Cadmio telururo fotovoltaico

La tecnología fotovoltaica de telururo de cadmio (CdTe) describe una tecnología fotovoltaica (PV) que se basa en el uso de telururo de cadmio, una delgada capa semiconductora diseñada para absorber y convertir la luz solar en electricidad. El telururo de cadmio PV es la única tecnología de película delgada con menores costos que las células solares convencionales hechas de silicio cristalino en sistemas de varios kilovatios.

En términos de ciclo de vida, CdTe PV tiene la huella de carbono más pequeña, el uso de agua más bajo y el tiempo de amortización más corto de energía de todas las tecnologías solares. El tiempo de recuperación de energía de CdTe de menos de un año permite reducciones de carbono más rápidas sin déficits de energía a corto plazo.

La toxicidad del cadmio es una preocupación ambiental mitigada por el reciclaje de módulos de CdTe al final de su vida útil, aunque todavía hay incertidumbres y la opinión pública es escéptica con respecto a esta tecnología. El uso de materiales raros también puede convertirse en un factor limitante de la escalabilidad industrial de la tecnología CdTe en el futuro a mediano plazo. La abundancia de telurio -de los cuales el telururo es la forma aniónica- es comparable a la del platino en la corteza terrestre y contribuye significativamente al costo del módulo.

Los sistemas fotovoltaicos CdTe se utilizan en algunas de las estaciones de energía fotovoltaica más grandes del mundo, como Topaz Solar Farm. Con una participación del 5,1% de la producción fotovoltaica mundial, la tecnología CdTe representó más de la mitad del mercado de películas delgadas en 2013. Un destacado fabricante de tecnología de película delgada CdTe es la empresa First Solar, con sede en Tempe, Arizona.

Fondo
La tecnología PV dominante siempre se ha basado en obleas de silicio cristalino. Las películas delgadas y los concentradores fueron intentos iniciales para reducir costos. Las películas delgadas se basan en el uso de capas de semiconductor más delgadas para absorber y convertir la luz solar. Los concentradores reducen el número de paneles al usar lentes o espejos para poner más luz solar en cada panel.

La primera tecnología de película delgada que se desarrolló ampliamente fue el silicio amorfo. Sin embargo, esta tecnología adolece de bajas eficiencias y bajas tasas de deposición (lo que lleva a altos costos de capital). En cambio, el mercado fotovoltaico llegó a unos 4 gigavatios en 2007 con silicio cristalino que comprende casi el 90% de las ventas. La misma fuente estimó que alrededor de 3 gigavatios se instalaron en 2007.

Durante este período, el telururo de cadmio y el diseleniuro de cobre e indio o las aleaciones CIS permanecieron en desarrollo. Este último está empezando a producirse en volúmenes de 1 a 30 megavatios por año debido a las altas eficiencias de células de área pequeña que se aproximan al 20% en el laboratorio. La eficiencia de la celda de CdTe se aproxima al 20% en el laboratorio con un registro del 22.1% a partir de 2016.

Historia [editar]
La investigación en CdTe se remonta a la década de 1950, porque su banda prohibida (~ 1.5 eV) es casi una combinación perfecta para la distribución de fotones en el espectro solar en términos de conversión a electricidad. Se desarrolló un diseño de heterounión simple en el cual el CdTe de tipo p se combinó con el sulfuro de cadmio de tipo n (CdS). La celda se completó agregando contactos superiores e inferiores. Los primeros líderes en eficiencias de células CdS / CdTe fueron GE en la década de 1960, y luego Kodak, Monosolar, Matsushita y AMETEK.

En 1981, Kodak utilizó la sublimación de espacio cerrado (CSS) e hizo las primeras células del 10% [aclaración necesaria] y los primeros dispositivos multicelulares (12 células, 8% de eficiencia, 30 cm2). Monosolar y AMETEK usaron la electrodeposición, un método temprano popular. Matsushita comenzó con la impresión de pantalla, pero cambió en la década de 1990 a CSS. A principios de los años ochenta se produjeron células de aproximadamente un 10% de eficiencia de luz solar a electricidad en Kodak, Matsushita, Monosolar y AMETEK.

Se produjo un importante avance cuando las células se ampliaron en tamaño para crear productos de área más grande llamados módulos. Estos productos requieren corrientes más altas que las células pequeñas y se encontró que una capa adicional, llamada óxido conductor transparente (TCO), podría facilitar el movimiento de la corriente a través de la parte superior de la celda (en lugar de una rejilla metálica). Uno de estos TCO, óxido de estaño, estaba disponible para otros usos (ventanas térmicamente reflectantes). Hecho más conductivo para PV, el óxido de estaño se convirtió y sigue siendo la norma en los módulos FV CdTe.

