Tout savoir ou presque sur les cellules photovoltaïques

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De nombreuses cellules photovoltaïques ont vu le jour pour exploiter au mieux la lumière du Soleil au travers de panneaux solaires. Afin de produire de l’électricité, silicium, terres rares ou plastiques sont employés, mais chaque technologie a des atouts et des faiblesses dans ce domaine prometteur.

Le Soleil fournit chaque année suffisamment d’énergie pour répondre plus de 7.500 fois aux besoins de la population mondiale. Progressivement, de nouvelles installations solaires voient le jour en France pour tirer profit de cette ressource. La production d’électricité est assurée par des structures parfois épaisses de quelques micromètres seulement : les cellules photovoltaïques, coeur des panneaux solaires.

La société actuelle veut faire la part belle aux énergies renouvelables, c’est-à-dire dont la ressource ne diminue pas à l’échelle d’une vie humaine. Deux exemples sont le vent ou la lumière solaire. Ces dernières années, la lumière de l’astre du jour est particulièrement prisée par de nombreux particuliers et industriels, qui hésitent de moins en moins à installer des panneaux solaires sur leurs toits. Pour preuve, le parc photovoltaïque raccordé au réseau d’ERDF en France métropolitaine affichait en 2005 une puissance cumulée de 5 mégawatts (MW). Elle est maintenant supérieure à 3.339 MW (chiffre à fin juin 2013).

 Par maxny / Daylimotion 10/3/2008.

Pour mieux aborder ce sujet, Futura Sciences était présent aux Journées nationales du photovoltaïque (JNPV) qui se sont tenues à Chantilly en décembre 2012. Nous nous sommes alors rendu compte à quel point la recherche, ici française, est active dans ce domaine qui est toujours en constante évolution. Il serait trop long d’aborder en détail toutes les recherches et améliorations. Les présentations technologiques qui vont suivre gardent donc une certaine hauteur par rapport à ces avancées.

 Groupe Bouygues / Daylimotion 23/10/2012

À travers ce dossier, Futura-Sciences a souhaité, après avoir rappelé la place de l’énergie solaire dans le monde et son histoire, décortiquer les panneaux solaires pour en découvrir le cœur : la cellule photovoltaïque. Son principe de fonctionnement sera tout d’abord décrit en détail, puis les principales technologies seront passées en revue (silicium cristallin ou amorphe, CdTe, CIGS, CZTS, etc.). Leurs avantages ou inconvénients, mais aussi leurs procédés de fabrication et leurs performances actuelles n’auront bientôt plus aucun secret pour vous. Parce que notre époque l’impose, il sera également question de leur impact sur l’environnement et de leur recyclage. 

 L’énergie solaire est exploitée par l’Homme pour produire de l’électricité à l’aide de cellules photovoltaïques, coeur des panneaux solaires, mais elle est également à l’origine du cycle de l’eau, des vents ou encore de la photosynthèse pratiquée par les végétaux. Claudio Vaccaro, Flickr, cc by nc nd 2.0


Futura Sciences 30/9/2010

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De nombreux pays souhaitent réduire leurs émissions de gaz à effet de serre. Pour ce faire, ils ont décidé de développer diverses filières exploitant des énergies renouvelables. L’une d’entre elles profite d'une ressource particulièrement abondante et inépuisable : la lumière solaire.

Le réchauffement climatique actuel pousse de nombreux pays à rechercher de nouvelles sources d’énergie moins polluantes. L’éolien a ainsi le vent en poupe depuis quelques années, comme la filière du photovoltaïque. 

En effet, le Soleil est une source intarissable d’énergie. Une fraction de celle-ci nous parvient à chaque instant sous la forme de lumière. Notre planète reçoit en un peu plus d’une heure autant d’énergie que la consommation annuelle de la population mondiale.


 Irradiation solaire moyenne de l’Europe entre avril 2004 et mars 2010. Les valeurs (voir l’échelle colorimétrique) sont exprimées en kWh/m2. Plus les teintes sont rouges, plus il est intéressant d’installer des panneaux photovoltaïques. SolarGIS, GeoModel Solar, 2011


Cette information mérite d’être déclinée en quelques chiffres. La densité du flux d’énergie arrivant au niveau de notre atmosphère équivaut à 1.367 W/m2. Il s’agit précisément de la constante solaire, qui caractérise la quantité d’énergie solaire que recevrait une surface d'un mètre carré placée perpendiculairement aux rayons du Soleil au-dessus de notre atmosphère, soit à 150 millions de kilomètres de notre étoile. Ainsi, la Terre serait soumise à chaque instant à une irradiation de 174 pétawatts (1015 W). Ne l’oublions pas, nous sommes toujours au-dessus de l’atmosphère.

Les nuages, océans et continents de la planète n’absorbent pas l’intégralité de l’énergie qui nous est transmise. À elle seule, l’atmosphère en réfléchirait environ 30 %. La Terre capte donc annuellement l’équivalent de l’énergie fournie par 92.000 milliards de tonnes de pétrole (Gtep, milliard de tonnes d’équivalent pétrole). Par comparaison, la consommation énergétique mondiale annuelle vient de franchir le cap des 12 Gtep en 2011. Ainsi, le Soleil nous fournit chaque année de quoi subvenir environ 6.300 fois aux besoins énergétiques de la planète pour une même période, en tenant compte du fait que les rendements de conversion ne peuvent théoriquement pas être supérieurs à 82 % (ils sont actuellement bien en deçà). Évidemment, il n’est pas envisageable d’exploiter cette ressource dans son intégralité, notamment parce qu’il est impossible de recouvrir totalement les océans et les terres cultivées avec des panneaux solaires.


Futura sciences 30/9/2013

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La filière du photovoltaïque est en pleine croissance depuis quelques années, ce qui s’est traduit par l’installation de dizaines de millions de panneaux solaires un peu partout dans le monde. Dans ce contexte, l’Europe reste cependant le leader du marché mondial de l’énergie solaire, notamment grâce aux performances affichées par l’Allemagne, la France et l’Italie.

Contrairement à leurs homologues fossiles, les énergies renouvelables ne libèrent pas de gaz à effet de serre dans l’atmosphère au cours de leur exploitation. De nombreux pays ont donc décidé de les promouvoir afin de changer progressivement la composition de leur mix énergétique, et donc de réduire leur impact sur le climat. Ces démarches s’inscrivent principalement dans le cadre de la lutte contre le réchauffement climatique.

  Certaines nouvelles centrales photovoltaïques possèdent plusieurs dizaines ou centaines de milliers de panneaux solaires. On en compte 11.520 dans le parc de Flachslanden-Neustetten, en Allemagne (ci-dessus). La centrale française de Toul-Rosières en possède 1,4 million. Mark Mühlhaus, Windwärts Energie GmbH, cc by nc nd 2.0

L’année 2011 a été particulièrement faste pour le photovoltaïque, puisque le marché mondial a enregistré une progression de 70 % selon l’European Photovoltaic Industry Association (Epia). En un an, la puissance cumulée totale du parc solaire mondial est passée de 40,7 gigawatts (GW) à 71,1 GW. De quoi devenir la troisième plus grande source d’énergie renouvelable au monde (en matière de capacité installée) derrière l’hydraulique (715 GW en 2004) et l’éolien (193 GW en 2010). En 2012, le seuil symbolique des 100 GW de puissance cumulée totale a été dépassé (102 GW). Concrètement, ce potentiel couvre les besoins en énergie de 30 millions d’Européens.

Fait notable, le développement du photovoltaïque en Europe explique à lui seul respectivement 75 % et 55 % des nouvelles capacités apparues en 2011 (sur un total de 22,4 GW) et en 2012 (sur un total de 17,2 GW). Ce continent reste donc le leader dans ce domaine, grâce notamment aux efforts réalisés par l’Allemagne (+7,6 GW en 2012, chiffre stable depuis trois ans) et l’Italie (+3,4 GW en 2012, contre +9,3 GW en 2011). L’Allemagne maintient sa position dominante sur le marché mondial en termes de puissance installée cumulée sur son territoire (32,4 GW fin 2012). Deux pays non européens ont également affiché une forte progression en 2012 : la Chine (+5 GW) et les États-Unis (+3,3 GW).

 Explications du fonctionnement des panneaux photovoltaïques. Arthur Lancien / Youtube 28/5/2013

Après des débuts relativement difficiles voici quelques années, le marché photovoltaïque français s’est progressivement développé. Il est maintenant le troisième plus important d’Europe, derrière l’Allemagne et l’Italie. Fin 2011, après avoir acquis 1,7 GW de plus, notre pays affichait une puissance cumulée d’environ 2,6 GW (Dom-Tom inclus, chiffres d’ERDF). La situation a encore évolué depuis, puisque le cap des 3 GW a été franchi entre janvier et mars 2012 : 3,126 GW étaient recensés fin décembre 2012, ce qui trahit une baisse conséquente du nombre de nouveaux raccordements réalisés cette année-là.

D’autres faits nationaux notables ont marqué l’actualité 2012 dans ce domaine. Plusieurs centrales solaires photovoltaïques sont désormais en cours d’exploitation après plusieurs années de construction. La centrale de Crucey-Villages (Eure-et-Loir) a notamment été inaugurée en septembre 2012. Elle se compose de 741.150 panneaux photovoltaïques répartis sur 250 ha (puissance de 68 MW), ce qui correspond environ à la moitié du nombre de modules recensés à Toul-Rosières (1,4 million ; puissance de 115 MW). Ce site de 400 ha, le plus grand du genre en France et le troisième dans le monde (au début de l’année 2013), a été raccordé au réseau électrique national en novembre 2012.

