Las células solares de película delgada son un tipo de célula solar fabricada mediante la deposición de 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 unos pocos micrones ( 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 grosor. Las células solares de película delgada se utilizan comercialmente en varias tecnologías, entre ellas 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 se clasifican a menudo en las llamadas generaciones basadas en las capas activas (que absorben la luz solar) utilizadas para producirlas, y las células solares más consolidadas 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 fina se clasifican como de segunda generación , fabricadas con 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 de tercera generación o emergentes. Esto incluye algunas tecnologías innovadoras de película fina, como perovskita , sensibilizadas por colorante , de puntos cuánticos , orgánicas y células solares de película fina CZTS .
Las células de película delgada tienen varias ventajas sobre las células solares de silicio de primera generación, incluyendo que son más ligeras y más flexibles debido a su construcción delgada. Esto las hace adecuadas para su uso en energía fotovoltaica integrada en edificios y como material de acristalamiento fotovoltaico semitransparente que se puede laminar sobre ventanas. Otras aplicaciones comerciales utilizan paneles solares de película delgada rígidos (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 se producen normalmente utilizando métodos simples y escalables más rentables que las células de primera generación, lo que conduce a un menor impacto ambiental como las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en muchos casos. 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 células GaAs de película delgada de unión única, superando el máximo del 26,1 % de eficiencia para las células solares de primera generación de unión única estándar. Las células concentradoras de unión múltiple que incorporan tecnologías de película delgada han alcanzado eficiencias de hasta el 47,6 % a partir de 2023. [1]
Aun así, se ha descubierto que muchas tecnologías de película delgada tienen vidas útiles operativas más cortas y tasas de degradación mayores que las celdas de primera generación en pruebas de vida acelerada , lo que ha contribuido a su implementación algo limitada. A nivel mundial, la participación de mercado de PV de las tecnologías de película delgada sigue siendo de alrededor del 5% a partir de 2023. [2] Sin embargo, la tecnología de película delgada se ha vuelto considerablemente más popular en los Estados Unidos, donde las celdas de CdTe por sí solas representaron casi el 30% de la nueva implementación a escala de servicios públicos 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), ganando más tarde el premio Nobel de Física en 2000 por este y otros trabajos. [4] [5] Dos años más tarde, en 1972, el profesor 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 (Cu2S/CdS) y más tarde se expandió a películas delgadas de fosfuro de zinc ( Zn3P2 ) y silicio amorfo (a-Si) también en 1975. [6] En 1973, el IEC estrenó una casa alimentada con energía solar, Solar One, en el primer ejemplo de fotovoltaica integrada en edificios residenciales. [7] En la década siguiente, 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 los años 1990 y 2000, las células solares de película delgada vieron aumentos significativos en eficiencias máximas y la expansión de las tecnologías de película delgada existentes en nuevos sectores. En 1992, una célula solar de película delgada con más del 15% de eficiencia fue desarrollada en la Universidad del Sur de Florida . [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 de película delgada transparentes para algunas de las ventanas de 4 Times Square , generando suficiente electricidad para abastecer de electricidad a 5-7 casas. [14] [12] En 2000, BP Solar introdujo dos nuevas células solares comerciales basadas en tecnología de película delgada. [12] En 2001, las primeras células solares orgánicas de película delgada fueron desarrolladas en la Universidad Johannes Kepler de Linz . En 2005, las células solares de GaAs se volvieron aún más delgadas con las primeras células independientes (sin sustrato) introducidas por investigadores de la Universidad 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 (activa) ordinaria de la célula con una mezcla de electrolito líquido que contenía un colorante que absorbía la luz. [17] A principios de la década de 2000, comenzó el desarrollo de células solares de puntos cuánticos, [16] tecnología certificada más tarde por NREL en 2011. [18] En 2009, investigadores de la Universidad de Tokio informaron sobre un nuevo tipo de célula solar que utiliza perovskitas como capa activa y logra una eficiencia superior al 3%, [19] basándose en el trabajo de Murase Chikao de 1999 que creó una capa de perovskita capaz de absorber luz. [20]
En la década de 2010 y principios de la de 2020, la innovación en la tecnología solar de película delgada ha incluido esfuerzos para expandir la tecnología solar de tercera generación a nuevas aplicaciones y reducir los costos de producción, así como importantes mejoras de eficiencia para 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 colocarlas sobre burbujas de jabón. [22] En 2022, el mismo grupo presentó células solares orgánicas flexibles de película delgada integradas en tela. [23] [24]
La tecnología solar de película delgada alcanzó una participación máxima en el mercado mundial del 32% del nuevo despliegue fotovoltaico en 1988 antes de declinar durante varias décadas y alcanzar otro pico más pequeño del 17% nuevamente en 2009. [25] [26] Luego, la participación de mercado disminuyó de manera constante 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 de EE. UU. 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 de absorción de luz o "capa activa" de la célula solar es típicamente un material semiconductor , lo que significa que hay un hueco en su espectro de energía entre la banda de valencia de electrones localizados alrededor de los iones anfitriones y la banda de conducción de electrones de mayor energía que son libres de 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 en una célula solar, los electrones en la banda de valencia pueden absorber la energía del fotón y ser excitados en 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 atrás 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 en el par electrón-hueco pueden moverse libremente por el material como electricidad. [28] Sin embargo, si el par electrón-hueco no está separado, 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 a la misma velocidad por 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 una capa semiconductora dopada positivamente (tipo p) y una capa semiconductora dopada negativamente (tipo n) se encuentran, creando una diferencia de potencial químico que atrae a los electrones en una dirección y a los huecos en la otra, separando el par electrón-hueco. [29] Esto puede lograrse en cambio 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 en gran medida el mismo, pero la capa semiconductora activa se hace 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 de los electrones de la banda de conducción y valencia están en el mismo momento en lugar de diferentes momentos 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 momento (normalmente una vibración reticular o fonón ), simplificando el proceso de dos pasos de absorción de un fotón en un proceso de un solo paso. [30] Otros materiales de película delgada pueden ser capaces de 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 puede reemplazarse completamente con otro material que absorba la luz, por ejemplo, una solución electrolítica y moléculas de colorante fotoactivas en una célula solar sensibilizada con colorante o mediante puntos cuánticos en una célula solar de puntos cuánticos .
