Las células solares de película delgada se fabrican depositando una o más capas delgadas ( películas delgadas o TF) de material fotovoltaico sobre un sustrato, como vidrio, plástico o metal. Las células solares de película delgada suelen tener un grosor de unos pocos nanómetros ( nm ) a unas pocas micras ( μm ), mucho más delgadas que las obleas utilizadas en las células solares convencionales basadas en silicio cristalino (c-Si), que pueden tener hasta 200 μm de espesor. Las células solares de película delgada se utilizan comercialmente en varias tecnologías, incluido el telururo de cadmio (CdTe), el diseleniuro de cobre, indio y galio (CIGS) y el silicio amorfo de película delgada (a-Si, TF-Si).
Las células solares a menudo se clasifican en las llamadas generaciones según las capas activas (que absorben la luz solar) utilizadas para producirlas, y las células solares más conocidas o de primera generación están hechas de silicio monocristalino o multicristalino . Esta es la tecnología dominante que se utiliza actualmente en la mayoría de los sistemas solares fotovoltaicos . La mayoría de las células solares de película delgada se clasifican como de segunda generación y se fabrican utilizando capas delgadas de materiales bien estudiados como silicio amorfo (a-Si), telururo de cadmio (CdTe), seleniuro de cobre , indio y galio (CIGS) o arseniuro de galio (GaAs). . Las células solares fabricadas con materiales más nuevos y menos establecidos se clasifican como células solares emergentes o de tercera generación . Esto incluye algunas tecnologías innovadoras de película delgada, como las células solares de película delgada de perovskita , sensibilizadas por colorante , de punto cuántico , orgánicas y CZTS .
Las células de película delgada tienen varias ventajas sobre las células solares de silicio de primera generación, incluida la de ser más livianas y flexibles debido a su construcción delgada. Esto los hace adecuados para su uso en sistemas fotovoltaicos integrados en edificios y como material de acristalamiento fotovoltaico semitransparente que se puede laminar sobre ventanas. Otras aplicaciones comerciales utilizan paneles solares rígidos de película delgada (intercalados entre dos paneles de vidrio) en algunas de las centrales fotovoltaicas más grandes del mundo . Además, los materiales utilizados en las células solares de película delgada generalmente se producen utilizando métodos simples y escalables, más rentables que las células de primera generación, lo que en muchos casos genera menores impactos ambientales , como las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) . Las células de película delgada también suelen superar a las fuentes renovables y no renovables para la generación de electricidad en términos de toxicidad humana y emisiones de metales pesados .
A pesar de los desafíos iniciales con la conversión eficiente de la luz , especialmente entre los materiales fotovoltaicos de tercera generación, a partir de 2023 algunas células solares de película delgada han alcanzado eficiencias de hasta el 29,1% para las células de GaAs de película delgada de unión única, superando el máximo de eficiencia del 26,1%. para células solares estándar de unión simple de primera generación. Las celdas concentradoras de uniones múltiples que incorporan tecnologías de película delgada han alcanzado eficiencias de hasta el 47,6 % en 2023. [1]
Aún así, se ha descubierto que muchas tecnologías de película delgada tienen vidas operativas más cortas y mayores tasas de degradación que las células de primera generación en pruebas de vida acelerada , lo que ha contribuido a su implementación algo limitada. A nivel mundial, la cuota de mercado fotovoltaica de las tecnologías de película delgada seguirá siendo de alrededor del 5 % en 2023. [2] Sin embargo, la tecnología de película delgada se ha vuelto considerablemente más popular en los Estados Unidos, donde las células de CdTe por sí solas representaron casi el 30 % de las nuevas utilidades. implementación a escala en 2022. [3]
Las primeras investigaciones sobre células solares de película delgada comenzaron en la década de 1970. En 1970, el equipo de Zhores Alferov en el Instituto Ioffe creó las primeras células solares de arseniuro de galio (GaAs), y más tarde ganó el Premio Nobel de Física de 2000 por este y otros trabajos. [4] [5] Dos años más tarde, en 1972, el Prof. Karl Böer fundó el Instituto de Conversión de Energía (IEC) en la Universidad de Delaware para promover la investigación solar de película delgada. El instituto se centró primero en células de sulfuro de cobre/sulfuro de cadmio (Cu 2 S/CdS) y luego se expandió a películas delgadas de fosfuro de zinc (Zn 3 P 2 ) y silicio amorfo (a-Si) también en 1975. [6] En En 1973, la IEC presentó por primera vez una casa alimentada por energía solar, Solar One, en el primer ejemplo de energía fotovoltaica integrada en edificios residenciales. [7] En la siguiente década, el interés en la tecnología de película delgada para uso comercial y aplicaciones aeroespaciales [8] aumentó significativamente, y varias empresas comenzaron a desarrollar dispositivos solares de película delgada de silicio amorfo. [9] Las eficiencias solares de película delgada aumentaron al 10% para Cu 2 S/CdS en 1980, [10] y en 1986 ARCO Solar lanzó la primera célula solar de película delgada disponible comercialmente, la G-4000, hecha de silicio amorfo. . [11]
En las décadas de 1990 y 2000, las células solares de película delgada experimentaron aumentos significativos en la eficiencia máxima y la expansión de las tecnologías de película delgada existentes hacia nuevos sectores. En 1992, se desarrolló en la Universidad del Sur de Florida una célula solar de película delgada con una eficiencia superior al 15% . [12] Sólo siete años después, en 1999, el Laboratorio Nacional de Energía Renovable de EE. UU. (NREL) y Spectrolab colaboraron en una célula solar de arseniuro de galio de tres uniones que alcanzó una eficiencia del 32%. [13] Ese mismo año, Kiss + Cathcart diseñó células solares transparentes de película delgada para algunas de las ventanas en 4 Times Square , generando suficiente electricidad para alimentar de 5 a 7 casas. [14] [12] En 2000, BP Solar introdujo dos nuevas células solares comerciales basadas en tecnología de película delgada. [12] En 2001, se desarrollaron las primeras células solares orgánicas de película delgada en la Universidad Johannes Kepler de Linz . En 2005, las células solares de GaAs se hicieron aún más delgadas con las primeras células independientes (sin sustrato) introducidas por investigadores de la Universidad de Radboud . [15]
Esta fue también una época de avances significativos en la exploración de nuevos materiales solares de tercera generación, materiales con el potencial de superar los límites teóricos de eficiencia de los materiales tradicionales de estado sólido. [16] En 1991, se desarrolló la primera célula solar sensibilizada por colorante de alta eficiencia , reemplazando la capa semiconductora sólida ordinaria (activa) de la celda con una mezcla de electrolitos líquidos que contenía un tinte absorbente de luz. [17] A principios de la década de 2000, comenzó el desarrollo de células solares de puntos cuánticos, [16] tecnología certificada posteriormente por NREL en 2011. [18] En 2009, investigadores de la Universidad de Tokio informaron sobre un nuevo tipo de célula solar que utilizaba perovskitas como elemento activo. capa y logrando más del 3% de eficiencia, [19] basándose en el trabajo de Murase Chikao de 1999 que creó una capa de perovskita capaz de absorber la luz. [20]
En la década de 2010 y principios de la de 2020, la innovación en la tecnología solar de película delgada incluyó esfuerzos para expandir la tecnología solar de tercera generación a nuevas aplicaciones y disminuir los costos de producción, así como mejoras significativas en la eficiencia de los materiales de segunda y tercera generación. En 2015, Kyung-In Synthetic lanzó las primeras células solares de inyección de tinta , células solares flexibles fabricadas con impresoras industriales. [21] En 2016, el Laboratorio de Electrónica Orgánica y Nanoestructurada (ONE) de Vladimir Bulović en el Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT) creó células de película delgada lo suficientemente ligeras como para sentarse encima de pompas de jabón. [22] En 2022, el mismo grupo introdujo células solares orgánicas flexibles de película delgada integradas en tela. [23] [24]
La tecnología solar de película delgada capturó una cuota de mercado mundial máxima del 32% del nuevo despliegue fotovoltaico en 1988 antes de disminuir durante varias décadas y alcanzar otro pico más pequeño del 17% nuevamente en 2009. [25] [26] La cuota de mercado luego disminuyó constantemente al 5% en 2021 a nivel mundial, [25] sin embargo, la tecnología de película delgada capturó aproximadamente el 19% de la participación total del mercado estadounidense en el mismo año, incluido el 30% de la producción a escala de servicios públicos. [27]
En una célula solar típica, el efecto fotovoltaico se utiliza para generar electricidad a partir de la luz solar. La "capa activa" o absorbente de luz de la célula solar suele ser un material semiconductor , lo que significa que existe una brecha en su espectro de energía entre la banda de valencia de los electrones localizados alrededor de los iones anfitriones y la banda de conducción de los electrones de mayor energía que están libre para moverse por todo el material. Para la mayoría de los materiales semiconductores a temperatura ambiente, los electrones que no han obtenido energía adicional de otra fuente existirán en gran medida en la banda de valencia, con pocos o ningún electrón en la banda de conducción. Cuando un fotón solar alcanza la capa activa semiconductora de una célula solar, los electrones de la banda de valencia pueden absorber la energía del fotón y excitarse hacia la banda de conducción, lo que les permite moverse libremente por todo el material. Cuando esto sucede, un estado de electrón vacío (o hueco ) queda en la banda de valencia. Juntos, el electrón de la banda de conducción y el hueco de la banda de valencia se denominan par electrón-hueco . Tanto el electrón como el hueco del par electrón-hueco pueden moverse libremente por todo el material en forma de electricidad. [28] Sin embargo, si el par electrón-hueco no se separa, el electrón y el hueco pueden recombinarse en el estado original de menor energía, liberando un fotón de la energía correspondiente. En el equilibrio termodinámico , el proceso directo (absorber un fotón para excitar un par electrón-hueco) y el proceso inverso (emitir un fotón para destruir un par electrón-hueco) deben ocurrir al mismo ritmo según el principio de equilibrio detallado . Por lo tanto, para construir una célula solar a partir de un material semiconductor y extraer corriente durante el proceso de excitación, el electrón y el hueco del par electrón-hueco deben estar separados. Esto se puede lograr de diversas formas, pero la más común es con una unión pn , donde se unen una capa semiconductora dopada positivamente (tipo p) y una capa semiconductora dopada negativamente (tipo n), creando una diferencia de potencial químico . que atrae electrones en una dirección y huecos en la otra, separando el par electrón-hueco. [29] En cambio, esto se puede lograr utilizando contactos metálicos con diferentes funciones de trabajo , como en una celda de unión Schottky .