Ces deux installations disposent des mêmes technologies, puisqu’elles ont chacune reçu des panneaux composés de cellules photovoltaïques dites à couches minces au CdTe (tellurure de cadmium). Elles ne renferment donc pas de silicium.


Futura Sciences 30/9/2013

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Le photovoltaïque fait parler de lui depuis seulement quelques années, même s'il a connu un premier essor dans l'industrie spatiale au milieu du XXe siècle. Les prémices de son histoire remontent pourtant à 1839. Elles ont été écrites par la famille Becquerel.

L’Homme essaye depuis de nombreuses décennies d’exploiter l’inépuisable ressource qu’est l’énergie du Soleil. La première cellule solaire a ainsi vu le jour dans les années 1950, mais sa technologie reposait en réalité sur une découverte faite en 1839 par deux Français, Antoine César Becquerel et son fils Alexandre Edmond Becquerel. C’est donc au grand-père et au père d’Antoine Henri Becquerel (qui décrivit la radioactivité en 1896) que nous devons la découverte de l’effet photovoltaïque. Ce phénomène physique est propre aux matériaux semi-conducteurs, comme le silicium et le sélénium. Qu’ont-ils de particulier ? Ils libèrent des électrons en présence de lumière, précisément lorsque des photons entrent en collision avec leurs atomes, ce qui peut donner naissance à un courant électrique.

  Pour être précis, l’effet photovoltaïque a été découvert par Antoine Henri Becquerel, mais c’est Alexandre Edmond Becquerel (à l'image) qui l’a présenté à l’Académie des sciences fin 1939. Lithographie de Pierre Petit (1832-1885), imprimée par Charles Jérémie Fuhr, Wikimedia Commons, DP

Ce n’est cependant qu’en 1883 que cette découverte a pour la première fois été utilisée pour produire une cellule photovoltaïque, l’unité de base d'un panneau solaire. Cette prouesse a été réalisée par l’Américain Charles Fritts, qui est parvenu à recouvrir une galette de sélénium par de très fines couches d’or. Le projet a été arrêté à ce stade, car l’or et le sélénium sont des matériaux coûteux. Par ailleurs, le rendement de la cellule était faible, de l’ordre de 1 %.

D’autres avancées ont eu lieu par la suite, mais elles n’ont pas connu le succès de celle présentée en 1954 par Gerald Pearson, Darryl Chapin et Calvin Fuller. Ces chercheurs américains travaillant pour les laboratoires Bell sont parvenus à développer un panneau solaire affichant un rendement de 6 %. Ses cellules étaient entre autres composées de silicium « dopé », dont l’intérêt a été découvert en 1939 par Russell Ohl. Cette invention autorisa le développement de plusieurs applications.

La filière photovoltaïque a finalement pris son envol grâce à la recherche spatiale et aux explorations menées pour améliorer l’approvisionnement en énergie des satellites. Les premières cellules ont été envoyées dans l’espace en 1958, fixées à l’extérieur du satellite Vanguard 1. Elles affichaient un rendement de 9 %, étaient composées de silicium et ont alimenté l’un des deux émetteurs radioélectriques embarqués à bord durant huit ans. Quant aux premiers panneaux solaires, ils ont été lancés dans l’espace en 1959. Ils étaient attachés sur le satellite Explorer 6.

  Le satellite Vanguard 1 était équipé de six cellules photovoltaïques (visibles sur la sphère) qui ont fonctionné durant huit ans (jusqu’en 1967). L’engin pesait 1,47 kg pour un diamètre de 16,5 cm (sans tenir compte des six antennes). Nasa, Wikimedia Commons, DP

L’usage des cellules photovoltaïques et des panneaux solaires qui leur sont associés s’est démocratisé à partir des années 1970 grâce à une diminution progressive de leur coût, ce qui a permis le développement d’installations domestiques. Pour ne citer qu’un chiffre, la production d'électricité à partir de l’énergie solaire a progressé de 15 % par an entre 1984 et 1996. Cette valeur a depuis fortement augmenté…

 La fabuleuse histoire de l'énergie solaire - espsolaire / Youtube 26/6/2012

Futura sciences 30/9/2013

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S’il est de plus en plus fréquent d’observer des panneaux solaires installés sur des toits, leur anatomie interne reste bien souvent méconnue, comme leur principe de fonctionnement. Le cœur d’une installation solaire n’est autre qu’un ensemble de cellules photovoltaïques composées de matériaux semi-conducteurs. Découvrons en détail ce qui se passe lorsqu’un photon y pénètre, percute un atome de silicium et excite un électron.

 Fabrication d'une cellule photovoltaïque. grandth0ny / yOUTUBE 11/12/2012

Les habitations françaises abritant des installations photovoltaïques possèdent en moyenne 10 à 20 panneaux solaires sur leur toit. En réalité, chaque panneau est composé d’une quarantaine de composants électroniques, ceux-là mêmes qui produisent l’électricité lorsqu’ils sont exposés à la lumière : les cellules photovoltaïques.

Elles doivent, pour être fonctionnelles, pouvoir réaliser trois types d’opération :

- absorber la lumière et produire en retour des paires électrons-trous ;
- faire migrer les charges créées vers deux extrémités différentes ;
- et enfin, les évacuer grâce à des circuits externes.

Analysons ces différentes étapes plus en détail.

Séparation des charges en présence de lumière : Les matériaux semi-conducteurs constituent le cœur des cellules photovoltaïques. Leurs atomes possèdent des électrons présentant des niveaux d’énergie discrets bien définis (selon la théorie des bandes). Ils sont alors sur leur bande de valence. Cependant, l’arrivée de photons peut changer la donne.

Lors de collisions avec les atomes, les photons peuvent transférer leur énergie aux électrons, au point de les exciter et ainsi de les forcer à quitter leur bande de valence pour rejoindre la bande de conduction (ce qui est possible grâce à la faible épaisseur de la bande interdite). Ils peuvent alors se déplacer dans la matière, tout en laissant un « trou » derrière eux. Pour rappel, les électrons sont chargés négativement. Les trous ont donc une charge positive.

Cette première étape est importante, mais elle ne suffit pas pour générer le courant souhaité. Il faut parvenir à séparer les trous des électrons pour éviter leur recombinaison.

La jonction p-n, clé du succès des cellules photovoltaïques : La meilleure solution pour séparer les charges consiste à utiliser un champ électrique qui doit, pour bien faire, apparaître spontanément durant la fabrication des cellules. C’est pourquoi le fonctionnement même des cellules photovoltaïques repose sur l’utilisation de jonctions p-n.

 En interagissant avec les atomes du semi-conducteur, les photons provoquent la formation d’une paire électron-trou. Les charges sont séparées grâce à la jonction p-n qui se crée lorsque l’on met en contact deux couches de semi-conducteurs dopés différemment.
CEA

Les cellules photovoltaïques au silicium cristallin, les plus vendues dans le monde, se composent en réalité d’un semi-conducteur dont les parties supérieures et inférieures sont dopées différemment. Elles se distinguent par le nombre de charges négatives qu’elles possèdent. La première est dite « dopée de type n » (pour négatif), car elle renferme un surplus d’électrons par rapport au matériau non dopé, tout en restant neutre électriquement. La seconde est quant à elle « dopée de type p » (pour positif), car elle affiche un déficit en électrons.

Lorsque les deux couches sont mises en contact, les électrons en excès de la partie n diffusent spontanément vers la région déficitaire. Les couches n et p deviennent alors respectivement positive et négative. Il se crée donc un champ électrique qui tend à repousser les électrons excités par les photons vers la couche n, et les trous vers la couche p, où des collecteurs se chargent de les récolter. On peut ainsi mesurer une différence de potentiel entre les deux structures. Si la cellule est illuminée et que l’on ferme le circuit en raccordant ses deux bornes à un réseau électrique ou sur un appareil, un courant électrique est fourni par la cellule.

Le dopage des semi-conducteurs : L’efficacité du système repose donc sur la facilité avec laquelle le semi-conducteur peut donner des électrons, ainsi que sur le dopage des différentes couches qui améliore la conductivité des charges. Concrètement, en quoi consiste ce dopage ?

Les atomes de silicium (Si) possèdent quatre électrons de valence. Cet élément est donc classé dans la colonne IVA du tableau de Mendeleïev. Tous ces électrons de valence établissent des relations avec les atomes voisins au sein du matériau. Il n’y a donc pas d’électron à donner pour la réalisation de la jonction p-n.

Pour résoudre ce problème, des chercheurs ont eu l’idée de remplacer des atomes de Si par des atomes possédant cinq électrons périphériques, comme les atomes de phosphore, d’arsenic ou d’antimoine (colonne VA du tableau de Mendeleïev). Quatre d’entre eux se lient aux atomes de silicium voisins, tandis que l’agitation thermique suffit pour faire monter le cinquième électron sur sa bande de conduction, d’où il peut alors répondre à l'existence de la jonction p-n.

  Organisation atomique d’un semi-conducteur, ici du silicium (Si) dopé n. Un atome de Si a été remplacé par un atome de phosphore (en rouge). L’un des électrons du phosphore (e-) ne peut pas établir de liaison avec un atome voisin. Il peut donc facilement se déplacer. Guillom, Wikimedia Commons, cc by sa 3.0

Le dopage de la couche p fonctionne selon le même principe, si ce n’est qu'un atome de silicium est remplacé par un atome possédant trois électrons de valence, comme l’atome de bore (colonne III dans le tableau de Mendeleïev). Des trous apparaissent donc spontanément dans le semi-conducteur dopé p, puisque le nouvel arrivant ne se lie qu’à trois atomes de Si, et non quatre. Cette couche possède donc des sites de liaison qui restent vacants jusqu’à l’arrivée des charges négatives de la couche n.