Las tecnologías de película delgada reducen la cantidad de material activo en una célula. La capa activa puede colocarse sobre un sustrato rígido hecho de vidrio, plástico o metal, o la célula puede estar hecha con un sustrato flexible como 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 las hace ideales para aplicaciones como la fotovoltaica integrada en edificios. La mayoría de los paneles de película tienen eficiencias de conversión de 2 a 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 es la tecnología de película delgada predominante. Con alrededor del 5 por ciento de la producción mundial de PV, representa más de la mitad del mercado de película delgada. La eficiencia de laboratorio de la célula 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 policristalino a partir de 2013. [33] : 24–25 Además, CdTe tiene el tiempo de recuperación de energía más bajo de todas las tecnologías fotovoltaicas producidas en masa, y puede ser tan corto como ocho meses en ubicaciones favorables. [33] : 31 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 produce paneles de CdTe con una eficiencia de aproximadamente el 18 por ciento. [35]
Aunque la toxicidad del cadmio puede no ser un problema tan grande y las preocupaciones ambientales 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 es escéptica con respecto a esta 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 , del cual el telururo es la forma aniónica , es comparable a la del platino en la corteza terrestre y contribuye significativamente al costo del módulo. [40]
Al igual que el CdTe, el seleniuro de cobre, indio y galio (CIGS) y sus variantes 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 la producción durante los últimos años.
Las investigaciones actuales tienen 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 modificando 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 las células solares multiunión . [48]
También es posible reemplazar parcialmente el cobre por plata y el selenio por azufre, obteniéndose el compuesto (Ag z Cu 1-z )(In 1-x Ga x )(Se 1-y S y ) 2 . Para distinguir el compuesto sin azufre, a veces se abrevia CIGSe, mientras que el acrónimo CIGS puede referirse tanto a compuestos que contienen azufre como a compuestos que contienen 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.
Existen tres arquitecturas de película delgada de silicio destacadas:
El silicio amorfo (a-Si) es una forma alotrópica no cristalina del silicio y la tecnología de película delgada más desarrollada hasta la fecha. El silicio de película delgada es una alternativa al silicio cristalino convencional en obleas (o a granel ) . Si bien las células de película delgada de CdTe y CIS basadas en calcogenuro se han desarrollado en el laboratorio con gran éxito, todavía existe interés en la industria en las células de película delgada basadas en silicio. Los dispositivos basados en silicio presentan menos problemas que sus contrapartes 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 estigma en el uso de silicio estándar.
Este tipo de celda de película delgada se fabrica principalmente mediante una técnica llamada deposición química en fase de vapor mejorada con plasma . Utiliza una mezcla gaseosa de silano (SiH 4 ) e hidrógeno para depositar una capa muy fina de solo 1 micrómetro (μm) de silicio sobre un sustrato, como vidrio, plástico o metal, que ya ha sido recubierto con una capa de óxido conductor transparente . Otros métodos utilizados para depositar silicio amorfo sobre un sustrato incluyen la pulverización catódica y las técnicas de deposición química en fase de vapor con alambre caliente . [50]
El silicio amorfo 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 con poco material de silicio requerido. Debido a su banda prohibida de 1,7 eV, el silicio amorfo también absorbe una gama muy amplia del espectro de luz , que incluye infrarrojos e incluso algo de ultravioleta y funciona muy bien con luz débil. Esto permite que la célula genere energía temprano en la mañana o al final de la tarde y en días nublados y lluviosos, al contrario de las células de silicio cristalino , que son significativamente menos eficientes cuando se exponen a la luz diurna difusa e indirecta . [ cita requerida ]
Sin embargo, la eficiencia de una célula de silicio amorfo sufre una caída significativa de entre el 10 y el 30 por ciento durante los primeros seis meses de funcionamiento. Esto se denomina efecto Staebler-Wronski (SWE), una pérdida típica de la potencia eléctrica debida a cambios en la fotoconductividad y la conductividad oscura causados 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 de silicio amorfo convencionales no presentan este efecto en primer lugar.
Su estructura electrónica básica es la unión pin . 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 severamente la vida útil del portador. Generalmente se utiliza una estructura pin, en lugar de una estructura nip. 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 tasa de recolección de electrones que se mueven del contacto de tipo n al tipo p es mejor que la de los huecos que se mueven del contacto de tipo p al tipo n. Por lo tanto, la capa de 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 unión múltiple . Cuando solo se combinan dos capas (dos uniones pn), se denomina célula en tándem . Al apilar estas capas una sobre otra, se absorbe un rango más amplio de espectros de luz, lo que mejora la eficiencia general de la célula.