En una célula solar de película delgada, el proceso es prácticamente el mismo, pero la capa semiconductora activa se vuelve mucho más delgada. Esto puede ser posible gracias a alguna propiedad intrínseca del material semiconductor utilizado que le permite convertir una cantidad particularmente grande de fotones por espesor. Por ejemplo, algunos materiales de película delgada tienen una banda prohibida directa , lo que significa que los estados electrónicos de las bandas de conducción y de valencia tienen el mismo impulso en lugar de momentos diferentes como en el caso de un semiconductor de banda prohibida indirecta como el silicio. Tener una banda prohibida directa elimina la necesidad de una fuente o sumidero de impulso (normalmente una vibración reticular o fonón ), simplificando el proceso de dos pasos de absorber un fotón en un proceso de un solo paso. [30] Otros materiales de película delgada pueden absorber más fotones por espesor simplemente debido a que tienen una banda prohibida de energía que coincide bien con la energía máxima del espectro solar , lo que significa que hay muchos fotones solares de la energía correcta disponibles para excitar pares electrón-hueco.
En otras células solares de película delgada, la capa semiconductora se puede reemplazar completamente con otro material absorbente de luz, por ejemplo, una solución de electrolitos y moléculas de tinte fotoactivo en una célula solar sensibilizada con tinte o por puntos cuánticos en una célula solar de puntos cuánticos. .
Las tecnologías de película fina reducen la cantidad de material activo en una célula. La capa activa se puede colocar sobre un sustrato rígido hecho de vidrio, plástico o metal o la celda se puede fabricar con un sustrato flexible como una tela. Las células solares de película delgada tienden a ser más baratas que las células de silicio cristalino y tienen un impacto ecológico menor (determinado a partir del análisis del ciclo de vida ). [31] Su naturaleza delgada y flexible también los hace ideales para aplicaciones como la energía fotovoltaica integrada en edificios. La mayoría de los paneles de película tienen eficiencias de conversión entre 2 y 3 puntos porcentuales más bajas que el silicio cristalino, [32] aunque algunos materiales de película delgada superan a los paneles de silicio cristalino en términos de eficiencia. El telururo de cadmio (CdTe), el seleniuro de cobre, indio y galio (CIGS) y el silicio amorfo (a-Si) son tres de las tecnologías de película delgada más destacadas.
El telururo de cadmio (CdTe) es un material calcogenuro que constituye la tecnología de película delgada predominante. Con alrededor del 5 por ciento de la producción fotovoltaica mundial, representa más de la mitad del mercado de películas delgadas. La eficiencia de la celda de laboratorio también ha aumentado significativamente en los últimos años y está a la par con la película delgada CIGS y cerca de la eficiencia del silicio multicristalino en 2013. [33] : 24–25 Además, el CdTe tiene el tiempo de recuperación de energía más bajo. de todas las tecnologías fotovoltaicas producidas en masa, y puede durar tan solo ocho meses en ubicaciones favorables. [33] : 31 El CdTe también funciona mejor que la mayoría de los otros materiales fotovoltaicos de película delgada en muchos factores de impacto ambiental importantes, como el potencial de calentamiento global y las emisiones de metales pesados. [34] Un fabricante destacado es la empresa estadounidense First Solar, con sede en Tempe, Arizona , que fabrica paneles de CdTe con una eficiencia de aproximadamente el 18 por ciento. [35]
Aunque la toxicidad del cadmio puede no ser un gran problema y las preocupaciones medioambientales se resuelven completamente con el reciclaje de los módulos de CdTe al final de su vida útil, [36] todavía hay incertidumbres [37] y la opinión pública se muestra escéptica ante esto. tecnología. [38] [39] El uso de materiales raros también puede convertirse en un factor limitante para la escalabilidad industrial de la tecnología de película delgada de CdTe. La rareza del telurio , cuya forma aniónica es el teluro , es comparable a la del platino en la corteza terrestre y contribuye significativamente al coste del módulo. [40]
Al igual que el CdTe, el seleniuro de cobre, indio y galio (CIGS) y sus variaciones son semiconductores compuestos de calcogenuro. Las células solares CIGS alcanzaron una eficiencia de laboratorio superior al 23 por ciento (ver tabla) y una participación del 0,8 por ciento en el mercado fotovoltaico general en 2021. [45] Numerosas empresas han producido células y módulos solares CIGS, sin embargo, algunas de ellas han reducido significativamente o cesado su producción durante los últimos años.
La investigación actual tiene como objetivo mejorar las propiedades relacionadas con la fabricación y la funcionalidad modificando o reemplazando las capas individuales, por ejemplo:
Además del potencial de desarrollo de las otras capas de la célula solar, el material absorbente CIGS tiene la notable propiedad de que su banda prohibida se puede ajustar ajustando la proporción de indio y galio en el compuesto. Al ajustar la banda prohibida, se puede cambiar la fracción del espectro solar que es absorbida por la célula solar, lo que hace que las células CIGS sean especialmente interesantes como componentes de células solares de uniones múltiples . [48]
También es posible sustituir parcialmente el cobre por plata y el selenio por azufre dando el compuesto (Ag z Cu 1-z )(In 1-x Ga x )(Se 1-y S y ) 2 . Para distinguir el compuesto libre de azufre, a veces se abrevia CIGSe, mientras que el acrónimo CIGS puede referirse tanto a compuestos que contienen azufre como a selenio. El compuesto que contiene plata a veces se denomina ACIGS. Las variaciones de la composición de CIGS están sujetas a investigaciones actuales y, en parte, también se fabrican en la industria.
Hay tres arquitecturas de película delgada de silicio destacadas:
El silicio amorfo (a-Si) es una forma alotrópica no cristalina de silicio y la tecnología de película delgada mejor desarrollada hasta la fecha. El silicio de película delgada es una alternativa al silicio cristalino en forma de oblea (o a granel ) convencional . Si bien se han desarrollado en el laboratorio con gran éxito células de película delgada CdTe y CIS basadas en calcogenuro , todavía hay interés de la industria en las células de película delgada basadas en silicio. Los dispositivos basados en silicio presentan menos problemas que sus homólogos de CdTe y CIS, como problemas de toxicidad y humedad con las células de CdTe y bajos rendimientos de fabricación de CIS debido a la complejidad del material. Además, debido a la resistencia política al uso de materiales no "verdes" en la producción de energía solar, no existe ningún estigma en el uso de silicio estándar.
Este tipo de celda de película delgada se fabrica principalmente mediante una técnica llamada deposición química de vapor mejorada con plasma . Utiliza una mezcla gaseosa de silano (SiH 4 ) e hidrógeno para depositar una capa muy fina de sólo 1 micrómetro (μm) de silicio sobre un sustrato, como vidrio, plástico o metal, que ya ha sido recubierto con una capa de material transparente . óxido conductor . Otros métodos utilizados para depositar silicio amorfo sobre un sustrato incluyen técnicas de deposición química de vapor mediante pulverización catódica y alambre caliente . [50]
El a-Si es atractivo como material para células solares porque es un material abundante y no tóxico. Requiere una temperatura de procesamiento baja y permite una producción escalable sobre un sustrato flexible y de bajo costo que requiere poco material de silicio. Debido a su banda prohibida de 1,7 eV, el silicio amorfo también absorbe un rango muy amplio del espectro de luz , que incluye infrarrojos e incluso algo de ultravioleta y funciona muy bien con luz débil. Esto permite que la celda genere energía temprano en la mañana o al final de la tarde y en días nublados y lluviosos, a diferencia de las celdas de silicio cristalino , que son significativamente menos eficientes cuando se exponen a la luz del día difusa e indirecta . [ cita necesaria ]
Sin embargo, la eficiencia de una celda de a-Si sufre una caída significativa de alrededor del 10 al 30 por ciento durante los primeros seis meses de funcionamiento. Esto se llama efecto Staebler-Wronski (SWE), una pérdida típica en la producción eléctrica debido a cambios en la fotoconductividad y la conductividad oscura causadas por la exposición prolongada a la luz solar. Aunque esta degradación es perfectamente reversible tras el recocido a 150 °C o más, las células solares convencionales de c-Si no exhiben este efecto en primer lugar.