   Organisation atomique d’un semi-conducteur, ici du silicium dopé p. Un atome de bore, qui ne possède que trois électrons, a remplacé un atome de silicium. L’un des électrons de l’atome de silicium situé à droite du bore (en vert) ne peut donc pas établir de liaison. Guillom, Wikimedia Commons, cc by sa 3.0

Tous ces concepts vont dorénavant servir de fil rouge à ce dossier. En effet, quelles que soient les cellules décrites, elles possèdent toutes des matériaux dopés établissant des jonctions p-n. Avant de plonger dans l’anatomie d’une cellule au silicium cristallin, découvrons comment ses principaux constituants sont fabriqués.

   Jamy Gourmaud présente le photovoltaïque aujourd'hui et demain. EDF Energie Nouvelles Réparties / Youtube 22/6/2012


Futura sciences 30/9/2013

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En 2011, 87 % des installations photovoltaïques installées dans le monde comportaient du silicium mono ou multi cristallin. Bien qu’étant l’élément chimique le plus abondant sur Terre après l’oxygène, le silicium ne peut être trouvé à l’état pur. Il doit donc être extrait de la silice, purifié, mis en forme puis dopé avant d'être utilisé. Toutes ces opérations ont un important coût énergétique.

De nombreuses cellules photovoltaïques différentes existent de nos jours. Elles sont classées en trois générations : 

-  La première d’entre elles renferme les structures composées de silicium monocristallin ou multicristallin, qui se différencient donc par le procédé industriel employé pour fabriquer les galettes. 

- La 2e génération rassemble les cellules dites à couches minces et les cellules organiques. 

- Toutes les autres technologies (cellule de Grätzel, cellule à boîtes quantiques, etc.) appartiennent à la 3e génération.

    La silice correspond à la forme naturelle du SiO2. Ce minéral dur peut être trouvé dans des roches sédimentaires détritiques (comme le sable ou le grès), mais aussi dans des roches magmatiques ou métamorphiques. Aschevogel, Flickr, cc by nc nd 2.0

Les cellules au silicium cristallin équipaient à elles seules 87 % des systèmes photovoltaïques installés dans le monde en 2011. Perçons le secret de leur fabrication.

La croûte terrestre se compose à 25,7 % de silicium (Si). Cependant, cet élément, le plus abondant sur Terre après l’oxygène, n’est pas directement exploitable puisqu’il n’est pas présent à l’état pur. Il doit donc être extrait de différents minéraux, comme la silice (ou dioxyde de silicium SiO2), avant d’être exploité.

 Fabrication d'une Cellule Photovoltaïque - Daniel Fohrer / Youtube 20/12/2008

Pour ce faire, il faut chauffer la matière première dans de puissants fours à arcs (jusqu’à 35 MW) afin d’atteindre des températures supérieures à 3.000 °C. Dans un premier temps, les blocs ou grains de silice sont placés dans une cuve en présence de matériaux réducteurs, tel du coke. Les arcs électriques sont ensuite générés entre des électrodes de graphite. Ils vont provoquer la montée en température, faire fondre la silice (dès 1.650 °C), puis faciliter la recombinaison de ses atomes d’oxygène avec le carbone du matériau réducteur. Il s’en suit alors un dégagement de monoxyde de carbone (CO) et de dioxyde de carbone (CO2) tandis que du silicium s’écoule hors du four par des orifices adaptés. Cette matière renfermant encore de nombreuses impuretés est à ce stade qualifiée de métallurgique.

Le silicium ne devient pur à 99,9999 % qu’après avoir subi différents traitements physiques et chimiques complémentaires. Il est alors suffisamment pur pour être utilisé dans l’industrie photovoltaïque. C'est en adaptant l'étape suivante, la recristallisation, que le silicium va devenir soit monocristallin, soit multicristallin.

Le silicium multicristallin est facile à obtenir. Il suffit de placer la matière en fusion dans un creuset en graphite, puis de la refroidir par le bas durant plusieurs dizaines d’heures. La solidification se fait donc de bas en haut, tout en causant l’apparition de plusieurs cristaux à gros grains dans la colonne. Le lingot obtenu peut ensuite être découpé en briques de dimensions définies.

  Le silicium monocristallin se présente sous la forme d’un cylindre composé d’un seul et unique cristal (à gauche). Cette structure subit, après sa fabrication, un équarrissage afin que les galettes produites par la suite aient une forme carrée (leurs coins sont cependant arrondis). Le silicium multicristallin est quant à lui directement refroidi dans une lingotière rectangulaire mais, comme son nom l’indique, il est fait d’un grand nombre de cristaux (ils correspondent aux taches visibles sur le lingot de droite). DR

La fabrication du silicium monocristallin nécessite plus d’opérations (procédé de Czochralski). La matière première en fusion est coulée dans un creuset en quartz où elle est maintenue à l’état liquide, mais à la limite de la solidification, par chauffage. L’atmosphère est alors neutralisée grâce à l’injection d’argon, afin d’éviter tout problème d’oxydation. Par la suite, un germe monocristallin présentant une orientation cristallographique connue est mis en contact avec le liquide, puis progressivement tiré vers le haut (vitesse de 1 mm/sec) et mis en rotation (30 tours/min). Du silicium liquide est alors entraîné à sa suite. Il va rapidement refroidir et donc se solidifier, tout en adoptant l’orientation cristallographique du précurseur.

Il se forme ainsi un seul et unique cristal géant de forme cylindrique. Il est ensuite équeuté (les extrémités riches en impuretés ou mal cristallisées sont retirées), avant de subir une opération d’équarrissage. Ses bords sont donc coupés de manière à lui donner une forme carrée, mais avec des coins arrondis.

Les lingots et les briques sont ensuite simultanément découpés en plusieurs centaines de plaques grâce à des scies à fils (certaines entreprises en découpent jusqu’à 2.000 en une fois). Ces galettes, ou wafer en anglais, font 200 à 350 µm d’épaisseur.

Près de 30 à 40 % de la matière est perdue durant cette étape, car les scies à fil font au moins 150 μm de diamètre, et le volume scié est réduit en poudre. Elle peut cependant être recyclée sous certaines conditions, par exemple lorsque le silicium monocristallin a été débité à l’aide d’une scie diamantée. Les plaquettes multicristallines sont pour leur part découpées avec des fils métalliques recouverts par d'autres mélanges d’abrasifs.

À ce stade, les galettes de silicium sont dopées uniformément p ou n, selon leur position initiale dans le lingot. La prise de contact des deux côtés n’aboutirait donc pas à la création d’une jonction p-n. Certaines zones de la plaquette doivent donc être enrichies en phosphore ou, à l’inverse, en bore.

Plusieurs procédés existent, mais seul celui qui est majoritairement utilisé par les industriels est présenté : la diffusion thermique. L’opération requiert à nouveau de hautes températures. Les galettes doivent en effet être chauffées entre 800 et 900 °C, avant qu’un gaz contenant la solution dopante, par exemple du chlorure de phosphoryle (type n) ou de diborane (type p), ne soit injecté dans le milieu. La chaleur permet alors au dopant d’acquérir suffisamment d’énergie pour pénétrer dans la matière, et ainsi aller s’immiscer entre des atomes de Si. Petit détail, un dopage efficace ne s’obtient que lorsque la température du four est parfaitement homogène.

Les autres procédés industriels de dopage sont : 

- l’implantation ionique, 

- la transmutation 

- et la technique par laser. 

Dès la fin de cette étape, la jonction p-n est créée, les galettes peuvent être assemblées pour donner naissance à une cellule photovoltaïque cristalline.


Futura sciences 30/9/2013

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Les cellules au silicium cristallin affichent de beaux rendements, le record ayant atteint 27,6 % en laboratoire. Ces entités photovoltaïques, qu'elles soient monocristallines ou multicristallines, possèdent de nombreux avantages, mais aussi quelques inconvénients dommageables comme leur poids ou leur rigidité.

La jonction p-n s’établit lorsque deux couches de silicium n’ayant pas le même dopage entrent en contact. En général, la strate n est placée au-dessus de la strate p, elle est donc la première à être exposée à la lumière solaire.

Composition couche par couche d’une cellule photovoltaïque au silicium cristallin (en bleu et rose, respectivement en fonction des dopages n et p). La strate blanche correspond à la couche antireflet, qui est posée sur une couche d'oxyde de silicium (SiO2). Les structures grises correspondent aux collecteurs de charges. Les contacts du haut récoltent les électrons (-e), tandis que la structure en aluminium (en bas) se charge des trous (+hole). Cuferz, Wikimedia Commons, cc by 3.0

La strate n est conventionnellement recouverte d’une couche antireflet, et ce afin de minimiser la réflexion des photons. Dans l’architecture de cellule la plus classique, des collecteurs de charges sont alors ajoutés par le biais de techniques sérigraphiques, c’est-à-dire par l’ajout d’une pâte métallique (selon un motif défini) qui est par la suite solidifiée durant un nouveau passage dans un four. On dépose sur la couche p, à l’arrière, une électrode positive généralement en aluminium ou en argent, elle-même déposée sur un substrat. Cette métallisation conclut la fabrication des cellules en tant que telles.

Elles peuvent alors être assemblées en série ou en parallèle, selon les caractéristiques électriques souhaitées pour les panneaux, puis encapsulées. Les cellules photovoltaïques au silicium monocristallin sont d’un bleu ou d’un noir uniforme. En revanche, les structures multicristallines sont marquées par des motifs correspondant aux limites des cristaux.

Les cellules monocristallines (sc-Si) représentaient 30 % du marché mondial du photovoltaïque en 2011. Le rendement commercial des modules se situe entre 13 et 21 %, mais un record de 25 % a été obtenu en laboratoire (chiffre du National Renewable Energy Laboratory, NREL). Cette technologie est donc avantageuse, mais elle affiche un coût élevé en raison du prix des matériaux et de la quantité d’énergie requise durant leur préparation.