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 celda apilada micromorfa fue desarrollado y patentado en el Instituto de Microtecnología (IMT) de la Universidad de Neuchâtel en Suiza, [52] y fue licenciado a TEL Solar . Un nuevo módulo fotovoltaico récord mundial basado en el concepto micromorfo con una eficiencia del módulo del 12,24% fue certificado de forma independiente en julio de 2014. [53]
Como todas las capas están hechas de silicio, se pueden fabricar mediante PECVD. La brecha de banda del a-Si es de 1,7 eV y la del 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 brecha de banda 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 voltajes altos en circuito abierto . [55] Estos tipos de silicio presentan enlaces colgantes y retorcidos, lo que da como resultado 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 antirreflejo y silicio dopado sobre sustratos de vidrio texturizado mediante deposición química en fase 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 desde 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 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 tiene 1-2 micrómetros, se destaca por su estabilidad y durabilidad; el uso de técnicas de película delgada también contribuye a un ahorro de costos en comparación con la energía fotovoltaica en masa. Estos módulos no requieren la presencia de una capa de óxido conductor transparente. Esto simplifica el proceso de producción en dos aspectos: no solo 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 simple. 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 sobre una base de área unitaria muestran que estos dispositivos son comparables en costo a las células de película delgada amorfas de unión simple. [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 delgada de mayor rendimiento debido a sus excepcionales propiedades de resistencia al calor y altas eficiencias. [56] A partir de 2019, las células monocristalinas de GaAs han mostrado la mayor eficiencia de célula solar de cualquier célula solar de unión simple con una eficiencia del 29,1%. [57] Esta célula que ostenta el récord logró esta alta eficiencia mediante la implementación de un espejo posterior en la superficie trasera para aumentar la absorción de fotones, lo que permitió que la célula alcanzara una impresionante densidad de corriente de cortocircuito y un valor de voltaje de circuito abierto cercano al límite de Shockley-Queisser . [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 utilizando el 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 efectiva. En este método, la capa de película delgada se despega del sustrato mediante el grabado selectivo de 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 anfitrión. [61] Con la reutilización del sustrato, los costos de fabricación se pueden reducir, pero no eliminar por completo, ya que el sustrato solo se puede reutilizar un número limitado de veces. [59] Este proceso todavía es relativamente costoso y aún 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 altos costos de los materiales dificultan su adopción a gran escala en la industria de las células solares. El GaAs se utiliza más comúnmente en células solares de unión múltiple para paneles solares en naves espaciales , ya que la mayor relación potencia-peso reduce los costos de lanzamiento en energía solar basada en el espacio ( células InGaP / (In)GaAs / Ge ). También se utilizan en fotovoltaica de concentración , 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 Energías Renovables 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. Muchas utilizan materiales orgánicos, a menudo compuestos organometálicos , así como sustancias inorgánicas. Aunque muchas de estas tecnologías han tenido problemas de inestabilidad y baja eficiencia en sus etapas iniciales, algunos materiales emergentes como las perovskitas han podido alcanzar eficiencias comparables a las de las células de silicio monocristalino. Muchas de estas tecnologías tienen el potencial de superar el límite de Shockley-Queisser en cuanto a eficiencia de una célula de estado sólido de unión única. Se ha invertido una importante investigación en estas tecnologías, ya que prometen alcanzar el objetivo de producir células solares de bajo costo y alta eficiencia con un menor impacto ambiental.
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 de CdTe y CIGS, CZTS está hecho 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 calcogenuros emergentes incluyen compuestos basados en antimonio como Sb2 ( S,Se) 3 . Al igual que los CZTS, tienen intervalos de banda ajustables y una buena absorción de la luz. Los compuestos basados en antimonio también tienen una estructura cuasi-1D que puede ser 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. A partir de 2022, las células CZTS han alcanzado una eficiencia máxima de alrededor del 12,6%, mientras que las células basadas en antimonio han alcanzado el 9,9%. [63]
Las células sensibilizadas por colorante, también conocidas como células de Grätzel o DSPV, son células innovadoras que realizan una especie de fotosíntesis artificial, [64] eliminando la necesidad de un semiconductor de estado sólido a granel o una unión pn. En su lugar, se construyen utilizando una capa de colorante fotoactivo mezclado con nanopartículas de óxido de metal de transición semiconductor sobre una solución de electrolito líquido, rodeada de 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 colorante, lo que los pone en su estado sensibilizado. En este estado, las moléculas de colorante pueden inyectar electrones en la banda de conducción del semiconductor. Luego, los electrones del colorante son repuestos por el electrodo, lo que evita la recombinación del par electrón-hueco. El electrón en el semiconductor fluye hacia afuera como corriente a través de los contactos eléctricos. [65]
Las células solares sensibilizadas con colorante son atractivas porque permiten una fabricación barata y rentable en rollos. [62] Sin embargo, en la práctica, la inclusión de materiales caros como el platino y el rutenio impide que se logren estos bajos costos. [62] Las células sensibilizadas con colorante también tienen problemas de estabilidad y degradación, en particular debido al electrolito líquido. En entornos de alta temperatura, el electrolito puede tener fugas de la célula, mientras que en entornos de baja temperatura el electrolito puede congelarse. Algunos de estos problemas se pueden superar utilizando un electrolito de estado cuasi sólido. [64]
A partir de 2023, la eficiencia máxima alcanzada de una célula solar sensibilizada con colorante será 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 coeficientes de absorción altos. [64] La fabricación de células solares orgánicas también es rentable y puede hacer uso de técnicas de producción eficientes de 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]
Las células orgánicas son naturalmente flexibles, lo que las hace aptas para muchas aplicaciones. Los científicos del Laboratorio de Electrónica Orgánica y Nanoestructurada (ONE Lab) del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT) han integrado fotovoltaica orgánica en sustratos de tela flexible que pueden desenrollarse más de 500 veces sin degradarse. [23]
Sin embargo, las células solares orgánicas no suelen ser muy estables y tienden a tener una vida útil baja. También tienden a ser menos eficientes que otras células de película delgada debido a algunos límites intrínsecos del material, como una gran energía de enlace 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 deben su nombre a su descubridor, el mineralogista Lev Perovski . Las perovskitas que se utilizan con más frecuencia para aplicaciones fotovoltaicas son haluros de plomo de metilamonio híbridos orgánico-inorgánicos, que presentan una serie de propiedades ventajosas, entre las que se incluyen intervalos de banda ampliamente ajustables, coeficientes de absorción elevados 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 habitualmente en células en tándem y de unión múltiple con silicio cristalino, CIGS y otras tecnologías fotovoltaicas para lograr eficiencias aún mayores. [66] También ofrecen un amplio espectro de aplicaciones de bajo coste. [69] [70] [71]