Su estructura electrónica básica es la unión de pines . La estructura amorfa del a-Si implica un alto desorden inherente y enlaces colgantes, lo que lo convierte en un mal conductor para los portadores de carga. Estos enlaces colgantes actúan como centros de recombinación que reducen gravemente la vida útil del portador. Generalmente se utiliza una estructura de pasador, a diferencia de una estructura de presión. Esto se debe a que la movilidad de los electrones en a-Si:H es aproximadamente 1 o 2 órdenes de magnitud mayor que la de los huecos y, por lo tanto, la velocidad de recolección de los electrones que se mueven desde el contacto tipo n al tipo p es mejor que la de los huecos que se mueven desde el contacto tipo p. Contacto tipo p a n. Por lo tanto, la capa tipo p debe colocarse en la parte superior donde la intensidad de la luz es más fuerte, de modo que la mayoría de los portadores de carga que cruzan la unión sean electrones. [51]
Una capa de silicio amorfo se puede combinar con capas de otras formas alotrópicas de silicio para producir una célula solar de múltiples uniones . Cuando solo se combinan dos capas (dos uniones pn), se denomina celda en tándem . Al apilar estas capas una encima de otra, se absorbe una gama más amplia de espectros de luz, lo que mejora la eficiencia general de la celda.
En el silicio micromorfo , una capa de silicio microcristalino (μc-Si) se combina con silicio amorfo, creando una celda en tándem. La capa superior de a-Si absorbe la luz visible, dejando la parte infrarroja a la capa inferior de μc-Si. El concepto de células apiladas micromorfas fue pionero y patentado en el Instituto de Microtecnología (IMT) de la Universidad de Neuchâtel en Suiza, [52] y obtuvo la licencia de TEL Solar . En julio de 2014 se certificó de forma independiente un nuevo módulo fotovoltaico récord mundial basado en el concepto micromorfo con una eficiencia del módulo del 12,24 % .
Como todas las capas están hechas de silicio, se pueden fabricar utilizando PECVD. La banda prohibida de a-Si es de 1,7 eV y la de c-Si es de 1,1 eV. La capa de c-Si puede absorber luz roja e infrarroja. La mejor eficiencia se puede lograr en la transición entre a-Si y c-Si. Como el silicio nanocristalino (nc-Si) tiene aproximadamente la misma banda prohibida que el c-Si, el nc-Si puede reemplazar al c-Si. [54]
El silicio amorfo también se puede combinar con silicio protocristalino (pc-Si) en una celda en tándem. El silicio protocristalino con una fracción de volumen baja de silicio nanocristalino es óptimo para un alto voltaje de circuito abierto . [55] Estos tipos de silicio presentan enlaces colgantes y retorcidos, lo que resulta en defectos profundos (niveles de energía en la banda prohibida), así como deformación de las bandas de valencia y conducción (colas de banda).
Un nuevo intento de fusionar las ventajas del silicio a granel con las de los dispositivos de película delgada es el silicio policristalino de película delgada sobre vidrio. Estos módulos se producen depositando un revestimiento antirreflectante y silicio dopado sobre sustratos de vidrio texturizados mediante deposición química de vapor mejorada con plasma (PECVD). La textura del vidrio mejora la eficiencia de la celda en aproximadamente un 3% al reducir la cantidad de luz incidente que se refleja en la celda solar y atrapa la luz dentro de la celda solar. La película de silicio se cristaliza mediante un paso de recocido, a temperaturas de 400 a 600 grados Celsius, lo que da como resultado silicio policristalino.
Estos nuevos dispositivos muestran eficiencias de conversión de energía del 8 % y altos rendimientos de fabricación de >90 %. El silicio cristalino sobre vidrio (CSG), donde el silicio policristalino mide entre 1 y 2 micrómetros, se destaca por su estabilidad y durabilidad; El uso de técnicas de película fina también contribuye a ahorrar costes respecto a la energía fotovoltaica a granel. Estos módulos no requieren la presencia de una capa de óxido conductor transparente. Esto simplifica el proceso de producción al doble; No sólo se puede omitir este paso, sino que la ausencia de esta capa hace que el proceso de construcción de un esquema de contacto sea mucho más sencillo. Ambas simplificaciones reducen aún más el costo de producción. A pesar de las numerosas ventajas sobre el diseño alternativo, las estimaciones de costos de producción por unidad de área muestran que estos dispositivos son comparables en costo a las celdas de película delgada amorfas de unión única. [49]
El arseniuro de galio (GaAs) es un semiconductor de banda prohibida directa III-V y es un material muy común utilizado para células solares monocristalinas de película delgada. Las células solares de GaAs han seguido siendo una de las células solares de película fina de mayor rendimiento debido a sus excepcionales propiedades de resistencia al calor y su alta eficiencia. [56] A partir de 2019, las células monocristalinas de GaAs han mostrado la mayor eficiencia de células solares de cualquier célula solar de unión simple con una eficiencia del 29,1%. [57] Esta celda que ostenta récords logró esta alta eficiencia implementando un espejo trasero en la superficie trasera para aumentar la absorción de fotones, lo que permitió a la celda alcanzar una impresionante densidad de corriente de cortocircuito y un valor de voltaje de circuito abierto cerca del Shockley-Queisser. límite . [58] Como resultado, las células solares de GaAs casi han alcanzado su máxima eficiencia, aunque aún se pueden realizar mejoras empleando estrategias de captura de luz. [59]
Las películas delgadas de GaAs se fabrican más comúnmente mediante crecimiento epitaxial del semiconductor sobre un material de sustrato. La técnica de despegue epitaxial (ELO), demostrada por primera vez en 1978, ha demostrado ser la más prometedora y eficaz. En este método, la capa de película delgada se despega del sustrato grabando selectivamente una capa de sacrificio que se colocó entre la película epitaxial y el sustrato. [60] La película de GaAs y el sustrato permanecen mínimamente dañados durante el proceso de separación, lo que permite la reutilización del sustrato huésped. [61] Con la reutilización del sustrato, los costos de fabricación se pueden reducir, pero no eliminarse por completo, ya que el sustrato solo se puede reutilizar un número limitado de veces. [59] Este proceso sigue siendo relativamente costoso y todavía se están realizando investigaciones para encontrar formas más rentables de hacer crecer la capa de película epitaxial sobre un sustrato.
A pesar del alto rendimiento de las células de película delgada de GaAs, los elevados costes de los materiales obstaculizan su capacidad para una adopción a gran escala en la industria de las células solares. GaAs se usa más comúnmente en células solares de uniones múltiples para paneles solares en naves espaciales , ya que la mayor relación potencia-peso reduce los costos de lanzamiento en energía solar espacial ( células InGaP / (In)GaAs / Ge ). También se utilizan en concentradores fotovoltaicos , una tecnología emergente más adecuada para lugares que reciben mucha luz solar, utilizando lentes para enfocar la luz solar en una célula solar concentradora de GaAs mucho más pequeña y, por lo tanto, menos costosa.
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El Laboratorio Nacional de Energía Renovable clasifica una serie de tecnologías de película delgada como energía fotovoltaica emergente; la mayoría de ellas aún no se han aplicado comercialmente y todavía se encuentran en la fase de investigación o desarrollo. Muchos utilizan materiales orgánicos, a menudo compuestos organometálicos , así como sustancias inorgánicas. Aunque muchas de estas tecnologías han luchado contra la inestabilidad y la baja eficiencia en sus primeras etapas, algunos materiales emergentes como las perovskitas han podido alcanzar eficiencias comparables a las de las células de silicio monocristalinas. Muchas de estas tecnologías tienen el potencial de superar el límite de Shockley-Queisser en cuanto a eficiencia de una celda de estado sólido de unión única. Se han invertido importantes investigaciones en estas tecnologías, ya que prometen lograr el objetivo de producir células solares de bajo costo y alta eficiencia con menores impactos ambientales.