  Les cellules photovoltaïques au silicium multicristallin sont aisément reconnaissables grâce aux motifs qu’elles affichent. Les éléments gris correspondent aux contacts métalliques de la face avant. Cleary Ambiguous, Flickr, cc by 2.0

Le rendement des cellules multicristallines est certes moindre que celui des cellules monocristallines, entre 11 et 18 % pour les modules (record de 20,4 % pour les cellules), mais leur coût de fabrication aussi. Ainsi, environ 57 % des panneaux photovoltaïques vendus dans le monde en 2011 se composaient de cellules mc-Si. Elles seraient par ailleurs plus résistantes dans le temps (moins de perte de puissance) que les sc-Si, tout en étant moins affectées par le réchauffement qu'occasionne les expositions répétées au Soleil.

Les cellules cristallines ont plusieurs inconvénients. Leur épaisseur les rend lourdes et surtout rigides, deux facteurs limitant sérieusement leurs possibilités d’installation lorsqu’elles sont intégrées dans des panneaux. Elles sont donc utilisées au sein de centrales solaires photovoltaïques ou sur des surfaces planes comme les toits. Un dernier inconvénient doit être souligné : leur rendement chute rapidement lorsque la luminosité s'amoindrit ou en présence de lumière diffuse… un peu plus que celui des cellules de deuxième génération (différence de 5 % sur l'énergie produite à l'année).

 Les technologies photovoltaïques organiques souples émergent - ActuEnvironnement / Youtube 20/8/2013




Sciences et avenir 30/9/2013

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Les cellules photovoltaïques de deuxième génération ont littéralement fait une cure d’amaigrissement. Elles ne font plus que quelques micromètres d’épaisseur, ce qui les rend légères et surtout souples.

Les cellules photovoltaïques cristallines (sc-Si et mc-Si), dont la durabilité dans le temps a été éprouvée, dominent largement le marché mondial depuis des années, grâce notamment à leur bon rendement. Elles possèdent néanmoins quelques inconvénients majeurs ayant poussé les chercheurs à développer des technologies alternatives, nécessitant peu ou pas de silicium.

  Les cellules photovoltaïques de deuxième génération sont tellement fines qu'elles peuvent être déposées sur des substrats souples. Marufish, Flickr, cc by sa 2.0

Plusieurs raisons ont justifié ce choix, dont l’évolution du coût des matières premières voici quelques années. Le silicium pur est utilisé dans les filières du photovoltaïque (90 % en 2012) et de l’électronique (10 % en 2012). Face à la demande sans cesse croissante pour ce matériau, son prix (et donc celui des panneaux solaires) a par exemple considérablement augmenté entre 2008 et 2009, avant de chuter entre 2010 et 2011. Il s’est alors stabilisé au niveau des coûts des producteurs, ce qui a entraîné la défaillance des plus petits. Malgré ces aléas d’ordre économique, les recherches se poursuivent de plus belle.

C’est ainsi que sont apparues sur le marché des cellules à couches minces, ainsi nommées car leur zone d’absorption ne fait que quelques micromètres d’épaisseur. Pour rappel, une galette cristalline affiche une épaisseur comprise entre 200 et 350 µm. Grâce aux économies de matériaux réalisées, les cellules dites de deuxième génération sont plus légères et plus faciles à installer, et souples dans de nombreux cas. Les principales technologies seront passées en revue, mais elles partagent toutes un point commun : elles fonctionnent selon le même principe que les technologies de cellules cristallines. On compte ainsi les cellules photovoltaïques au silicium amorphe, au CdTe (tellurure de cadmium), au CIGS (cuivre, indium, gallium et sélénium), et enfin au CZTS (copper zinc tin sulfide, sulfure de cuivre-zinc-étain en français).

 FOIRE DE PARIS 2011 : Le photovoltaïque : même sans soleil - France3Paris / Youtube 5/5/2011




Futura Sciences 30/9/2013

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Les termes photovoltaïque, mince et silicium ne sont pas incompatibles, bien au contraire. Les cellules au silicium amorphe en sont le plus bel exemple. Certes, elles affichent un rendement assez faible, mais elles réagissent bien sous une faible luminosité, comme à l’intérieur d’une maison.

Les cellules au silicium amorphe (a-Si) sont apparues en 1976. Elles marquent une transition importante entre les structures de première génération et de deuxième génération. Ces entités se composent toujours de silicium, mais sur une épaisseur d’environ 1 µm seulement.

  Les cellules photovoltaïques au silicium amorphe ont un rendement faible, mais elles fonctionnent en intérieur. À l’origine, elles sont donc utilisées dans divers appareils électroniques comme cette calculatrice, car elles étaient sans équivalent. Elles peuvent également être intégrées dans des objets souples. DanLockton, Flickr, cc by sa 2.0

Le silicium intégré dans les cellules a-Si n’a pas fait l’objet d’une cristallisation. Ses atomes sont donc agencés sans réelle organisation, ce qui leur permet de mieux capter la lumière (par rapport au silicium cristallin). Problème : les charges générées ont plus de difficulté pour se déplacer à cause de la désorganisation de la matière, ce qui se traduit par un mauvais coefficient de conversion. Par conséquent, leur rendement est faible.

La désorganisation atomique a d’autres conséquences. Les électrons de valence des atomes de Si ne forment pas toujours des liaisons covalentes au sein du semi-conducteur. Il apparaît alors des liaisons pendantes qui peuvent dénaturer les propriétés électroniques du matériau. Pour limiter ce phénomène, les couches de silicium sont régulièrement passivées avec de l’hydrogène (a-Si:H). Des atomes d’hydrogène établissent des liaisons avec les électrons restés libres, et réduisent ainsi le nombre de liaisons pendantes.

L’établissement d’une jonction nécessite une troisième couche de silicium, qualifié d’intrinsèque (i, non dopé), à insérer entre les strates n et p. Les cellules au silicium amorphe ont donc des jonctions p-i-n.

Un rendement record de 13,4 % a été atteint en laboratoire par LG Electronics avec des cellules solaires a:Si, mais les cellules commerciales affichent plutôt des valeurs comprises entre 6 et 8 %.

Ces rendements sont certes moins importants que ceux des cellules cristallines, mais les entités a-Si ont quelques particularités qui justifient leur utilisation. Par exemple, elles réagissent bien en présence d’une faible luminosité, et peuvent donc produire un courant à l’intérieur d’une habitation. Ainsi, jusqu’en 2000, cette technologie a principalement été destinée à alimenter de petits appareils électroniques, comme des montres ou des calculatrices. Depuis, d’autres applications lui ont été trouvées. Elle est notamment utilisée pour la fabrication de panneaux solaires souples ou à poser sur des façades.

Des cellules à multijonction sont en cours de développement, et promettent déjà d’afficher de bons rendements. Ces structures s’obtiennent en superposant plusieurs séries de couches minces, chacune absorbant des longueurs d’onde différentes. Une plus grande partie du spectre lumineux est alors convertie en électricité.  

  Composition couche par couche d’une cellule photovoltaïque au silicium amorphe. Les trois strates (layers) de ce matériau, respectivement dopées n, i et p, sont colorées en vert et en violet. Elles sont entourées d’éléments conducteurs (aluminium en bas, et TCO, transparent conducting oxides, au-dessus). NREL

Composition et fabrication d'une cellule au silicium amorphe : De haut en bas, les cellules a-Si se composent généralement (plusieurs variantes existent) :

- d’une couche de verre par où pénètre la lumière ;

- d’un film conducteur transparent (ou TCO, pour transparent conducting oxides) qui récupère les charges négatives, par exemple de l’oxyde d'indium-étain (ITO), de l'oxyde de zinc (ZnO) ou du stannate de cadmium (Cd2SnO4) ;

- de trois couches de silicium amorphe, respectivement n, i puis p ;

- d’une couche conductrice réflective qui récupère les trous (souvent en aluminium) ;

- d’un substrat en verre (solide), en métal (souple) ou en plastique (souple).

Les trois couches de silicium sont déposées sur le substrat et l’aluminium dans une chambre maintenue sous vide et à une température comprise entre 150 et 300 °C. Dans la plupart des cas, l’apport de matière se fait grâce à l’injection de silane (un gaz de formule SiH4) et d’hydrogène, selon la technique du dépôt chimique en phase vapeur assisté par plasma (PECVD). L’application d’une tension radiofréquence entre deux électrodes parallèles placées à proximité du substrat génère un plasma pouvant dissocier le silane, et ainsi favoriser le dépôt de silicium.

Les températures requises ne sont pas importantes en regard de celles appliquées durant la synthèse des structures cristallines. Ainsi, les cellules a-Si ont un coût de fabrication réduit. Par ailleurs, il faut 100 fois moins de silicium pour les produire (pour des cellules de taille identique). Cependant, ce détail n’influence plus qu’à quelques pour cent le coût total de fabrication des cellules.  

Inconvénients des cellules a-Si : Hormis leur faible rendement, les cellules a-Si présentent un autre inconvénient majeur : leurs performances diminuent rapidement de 10 % à 20 % de leur puissance durant les trois à six premiers mois d’exploitation. Les cellules CdTe, elles aussi apparues en 1976, n'ont pas ces problèmes. Mais n’en ont-elles pas d’autres ?

  Sciencethic / Daylimotion 23/7/2012

Futura Sciences

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Les cellules au tellurure de cadmium (CdTe) affichent des rendements intéressants étant donné leurs caractéristiques, ce qui explique probablement leur succès actuel. Elles renferment pourtant des éléments rares ou théoriquement toxiques pour l’Homme et l’environnement. Dernier détail, elles sont dites à hétérojonction. Nous verrons pourquoi.