Sin embargo, las células de perovskita tienden a tener una vida útil corta, siendo 5 años la vida útil típica en 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 hacer que experimenten una transición estructural que afecte el funcionamiento del dispositivo. Por lo tanto, una encapsulación adecuada es muy importante. [64]
La fotovoltaica de puntos cuánticos (QDPV) reemplaza la capa activa semiconductora de estado sólido habitual por puntos cuánticos semiconductores. La banda prohibida de la capa fotoactiva se puede ajustar modificando el tamaño de los puntos cuánticos. [62] La 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 eficiencia máxima alcanzada de una celda QDPV es de alrededor del 18,1 %. [66] Las celdas QDPV también tienden a utilizar mucho menos material de la capa activa que otros tipos de celdas solares, lo que conduce a un proceso de fabricación de bajo costo. Sin embargo, las celdas 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 del tamaño de una ventana [72] , después de que los miembros del equipo del estudio lograran una eficiencia récord con alta transparencia en 2020. [73] [74] También en 2022, otros investigadores informaron sobre la fabricación de células solares con una transparencia visible promedio récord del 79%, siendo casi invisibles. [75] [76]
Los materiales fotovoltaicos de película delgada tienden a ser livianos y flexibles por naturaleza, lo que los hace naturalmente aptos para la integración de la energía fotovoltaica en edificios (BIPV). [77] Algunos ejemplos comunes incluyen la integración de módulos semitransparentes en diseños de ventanas [78] y el uso de paneles rígidos de película delgada para reemplazar el material de los techos. La BIPV puede reducir en gran medida los impactos ambientales durante la vida útil (como la emisión 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 que en el momento de su introducción se presentaron eficiencias inferiores, muchas tecnologías de película delgada tienen eficiencias comparables a las de las células solares de silicio cristalino no concentrador de unión simple convencionales, que tienen una eficiencia máxima del 26,1 % a partir de 2023. De hecho, tanto las células de película delgada de GaAs como las células monocristalinas de GaAs tienen eficiencias máximas mayores, del 29,1 % y el 27,4 %, respectivamente. Las eficiencias máximas de las células de película delgada no concentradoras de unión simple de varios materiales de película delgada destacados se muestran en el gráfico.
Es importante señalar que las eficiencias máximas logradas en un entorno de 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] En 2021, la eficiencia máxima de las células solares fabricadas fue del 24,4 % para el silicio monocristalino, del 20,4 % para el silicio policristalino, del 12,3 % para el silicio amorfo, del 19,2 % para los CIGS y del 19 % para los módulos CdTe. [80] El prototipo de célula de película fina con la mejor eficiencia produce un 20,4 % (First Solar), comparable a la mejor eficiencia del prototipo de célula solar convencional del 25,6 % de Panasonic . [81] [82]
A previous record for thin film solar cell efficiency of 22.3% was achieved by Solar Frontier, the world's largest CIS (copper indium selenium) solar energy provider. In joint research with the New Energy and Industrial Technology Development Organization (NEDO) of Japan, Solar Frontier achieved 22.3% conversion efficiency on a 0.5 cm2 cell using its CIS technology. This was an increase of 0.6 percentage points over the industry's previous thin-film record of 21.7%.[83]
The efficiency of a solar cell quantifies the percentage of incident light on the solar cell that is converted into usable electricity. There are many factors that affect the efficiency of a solar cell, so the efficiency may be further parametrized by additional numerical quantities including the short-circuit current, open-circuit voltage, maximum power point, fill factor, and quantum efficiency. The short-circuit current is the maximum current the cell can flow with no voltage load. Similarly, the open-circuit voltage is the voltage across the device with no current or, alternatively, the voltage required for no current to flow. On a current vs. voltage (IV) curve, the open-circuit voltage is the horizontal intercept of the curve with the voltage axis and the short-circuit current is the vertical intercept of the curve with the current axis. The maximum power point is the point along the curve where the maximum power output of the solar cell is achieved and the area of the rectangle with side lengths equal to the current and voltage coordinates of the maximum power point is called the fill factor. The fill factor is a measure of how much power the solar cell achieves at this maximum power point. Intuitively, IV curves with a more square shape and a flatter top and side will have a larger fill factor and therefore a higher efficiency.[84] Whereas these parameters characterize the efficiency of the solar cell based mostly on its macroscopic electrical properties, the quantum efficiency measures either the ratio of the number of photons incident on the cell to the number of charge carriers extracted (external quantum efficiency) or the ratio of the number of photons absorbed by the cell to the number of charge carriers extracted (internal quantum efficiency). Either way, the quantum efficiency is a more direct probe of the microscopic structure of the solar cell.[85]
Some third-generation solar cells boost efficiency through the integration of concentrator and/or multi-junction device geometry.[63] This can lead to efficiencies larger than the Shockley–Queisser limit of approximately 42% efficiency for a single-junction semiconductor solar cell under one-sun illumination.[86]
A multi-junction cell is one that incorporates multiple semiconducting active layers with different bandgaps. In a typical solar cell, a single absorber with a bandgap near the peak of the solar spectrum is used, and any photons with energy greater than or equal to the bandgap can excite valence-band electrons into the conduction band to create electron-hole pairs. However, any excess energy above the Fermi energy will be quickly dissipated due to thermalization, leading to voltage losses from the inability to efficiently extract the energy of high-energy photons. Multi-junction cells are able to recoup some of this energy lost to thermalization by stacking multiple absorber layers on top of each other with the top layer absorbing the highest-energy photons and letting the lower energy photons pass through to the lower layers with smaller bandgaps, and so on. This not only allows the cells to capture energy from photons in a larger range of energies, but also extracts more energy per photon from the higher-energy photons.[citation needed]
Concentrator photovoltaics use an optical system of lenses that sit on top of the cell to focus light from a larger area onto the device, similar to a funnel for sunlight. In addition to creating more electron-hole pairs simply by increasing the number of photons available for absorption, having a higher concentration of charge carriers can increase the efficiency of the solar cell by increasing the conductivity. The addition of a concentrator to a solar cell can not only increase efficiency, but can also reduce the space, materials, and cost needed to produce the cell.[87]
Both of these techniques are employed in the highest-efficiency solar cell as of 2023, which is a four-junction concentrator cell with 47.6% efficiency.[1]
Multiple techniques have been employed to increase the amount of light that enters the cell and reduce the amount that escapes without absorption. The most obvious technique is to minimize the top contact coverage of the cell surface, reducing the area that blocks light from reaching the cell.