El sulfuro de cobre, zinc y estaño o Cu(Zn,Sn)(S,Se) 2 , comúnmente abreviado CZTS, y sus derivados CZTSe y CZTSSe pertenecen a un grupo de calcogenuros (como CdTe y CIGS/CIS) a veces llamados kesteritas . A diferencia del CdTe y el CIGS, el CZTS se fabrica a partir de materias primas abundantes y no tóxicas. Además, la banda prohibida de CZTS se puede ajustar cambiando la relación S/Se, que es una propiedad deseable para la ingeniería de células solares óptimas. [62] CZTS también tiene un alto coeficiente de absorción de luz.
Otros materiales fotovoltaicos de calcogenuro emergentes incluyen compuestos a base de antimonio como Sb 2 (S,Se) 3 . Al igual que CZTS, tienen bandas prohibidas sintonizables y buena absorción de luz. Los compuestos a base de antimonio también tienen una estructura casi 1D que puede resultar útil para la ingeniería de dispositivos. Todos estos materiales calcogenuros emergentes tienen la ventaja de ser parte de una de las familias más maduras y eficientes de tecnología de película delgada. Hasta 2022, las células CZTS alcanzaron una eficiencia máxima de alrededor del 12,6%, mientras que las células basadas en antimonio alcanzaron el 9,9%. [63]
Las células sensibilizadas por colorante, también conocidas como células de Grätzel o DSPV, son células innovadoras que realizan un tipo de fotosíntesis artificial, [64] eliminando la necesidad de un semiconductor de estado sólido o una unión pn. En cambio, se construyen utilizando una capa de tinte fotoactivo mezclado con nanopartículas semiconductoras de óxido de metales de transición sobre una solución de electrolito líquido, rodeadas por contactos eléctricos hechos de platino o, a veces, grafeno y encapsulados en vidrio. Cuando los fotones ingresan a la célula, pueden ser absorbidos por las moléculas de tinte, poniéndolas en su estado sensibilizado. En este estado, las moléculas de tinte pueden inyectar electrones en la banda de conducción del semiconductor. Luego, el electrodo repone los electrones del tinte, evitando la recombinación del par electrón-hueco. El electrón del semiconductor fluye como corriente a través de los contactos eléctricos. [sesenta y cinco]
Las células solares sensibilizadas con tintes son atractivas porque permiten una fabricación en rollos barata y rentable. [62] En la práctica, sin embargo, la inclusión de materiales costosos como el platino y el rutenio impide que se alcancen estos bajos costos. [62] Las células sensibilizadas por colorantes también tienen problemas de estabilidad y degradación, particularmente debido al electrolito líquido. En ambientes de alta temperatura, el electrolito puede fugarse de la celda, mientras que en ambientes de baja temperatura el electrolito puede congelarse. Algunos de estos problemas se pueden superar utilizando un electrolito en estado casi sólido. [64]
A partir de 2023, la eficiencia máxima obtenida de una célula solar sensibilizada por colorante es de alrededor del 13%. [66]
Las células solares orgánicas utilizan polímeros semiconductores orgánicos como material fotoactivo. Estos polímeros orgánicos son rentables de producir y se pueden ajustar con altos coeficientes de absorción. [64] La fabricación de células solares orgánicas también es rentable y puede utilizar técnicas eficientes de producción rollo a rollo. También tienen algunos de los puntajes de impacto ambiental más bajos de todas las tecnologías fotovoltaicas en una amplia gama de factores de impacto, incluido el tiempo de recuperación de la energía y el potencial de calentamiento global. [67]
Células orgánicas y son naturalmente flexibles, lo que se presta bien a muchas aplicaciones. Los científicos del Laboratorio de Electrónica Orgánica y Nanoestructurada (ONE Lab) del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT) han integrado fotovoltaico orgánico en sustratos de tela flexibles que se pueden desenrollar más de 500 veces sin degradarse. [23]
Sin embargo, las células solares orgánicas generalmente no son muy estables y tienden a tener una vida útil corta. También tienden a ser menos eficientes que otras células de película delgada debido a algunos límites intrínsecos del material, como una gran energía de unión para los pares electrón-hueco. [64] A partir de 2023, la eficiencia máxima alcanzada para las células solares orgánicas es del 18,2%. [66]
Las perovskitas son un grupo de materiales con una estructura cristalina compartida, que llevan el nombre de su descubridor, el mineralogista Lev Perovski . Las perovskitas más utilizadas para aplicaciones fotovoltaicas son haluros de plomo de metilamonio híbridos orgánicos-inorgánicos, que albergan una serie de propiedades ventajosas que incluyen bandas prohibidas ampliamente sintonizables, altos coeficientes de absorción y buenas propiedades de transporte electrónico tanto para electrones como para huecos. [68] A partir de 2023, las células solares de perovskita de unión simple alcanzaron una eficiencia máxima del 25,7%, rivalizando con la del silicio monocristalino. Las perovskitas también se utilizan comúnmente en células en tándem y de múltiples uniones con silicio cristalino, CIGS y otras tecnologías fotovoltaicas para lograr eficiencias aún mayores. [66] También ofrecen un amplio espectro de aplicaciones de bajo costo. [69] [70] [71]
Sin embargo, las células de perovskita tienden a tener una vida útil corta, siendo 5 años una vida útil típica a partir de 2016. [68] Esto se debe principalmente a su inestabilidad química cuando se exponen a la luz, la humedad, la radiación ultravioleta y las altas temperaturas que incluso pueden causarlas. sufrir una transición estructural que afecte el funcionamiento del dispositivo. Por tanto, una encapsulación adecuada es muy importante. [64]
La energía fotovoltaica de puntos cuánticos (QDPV) sustituye la habitual capa activa semiconductora de estado sólido por puntos cuánticos semiconductores. La banda prohibida de la capa fotoactiva se puede ajustar cambiando el tamaño de los puntos cuánticos. [62] QDPV tiene el potencial de generar más de un par electrón-hueco por fotón en un proceso llamado generación de excitones múltiples (MEG) que podría permitir una eficiencia de conversión máxima teórica del 87%, [34] aunque a partir de 2023 la máxima La eficiencia alcanzada de una celda QDPV es de alrededor del 18,1%. [66] Las células QDPV también tienden a utilizar mucho menos material de capa activa que otros tipos de células solares, lo que conduce a un proceso de fabricación de bajo coste. Sin embargo, las células QDPV tienden a tener altos impactos ambientales en comparación con otros materiales fotovoltaicos de película delgada, especialmente toxicidad humana y emisiones de metales pesados. [34]
En 2022, se informó sobre células solares semitransparentes que son tan grandes como ventanas, [72] después de que los miembros del equipo del estudio lograron una eficiencia récord con alta transparencia en 2020. [73] [74] También en 2022, otros investigadores informaron sobre la fabricación de células solares celdas con una transparencia visible promedio récord del 79%, siendo casi invisible. [75] [76]
Los materiales fotovoltaicos de película delgada tienden a ser livianos y flexibles por naturaleza, lo que se presta naturalmente a la energía fotovoltaica integrada en edificios (BIPV). [77] Los ejemplos comunes incluyen la integración de módulos semitransparentes que se pueden integrar en diseños de ventanas [78] y el uso de paneles rígidos de película delgada para reemplazar el material del techo. BIPV puede reducir en gran medida los impactos ambientales de por vida (como las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI)) debido a los módulos de células solares debido a las emisiones evitadas asociadas con la no utilización de los materiales de construcción habituales. [79]
A pesar de eficiencias inicialmente más bajas en el momento de su introducción, muchas tecnologías de película delgada tienen eficiencias comparables a las células solares de silicio cristalino sin concentrador de unión simple convencionales que tienen una eficiencia máxima del 26,1% a partir de 2023. De hecho, ambas tecnologías de película delgada de GaAs y las células monocristalinas de GaAs tienen eficiencias máximas mayores del 29,1% y 27,4% respectivamente. En el cuadro se muestran las eficiencias máximas para celdas de película delgada sin concentrador de unión simple de varios materiales de película delgada destacados.