Les cellules au tellurure de cadmium (CdTe) présentent les avantages liés à la technologie des couches minces : elles sont légères, robustes, et seront peut-être un jour flexibles (de telles cellules existent déjà, mais uniquement en laboratoire). Elles ont pris un véritable essor ces dernières années, notamment grâce à leur commercialisation par l’entreprise américaine First Solar.

  La centrale solaire de La Narbonnaise (Aude) est équipée de 95.000 panneaux solaires au CdTe. Elle a été inaugurée le 18 décembre 2008. H. Hôte (Agence Caméléon), EDF EN

Le tellurure de cadmium est employé en tant que semi-conducteur dopé p. Un autre matériau est donc requis pour réaliser la jonction p-n, à savoir du sulfure de cadmium dopé n (CdS). Une telle union entre deux semi-conducteurs différents est appelée hétérojonction.

L’emploi du tellurure de cadmium procure plusieurs avantages aux cellules. Seuls 1 à 8 µm de CdTe suffisent pour absorber une grande quantité de lumière, y compris lorsqu'elle vient à manquer, comme à l’aube, au crépuscule ou par temps couvert. Les panneaux solaires rigides se comportent également mieux que les autres lorsque leur température monte, ce qui survient aux plus chaudes heures de la journée. Ils ne perdent que 3 % de leur puissance par tranche de 10 °C supplémentaires, contre 5 % pour les cellules cristallines (chiffres de First Solar).

En 2010, les cellules au CdTe représentaient 6 % du marché mondial du photovoltaïque. Dernièrement, plusieurs centrales solaires françaises en ont été équipées.


Un rendement record de 18,7 % a été atteint le 26 février 2013 par une cellule expérimentale de First Solar, rendement confirmé par le National Renewable Energy Laboratory (NREL, laboratoire indépendant). Les panneaux commercialisés ont quant à eux des performances moindres, de l’ordre de 12,5 %.

Le coût de fabrication d’une cellule au tellurure de cadmium serait deux à trois fois moins important que celui d’une structure cristalline, notamment grâce à l’optimisation du procédé de fabrication, à la faible main-d’œuvre requise et aux économies d’échelle (baisse du coût à la suite de l’augmentation de la productivité).

  Structure d’une cellule photovoltaïque au CdTe. La couche d’absorbant dopé p (en mauve) repose sous un autre semi-conducteur dopé n (CdS). Ces deux couches forment une hétérojonction. NREL

Concrètement, une cellule au CdTe se compose, de haut en bas :

- d’une vitre protectrice ;

- d’une couche conductrice transparente, par exemple faite d’oxyde d'indium-étain (ITO) ou d’oxyde de zinc (ZnO). Elle récolte les charges négatives sur une épaisseur de 0,2 à 0,5 µm ;

- de sulfure de cadmium CdS dopé n (épaisseur de 0,06 à 0,2 µm) ;

- de tellurure de cadmium dopé p (épaisseur de 2 à 8 µm) ;

- de la couche conductrice inférieure métallique. Elle est parfois fabriquée à partir d'une pâte de carbone enrichie en cuivre ;

- du substrat, dont la nature peut varier selon les propriétés désirées (souple ou rigide).

Les cellules au CdTe sont produites de différentes manières. First Solar utilise par exemple la méthode VTD (vapor transport deposition), car elle permet de déposer de faibles épaisseurs de matériaux sur des substrats mobiles. Concrètement, du tellure et du cadmium sont chauffés indépendamment dans des chambres, puis des gaz inertes vont transporter les vapeurs générées. Elles sortent par des orifices situés à environ 1 cm des supports. La matière se dépose alors sur le substrat, qui est maintenu à une température inférieure à la température d’évaporation. Un panneau solaire complet peut être produit en deux heures et demie, avec des pertes de matière première estimées à seulement 2 %.

Les inconvénients du CdTe : Deux problèmes majeurs se posent avec cette technologie. Le tellure est un élément rare (entre une et cinq parties par milliard dans la croûte terrestre). Il pourrait venir à manquer ou ne plus être disponible en quantité suffisante pour assurer la pérennité des filières qui l’utilisent.

Le cadmium pose également question, car il s’agit d’un élément toxique pouvant s’accumuler le long de la chaîne alimentaire. Dans les années 1950, des industries minières ont déversé du cadmium dans des cours d’eau de la préfecture japonaise de Toyama, provoquant alors l’apparition de la maladie dite Itai-Itai au sein de la population. Elle se traduisait notamment par des ramollissements d’os et des insuffisances rénales. Les habitants touchés se nourrissaient entre autres de riz issus de cultures irriguées par les eaux contaminées. Précisons toutefois que le cadmium devient inoffensif une fois inclus dans les cellules solaires, comme l’ont confirmé plusieurs études scientifiques publiées dans des revues spécialisées.

Un incendie ne pourrait pas libérer le cadmium des cellules solaires, car la chaleur ferait fondre le verre l’entourant, ce qui l’emprisonnerait. Les principaux risques concerneraient les personnes travaillant dans les usines d’assemblage ou de recyclage, mais il existe de nombreux procédés industriels pour éviter tout empoisonnement.

Ajoutons enfin qu’il faut moins de cadmium pour fabriquer un panneau solaire qu’une seule pile NiCd. Pour les moins convaincus, des cellules dépourvues d’élément toxique ont vu le jour dans les années 1980. Elles se composent notamment d’indium et de gallium.


Futura sciences 30/9/2013

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Les cellules photovoltaïques au CIGS sont prometteuses. En effet, le mélange de cuivre, de gallium, d’indium et de sélénium est un très bon absorbant (ce qui se traduit par des rendements élevés), dépourvu de toxicité pour l’environnement et la santé. Problème : l’indium, qui entre également dans la fabrication des écrans plats, pourrait venir à manquer.

Les cellules CIGS utilisent, comme les technologies au silicium ou au tellurure de cadmium, le principe de la jonction p-n. Elles se démarquent cependant des autres pour deux raisons : elles ne possèdent ni silicium, ni élément toxique comme le cadmium (ou alors en infime quantité). Aucun souci environnemental ou sanitaire n’est donc à craindre. Le semi-conducteur employé présente par ailleurs l’un des meilleurs coefficients d’absorption toutes cellules confondues (le record étant détenu par le silicium amorphe).

Le marché mondial du photovoltaïque CIGS a fortement augmenté ces dix dernières années. La production mondiale de ces cellules a été estimée à 450 MW en 2011.

  La finesse des cellules photovoltaïques au CIGS permet de les fabriquer sur des substrats souples. Dantor, Wikimedia Commons, cc by sa 3.0

Les cellules CIGS renferment un absorbant composé de cuivre, de gallium, d’indium et de sélénium. Cette couche de 1 à 2,5 µm d’épaisseur étant dopée p, elle doit être recouverte d’un matériau de type n, par exemple du sulfure de cadmium (CdS). Tiens donc, du cadmium… mais sur une épaisseur de seulement 0,04 à 0,07 µm, autant dire qu'il est présent en infime quantité. Puisqu'il y a deux semi-conducteurs différents, les cellules CIGS sont elles aussi à hétérojonction.

Comme son homologue au silicium amorphe, la cellule CIGS résiste mieux à l’échauffement que les cellules au silicium cristallin, mais moins bien que les cellules au CdTe. En plus, elle capte un peu mieux la lumière en début et en fin de journée (quelques pour cent), comme toutes les couches minces. Les entités cristallines requièrent 3,5 g de silicium pour afficher un watt-crête. Pour une puissance équivalente, les cellules CIGS ont seulement besoin de 0,08 g d’absorbant.

Le meilleur rendement atteint par une cellule CIGS rigide est de 20,4 %. Aucune autre structure mince à bas coût n’a fait mieux, à l’exception des cellules à l’arséniure de gallium. Le record pour des cellules souples est quant à lui de 19 %.

Ces valeurs ont été obtenues avec des composants expérimentaux, mais l’industrie ne s’en sort pas trop mal. L’entreprise américaine Nanosolar parvient ainsi à produire des cellules par impression affichant un rendement de 17,1 %, mais dans un contexte plutôt « semi-industriel ». Les modules sortant de leurs chaînes de production n’atteignent pas cette performance.

Composition et fabrication d'une entité photovoltaïque au CIGS : Les cellules CIGS peuvent être construites sur des supports en plastique, en verre de silicate sodocalcique de 1 à 3 mm d'épaisseur, ou sur des feuilles métalliques.

  Composition couche par couche d’une cellule photovoltaïque au CIGS. Les structures assemblées sur du verre (glass) sont rigides. À l’inverse, celles construites sur des feuilles métalliques (metal foil) ou sur du plastique (plastics) sont souples. NREL

Elles se composent souvent :

- d’un verre de protection ;

- d’une couche conductrice transparente en oxyde de zinc (ZnO) intrinsèque de 450 nm d’épaisseur (elle est souvent précédée d’une couche de ZnO dopée à l’aluminium) ;

- d’une couche d'environ 50 nm de sulfure de cadmium (CdS), ou d’un composé mixte comprenant du zinc, de l’oxygène, du soufre et des hydroxydes [Zn(S,O,OH)] ;

- de la couche de CIGS (épaisseur : environ 2 µm) ;

- du collecteur de charges inférieur, constitué de molybdène ;

- du substrat préalablement évoqué.

Plusieurs méthodes sont utilisées au niveau industriel pour assembler des cellules CIGS. Le contact arrière (c’est-à-dire la couche de molybdène) est déposé par pulvérisation cathodique. La sélénisation (l’électrodéposition ou la pulvérisation suivie d’une exposition à un gaz contenant du sélénium), la coévaporation ou la pulvérisation réactive sont ensuite utilisées pour déposer la couche absorbante. La strate tampon naturellement dopée n est adjointe via un bain chimique. Enfin, la couche fenêtre (c’est-à-dire le conducteur supérieur transparent) est toujours déposée par pulvérisation. La meilleure cellule CIGS a été fabriquée par coévaporation.