The weakly absorbed long wavelength light can be obliquely coupled into silicon and traverses the film several times to enhance absorption.[88][89]
Multiple methods have been developed to increase absorption by reducing the number of incident photons being reflected away from the cell surface. An additional anti-reflective coating can cause destructive interference within the cell by modulating the refractive index of the surface coating. Destructive interference eliminates the reflective wave, causing all incident light to enter the cell.
Surface texturing is another option for increasing absorption, but increases costs. By applying a texture to the active material's surface, the reflected light can be refracted into striking the surface again, thus reducing reflectance. For example, black silicon texturing by reactive ion etching (RIE) is an effective and economic approach to increase the absorption of thin-film silicon solar cells.[90] A textured back reflector can prevent light from escaping through the rear of the cell. Instead of applying the texturing on the active materials, photonic micro-structured coatings applied on the cells' front contact can be an interesting alternative for light-trapping, as they allow both geometric anti-reflection and light scattering while avoiding the roughening of the photovoltaic layers (thereby preventing increase of recombination).[91][92]
Besides surface texturing, the plasmonic light-trapping scheme attracted a lot of attention to aid photocurrent enhancement in thin film solar cells.[93][94] This method makes use of collective oscillation of excited free electrons in noble metal nanoparticles, which are influenced by particle shape, size and dielectric properties of the surrounding medium. Applying noble-metal nanoparticles at the back of thin-film solar cells leads to the formation of plasmonic back reflectors, which allow broadband photocurrent enhancement.[95] This is a result of both light scattering of the weakly-absorbed photons from the rear-located nanoparticles, plus improved light incoupling (geometric anti-reflection) caused by the hemispherical corrugations at the cells’ front surface formed from the conformal deposition of the cell materials over the particles.[96]
In addition to minimizing reflective loss, the solar cell material itself can be optimized to have higher chance of absorbing a photon that reaches it. Thermal processing techniques can significantly enhance the crystal quality of silicon cells and thereby increase efficiency.[97] Layering thin-film cells to create a multi-junction solar cell can also be done. Each layer's band gap can be designed to best absorb a different range of wavelengths, such that together they can absorb a greater spectrum of light.[98]
Further advancement into geometric considerations can exploit nanomaterial dimensionality. Large, parallel nanowire arrays enable long absorption lengths along the length of the wire while maintaining short minority carrier diffusion lengths along the radial direction.[99] Adding nanoparticles between the nanowires allows conduction. The natural geometry of these arrays forms a textured surface that traps more light.
U.S. utility-scale PV market by technology in 2021.[3]
With the advances in conventional crystalline silicon (c-Si) technology in recent years, and the falling cost of the polysilicon feedstock, that followed after a period of severe global shortage, pressure increased on manufacturers of commercial thin-film technologies, including amorphous thin-film silicon (a-Si), cadmium telluride (CdTe), and copper indium gallium diselenide (CIGS), leading to the bankruptcy of several companies.[100] As of 2013, thin-film manufacturers continue to face price competition from Chinese refiners of silicon and manufacturers of conventional c-Si solar panels. Some companies (insolvent) together with their patents were sold to Chinese firms below cost.[101]
In 2013 thin-film technologies accounted for about 9 percent of worldwide deployment, while 91 percent was held by crystalline silicon (mono-Si and multi-Si). With 5 percent of the overall market, CdTe holds more than half of the thin-film market, leaving 2 percent to each CIGS and amorphous silicon.[33]: 18–19
Several prominent manufacturers couldn't stand the pressure caused by advances in conventional c-Si technology of recent years. The company Solyndra ceased all business activity and filed for Chapter 11 bankruptcy in 2011, and Nanosolar, also a CIGS manufacturer, closed its doors in 2013. Although both companies produced CIGS solar cells, it has been pointed out, that the failure was not due to the technology but rather because of the companies themselves, using a flawed architecture, such as, for example, Solyndra's cylindrical substrates.[102] In 2014, Korean LG Electronics terminated research on CIGS restructuring its solar business, and Samsung SDI decided to cease CIGS-production, while Chinese PV manufacturer Hanergy is expected to ramp up production capacity of their 15.5% efficient, 650 mm×1650 mm CIGS-modules.[103][104] One of the largest producers of CI(G)S photovoltaics is the Japanese company Solar Frontier with a manufacturing capacity in the gigawatt-scale.[105] (Also see List of CIGS companies).