Es importante tener en cuenta que las eficiencias máximas logradas en un laboratorio son generalmente más altas que las eficiencias de las células fabricadas, que a menudo tienen eficiencias entre un 20% y un 50% más bajas. [68] A partir de 2021, la eficiencia máxima de las células solares fabricadas fue del 24,4% para el silicio monocristalino, el 20,4% para el silicio policristalino, el 12,3% para el silicio amorfo, el 19,2% para los CIGS y el 19% para los módulos de CdTe. [80] El prototipo de celda de película delgada con la mejor eficiencia produce un 20,4% (First Solar), comparable al mejor prototipo de celda solar convencional con una eficiencia del 25,6% de Panasonic . [81] [82]
Solar Frontier , el mayor proveedor de energía solar CIS (cobre, indio y selenio) del mundo, alcanzó un récord anterior de eficiencia de células solares de película delgada del 22,3%. En una investigación conjunta con la Organización de Desarrollo de Nuevas Energías y Tecnología Industrial (NEDO) de Japón, Solar Frontier logró una eficiencia de conversión del 22,3 % en una celda de 0,5 cm 2 utilizando su tecnología CIS. Esto supuso un aumento de 0,6 puntos porcentuales con respecto al récord anterior de película delgada de la industria del 21,7%. [83]
La eficiencia de una célula solar cuantifica el porcentaje de luz incidente sobre la célula solar que se convierte en electricidad utilizable. Hay muchos factores que afectan la eficiencia de una célula solar, por lo que la eficiencia puede parametrizarse aún más mediante cantidades numéricas adicionales que incluyen la corriente de cortocircuito, el voltaje de circuito abierto , el punto de máxima potencia, el factor de llenado y la eficiencia cuántica . La corriente de cortocircuito es la corriente máxima que la celda puede fluir sin carga de voltaje. De manera similar, el voltaje de circuito abierto es el voltaje a través del dispositivo sin corriente o, alternativamente, el voltaje requerido para que no fluya corriente. En una curva de corriente versus voltaje (IV), el voltaje de circuito abierto es la intersección horizontal de la curva con el eje de voltaje y la corriente de cortocircuito es la intersección vertical de la curva con el eje de corriente. El punto de máxima potencia es el punto a lo largo de la curva donde se alcanza la máxima potencia de salida de la célula solar y el área del rectángulo con longitudes laterales iguales a las coordenadas de corriente y voltaje del punto de máxima potencia se denomina factor de llenado. El factor de llenado es una medida de cuánta energía alcanza la célula solar en este punto de máxima potencia. Intuitivamente, las curvas IV con una forma más cuadrada y una parte superior y lateral más planas tendrán un factor de relleno mayor y, por lo tanto, una mayor eficiencia. [84] Mientras que estos parámetros caracterizan la eficiencia de la célula solar basándose principalmente en sus propiedades eléctricas macroscópicas, la eficiencia cuántica mide la relación entre el número de fotones incidentes en la célula y el número de portadores de carga extraídos (eficiencia cuántica externa) o la relación entre el número de fotones absorbidos por la célula y el número de portadores de carga extraídos (eficiencia cuántica interna). De cualquier manera, la eficiencia cuántica es una prueba más directa de la estructura microscópica de la célula solar. [85]
Algunas células solares de tercera generación aumentan la eficiencia mediante la integración de una geometría de concentrador y/o dispositivo multiunión. [63] Esto puede conducir a eficiencias mayores que el límite de Shockley-Queisser de aproximadamente 42% de eficiencia para una célula solar semiconductora de unión simple bajo iluminación de un solo sol. [86]
Una celda multiunión es aquella que incorpora múltiples capas semiconductoras activas con diferentes bandas prohibidas. En una célula solar típica, se utiliza un único absorbente con una banda prohibida cerca del pico del espectro solar, y cualquier fotón con energía mayor o igual a la banda prohibida puede excitar electrones de la banda de valencia hacia la banda de conducción para crear pares electrón-hueco. . Sin embargo, cualquier exceso de energía por encima de la energía de Fermi se disipará rápidamente debido a la termalización, lo que provocará pérdidas de voltaje debido a la incapacidad de extraer eficientemente la energía de los fotones de alta energía. Las celdas de uniones múltiples pueden recuperar parte de esta energía perdida debido a la termalización apilando múltiples capas absorbentes una encima de otra, con la capa superior absorbiendo los fotones de mayor energía y dejando que los fotones de menor energía pasen a las capas inferiores con bandas prohibidas más pequeñas. , etcétera. Esto no sólo permite a las células capturar energía de fotones en un rango más amplio de energías, sino que también extrae más energía por fotón de los fotones de mayor energía. [ cita necesaria ]
Los concentradores fotovoltaicos utilizan un sistema óptico de lentes que se colocan en la parte superior de la celda para enfocar la luz de un área más grande hacia el dispositivo, similar a un embudo para la luz solar. Además de crear más pares electrón-hueco simplemente aumentando la cantidad de fotones disponibles para la absorción, tener una mayor concentración de portadores de carga puede aumentar la eficiencia de la célula solar al aumentar la conductividad. La adición de un concentrador a una célula solar no sólo puede aumentar la eficiencia, sino que también puede reducir el espacio, los materiales y el coste necesarios para producir la célula. [87]
Ambas técnicas se emplean en la célula solar de mayor eficiencia a partir de 2023, que es una célula concentradora de cuatro uniones con una eficiencia del 47,6%. [1]
Se han empleado múltiples técnicas para aumentar la cantidad de luz que ingresa a la célula y reducir la cantidad que escapa sin absorción. La técnica más obvia es minimizar la cobertura de contacto superior de la superficie de la celda, reduciendo el área que impide que la luz llegue a la celda.
La luz de longitud de onda larga, débilmente absorbida, puede acoplarse oblicuamente al silicio y atravesar la película varias veces para mejorar la absorción. [88] [89]
Se han desarrollado múltiples métodos para aumentar la absorción reduciendo la cantidad de fotones incidentes que se reflejan fuera de la superficie celular. Un recubrimiento antirreflectante adicional puede causar interferencias destructivas dentro de la celda al modular el índice de refracción del recubrimiento de la superficie. La interferencia destructiva elimina la onda reflectante, lo que hace que toda la luz incidente entre en la celda.
La texturización de la superficie es otra opción para aumentar la absorción, pero aumenta los costos. Al aplicar una textura a la superficie del material activo, la luz reflejada se puede refractar para que incida nuevamente en la superficie, reduciendo así la reflectancia. Por ejemplo, el texturizado de silicio negro mediante grabado de iones reactivos (RIE) es un enfoque eficaz y económico para aumentar la absorción de células solares de silicio de película delgada. [90] Un reflector trasero texturizado puede evitar que la luz se escape por la parte trasera de la celda. En lugar de aplicar texturas sobre los materiales activos, los recubrimientos fotónicos microestructurados aplicados en el contacto frontal de las células pueden ser una alternativa interesante para atrapar la luz, ya que permiten tanto la antirreflexión geométrica como la dispersión de la luz evitando al mismo tiempo la rugosidad de la placa fotovoltaica. capas (evitando así el aumento de la recombinación). [91] [92]
Además de la textura de la superficie, el esquema de captura de luz plasmónica atrajo mucha atención para ayudar a mejorar la fotocorriente en células solares de película delgada. [93] [94] Este método utiliza la oscilación colectiva de electrones libres excitados en nanopartículas de metales nobles, que están influenciadas por la forma, el tamaño y las propiedades dieléctricas del medio circundante. La aplicación de nanopartículas de metales nobles en la parte posterior de células solares de película delgada conduce a la formación de reflectores traseros plasmónicos, que permiten mejorar la fotocorriente de banda ancha. [95] Esto es el resultado de la dispersión de la luz de los fotones débilmente absorbidos de las nanopartículas ubicadas en la parte trasera, además del mejor desacoplamiento de la luz (antirreflexión geométrica) causado por las corrugaciones hemisféricas en la superficie frontal de las células formadas a partir de la deposición conforme. de los materiales celulares sobre las partículas. [96]
Además de minimizar la pérdida por reflexión, el propio material de la célula solar se puede optimizar para que tenga una mayor probabilidad de absorber un fotón que le llegue. Las técnicas de procesamiento térmico pueden mejorar significativamente la calidad del cristal de las células de silicio y, por tanto, aumentar la eficiencia. [97] También se pueden colocar capas de células de película delgada para crear una célula solar de uniones múltiples . La banda prohibida de cada capa se puede diseñar para absorber mejor un rango diferente de longitudes de onda, de modo que juntas puedan absorber un mayor espectro de luz. [98]
Un mayor avance en consideraciones geométricas puede explotar la dimensionalidad de los nanomateriales. Las matrices de nanocables paralelas y grandes permiten longitudes de absorción largas a lo largo del cable mientras mantienen longitudes de difusión de portadores minoritarios cortas a lo largo de la dirección radial. [99] La adición de nanopartículas entre los nanocables permite la conducción. La geometría natural de estos conjuntos forma una superficie texturizada que atrapa más luz.