Las células CdTe lograron más del 15% [aclaración necesaria] en 1992 al agregar una capa de amortiguación a la pila TCO / CdS / CdTe y luego adelgazaron el CdS para admitir más luz. Chu usó óxido de estaño resistivo como la capa de amortiguación y luego diluyó el CdS de varias micras a menos de medio micrómetro de espesor. El CdS grueso, como se usaba en dispositivos anteriores, bloqueó aproximadamente 5 mA / cm2 de luz, o aproximadamente el 20% de la luz utilizable por un dispositivo CdTe. La capa adicional no comprometió las otras propiedades del dispositivo.

A principios de la década de 1990, otros jugadores experimentaron resultados mixtos. Golden Photon mantuvo el récord durante un corto período del mejor módulo de CdTe medido en NREL al 7.7% usando una técnica de deposición por aspersión. Matsushita reclamó una eficiencia del módulo del 11% [aclaración necesaria] mediante CSS y luego descartó la tecnología. Una eficiencia y un destino similar finalmente ocurrieron en BP Solar. BP usó la electrodeposición (heredada de Monosolar por una ruta indirecta cuando compró SOHIO, el adquirente de Monosolar). BP Solar retiró CdTe en noviembre de 2002. Antec pudo fabricar aproximadamente el 7% de módulos eficientes, pero se declaró en quiebra cuando comenzó a producir comercialmente durante un breve y brusco descenso del mercado en 2002. Sin embargo, a partir de 2014, Antec todavía fabricaba módulos PV CdTe.

Las start-ups de CdTe incluyen Calyxo (anteriormente propiedad de Q-Cells), PrimeStar Solar, en Arvada, Colorado (adquirida por First Solar de GE), Arendi (Italia). Incluyendo Antec, su producción total representa menos de 70 megavatios por año. Empa, los Laboratorios Federales Suizos para Pruebas e Investigación de Materiales, se enfoca en el desarrollo de células solares CdTe en sustratos flexibles y demostró eficiencias celulares de 13.5% y 15.6% para sustratos flexibles de lámina de plástico y vidrio, respectivamente.

SCI y First Solar [editar]
El mayor éxito comercial fue por Solar Cells Incorporated (SCI). Su fundador, Harold McMaster, imaginó películas delgadas de bajo costo hechas a gran escala. Después de probar el silicio amorfo, cambió a CdTe a instancias de Jim Nolan y fundó Solar Cells Inc., que luego se convirtió en First Solar. McMaster defendió CdTe por su procesamiento de alta velocidad y alto rendimiento. SCI cambió de una adaptación del método CSS y luego cambió al transporte de vapor. En febrero de 1999, McMaster vendió la compañía a True North Partners, que la llamó First Solar.

En sus primeros años, First Solar sufrió reveses, y las eficiencias iniciales del módulo fueron modestas, de alrededor del 7%. El producto comercial estuvo disponible en 2002. La producción alcanzó los 25 megavatios en 2005. La compañía fabricó en Perrysburg, Ohio y Alemania. En 2013, First Solar adquirió la tecnología de panel solar de película fina de GE a cambio de una participación del 1.8% en la compañía. En la actualidad, First Solar fabrica más de 3 gigavatios con una eficiencia de módulo promedio de 16.4% en 2016.

Tecnología

Eficiencia celular
En agosto de 2014, First Solar anunció un dispositivo con una eficiencia de conversión del 21.1%. En febrero de 2016, First Solar anunció que habían alcanzado una eficiencia de conversión del 22.1% en sus celdas CdTe. En 2014, First Solar también aumentó la eficiencia del módulo de registro de 16.1% a 17.0%. En este momento, la empresa proyectaba que la eficiencia promedio del módulo de línea de producción para su CdTe PV sería del 17% para 2017, pero en 2016, pronosticó una eficiencia de módulo cercana al ~ 19.5%.

Como CdTe tiene el espacio de banda óptimo para dispositivos de unión única, se pueden lograr eficiencias cercanas al 20% (como las ya mostradas en las aleaciones CIS) en las células CdTe prácticas.

Optimización de procesos [editar]
La optimización del proceso mejoró el rendimiento y redujo los costos. Las mejoras incluyen sustratos más amplios (ya que los costos de capital aumentan de forma sublineal y los costos de instalación pueden reducirse), capas más delgadas (para ahorrar material, electricidad y tiempo de procesamiento) y una mejor utilización del material (para ahorrar materiales y costos de limpieza). Los costos del módulo CdTe 2014 fueron de aproximadamente $ 72 por 1 metro cuadrado (11 pies cuadrados), o alrededor de $ 90 por módulo.