The company First Solar, a leading manufacturer of CdTe, has been building several of the world's largest solar power stations, such as the Desert Sunlight Solar Farm and Topaz Solar Farm, both in the Californian desert with a 550 MW capacity each, as well as the 102-megawatt Nyngan Solar Plant in Australia, the largest PV power station in the Southern Hemisphere, commissioned in 2015.[106]
In 2011, GE announced plans to spend $600 million on a new CdTe solar cell plant and enter this market,[107] and in 2013, First Solar bought GE's CdTe thin-film intellectual property portfolio and formed a business partnership.[108] In 2012 Abound Solar, a manufacturer of cadmium telluride modules, went bankrupt.[109]
In 2012, ECD solar, once one of the world's leading manufacturer of amorphous silicon (a-Si) technology, filed for bankruptcy in Michigan, United States. Swiss OC Oerlikon divested its solar division that produced a-Si/μc-Si tandem cells to Tokyo Electron Limited.[110][111]
Other companies that left the amorphous silicon thin-film market include DuPont, BP, Flexcell, Inventux, Pramac, Schuco, Sencera, EPV Solar,[112] NovaSolar (formerly OptiSolar)[113] and Suntech Power that stopped manufacturing a-Si modules in 2010 to focus on conventional silicon solar panels. In 2013, Suntech filed for bankruptcy in China.[114][115] In August 2013, the spot market price of thin-film a-Si and a-Si/μ-Si dropped to €0.36 and €0.46, respectively[116] (about $0.50 and $0.60) per watt.[117]
With the increasing efficiencies of thin film solar, installing them on standing seam metal roofs has become cost competitive with traditional Monocrystalline and Polycrystalline solar cells. The thin film panels are flexible and run down the standing seam metal roofs and stick to the metal roof with Adhesive, so no holes are needed to install. The connection wires run under the ridge cap at the top of the roof. Efficiency ranges from 10-18% but only costs about $2.00-$3.00 per watt of installed capacity, compared to Monocrystalline which is 17-22% efficient and costs $3.00-$3.50 per watt of installed capacity. Thin film solar is light weight at 7-10 ounces per square foot. Thin film solar panels last 10–20 years[118] but have a quicker ROI than traditional solar panels, the metal roofs last 40–70 years before replacement compared to 12–20 years for an asphalt shingle roof.[119][120]
In 1998, scientists at the National Renewable Energy Laboratory (NREL) predicted that production of thin-film PV systems at a cost of $50 per m2 could someday be possible, which would make them extremely economically viable. At this price, thin-film PV systems would yield return on investment of 30% or greater.[121]
To help achieve this goal, in 2022 NREL began administering the Cadmium Telluride Accelerator Consortium (CTAC) with the objective of enabling thin-film efficiencies above 24% with a cost below 20 cents per Watt by 2025, followed by efficiencies above 26% and cost below 15 cents per Watt by 2030.[122]
One of the significant drawbacks of thin-film solar cells as compared to mono crystalline modules is their shorter lifetime, though the extent to which this is an issue varies by material with the more established thin-film materials generally having longer lifetimes. The standard lifetime of mono crystalline silicon panels is typically taken to be 30 years[79] with performance degradation rates of around 0.5% per year.[123] Amorphous silicon thin-films tend to have comparable cell lifetimes[79] with slightly higher performance degradation rates around 1% per year.[123] Chalcogenide technologies like CIGS and CIS tend to have similar lifetimes of 20–30 years[34][63] and performance degradation rates just over 1% per year.[123] Emerging technologies tend to have lower lifetimes. Organic photovoltaics had a maximum reported lifetime of 7 years and an average of 5 years in 2016,[67] but typical lifetimes have increased to the range of 15–20 years as of 2020.[124] Similarly, dye-sensitized cells had a maximum reported lifetime of 10 years in 2007,[34] but typical lifetimes have increased to 15–30 years as of 2020.[124] Perovskite cells tend to have short lifetimes, with 5 years being a typical lifetime as of 2016.[68] The lifetime of quantum dot solar cells is unclear due to their developing nature, with some predicting lifetimes to reach 25 years[34] and others setting a realistic lifetime as somewhere between 1 and 10 years.[124]
Some thin-film modules also have issues with degradation under various conditions. Nearly all solar cells experience performance decreases with increasing temperature over a reasonable range of operating temperatures. Established thin-film materials may experience smaller temperature-dependent performance decreases, with amorphous silicon being slightly more resistant than mono crystalline silicon, CIGS more resistant than amorphous silicon, and CdTe displaying the best resistance to performance degradation with temperature.[80] Dye-sensitized solar cells are particularly sensitive to operating temperature, as high temperatures may cause the electrolyte solution to leak and low temperatures may cause it to freeze, leaving the cell inoperable. Perovskite cells also tend to be unstable at high temperatures and may even undergo structural changes that impact the operation of the devices.[64] Beyond temperature-induced degradation, amorphous silicon panels additionally experience light-induced degradation, as do organic photovoltaic cells to an even larger extent.[123][64] Quantum dot cells degrade when exposed to moisture or UV radiation. Similarly, perovskite cells are chemically unstable and degrade when exposed to high temperatures, light, moisture, or UV radiation.[64] Organic cells are also generally considered somewhat unstable,[64] though improvement has been made on the durability organic cells and as of 2022, flexible organic cells have been developed that can be unrolled 500 times without significant performance losses.[125] Unlike other thin-film materials, CdTe tends to be fairly resilient to environmental conditions like temperature and moisture, but flexible CdTe panels may experience performance degradation under applied stresses or strains.[64]
In order to meet international renewable energy goals, the worldwide solar capacity must increase significantly. For example, to keep up with the International Energy Agency's goal of 4674 GW of solar capacity installed globally by 2050, significant expansion is required from the 1185 GW installed globally as of 2022.[126] As thin-film solar cells have become more efficient and commercially-viable, it has become clear that they will play an important role in meeting these goals. As such, it's become increasingly important to understand their cumulative environmental impact, both to compare between existing technologies and to identify key areas for improvement in developing technologies. For instance, to evaluate the effect of relatively shorter device lifetimes as compared to established solar modules, and to see whether increasing efficiencies or increasing device lifetimes has a large influence on the total environmental impact of the technologies. Beyond key factors like greenhouse gas (GHG) emissions, questions have been raised about the environmental and health impacts of potentially toxic materials like cadmium that are used in many solar cell technologies. Many scientists and environmentalists have used life cycle analysis as a way to address these questions.[77]