La plupart de ces procédés impliquent l’utilisation répétée de hautes températures ou l’obligation de travailler sous une atmosphère protectrice à de faibles pressions (environ 10-8 mbar). Ces quelques points font rapidement grimper les coûts de fabrication. Des alternatives moins onéreuses existent, mais les cellules produites présentent des rendements moindres.

Ainsi, les cellules CIGS peuvent également être fabriquées par impression. Dans ce cas, les éléments requis sont immergés sous forme de nanoparticules dans une encre. Une imprimante spécifique est alors employée pour déposer les différentes couches composant les cellules, à température ambiante et dans un environnement classique (pas de vide, d’atmosphère inerte, etc.). Les structures produites par impression affichent donc un rendement inférieur aux autres. Néanmoins, ce procédé de fabrication a l’avantage d’accélérer la production et de rentabiliser au mieux l’utilisation des matériaux.

Enfin, les différentes couches peuvent être déposées par frittage. Des nanoparticules sont étendues par un système d’électropulvérisation sur des précurseurs puis chauffées, mais sans que leur température de fusion soit atteinte. Elles vont alors se souder entre elles, et ainsi assurer une cohésion dans les couches déposées.

Des inconvénients liés à l'indium : Les cellules CIGS sont plus minces que leurs homologues cristallins et moins dangereuses pour les ouvriers, les fabricants et l’environnement que les structures au tellurure de cadmium. Elles ne sont pas pour autant dépourvues d’inconvénients, puisqu’elles intègrent de l’indium, un élément dont les réserves ne cessent de diminuer. En cause, il entre également dans la composition des écrans plats LCD, dont la commercialisation a explosé ces dernières années.

Environ 640 tonnes d’indium primaire, un élément entrant dans la composition de l’oxyde d’indium et d’étain, composé alliant transparence et conductivité, ont été produites en 2011 dans le monde (chiffre de l’USGS). Pour la même année, sa consommation totale a été estimée à 1.800 tonnes.

Pour information, il en faut environ 5 g pour construire un panneau solaire CIGS, et 1 g pour fabriquer un écran plat de 15 pouces. Selon diverses estimations, les réserves mondiales d’indium seront épuisées d’ici une vingtaine d’années.


Futura Sciences 30/9/2013

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Le cuivre, le zinc, l’étain, le soufre et le sélénium forment ensemble un matériau semi-conducteur de choix, puisqu’il est fait d’éléments courants et non toxiques. Dommage que le rendement affiché par les cellules CZTS ne soit pas plus élevé… Il devrait augmenter dans les années à venir. Le CIGS et le CdTe auront-ils bientôt un remplaçant de premier ordre ?

De nouvelles cellules sont déjà en cours de développement en prévision de la pénurie probable d’indium. Cependant, remplacer les cellules au CIGS représente un véritable défi tant cet absorbant est efficace. Une alternative exploitant le principe de la jonction p-n se démarque néanmoins depuis la fin des années 2000 : la cellule CZTS.

Elle possède des propriétés optiques et électroniques similaires à celle au CIGS, tout en ayant l’avantage d’être composée d’éléments abondants (à l’inverse du tellure ou de l’indium) et non toxiques pour la santé ou l’environnement (le cadmium peut être banni). Par ailleurs, ses constituants de base seraient cinq fois moins coûteux que ceux de la filière CIGS.

S’il n’y a ni terre rare ni élément toxique, qu’y a-t-il à la place ? Les cellules CZTS renferment en réalité un absorbant fait de cuivre, de zinc, d’étain, de soufre et de sélénium, de formule Cu2ZnSn(S,Se)4. L’ajout d’un autre semi-conducteur dopé n est requis pour former une hétérojonction, comme pour les cellules CIGS.

Selon un article paru en 2009, nous pourrions produire suffisamment d’énergie pour subvenir aux besoins de la population mondiale en n’exploitant que 0,1 % des réserves des principaux éléments concernés. Est-ce la solution miracle pour autant ?

  Cette cellule solaire CZTS ne contient pas de terre rare ni d’élément toxique en quantité. Elle pourrait remplacer les structures au CIGS et au CdTe, si son rendement augmente dans les années à venir. NREL

Rendement des entités photovoltaïques au CZTS : C’est ici que le bât blesse. Le rendement expérimental des cellules CZTS atteint à peine 11,1 %, soit la moitié de celui des cellules CIGS. Or, le rendement des modules solaires est toujours inférieur à celui des cellules, ce qui explique que la technologie CZTS n’ait pas encore été industrialisée.

La société AQT Solar envisage cependant le lancement d’une ligne de production dans le courant de l’année 2013.

Composition et fabrication des cellules CZTS : La structure et la fabrication des cellules CZTS et CIGS sont similaires. Seules les conditions optimales d’assemblage varient d’une filière à l’autre. Les substrats peuvent eux aussi être rigides ou souples.

Du haut en bas, une cellule CZTS se compose :

- d’un verre de protection ;

- d’une couche conductrice transparente d’oxyde de zinc intrinsèque (elle est parfois précédée d’une couche de ZnO dopée à l’aluminium, de 400 nm d’épaisseur) ;

- d’une couche de sulfure de cadmium (CdS) ou d’un composé mixte comprenant du zinc, de l’oxygène, du soufre et des hydroxydes Zn(S,O,OH). D’une épaisseur de 70 nm, ils sont naturellement dopés n ;

- de la couche de CZTS (épaisseur d’environ 1,5 µm) ;

- du conducteur inférieur, généralement du molybdène (épaisseur de 300 nm) ;

- du substrat.

Les cellules CZTS peuvent être fabriquées sous vide en utilisant la pulvérisation cathodique, la coévaporation ou le dépôt laser pulsé (PLD pour pulsed laser deposition, aussi appelé ablation laser pulsé). Dans ce dernier cas, un puissant faisceau laser se charge d’ablater la matière à déposer pour la transformer en une vapeur. Celle-ci peut ensuite se condenser sur la pièce à revêtir. Petit détail important : le CZTS se dégrade s’il est chauffé sous vide à plus de 500 °C. Notons que les rendements actuels des cellules CZTS produites par ce procédé sont faibles, moins de 1 % !

Sans avoir recours au vide, les cellules peuvent être assemblées par électrodépôt, par impression, par des pyrolyses par spray (les différents éléments sont projetés sur un support chauffé) ou par un procédé sol-gel (grâce à de simples réactions chimiques).

L'inconvénient majeur : le rendement. Seul le faible rendement des cellules CZTS pose actuellement problème.

Futura sciences 30/9/2013

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Les cellules photovoltaïques de première et deuxième génération préalablement présentées manquent cruellement de couleur, puisque sans adaptation spécifique, seuls deux tons sont disponibles : gris et bleu. Grâce aux polymères, les panneaux solaires peuvent désormais afficher de belles structures rouges, jaunes ou encore roses, tout en étant intégrés dans des fenêtres.

Les cellules photovoltaïques de première génération ou de deuxième génération précédemment présentées sont toutes composées d’éléments inorganiques, ce qui les rend durables, stables et surtout robustes. Certaines entités de troisième génération ne partagent pas toutes ces caractéristiques, mais cela ne les rend pas inintéressantes pour autant, car elles disposent d’autres avantages qu’il peut être utile d’exploiter. C’est particulièrement vrai pour les cellules solaires organiques (OPV), car elles sont partiellement ou totalement faites de plastique.

Ces structures sont peu onéreuses, tout en étant faciles à produire et à manipuler. Elles sont par ailleurs dégradables, ce qui autorise leur intégration dans des objets jetables. Il s’agit donc d’une technologie propre. Leur légèreté (moins d’un gramme par mètre carré pour certaines) et leur souplesse permettent également leur installation dans des lieux uniques, par exemple à l’intérieur de vitres, surtout lorsqu’elles font moins d’un millimètre d’épaisseur.

Un dernier détail distingue les cellules organiques des inorganiques : la couleur. Des pigments peuvent être utilisés pour les teindre en rouge, vert, rose ou encore violet (la liste n’est pas exhaustive).

  Les cellules photovoltaïques organiques peuvent être fines et transparentes, ce qui permet de les inclure dans des vitres (comme sur le carré de droite). UC Regents, 2012

Les matériaux semi-conducteurs sont donc organiques. Ils se composent soit de « petites molécules » dont la masse volumique est inférieure à 1.000 g/mol (comme le PCBM incorporant un noyau de fullerène), soit de polymères plus volumineux (à l’image du P3HT), soit des deux à la fois. Le PCBM et le P3HT sont régulièrement associés au sein des cellules photovoltaïques organiques, car ils sont respectivement accepteur (type n) et donneur (type p) d’électrons. Ils peuvent donc former des hétérojonctions p-n.

Le principe de fonctionnement de ces cellules repose lui aussi sur l’effet photovoltaïque. L’impact d’un photon sur une molécule de type p peut ici aussi exciter un électron et donner naissance à une paire électron-trou (ou exciton). C’est précisément à ce moment qu’une importante différence apparaît, puisque la durée de vie des excitons est réduite. Les deux charges s’attirent fortement et tendent à se recombiner avant d’atteindre un site de dissociation, c'est-à-dire une jonction, et ce d’autant plus que leurs déplacements sont lents. Ainsi, les cellules organiques captent très bien la lumière, mais peu de charges sont collectées, ce qui se traduit par des rendements faibles.

