Quelle différence entre les cellules solaires de type-p et de type-n
L'évolution de la technologie des cellules solaires est revenue sur le devant de la scène récemment. En effet, nous avons vu apparaître des termes et sujets plutôt techniques très en aval de la chaîne de valeur. Il y a quelques mois, nous avons expliqué la technologie PERC. Dans cet article, nous allons mettre en perspective les différences entre les technologies de type-p et de type-n. Explications.

L’évolution des cellules solaires attire l’attention
Il y a encore quelques années, l’architecture des cellules solaires n’intéressait pas grand monde et peu de cas en était fait dans les documentations commerciales des fabricants. A part bien sûr des sociétés comme Sunpower ou Panasonic (Sanyo à l’époque) dont les technologies différenciantes étaient au coeur de leur proposition de valeur, et les fabricants de modules en couches minces s’affrontant sur les bénéfices du CdTe, CIGS et silicium amorphe. Mais pour la majorité des industriels utilisant des cellules solaires cristallines, dont la technologie évoluait progressivement depuis plus de trente ans, il n’y avait pas grand chose à dire en quelque sorte.

 

Cela a commencé à changer lorsque les limites de la technologie dominante (Al-BSF), qui a supporté la croissance de l’industrie ces quarante dernières années, devenaient prévisibles. Les fabricants de cellules solaires ont dû faire des choix technologiques pour continuer à améliorer les rendements. Il y a eu des tentatives autour des cellules Metal Wrap Through (MWT), à émetteur sélectif mais c’est finalement la technologie PERC, développée pour la première fois il y a plus de trente ans et qui a permis à l’Université de Nouvelle Galles du Sud d’amener le rendement cellule à 25%, qui tient finalement la corde. Naturellement, le terme PERC a commencé à faire son apparition pour souligner la différence avec les cellules Al-BSF et pour créer la nouveauté. Mais il est également devenu habituel de souligner que les performances nouvelles étaient atteintes sur des cellules de type-p car la différence de puissance avec certaines technologies de cellules solaires de type-n se réduisait. L’argument principal étant alors que les cellules de type-p étaient moins chères.

 

Aujourd’hui, cette distinction tient toujours dans la mesure où différentes options ont été choisies par les fabricants tout au long de la chaîne de valeur pour continuer à accroître le rendement, réduire le coût des cellules solaires et avoir des positionnement différenciants. Alors que  les cellules p-type mono et multi PERC gagnent du terrain, la capacité en wafers de type-n est également en croissance, ITRPV prévoyant un gain de part de marché, même si bien inférieur aux autres technologies.

 

Les différences entre cellules solaire de type-p et de type-n
La cellule solaire de type-p est celle que tout le monde connaît, celle qui a représenté la plus grosse part de l’industrie pendant ces quarante dernières années.
Son nom vient du fait qu’elle est construite sur une base de silicium positivement chargée (d’où « type-p »). En effet, le wafer est dopé avec du bore, lequel a un électron de moins que le silicium. La partie supérieure du wafer est ensuite dopée négativement (type-n) avec du phosphore qui contient un électron de plus qu’un atome de silicium. Cela permet donc de former la jonction P-N grâce à laquelle un flux d’électricité va pouvoir être formé.

Les cellules de type-n ont une structure inverse, la base de la cellule étant dopée négativement avec du phosphore. La première cellule solaire produite par les laboratoires Bell en 1954 était d’ailleurs de type-n et à contact arrière. Les années suivantes virent une rapide progression des rendements. Ce n’est qu’ensuite que les cellules de type-p se sont imposées car les premières applications accompagnant la conquête spatiale, il s’est avéré que cette architecture de cellule  était plus résistante aux radiations hors atmosphère. L’industrie s’est ensuite développée et structurée autour de cette technologie créant d’importants effets d’échelle.

 

Quelles sont donc les différences majeures entre ces deux architectures de cellules?

 

Le rendement : les cellules les plus puissantes actuellement fabriquées adoptent l’architecture de type-n. La principale raison derrière cette supériorité est la plus grande durée de vie des porteurs de charge car la technologie n’est pas sujette aux complexes bore-oxygène. En effet, lors de la croissance des lingots de silicium, ces derniers ont tendance à avoir une forte concentration d’oxygène dissous provenant du quartz composant les creusets où est fondu le silicium. En présence de silicium dopé au bore, cet oxygène forme une zone de recombinaison qui porte le nom de complexe bore-oxygène. Et cela affecte le rendement. Pour les cellules de type-n, dont la base est dopée au phosphore, cet effet disparaît. Ces cellules sont également moins sensibles aux impuretés métalliques dans le silicium.

 

Light Induced Degradation : les cellules de type-n ne sont pas sujettes à l’effet LID, là encore du fait de l’absence de complexes bore-oxygène.

 

Coût : de manière générale, à part quelques exceptions bien sûr, le process de fabrication de lingots dopés n ou p diffère peu. Ensuite, les effets d’échelles en amont de la chaîne de valeur sont en faveur du type-p. Enfin, le processus de fabrication de la cellule et du module font qu’il est encore aujourd’hui plus cher d’utiliser des cellules de type-n.

 

Qu’est-ce que cela change pour un acheteur de modules ?
Si l’on retire le jargon scientifique, les différences entre les technologies de type-n et de type-p n’impliquent pas de changement majeur dans le comportement des acheteurs. Tout d’abord, parce que l’industrie solaire, comme d’autres, a tendance à suivre une évolution de courbe en S. Ce qui veut dire qu’à un certain point, de nouvelles technologies remplacent les anciennes. Il y aura des adopteurs précoces et des suiveurs, mais la logique de l’industrie est d’améliorer sa technologie. Le développement et l’adoption de la technologie PERC est, à cet égard, un bon exemple. Ensuite, les acheteurs de modules choisiront toujours entre des caractéristiques produit qu’ils valorisent  (rendement, productible, qualité, LID…) et le coût. Et quelque soit la technologie, cela restera vrai.

Sources

– Martin Hermle, Silicon Solar Cells – Current Production and Future Concepts, Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE, BESSY II Foresight Workshop on Energy Materials, 10 October 2016

– Green MA, 2001, Crystalline silicon solar cells, in Archer MD;Hill R (ed.), Clean Electricity from Photovoltaics, edn. Original, Imperial College Press, United Kingdom, pp. 149 – 197

– MacDonald, D 2012, The emergence of n-type silicon for solar cell manufacture, Australia and New Zealand Solar Energy Society Conference (Solar 2012), Australian Solar Energy Society, Sydney NSW, p. 6

 

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