Life cycle analysis (LCA) is a family of approaches that attempt to assess the total environmental impact of a product or process in an objective way, from the gathering of raw materials and the manufacturing process all the way to the disposal of the outcome and any waste products. Though LCA approaches aim to be unbiased, the outcome of LCA studies can be sensitive to the particular approach and data used. It is therefore important that LCA findings clearly state the assumptions made any which processes are included and excluded. This will often be specified using the system boundary and life cycle inventory framework. Due to the emerging nature of new photovoltaic technologies, the disposal process may sometimes be left out of a life cycle analysis due to the high uncertainty. In this case, the assessment is referred to as "cradle-to-gate" rather than "cradle-to-grave," because the calculated impact does not cover the full life cycle of the product. However, such studies may miss important environmental impacts from the disposal process, both negative (as in the case of incineration of end-of-life cells and waste products) and positive (as in the case of recycling). It's also important to include the effect of balance of service (BOS) steps, which include transportation, installation, and maintenance as they may also be costly in terms of materials and electricity.[77]
LCA studies can be used to quantify many potential environmental impacts, from land use to transportation-related emissions. Categories of environmental impacts may be grouped into so-called impact factors for standardized quantitative comparison. For solar cells, perhaps the most important impact factor is the total lifetime greenhouse gas (GHG) emission. This is often reported in terms of the global warming potential (GWP), which gives a more direct indication of the environmental impact.[63]
Another important measure of environmental impact is the primary energy demand (PED) which measures the energy (usually electricity) required to produce a particular solar cell. A more useful measure may be the cumulative energy demand (CED), which quantifies the total amount of energy required to produce, use, and dispose of a particular product over its entire lifetime. Relatedly, the energy payback time (EPBT) measures the operational time needed for a solar cell to produce enough energy to account for its cumulative energy demand. Similarly, the carbon payback time (CPBT) measures the operational time needed for a solar cell to produce enough electricity that the avoided carbon emissions from the same amount of electricity generated with the usual energy mix is equal to the amount of carbon emissions the cell will generate over its lifetime. In other words, CPBT measures the time a solar cell needs to run in order to mitigate its own carbon emissions.[67]
These quantities depends on many factors, including where the solar cell is manufactured and deployed, as the typical energy mix varies from place to place. Therefore, the electricity-related emissions from the production process as well as the avoided electricity-related emissions from the solar-generated electricity during operation of the cell can vary depending on the particular module and application. The emissions from a cell may also depend on how the module is deployed, not just because of the raw materials and energy costs associated with the production of mounting hardware, but also from any avoided emissions from replaced building materials, as in the case of building-integrated photovoltaics where solar panels may replace building materials like roof tiles.[79]
Though energy-usage and emissions-related impacts are vital for evaluation of and comparison between technologies, they are not the only important quantities for evaluating the environmental impact of solar cells. Other important impact factors include toxic heavy metal emissions, metal depletion, human toxicity, various eco-toxicities (marine, freshwater, terrestrial), and acidification potential which measures the emission of sulfur and nitrogen oxides.[67][34] Including a wide range of environmental impacts in a life cycle analysis is necessarily to minimize the chance of passing environmental impact from a prominent impact factor like greenhouse gas emission to a less prominent but still relevant impact factor like human toxicity.[77]
Using established first-generation mono crystalline silicon solar cells as a benchmark, some thin-film solar cells tend to have lower environmental impacts across most impact factors, however low efficiencies and short lifetimes can increase the environmental impacts of emerging technologies above those of first-generation cells. A standardized measure of greenhouse gas emissions, is displayed in the chart in units of grams of CO2 equivalent emissions per kiloWatt-hour of electricity production for a variety of thin-film materials.[34][79][124] Crystalline silicon is also included for comparison.
In terms of greenhouse gas emissions only, the two most ubiquitous thin-film technologies, amorphous silicon and CdTe, both have significantly lower global warming potential (GWP) than mono crystalline silicon solar cells, with amorphous silicon panels having GWP around 1/3 lower and CdTe nearly 1/2 lower.[68][79] Organic photovoltaics have the smallest GWP of all thin-film PV technologies, with over 60% lower GWP than mono crystalline silicon.[67]
However, this is not the case for all thin-film materials. For many emerging technologies, low efficiencies and short device lifetimes may cause significant increases in environmental impact. Both emerging chalcogenide technologies and established chalcogenide technologies like CIS and CIGS have higher Global warming potential than mono crystalline silicon, as do dye-sensitized and quantum dot solar cells. For antimony-based chalcogenide cells, favorable for their use of less-toxic materials in the manufacturing process, low efficiencies and therefore larger area requirements for solar cells are the driving factor in the increased environmental impact, and cells with modestly improved efficiencies have the potential to outperform mono crystalline silicon in all relevant environmental impact factors. Improving efficiencies for these and other emerging chalcogenide cells is therefore a priority.[63] Low realized efficiencies are also the driving factor behind the relatively large GWP of quantum dot solar cells, despite the potential for these materials to exhibit multiple exciton generation (MEG) from a single photon. Higher efficiencies would also allow for the use of a thinner active layer, reducing both materials costs for the quantum dots themselves and saving on materials and emissions related to encapsulation material. Realizing this potential and thereby increasing efficiency is also a priority for reducing the environmental impact of these cells.[34]
For organic photovoltaics, short lifetimes are instead the driving factor behind GWP. Despite overall impressive performance of OPV relative to other solar technologies, when considering cradle-to-gate rather than cradle-to-grave (i.e. looking only at the material extraction and production processes, discounting the useful lifetime of the solar cells) GWP, OPV constitute a 97% reduction in GHG emissions compared to mono crystalline silicon and 92% reduction relative to amorphous silicon thin-films. This is significantly better than the 60% reduction compared to mono crystalline silicon currently realized, and therefore improving OPV cell lifetimes is a priority for decreasing overall environmental impact.[67] For Perovskite solar cells, with short lifetimes of only around five years, this effect may be even more significant. Perovskite solar cells (not included in the chart) typically have significantly larger global warming potential than other thin-film materials in cradle-to-grave LCA, around 5-8x worse than mono crystalline silicon at 150g CO2-eq /kWh. However, in grade-to-gate LCA, Perovskite cells perform 10-30% lower than mono-crystalline silicon, highlighting the importance of the increased environmental impact associated with the need to produce and dispose of multiple Perovskite panels to generate the same amount of electricity as a single mono crystalline silicon panel due to this short lifetime. Increasing the lifetime of Perovskite solar modules is therefore a top priority for decreasing their environmental impact.[68] Other renewable energy sources like wind, nuclear, and hydropower may achieve smaller GWP than some PV technologies.[34]