Il a notamment été envisagé de réduire la distance séparant les sites de photogénération des lieux de dissociation des charges. L’une des solutions trouvées est simple : mélanger les molécules donnant et acceptant les électrons. Ainsi, des polymères de PCBM peuvent être séparés par des molécules de P3HT (qui ont une forme en bâtonnet) au sein d’un réseau interpénétré qui forme alors une seule couche absorbante.

Une fois séparées, les charges sont collectées de manière conventionnelle grâce à des électrodes respectivement placées au-dessus et en dessous de la couche absorbante mixte.

Le record de rendement est actuellement détenu par l’entreprise allemande Heliatek. L’une de leurs cellules organiques a atteint un rendement de 12 % en janvier 2013, mais elle est dite « en tandem ». En effet, elle se compose de deux couches d’absorbant qui réagissent à des longueurs d’onde différentes, ce qui permet de convertir une plus grande partie du spectre lumineux en énergie.

Le record de rendement pour une cellule organique « simple » est actuellement de 11,1 %.

Composition et fabrication d'une entité OPV : Les cellules organiques peuvent adopter différentes structures, avec un nombre de couches variable. Pour compliquer le tout, ces entités sont parfois assemblées de manière inversée. Par conséquent, trous et électrons peuvent être récoltés, au choix, par l’électrode supérieure ou inférieure.

 Les polymères respectivement dopés p et n sont colorés en vert (donor) et en rose (acceptor). Ils forment un réseau interpénétré. Cette structure permet de réduire la distance qui sépare les jonctions p-n et les sites de photodissociation. La couche de PEDOT:PSS, un mélange de polymères, empêche la diffusion de l’oxygène produit par la couche TCO. NREL

D’une manière simplifiée, une cellule OPV renfermant un réseau interpénétré se compose :

- d’un verre ou d’un plastique transparent par lequel pénètre la lumière ;

- de l’anode qui doit être transparente. Elle peut être en ITO (épaisseur d’environ 100 nm), mais des alternatives existent pour éviter l'utilisation d'indium (ZnO ou TiOx, par exemple) ;

- d’une couche de PEDOT:PSS (mélange de deux polymères) qui bloque la diffusion de l’oxygène produit par l’ITO, car il peut altérer le polymère ;

- de la couche active incorporant les polymères n et p, tels le PCBM et le P3HT ;

- du contact métallique arrière (par exemple en aluminium) ;

- du substrat.

Parmi les variantes possibles, citons le cas des cellules où les deux types de polymères (PCBM et P3HT) ne sont pas mélangés, mais bien déposés en deux couches superposées. Certaines entités intègrent également une couche supplémentaire de bathocuproïne (BCP) entre les polymères et la cathode en aluminium. Elle permet d’éviter la recombinaison d’excitons à l’interface organique-métal.

Les cellules OPV sont faciles à produire sur de grandes surfaces, et en grande quantité, par le biais de procédés en roll-to-roll. Le substrat souple, par exemple du polyester, avance alors à vitesse constante en passant successivement dans différentes installations, chacune ajoutant l’une des couches requises. Les procédés de dépôt exploitent la vaporisation sous vide.

L’entreprise Heliatek fabrique par exemple ses cellules sur des bandes de substrat longues de 500 m (et larges de 30 cm), les entités étant par la suite structurées grâce à des outils laser. La température requise durant les opérations ne dépasse pas 120 °C. Attention toutefois, Heliatek produit des cellules dites à oligomères. Les molécules utilisées sont plus petites (masse molaire inférieure à 1.000 g/mol) que les polymères. Par ailleurs, les molécules dopées n ou p ne sont pas mélangées, mais bien déposées en deux couches distinctes.

L’impression est également utilisable, mais uniquement sur des substrats rigides comme le verre.

Inconvénients des cellules solaires organiques : Les cellules organiques présentent quelques inconvénients, parmi lesquels figurent :

- un taux de conversion (et donc un rendement) plus faible que les autres ;

- une baisse de stabilité et de solidité causée par les changements de température cycliques qui affectent les cellules exposées au Soleil.

Futura Sciences 30/9/2013

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Certaines cellules photovoltaïques font de plus en plus parler d’elles, alors que d’autres restent méconnues, même si l’avenir pourrait leur sourire. Les technologies mises en jeu sont diverses et variées : concentration de la lumière solaire, imitation de la photosynthèse ou encore recours à des boîtes quantiques.

Il est difficile de dresser une image complète des technologies photovoltaïques actuelles, tant les pistes explorées par la recherche sont nombreuses. Certaines structures en cours de développement méritent néanmoins d’être évoquées.

Les cellules photovoltaïques à concentration : Dans un panneau solaire, les cellules photovoltaïques sont ce qu’il y a de plus onéreux. Des solutions ont donc été recherchées pour réduire leur nombre. L’une d’entre elles consiste à concentrer 500 à 1.000 fois la lumière solaire sur des cellules à multijonction (elles ont des rendements de 30 à 40 %), grâce à des miroirs paraboliques ou des lentilles de Fresnel.

Les cellules à multijonction s’obtiennent en empilant plusieurs entités photovoltaïques différentes les unes sur les autres, ce qui permet de convertir une plus grande partie du spectre lumineux (ondes courtes, ondes moyennes, rayonnement infrarouge). Ces cellules sont couramment exploitées dans l’industrie spatiale, mais pas par les particuliers, tant elles sont coûteuses.

Cependant, cette technologie n’est efficace qu’à une seule condition : les panneaux doivent suivre la course du Soleil. En effet, le rayon lumineux concentré doit en permanence être axé sur la cellule si l’on souhaite générer un courant.

   Les cellules Grätzel peuvent exhiber différentes couleurs, ce qui permettrait une meilleure intégration des panneaux solaires dans notre environnement quotidien. Sastra, Wikimedia Commons, DP

Les cellules à pigments photosensibles : Grâce aux travaux de Michael Grätzel, les cellules à pigments photosensibles ont vu le jour en 1991 à l’École polytechnique fédérale de Lausanne (EPFL). Elles s’inspirent directement de la photosynthèse pratiquée par les végétaux.

Ces cellules se composent d’une surface conductrice transparente (par exemple en oxyde d’étain dopé au fluor) sur laquelle est déposé un matériau semi-conducteur comme le dioxyde de titane (TiO2). Des pigments, telle la polypyridine au ruthénium, sont insérés à l’intérieur de cette dernière couche. Leur fonction est comparable à celle de la chlorophylle des végétaux. Le dispositif est complété par une couche d’électrolytes (une solution iodure-triiodure), puis par la cathode qui forme la paroi inférieure de la cellule.

La lumière solaire provoque l’éjection d’un électron hors du pigment. Il diffuse ensuite dans le semi-conducteur, jusqu’à rejoindre l’anode. Ce mouvement n’est possible que pour une seule raison : l'électrolyte donne des électrons au pigment qui vient d’en perdre, avant que la charge négative excitée puisse se recombiner. L’accumulation des électrons dans la partie haute de la cellule cause alors l’apparition d’une différence de potentiel.

En mai 2013, un rendement record de 15 % a été atteint en laboratoire par Michaël Grätzel à l’EPFL. Quant aux cellules commerciales, elles ne dépassent pas 5 %, mais elles ont cependant un important défaut : elles vieillissent très rapidement.

Les cellules solaires à boîtes quantiques : Le domaine des nanotechnologies n’a pas encore été abordé dans ce dossier. Il est pourtant prometteur, bien que toujours expérimental. Les boîtes quantiques sont des nanocristaux semi-conducteurs mesurant moins de 10 nm. Ces boîtes présentent deux caractéristiques importantes : elles captent la lumière à différentes longueurs d’onde, et sont faciles à produire à moindre coût.

Les cellules à boîtes quantiques se composent d’une plaque de verre qui est recouverte par de l’oxyde d’étain dopé au fluor. Il sert de conducteur transparent. Un matériau semi-conducteur, comme le dioxyde de titane ou l’oxyde de zinc, est alors posé sur cette couche, avant d’être lui-même recouvert par les boîtes quantiques. Le tout est finalement fixé par un oxyde de molybdène, de l’or et de l’argent. L’épaisseur totale du dispositif est d’environ 1,5 µm.

Un rendement record de 7 % est actuellement détenu par des chercheurs de l’université de Toronto, au Canada. Cependant, il serait théoriquement possible d’atteindre des valeurs de 60 à 83 %.

 Capteur solaire thermique à tubes - ddmagazine / Youtube 27/7/2008

Futura sciences 30/9/2013

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De nombreuses informations, chiffrées ou non, ont été fournies pour chaque cellule photovoltaïque, qu’elles soient de première, de deuxième ou de troisième génération. Les plus intéressantes d’entre elles ont été rassemblées sous la forme d’un tableau, l’objectif étant de faciliter les comparaisons.

Grâce au tableau ci-dessous, découvrez quelle cellule photovoltaïque possède le meilleur rendement (selon les données publiées par le NREL, National Renewable Energy Laboratory) ou la plus faible épaisseur. Les principaux inconvénients propres à chaque technologie sont également rappelés. N'hésitez pas à faire des comparaisons.

  Tableau récapitulant les principales caractéristiques et performances des cellules photovoltaïques les plus importantes (nc = non connu). Futura-Sciences

Les rendements indiqués ont été vérifiés en mai 2013. Pour trouver les dernières valeurs à jour concernant les cellules solaires, vous pouvez consulter ce graphique fourni par le NREL.


Futura sciences 30/9/2013

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Les panneaux solaires installés sur les toits, ou dans des centrales photovoltaïques, incorporent des dizaines de cellules qu’il faut particulièrement bien protéger. En effet, elles sont sensibles à de nombreux facteurs environnementaux, comme l’humidité ou la poussière. L’encapsulation puis la lamination sont donc nécessaires avant d'installer des panneaux sur un toit.