Mercado fotovoltaico a escala de servicios públicos de EE. UU. por tecnología en 2021. [3]
Con los avances en la tecnología convencional de silicio cristalino (c-Si) en los últimos años y la caída del costo de la materia prima de polisilicio , que siguió a un período de grave escasez global, aumentó la presión sobre los fabricantes de tecnologías comerciales de película delgada, incluida la delgada y amorfa. -película de silicio (a-Si), telururo de cadmio (CdTe) y diseleniuro de cobre, indio y galio (CIGS), lo que llevó a la quiebra de varias empresas. [100] A partir de 2013, los fabricantes de películas delgadas continúan enfrentándose a la competencia de precios de los refinadores chinos de silicio y los fabricantes de paneles solares convencionales de c-Si. Algunas empresas, junto con sus patentes, se vendieron a empresas chinas por debajo del coste. [101]
En 2013, las tecnologías de película delgada representaron alrededor del 9 por ciento del despliegue mundial, mientras que el 91 por ciento correspondió al silicio cristalino ( mono-Si y multi-Si ). Con el 5 por ciento del mercado total, CdTe posee más de la mitad del mercado de películas delgadas, dejando un 2 por ciento para CIGS y silicio amorfo. [33] : 18-19
Varios fabricantes destacados no pudieron soportar la presión provocada por los avances de la tecnología c-Si convencional de los últimos años. La empresa Solyndra cesó toda actividad comercial y se acogió al Capítulo 11 de la ley de quiebras en 2011, y Nanosolar , también fabricante de CIGS, cerró sus puertas en 2013. Aunque ambas empresas producían células solares CIGS, se ha señalado que el fracaso no se debió a la tecnología sino más bien a las propias empresas, que utilizan una arquitectura defectuosa, como, por ejemplo, los sustratos cilíndricos de Solyndra. [102] En 2014, la coreana LG Electronics puso fin a la investigación sobre la reestructuración de CIGS de su negocio solar, y Samsung SDI decidió cesar la producción de CIGS, mientras que se espera que el fabricante chino de energía fotovoltaica Hanergy aumente la capacidad de producción de su 15,5% de eficiencia, 650 mm×1650 mm Módulos CIGS. [103] [104] Uno de los mayores productores de energía fotovoltaica CI(G)S es la empresa japonesa Solar Frontier con una capacidad de fabricación a escala de gigavatios. [105] (Véase también Lista de empresas CIGS ) .
La empresa First Solar , fabricante líder de CdTe, ha estado construyendo varias de las mayores centrales solares del mundo , como Desert Sunlight Solar Farm y Topaz Solar Farm , ambas en el desierto de California con una capacidad de 550 MW cada una, así como la planta solar Nyngan de 102 megavatios en Australia, la central fotovoltaica más grande del hemisferio sur, puesta en funcionamiento en 2015. [106]
En 2011, GE anunció planes para gastar 600 millones de dólares en una nueva planta de células solares de CdTe e ingresar a este mercado, [107] y en 2013, First Solar compró la cartera de propiedad intelectual de película delgada de CdTe de GE y formó una sociedad comercial. [108] En 2012, Abound Solar , un fabricante de módulos de telururo de cadmio , quebró. [109]
En 2012, ECD solar , que alguna vez fue uno de los principales fabricantes mundiales de tecnología de silicio amorfo (a-Si), se declaró en quiebra en Michigan, Estados Unidos. La empresa suiza OC Oerlikon vendió su división solar que producía células en tándem a-Si/μc-Si a Tokyo Electron Limited . [110] [111]
Otras empresas que abandonaron el mercado de película delgada de silicio amorfo incluyen DuPont , BP , Flexcell, Inventux, Pramac, Schuco, Sencera, EPV Solar, [112] NovaSolar (anteriormente OptiSolar) [113] y Suntech Power , que dejó de fabricar módulos a-Si. en 2010 para centrarse en los paneles solares de silicio convencionales. En 2013, Suntech se declaró en quiebra en China. [114] [115] En agosto de 2013, el precio en el mercado spot de a-Si de película delgada y a-Si/μ-Si cayó a 0,36 € y 0,46 €, respectivamente [116] (alrededor de 0,50 y 0,60 dólares) por vatio. [117]
Con la creciente eficiencia de la energía solar de película delgada, su instalación en techos metálicos con junta alzada se ha vuelto rentable en comparación con las células solares monocristalinas y policristalinas tradicionales . Los paneles de película delgada son flexibles y corren por los techos metálicos con junta alzada y se adhieren al techo metálico con adhesivo , por lo que no se necesitan agujeros para instalarlos. Los cables de conexión pasan por debajo de la cumbrera en la parte superior del techo. La eficiencia oscila entre el 10% y el 18%, pero solo cuesta entre $2,00 y $3,00 por vatio de capacidad instalada, en comparación con el monocristalino, que tiene una eficiencia del 17% al 22% y cuesta entre $3,00 y $3,50 por vatio de capacidad instalada. La energía solar de película delgada pesa entre 7 y 10 onzas por pie cuadrado. Los paneles solares de película delgada duran entre 10 y 20 años [118] , pero tienen un retorno de la inversión más rápido que los paneles solares tradicionales; los techos de metal duran entre 40 y 70 años antes de ser reemplazados, en comparación con los 12 a 20 años de un techo de tejas de asfalto . [119] [120]
En 1998, los científicos del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) predijeron que algún día sería posible la producción de sistemas fotovoltaicos de película fina a un coste de 50 dólares por m 2 , lo que los haría extremadamente viables desde el punto de vista económico. A este precio, los sistemas fotovoltaicos de película delgada producirían un retorno de la inversión del 30% o más. [121]
Para ayudar a lograr este objetivo, en 2022 NREL comenzó a administrar el Consorcio Acelerador de Telururo de Cadmio (CTAC) con el objetivo de permitir eficiencias de película delgada superiores al 24% con un costo inferior a 20 centavos por vatio para 2025, seguido de eficiencias superiores al 26% y costos. por debajo de 15 centavos por vatio para 2030. [122]
Uno de los inconvenientes importantes de las células solares de película delgada en comparación con los módulos monocristalinos es su vida útil más corta, aunque el grado en que esto representa un problema varía según el material, ya que los materiales de película delgada más establecidos generalmente tienen una vida útil más larga. La vida útil estándar de los paneles de silicio monocristalino suele ser de 30 años [79] con tasas de degradación del rendimiento de alrededor del 0,5% anual. [123] Las películas delgadas de silicio amorfo tienden a tener vidas útiles comparables [79] con tasas de degradación del rendimiento ligeramente más altas, alrededor del 1% por año. [123] Las tecnologías de calcogenuro como CIGS y CIS tienden a tener una vida útil similar de 20 a 30 años [34] [63] y tasas de degradación del rendimiento de poco más del 1% por año. [123] Las tecnologías emergentes tienden a tener una vida útil más corta. La energía fotovoltaica orgánica tuvo una vida útil máxima reportada de 7 años y un promedio de 5 años en 2016, [67] pero la vida útil típica ha aumentado al rango de 15 a 20 años a partir de 2020. [124] De manera similar, las células sensibilizadas por colorantes tenían una La vida útil máxima reportada fue de 10 años en 2007, [34] pero la vida útil típica ha aumentado a 15 a 30 años a partir de 2020. [124] Las células de perovskita tienden a tener una vida útil corta, siendo 5 años una vida útil típica a partir de 2016. [68 ] La vida útil de las células solares de puntos cuánticos no está clara debido a su naturaleza en desarrollo: algunos predicen que la vida útil alcanzará los 25 años [34] y otros establecen una vida útil realista entre 1 y 10 años. [124]
Algunos módulos de película delgada también tienen problemas de degradación en diversas condiciones. Casi todas las células solares experimentan una disminución en su rendimiento al aumentar la temperatura en un rango razonable de temperaturas de funcionamiento. Los materiales de película delgada establecidos pueden experimentar menores disminuciones de rendimiento dependientes de la temperatura, siendo el silicio amorfo ligeramente más resistente que el silicio monocristalino, el CIGS más resistente que el silicio amorfo y el CdTe mostrando la mejor resistencia a la degradación del rendimiento con la temperatura. [80] Las células solares sensibilizadas con colorantes son particularmente sensibles a la temperatura de funcionamiento, ya que las altas temperaturas pueden provocar fugas en la solución electrolítica y las bajas temperaturas pueden hacer que se congele, dejando la célula inoperable. Las células de perovskita también tienden a ser inestables a altas temperaturas e incluso pueden sufrir cambios estructurales que afectan el funcionamiento de los dispositivos. [64] Más allá de la degradación inducida por la temperatura, los paneles de silicio amorfo también experimentan degradación inducida por la luz, al igual que las células fotovoltaicas orgánicas en mayor medida. [123] [64] Las células de puntos cuánticos se degradan cuando se exponen a la humedad o la radiación ultravioleta. De manera similar, las células de perovskita son químicamente inestables y se degradan cuando se exponen a altas temperaturas, luz, humedad o radiación ultravioleta. [64] Las celdas orgánicas también se consideran generalmente algo inestables, [64] aunque se han realizado mejoras en la durabilidad de las celdas orgánicas y, a partir de 2022, se han desarrollado celdas orgánicas flexibles que se pueden desenrollar 500 veces sin pérdidas significativas de rendimiento. [125] A diferencia de otros materiales de película delgada, el CdTe tiende a ser bastante resistente a las condiciones ambientales como la temperatura y la humedad, pero los paneles de CdTe flexibles pueden experimentar una degradación del rendimiento bajo tensiones o tensiones aplicadas. [64]
