparent (TCO) entourent une couche d’oxyde de titane TiO2 imprégnée de colorant (ex : polypyridine de ruthénium) pour capter la lumière visible ainsi qu’un gel électrolytique (ex : I-/I3-) et du platine comme électrode arrière. Dépôt du TiO2 par sérigraphie sur le verre supérieur, puis recuit à 450°C pour l’obtention d’un film à nanoparticules microporeux.
  • Epaisseur : 15 ?m
  • Taille de cellule : selon le substrat
  • Rendement cellule moyen  : 8 – 12 % (modules commerciaux 3 – 5%)
  • Stabilité  : 3-4 ans (source CEA INES), pas de stabilité à long terme, faible résistance à la température. Baisse de performance < 10 % au-delà de 20 000 h.
  • Couleur  : rouge, brun, vert, noir bleu, noir (selon le colorant)
  • Transparence  : oui
Modules DSSC de Solaronix (crédit : Merck) - JPEG - 45.1 ko
Modules DSSC de Solaronix (crédit : Merck)
Module DSSC de 30 x 30 cm<sup class=2 de rendement 6 % (crédit : Dyenamo) - JPEG - 5.8 ko' title='Module DSSC de 30 x 30 cm2 de rendement 6 % (crédit : Dyenamo)' />
Module DSSC de 30 x 30 cm2 de rendement 6 % (crédit : Dyenamo)
Cellules DSSC de G24 Power (crédit : GCell) - JPEG - 3.2 ko
Cellules DSSC de G24 Power (crédit : GCell)

Le développement de cette technologie est porté par les industriels de la chimie en mesure de synthétiser les précurseurs.

  • Fabricants potentiels : Dyesol, 3GSolar, Fujikura, G24Power, Solaronix, Dynamo, Oxford PV, DyePower, Yingkou OPV, Exeger-NLAB Solar, DyeTec Solar.


Cellules à polymères

Principe d’une cellule en matière plastique (crédit : DGS) - PNG - 45.5 ko
Principe d’une cellule en matière plastique (crédit : DGS)

L’émergence des cellules à polymères autres que ceux utilisés dans les cellules à colorant date des années 2000.Le principe de fonctionnement des cellules à polymères organiques, dites cellules « plastiques », est le même que celui des cellules à colorant. Le matériau absorbeur (ou donneur d’électrons) peut être :

  • soit de petites molécules organiques comme des phthalocyanines, des polyacenes, ou des squarenes combinées avec des perylene ou des fullerènes comme accepteur ;
  • soit des molécules à longue chaîne (ex : polymères de type P3HT, MDMO-PPV, PEDOT:PSS, PET, PC61BM, PCDTBT…) combinées avec des dérivés des fullerènes comme accepteurs (e.g., PC60BM, PC70BM).
  • Substrat  : verre
  • Fabrication : dépôt d’un oxyde conducteur transparent (TCO) sur le verre avant, dépôt d’un mélange de polymère ou d’oligomère et d’une masse de remplissage, dépôt du contact arrière
  • Epaisseur : 400 nm
  • Taille de cellule : celle du substrat
  • Rendement cellule moyen  : 8 – 10 % (modules 3 – 5%)
  • Couleur  : selon le colorant
  • Transparence  : oui
Heliafilm sur bâtiments de Cleantech Park de Jurong Town Corporation à Singapour (crédit Heliatek) - JPEG - 8.1 ko
Heliafilm sur bâtiments de Cleantech Park de Jurong Town Corporation à Singapour (crédit Heliatek)
Konarka (arrêt de la production) - JPEG - 4.8 ko
Konarka (arrêt de la production)
  • Principaux fabricants : Heliatek, Konarka (arrêt), Mitsubishi et eight19

En raison de la durée de vie qui ne dépasse pas les 10 ans, voire les 2 ans, les applications pressenties sont le mobilier urbain, l’électronique nomade, l’automobile… bien que des pilotes sur bâtiment aient été installés.


Cellules à pérovskites

Structure d’une cellule à pérovskite (crédit : Martin Green et Al / Nature Photonics) - PNG - 24.5 ko
Structure d’une cellule à pérovskite (crédit : Martin Green et Al / Nature Photonics)

La technologie émergente des cellules solaires à pérovskites, en constante évolution, bénéficie de toutes les attentions du monde scientifique. L’augmentation spectaculaire des rendements observée depuis 2010 explique cet intérêt. Sur le plan minéralogique, la pérovskite est une structure cristalline calquée sur celle du titanate de calcium CaTiO3. Cette molécule est formée de 8 octaèdres dont le centre de chacun est occupé par un cation (le calcium) et les sommets par des anions (l’oxygène), le titane se trouvant au centre du crystal.

Structure d’un cristal de pérovskite générique ABX3 (crédit : Martin Green et Al / Nature Photonics) - PNG - 22 ko
Structure d’un cristal de pérovskite générique ABX3 (crédit : Martin Green et Al / Nature Photonics)

La structure la plus répandue est à base de iodure de plomb méthylammonium : CH3NH3PbI3.


  • Substrat  : verre
  • Fabrication : Dépôt de TiO2 par couches atomiques, revêtement par centrifugation de la couche de Pérovskite (CH3NH3PbI3), dépôt de la couche de transport de trou (Hole Transport Material) en CuSCN par revêtement en centrifugation ou en solution. Dépôt du contact arrière en argent ou or par évaporation (procédé de sérigraphie à l’étude).
  • Epaisseur de cellule : 1 ?m
  • Taille de cellule : selon le substrat (stade R&D à ce jour)
  • Rendement cellule moyen  : 11 - 18 % (max 20,1 %)
  • Stabilité  : Très instable lorsque l’on dépasse 35 % d’humidité. Pour une température inférieure à 45°C et au-delà de 500 h, baisse d’efficacité inférieure à 20 % (non testé au-delà de 45°C).
  • Couleur  : rouge, jaune, brun
  • Transparence  : oui

La fabrication de panneaux photovoltaïques à base de cellules à pérovskite va devoir attendre le remplacement du plomb par un matériau moins toxique présentant des performances similaires, leur stabilisation à long terme vis-à-vis des UV et de l’humidité et la réalisation de cellules de taille plus importante (échantillons de laboratoire à l’heure actuelle).

Module pérovskite de rendement 8% (crédit : Imec) - JPEG - 10 ko
Module pérovskite de rendement 8% (crédit : Imec)
Cellule à pérovskite de rendement 15 % (crédit : Univ. d’Oxford) - PNG - 51.1 ko
Cellule à pérovskite de rendement 15 % (crédit : Univ. d’Oxford)
  • Fabricants potentiels : Dyesol, Oxford PV
  • Technologies dérivées  :
    • Tandem avec le silicium cristallin ou le CIGS pour doper la productivité (+20%) par élargissement du spectre d’absorption de la lumière.

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Dernière mise à jour : 5 décembre 2016
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