Les principales cellules photovoltaïques actuellement ou prochainement produites viennent d’être décrites en détail, mais que deviennent-elles une fois leur fabrication terminée ? En effet, elles ne peuvent pas être posées telles quelles sur les toits (ou ailleurs), car elles sont sensibles à l’humidité, à la poussière ou encore à divers agents corrosifs. Il faut donc les protéger du milieu extérieur avant toute utilisation.

De même, la production électrique d’une seule cellule est faible. Il faut donc en assembler des dizaines pour obtenir la production électrique escomptée. Par exemple, 15 à 30 m2 de panneaux solaires sont requis pour qu’une installation puisse atteindre une puissance de 1,5 à 3 kW.

Finalement, le courant produit est continu et ne peut donc pas être injecté dans un réseau électrique. Voyons quelles solutions ont été trouvées à tous ces problèmes.

L’encapsulation, ou la survie de la cellule : Malgré des procédés de fabrication parfaitement identiques, les cellules sont toutes testées individuellement à la fin de leur production. Seules des cellules présentant des propriétés électriques identiques sont assemblées conjointement. Pour ce faire, des rubans métalliques sont utilisés pour unir le contact arrière d’une unité avec le contact avant de la cellule suivante. Elles peuvent être regroupées aussi bien en série ou en parallèle, en fonction des caractéristiques que l’on souhaite donner au module.  

 Installation photovoltaïque typiquement rencontrée chez un particulier. Le courant continu produit par les panneaux solaires est transformé en courant alternatif pour rejoindre le réseau. Idé

Une fois l’assemblage terminé, les cellules sont placées entre deux couches d’éthylène-acétate de vinyle (EVA) ou de polyvinyle de butyral (PVB). Ces deux polymères sont à la fois transparents (transmission de la lumière supérieure à 90 %), non conducteurs de courant, très collants sous certaines conditions, imperméables à l’eau et résistants à la chaleur. Bref, il s’agit des matériaux idéaux pour isoler les cellules de leur environnement.

Enfin, si le panneau est destiné à être rigide, l’ensemble peut être inclus entre deux plaques de verre, ou entre une vitre et une plaque arrière faite de couches minces de polymère (Mylar, Tedlar) et d’aluminium (conception monoverre). Les connexions de sortie sont alors fixées sur la face arrière des panneaux. Le verre employé est de qualité solaire. Il contient moins de fer qu’une vitre classique, pour permettre une meilleure transmission de la lumière. Le tout est emprisonné dans un cadre métallique, bien souvent en aluminium.

Quand tous les éléments fusionnent : la lamination. Le module solaire n’est pas encore totalement terminé à ce stade. Il renferme toujours de l’air et l’encapsulation n’est pas parfaite, l’EVA ou le PVB ne s’étant pas encore liés fortement aux divers constituants. C’est pourquoi une étape de lamination est requise.

  Représentation schématique d’un lamineur servant à l’encapsulation des cellules photovoltaïques au sein des panneaux solaires. Le procédé est décrit ci-dessous. Tous les composants du panneau sont inclus dans le laminat. El Amrani et al., Revue des énergies renouvelables, 2006

Tous les éléments (cellules, EVA, verre, aluminium) sont insérés dans la chambre inférieure d’un lamineur qui est maintenue à 100 °C. Le vide est alors réalisé dans le compartiment. Dans un deuxième temps, la chambre supérieure, qui était jusqu’alors maintenue sous vide, est mise à pression atmosphérique, ce qui provoque la descente d’une membrane sur le panneau. La pression exercée sur ce dernier et l’action continue de la pompe à vide du premier compartiment finissent d’extraire l’air qui pouvait encore subsister dans l’assemblage. Il ne reste plus qu’à faire monter la température à 156 °C durant 15 minutes pour faire polymériser l’EVA ou le PVB.

À leur sortie du lamineur, les modules présentent des excédents d’encapsulant, qui sont alors retirés manuellement. Lorsque les boîtes de connexion ont été ajoutées, le panneau peut être stocké en attendant d’être vendu.

Une fois installés et raccordés entre eux, les panneaux photovoltaïques fournissent un courant continu qui est converti en courant alternatif grâce à un onduleur. Dès ce moment, l’électricité produite peut être injectée sur le réseau, après être passée dans un compteur, ou stockée dans des batteries… jusqu’à ce que les panneaux arrivent en fin de vie ?


Futura Sciences 30/9/2013

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Nos objets électroniques ont tous une durée de vie limitée. Les panneaux solaires aussi ! Au vu du nombre grandissant d’installations photovoltaïques construites chaque année dans le monde, des filières de recyclage se sont mises en place, chacune avec sa propre méthode pour détruire les cellules et réemployer leurs matériaux.

Les panneaux solaires produits de nos jours sont au minimum garantis pour fonctionner 20 ans. De nombreux constructeurs garantissent même une perte de puissance qui n’excède pas 20 % durant 25 ans, mais que faire des modules endommagés ou en fin de vie ? La question n’est pas anodine, vu le nombre de panneaux installés chaque année et la rareté ou la toxicité de certains de leurs composants. La réponse paraît évidente depuis quelques années : les recycler !

 Recyclage des panneaux photovoltaiques - SolarTotalFrance / Youtube 29/11/2010

Les consommateurs comme les producteurs sont de plus en plus conscients de l’importance du recyclage, et ce pour plusieurs raisons. 


- Premièrement, la diminution des réserves de plusieurs éléments, comme les terres rares, et la concurrence pour le silicium provoquent des tensions croissantes d’approvisionnement sur les marchés. Le recyclage pourrait les réduire en fournissant une quantité accrue de matières premières. 

- Deuxièmement, cette opération fournit un aspect renouvelable à un secteur qui souhaite justement produire des énergies propres.

- Enfin, parce que la gestion des déchets est de plus en plus réglementée tant au niveau national qu’international.

La filière du recyclage des panneaux photovoltaïques s’est particulièrement bien développée ces dernières années… au point de ne pas avoir assez de matière première pour être rentable. En effet, la plupart des modules solaires installés dans le monde sont encore loin d’atteindre leur fin de vie, puisqu’ils ont été mis en place ces dernières années. Les usines de recyclage traiteraient donc principalement les déchets et les rebus de production en attendant mieux. Il n’existe pas de méthode standard pour recycler un panneau, mais plusieurs approches se démarquent.  

    Ces panneaux photovoltaïques sont arrivés en fin de vie. Ils attendent d’être recyclés. Leur silicium pourra être réutilisé quatre fois par la suite. PV Cycle

Le recyclage des cellules photovoltaïques au silicium cristallin : Un réseau de collecte a été mis en place en Europe pour récupérer les panneaux démantelés. Il est actuellement géré par PV Cycle. Toutefois, seuls des modules produits par des marques ayant établi des accords avec cette association sont récupérés.

Une fois débarrassés de leur cadre métallique et du boîtier de connexion, les panneaux renfermant des cellules au silicium cristallin peuvent suivre deux voies de recyclage :

- des traitements thermiques sont utilisés pour faire brûler l’EVA et ainsi dissocier les cellules du verre. Ce dernier représente 80 % de la masse d’un panneau. Il peut être traité dans une filière conventionnelle, où il pourra par exemple être transformé en fibre de verre, puis être intégré dans des isolants. Les cellules vont pour leur part subir différents traitements chimiques afin d’éliminer la couche antireflet (si elle existe), puis de détacher les contacts métalliques. Les galettes de silicium sont réutilisables si leur intégrité est restée intacte. Dans le cas contraire, elles sont broyées, fondues puis utilisées pour fabriquer de nouveaux lingots ;

- la deuxième méthode consiste à broyer l’ensemble d'un panneau débarrassé de son cadre, puis à utiliser différents traitements chimiques ou mécaniques pour séparer des fractions homogènes. Cette approche évite d’avoir à lutter contre l’important pouvoir adhésif des encapsulants.

Les métaux (cuivre, argent, aluminium, etc.) ou les plastiques sont réutilisables pour la production de matières premières. Le taux de recyclage moyen d’un panneau photovoltaïque attendrait entre 80 et 90 %. Selon l’organisme Ceres, le silicium est réutilisable à quatre reprises.

  Voilà tout ce qui reste d’un panneau photovoltaïque après son broyage. Différents traitements chimiques et mécaniques vont maintenant séparer les composants. PV Cycle

Le recyclage des cellules à couches minces : Trois entreprises se chargent actuellement de recycler les cellules CdTe et CIGS en Europe. Leurs méthodes diffèrent, mais elles adoptent cependant les approches employées durant le traitement des entités au silicium cristallin :

- les différentes couches peuvent être séparées par des procédés mécaniques, puis subir divers traitements physiques, chimiques, électrochimiques ou hydrométallurgiques individuels ;

- l’ensemble d’une cellule, voire d’un panneau, peut également être broyé. Le verre et l’encapsulant sont alors séparés mécaniquement ou chimiquement. Les autres constituants sont ensuite triés, avant d’être récupérés puis traités.

Chaque traitement doit être choisi méthodiquement en fonction du type de cellule à recycler, notamment lorsque l’on traite des entités renfermant des éléments potentiellement toxiques pour l’Homme ou pour l’environnement (cas des cellules au CdTe).

Environ 90 % du verre et 95 % des semi-conducteurs qui composent une cellule à couches minces sont récupérables. Au final, le cadmium, le tellure, mais aussi le gallium et l’indium, sont remis sur le marché des matières premières.

En 2008, environ 3.800 tonnes de panneaux photovoltaïques ont été remplacées dans l’Union européenne. Ce chiffre pourrait monter à 300.000 tonnes d’ici 2030, si les tendances actuelles se poursuivent.

 ademe / Youtube 19/1/2012 - Panneaux Photovoltaïque

Futura sciences 30/9/2013