Para cumplir los objetivos internacionales de energía renovable, la capacidad solar mundial debe aumentar significativamente. Por ejemplo, para mantenerse al día con el objetivo de la Agencia Internacional de Energía de 4674 GW de capacidad solar instalada a nivel mundial para 2050, se requiere una expansión significativa de los 1185 GW instalados a nivel mundial a partir de 2022. [126] A medida que las células solares de película delgada se han vuelto más eficientes y comercialmente viables, ha quedado claro que desempeñarán un papel importante en el cumplimiento de estos objetivos. Como tal, se ha vuelto cada vez más importante comprender su impacto ambiental acumulativo, tanto para comparar las tecnologías existentes como para identificar áreas clave de mejora en las tecnologías en desarrollo. Por ejemplo, para evaluar el efecto de una vida útil relativamente más corta de los dispositivos en comparación con los módulos solares establecidos, y para ver si el aumento de la eficiencia o de la vida útil de los dispositivos tiene una gran influencia en el impacto ambiental total de las tecnologías. Más allá de factores clave como las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) , se han planteado preguntas sobre los impactos ambientales y de salud de materiales potencialmente tóxicos como el cadmio que se utilizan en muchas tecnologías de células solares. Muchos científicos y ambientalistas han utilizado el análisis del ciclo de vida como una forma de abordar estas cuestiones. [77]
El análisis del ciclo de vida (ACV) es una familia de enfoques que intentan evaluar el impacto ambiental total de un producto o proceso de manera objetiva, desde la recolección de materias primas y el proceso de fabricación hasta la eliminación del resultado y cualquier productos de desecho. Aunque los enfoques de ACV pretenden ser imparciales, el resultado de los estudios de ACV puede ser sensible al enfoque particular y a los datos utilizados. Por lo tanto, es importante que los resultados del ACV establezcan claramente los supuestos realizados y los procesos que se incluyen y excluyen. Esto a menudo se especificará utilizando el marco de inventario de límites del sistema y ciclo de vida. Debido a la naturaleza emergente de las nuevas tecnologías fotovoltaicas, el proceso de eliminación a veces puede quedar fuera del análisis del ciclo de vida debido a la alta incertidumbre. En este caso, la evaluación se denomina "de la cuna a la puerta" en lugar de "de la cuna a la tumba", porque el impacto calculado no cubre el ciclo de vida completo del producto. Sin embargo, tales estudios pueden pasar por alto importantes impactos ambientales del proceso de eliminación, tanto negativos (como en el caso de la incineración de células al final de su vida útil y productos de desecho) como positivos (como en el caso del reciclaje ). También es importante incluir el efecto de los pasos del equilibrio de servicio (BOS), que incluyen transporte, instalación y mantenimiento, ya que también pueden ser costosos en términos de materiales y electricidad. [77]
Los estudios de ACV se pueden utilizar para cuantificar muchos impactos ambientales potenciales, desde el uso de la tierra hasta las emisiones relacionadas con el transporte. Las categorías de impactos ambientales pueden agruparse en los llamados factores de impacto para una comparación cuantitativa estandarizada. Para las células solares, quizás el factor de impacto más importante sea la emisión total de gases de efecto invernadero (GEI) durante su vida útil . Esto a menudo se informa en términos de potencial de calentamiento global (GWP), que da una indicación más directa del impacto ambiental. [63]
Otra medida importante del impacto ambiental es la demanda de energía primaria (PED), que mide la energía (generalmente electricidad) necesaria para producir una célula solar en particular. Una medida más útil puede ser la demanda acumulada de energía (CED), que cuantifica la cantidad total de energía necesaria para producir, utilizar y eliminar un producto particular durante toda su vida útil. De manera relacionada, el tiempo de recuperación de la energía (EPBT) mide el tiempo operativo necesario para que una célula solar produzca suficiente energía para cubrir su demanda de energía acumulada. De manera similar, el tiempo de recuperación del carbono (CPBT) mide el tiempo operativo necesario para que una célula solar produzca suficiente electricidad para que las emisiones de carbono evitadas a partir de la misma cantidad de electricidad generada con la combinación energética habitual sean iguales a la cantidad de emisiones de carbono que generará la célula. generar a lo largo de su vida. En otras palabras, CPBT mide el tiempo que necesita una célula solar para funcionar para mitigar sus propias emisiones de carbono. [67]
Estas cantidades dependen de muchos factores, incluido el lugar donde se fabrica y se implementa la célula solar, ya que la combinación energética típica varía de un lugar a otro. Por lo tanto, las emisiones relacionadas con la electricidad del proceso de producción, así como las emisiones relacionadas con la electricidad evitadas de la electricidad generada por energía solar durante el funcionamiento de la celda, pueden variar dependiendo del módulo y la aplicación en particular. Las emisiones de una celda también pueden depender de cómo se implemente el módulo, no sólo debido a los costos de materias primas y energía asociados con la producción del hardware de montaje, sino también de cualquier emisión evitada de los materiales de construcción reemplazados, como en el caso de la construcción. -Fotovoltaica integrada donde los paneles solares pueden reemplazar materiales de construcción como las tejas. [79]
Aunque los impactos relacionados con el uso de energía y las emisiones son vitales para la evaluación y comparación entre tecnologías, no son las únicas cantidades importantes para evaluar el impacto ambiental de las células solares. Otros factores de impacto importantes incluyen las emisiones de metales pesados tóxicos , el agotamiento de los metales, la toxicidad humana, diversas ecotoxicidades (marinas, de agua dulce, terrestres) y el potencial de acidificación que mide la emisión de óxidos de azufre y nitrógeno. [67] [34] Incluir una amplia gama de impactos ambientales en un análisis del ciclo de vida es necesariamente minimizar la posibilidad de pasar el impacto ambiental de un factor de impacto prominente como la emisión de gases de efecto invernadero a un factor de impacto menos prominente pero aún relevante como la toxicidad humana. [77]
Utilizando células solares de silicio monocristalino de primera generación establecidas como punto de referencia, algunas células solares de película delgada tienden a tener impactos ambientales más bajos en la mayoría de los factores de impacto; sin embargo, las bajas eficiencias y las vidas cortas pueden aumentar los impactos ambientales de las tecnologías emergentes por encima de las de primera generación. células de generación. En el gráfico se muestra una medida estandarizada de las emisiones de gases de efecto invernadero en unidades de gramos de emisiones equivalentes de CO 2 por kilovatio-hora de producción de electricidad para una variedad de materiales de película delgada. [34] [79] [124] El silicio cristalino también se incluye a modo de comparación.
En términos de emisiones de gases de efecto invernadero únicamente, las dos tecnologías de película delgada más ubicuas, el silicio amorfo y el CdTe, tienen un potencial de calentamiento global (GWP) significativamente menor que las células solares de silicio monocristalino, y los paneles de silicio amorfo tienen un GWP aproximadamente 1/3 menor. y el CdTe casi la mitad menos. [68] [79] La energía fotovoltaica orgánica tiene el PCA más pequeño de todas las tecnologías fotovoltaicas de película delgada, con un PCA más de un 60% menor que el silicio monocristalino. [67]
Sin embargo, este no es el caso de todos los materiales de película fina. Para muchas tecnologías emergentes, la baja eficiencia y la corta vida útil de los dispositivos pueden causar aumentos significativos en el impacto ambiental. Tanto las tecnologías de calcogenuros emergentes como las tecnologías de calcogenuros establecidas como CIS y CIGS tienen un mayor potencial de calentamiento global que el silicio monocristalino, al igual que las células solares sensibilizadas por colorantes y de puntos cuánticos. En el caso de las células de calcogenuro a base de antimonio, favorables por el uso de materiales menos tóxicos en el proceso de fabricación, las bajas eficiencias y, por lo tanto, los mayores requisitos de área para las células solares son el factor determinante del mayor impacto ambiental, y las células con eficiencias modestamente mejoradas tienen el potencial para superar al silicio monocristalino en todos los factores de impacto ambiental relevantes. Por lo tanto, mejorar la eficiencia de estas y otras células calcogenidas emergentes es una prioridad. [63] Las bajas eficiencias obtenidas también son el factor determinante detrás del GWP relativamente grande de las células solares de puntos cuánticos, a pesar del potencial de estos materiales para exhibir generación de múltiples excitones (MEG) a partir de un solo fotón. Una mayor eficiencia también permitiría el uso de una capa activa más delgada, lo que reduciría los costos de los materiales para los propios puntos cuánticos y ahorraría en materiales y emisiones relacionadas con el material de encapsulación. Aprovechar este potencial y, por tanto, aumentar la eficiencia también es una prioridad para reducir el impacto medioambiental de estas células. [34]