It's important to note that although emerging thin-film materials don't outperform mono crystalline silicon cells in terms of global warming potential, they still constitute far lower carbon emissions than non-renewable energy sources which have global warming potentials ranging from comparatively clean natural gas with 517g CO2-eq /kWh to the worst polluter lignite with over 1100g CO2-eq /kWh. Thin-film cells also significantly outperform the typical energy mix, which is often in the range of 400-800g CO2-eq /kWh.[79]
The largest contributor to most impact factors, including the global warming potential, is nearly always energy use during the manufacturing process, greatly outweighing other potential sources of environmental impact such as transportation cost and material sourcing.[79] For CIGS cells, for example, this accounts for 98% of the global warming potential, most of which is due to the manufacturing of the absorber layer specifically.[63] In general, for processes that include metal deposition, this is often a particularly significant environmental impact hotspot.[77] For quantum dot photovoltaics, hazardous waste disposal for the solvents used during the manufacturing process also contributes significantly.[34] The level of global warming potential associated with electricity use can vary significantly depending on the location manufacturing takes place, in particular the proportion of renewable to non-renewable energy sources used in the local energy mix.[79]
In general, thin-film panels take less energy to produce than mono crystalline silicon panels,[79] especially as some emerging thin-film technologies have the potential for efficient and cheap roll-to-roll processing.[34] As a result, thin-film technologies tend to fare better than mono crystalline silicon in terms of energy payback time, though amorphous silicon panels are an exception. Thin-film cells typically have lower efficiencies than mono crystalline solar cells, so this effect is largely due to the comparatively lower primary energy demand (PED) associated with producing the cells.
The application in which the modules are used and the recycling process (if any) for the materials can also play a large role in the overall energy efficiency and greenhouse gas emissions over the lifetime of the cell. Integrating the modules into building design may lead to a large reduction in the environmental impact of the cells due to the avoided emissions related to producing the usual building materials, for example the avoided emissions from roof tile production for a building-integrated solar roof.[79] This effect is especially important for thin-film solar cells, whose lightweight and flexible nature lends itself naturally to building-integrated photovoltaics.[77] 70-90% lower emissions in portable charging applications.[67] This effect holds for some other applications as well, for example organic photovoltaics have 55% lower emissions than crystalline silicon in solar panel applications. Similarly, avoided emissions from recycling solar cell components rather than gathering and processing new materials can lead to significantly lower cumulative energy consumption and greenhouse gas emissions. Recycling processes are available for several components of mono crystalline solar cells as well as the glass substrate, CdTe, and CdS in CdTe solar cells.[124] For panels without recycling processes, and particularly for panels with short lifetimes like organic photovoltaics, the disposal of panels may contribute significantly to the environmental impact, and there may be little difference in environmental impact factors if the panel is incinerated or sent to landfill.[67]
Though material selection and extraction does not play a large role in global warming potential, where electricity usage in the manufacturing process is near universally the largest contributor, it often has a significant impact on other important environmental impact factors, including human toxicity, heavy-metal emissions, acidification potential, and metal and ozone depletion.
Human toxicity and heavy-metal emissions are particularly important impact factors for thin-film solar cell production, as the potential environmental and health effect of cadmium use has been a particular concern since the introduction of CdTe cells to the commercial market in the 1990s, when the hazards of cadmium-containing compounds were not well-understood.[127] Public concern over CdTe solar cells has continues as they have become more common.[128] Cadmium is a highly hazardous material[129] that causes kidney, bone, and lung damage and is thought to increase the risk of developing cancer.[130] Initially, all cadmium-containing compounds were classified as hazardous, although we now know that despite both Cd and Te being hazardous separately, the combination CdTe is very chemically stable[25] with a low solubility and presents minimal risk to human health.[127]
Feedstock Cd presents a larger risk, as do precursor materials like CdS, and cadmium acetate, which are frequently used in other photovoltaic cells as well, and often contribute significantly to environmental impact factors such as human toxicity and heavy metal emission.[63] These effects may be more pronounced for nanofabrication processes that produce Cd ions in solution, like the manufacture of quantum dots for QDPV.[34] Due to these effects, CdTe solar cell production is actually seen to have lower heavy-metal emissions than other thin-film solar manufacturing. In fact, CdTe production has lower cadmium emission than ribbon silicon, multi-crystalline silicon, mono-crystalline silicon, or quantum dot PV manufacturing, as well as lower emission of nickel, mercury, arsenic, chromium, and lead.[34] In terms of total heavy metal emissions, quantum dot PV has the highest emissions of PV materials with approximately 0.01 mg/kWh, but still has lower total heavy metal emission than any other renewable or non-renewable electricity source, as shown in the chart.
The desire to alleviate safety concerns around cadmium and CdTe solar cells specifically has sparked the development of other chalcogenide PV materials that are non-toxic or less toxic, particularly antimony-based chalcogenides. In these emerging chalcogenide cells, the use of CdS is the largest contribution to impact factors like human toxicity and metal depletion, though stainless steel also contributes significantly to the impact of these and other PV materials. In CIGS cells, for example, stainless steel accounts for 80% of the total toxicity associated with cell production and also contributes significantly to ozone depletion.[63]
Another potential impact factor of interest for PV manufacturing is the acidification potential, which quantifies the emission of sulfur and nitrogen oxides which contribute to the acidification of soil, freshwater, and the ocean and their negative environmental effects. In this respect, QDPV has the lowest emissions, with CdTe being a close second.[34]
{{cite journal}}: Unknown parameter |agency= ignored (help)Samsung SDI decided to stop the production of CIGS thin film PV modules. Hanergy: Table 3 on page 49