En el caso de la energía fotovoltaica orgánica, la vida útil corta es, en cambio, el factor determinante del PCA. A pesar del impresionante rendimiento general de la OPV en relación con otras tecnologías solares, al considerar desde la cuna hasta la puerta en lugar de desde la cuna hasta la tumba (es decir, considerando sólo los procesos de extracción y producción de materiales, descontando la vida útil de las células solares), GWP, OPV constituyen una reducción del 97% en las emisiones de GEI en comparación con el silicio monocristalino y una reducción del 92% en relación con las películas delgadas de silicio amorfo. Esto es significativamente mejor que la reducción del 60 % en comparación con el silicio monocristalino que se logra actualmente y, por lo tanto, mejorar la vida útil de las células OPV es una prioridad para disminuir el impacto ambiental general. [67] Para las células solares de perovskita, con vidas cortas de sólo unos cinco años, este efecto puede ser aún más significativo. Las células solares de perovskita (no incluidas en el gráfico) suelen tener un potencial de calentamiento global significativamente mayor que otros materiales de película delgada en el ACV de la cuna a la tumba, alrededor de 5 a 8 veces peor que el silicio monocristalino con 150 g de CO 2 eq /kWh. Sin embargo, en el ACV de grado a puerta, las células de perovskita funcionan entre un 10 y un 30 % menos que el silicio monocristalino, lo que resalta la importancia del mayor impacto ambiental asociado con la necesidad de producir y eliminar múltiples paneles de perovskita para generar la misma cantidad de electricidad como un único panel de silicio monocristalino debido a su corta vida útil. Por lo tanto, aumentar la vida útil de los módulos solares de perovskita es una prioridad absoluta para reducir su impacto medioambiental. [68] Otras fuentes de energía renovables como la eólica, la nuclear y la hidroeléctrica pueden lograr un PCA menor que algunas tecnologías fotovoltaicas. [34]
Es importante señalar que, si bien los materiales de película delgada emergentes no superan a las células de silicio monocristalino en términos de potencial de calentamiento global, todavía generan emisiones de carbono mucho menores que las fuentes de energía no renovables que tienen potenciales de calentamiento global que van desde el gas natural comparativamente limpio hasta con 517 g CO 2 eq /kWh hasta el lignito, el peor contaminante , con más de 1100 g CO 2 eq /kWh. Las celdas de película delgada también superan significativamente la combinación energética típica, que a menudo se encuentra en el rango de 400-800 g CO 2-eq /kWh. [79]
El mayor contribuyente a la mayoría de los factores de impacto, incluido el potencial de calentamiento global, es casi siempre el uso de energía durante el proceso de fabricación, superando con creces otras fuentes potenciales de impacto ambiental, como los costos de transporte y el abastecimiento de materiales. [79] Para las células CIGS, por ejemplo, esto representa el 98% del potencial de calentamiento global, la mayor parte del cual se debe específicamente a la fabricación de la capa absorbente. [63] En general, para los procesos que incluyen la deposición de metales, este es a menudo un punto crítico de impacto ambiental particularmente significativo. [77] En el caso de la energía fotovoltaica de puntos cuánticos, la eliminación de residuos peligrosos de los disolventes utilizados durante el proceso de fabricación también contribuye significativamente. [34] El nivel de potencial de calentamiento global asociado con el uso de electricidad puede variar significativamente dependiendo del lugar donde se realiza la fabricación, en particular la proporción de fuentes de energía renovables y no renovables utilizadas en la combinación energética local. [79]
En general, la producción de paneles de película delgada requiere menos energía que los paneles de silicio monocristalino, [79] especialmente porque algunas tecnologías emergentes de película delgada tienen el potencial de un procesamiento rollo a rollo eficiente y económico . [34] Como resultado, las tecnologías de película delgada tienden a obtener mejores resultados que el silicio monocristalino en términos de tiempo de recuperación de energía, aunque los paneles de silicio amorfo son una excepción. Las células de película delgada suelen tener eficiencias más bajas que las células solares monocristalinas, por lo que este efecto se debe en gran medida a la demanda de energía primaria (PED) comparativamente menor asociada con la producción de las células.
La aplicación en la que se utilizan los módulos y el proceso de reciclaje (si lo hay) de los materiales también pueden desempeñar un papel importante en la eficiencia energética general y las emisiones de gases de efecto invernadero durante la vida útil de la celda. La integración de los módulos en el diseño del edificio puede conducir a una gran reducción en el impacto ambiental de las células debido a las emisiones evitadas relacionadas con la producción de los materiales de construcción habituales, por ejemplo las emisiones evitadas de la producción de tejas para un techo solar integrado en el edificio. [79] Este efecto es especialmente importante para las células solares de película delgada, cuya naturaleza liviana y flexible se presta naturalmente a la energía fotovoltaica integrada en edificios. [77] Emisiones entre un 70% y un 90% menos en aplicaciones de carga portátiles. [67] Este efecto también se aplica a otras aplicaciones; por ejemplo, las energías fotovoltaicas orgánicas tienen un 55% menos de emisiones que el silicio cristalino en aplicaciones de paneles solares, pero hasta casi De manera similar, las emisiones evitadas al reciclar componentes de células solares en lugar de recolectar y procesar nuevos materiales pueden reducir significativamente el consumo acumulado de energía y las emisiones de gases de efecto invernadero. Hay procesos de reciclaje disponibles para varios componentes de las células solares monocristalinas, así como para el sustrato de vidrio, CdTe y CdS en las células solares de CdTe. [124] Para los paneles sin procesos de reciclaje, y en particular para los paneles con una vida útil corta, como los fotovoltaicos orgánicos, la eliminación de los paneles puede contribuir significativamente al impacto ambiental, y puede haber poca diferencia en los factores de impacto ambiental si el panel se incinera o se envía a vertedero. [67]
Aunque la selección y extracción de materiales no juega un papel importante en el potencial de calentamiento global, donde el uso de electricidad en el proceso de fabricación es casi universalmente el mayor contribuyente, a menudo tiene un impacto significativo en otros importantes factores de impacto ambiental, incluida la toxicidad humana, los metales pesados. emisiones, potencial de acidificación y agotamiento de metales y ozono.
La toxicidad humana y las emisiones de metales pesados son factores de impacto particularmente importantes para la producción de células solares de película delgada, ya que el posible efecto ambiental y de salud del uso de cadmio ha sido una preocupación particular desde la introducción de las células de CdTe en el mercado comercial en la década de 1990, cuando No se conocían bien los peligros de los compuestos que contienen cadmio. [127] La preocupación pública por las células solares de CdTe continúa a medida que se vuelven más comunes. [128] El cadmio es un material altamente peligroso [129] que causa daño renal, óseo y pulmonar y se cree que aumenta el riesgo de desarrollar cáncer. [130] Inicialmente, todos los compuestos que contenían cadmio se clasificaron como peligrosos, aunque ahora sabemos que a pesar de que tanto el Cd como el Te son peligrosos por separado, la combinación CdTe es muy estable químicamente [25] con una baja solubilidad y presenta un riesgo mínimo para la salud humana. . [127]
El CD como materia prima presenta un riesgo mayor, al igual que los materiales precursores como el CdS y el acetato de cadmio, que también se utilizan con frecuencia en otras células fotovoltaicas y que a menudo contribuyen significativamente a factores de impacto ambiental como la toxicidad humana y la emisión de metales pesados. [63] Estos efectos pueden ser más pronunciados para los procesos de nanofabricación que producen iones de Cd en solución, como la fabricación de puntos cuánticos para QDPV. [34] Debido a estos efectos, se considera que la producción de células solares de CdTe tiene menores emisiones de metales pesados que otras fabricaciones solares de película delgada. De hecho, la producción de CdTe tiene menores emisiones de cadmio que la fabricación de cintas de silicio, silicio multicristalino, silicio monocristalino o fotovoltaica de puntos cuánticos, así como menores emisiones de níquel, mercurio, arsénico, cromo y plomo. [34] En términos de emisiones totales de metales pesados, la energía fotovoltaica de punto cuántico tiene las mayores emisiones de materiales fotovoltaicos con aproximadamente 0,01 mg/kWh, pero aún tiene una emisión total de metales pesados más baja que cualquier otra fuente de electricidad renovable o no renovable, como se muestra en el gráfico.
El deseo de aliviar los problemas de seguridad relacionados con las células solares de cadmio y CdTe específicamente ha provocado el desarrollo de otros materiales fotovoltaicos de calcogenuros que no son tóxicos o son menos tóxicos, particularmente los calcogenuros a base de antimonio. En estas células de calcogenuro emergentes, el uso de CdS es la mayor contribución a factores de impacto como la toxicidad humana y el agotamiento del metal, aunque el acero inoxidable también contribuye significativamente al impacto de estos y otros materiales fotovoltaicos. En las células CIGS, por ejemplo, el acero inoxidable representa el 80% de la toxicidad total asociada con la producción de células y también contribuye significativamente al agotamiento del ozono. [63]
Otro posible factor de impacto de interés para la fabricación fotovoltaica es el potencial de acidificación, que cuantifica la emisión de óxidos de azufre y nitrógeno que contribuyen a la acidificación del suelo , el agua dulce y el océano y sus efectos ambientales negativos. En este sentido, el QDPV tiene las emisiones más bajas, seguido de cerca por el CdTe. [34]
{{cite journal}}: Parámetro desconocido |agency=ignorado ( ayuda )Samsung SDI decidió detener la producción de módulos fotovoltaicos de película delgada CIGS. Hanergy: Tabla 3 en la página 49