Temperatura ambiente [editar]
Las eficiencias del módulo se miden en laboratorios a temperaturas de prueba estándar de 25 ° C, sin embargo, en el campo, los módulos a menudo están expuestos a temperaturas mucho más altas. El coeficiente de temperatura relativamente bajo de CdTe protege el rendimiento a temperaturas más altas. Los módulos FV de CdTe experimentan la mitad de la reducción de los módulos de silicio cristalino, lo que resulta en un aumento de la producción de energía anual del 5-9%.

Seguimiento solar [editar]
Casi todos los sistemas de módulos fotovoltaicos de película fina hasta la fecha han sido de seguimiento no solar, porque la salida del módulo era demasiado baja para compensar el capital del rastreador y los costos de operación. Pero los sistemas de seguimiento de un solo eje relativamente económicos pueden agregar un 25% de producción por vatio instalado. Además, dependiendo de la ganancia de energía de Tracker, la ecoeficiencia general del sistema fotovoltaico se puede mejorar mediante la reducción de los costos del sistema y los impactos ambientales. Esto es dependiente del clima El seguimiento también produce una meseta de salida más suave alrededor del mediodía, combinando mejor los picos de la tarde.

Materiales
Cadmio [editar]
El cadmio (Cd), un metal pesado tóxico considerado una sustancia peligrosa, es un subproducto residual de la minería, fundición y refinación de minerales sulfurosos de zinc durante el refinado de zinc, y por lo tanto su producción no depende de la demanda del mercado fotovoltaico. Los módulos FV de CdTe proporcionan un uso beneficioso y seguro para el cadmio que, de otro modo, se almacenaría para su uso futuro o se eliminaría en vertederos como un desecho peligroso. Los subproductos mineros se pueden convertir en compuestos estables de CdTe y encapsularse de manera segura dentro de los módulos solares FV de CdTe durante años. Un gran crecimiento en el sector fotovoltaico de CdTe tiene el potencial de reducir las emisiones globales de cadmio al desplazar la generación de energía de carbón y petróleo.

Telurio [editar]
Las estimaciones de producción y reservas de Telurium (Te) están sujetas a incertidumbre y varían considerablemente. El telurio es un metaloide poco tóxico y ligeramente tóxico que se usa principalmente como aditivo de mecanizado para el acero. Te se obtiene casi exclusivamente como un subproducto de la refinación de cobre, con cantidades menores de producción de plomo y oro. Solo se dispone de una pequeña cantidad, estimada en alrededor de 800 toneladas métricas por año. Según el USGS, la producción mundial en 2007 fue de 135 toneladas métricas. Un gigavatio (GW) de módulos de CdTe PV requeriría alrededor de 93 toneladas métricas (a las eficiencias y espesores actuales). Mediante la mejora de la eficiencia del material y el aumento del reciclaje de PV, la industria de PV de CdTe tiene el potencial de contar completamente con telurio a partir de módulos de fin de vida reciclados para 2038. En la última década [¿cuándo?], Se han localizado nuevos suministros, por ejemplo, en Xinju, China, así como en México y Suecia. En 1984 los astrofísicos identificaron el telurio como el elemento más abundante del universo con un número atómico superior a 40. Ciertas cadenas submarinas son ricas en telurio.

Cloruro de cadmio / cloruro de magnesio [editar]
La fabricación de una celda CdTe incluye una capa fina con cloruro de cadmio (CdCl)
2) para aumentar la eficiencia general de la celda. El cloruro de cadmio es tóxico, relativamente caro y altamente soluble en agua, lo que representa una posible amenaza ambiental durante la fabricación. En 2014, la investigación descubrió que el cloruro de magnesio abundante e inofensivo (MgCl
2) funciona tan bien como el cloruro de cadmio. Esta investigación puede conducir a células CdTe más baratas y seguras.

Seguridad [editar]
Por sí mismos, el cadmio y el telurio son tóxicos y cancerígenos, pero el CdTe forma una retícula cristalina que es altamente estable y es de varios órdenes de magnitud menos tóxica que el cadmio. Las placas de vidrio que rodean el material CdTe intercalado entre ellas (como en todos los módulos comerciales) se sellan durante un incendio y no permiten la liberación de cadmio. Todos los demás usos y exposiciones relacionados con cadmio son menores y similares en tipo y magnitud a las exposiciones de otros materiales en la cadena de valor PV más amplia, por ejemplo, gases tóxicos, soldadura de plomo o solventes (la mayoría de los cuales no se utilizan en la fabricación de CdTe) .

Reciclaje [editar]
Debido al crecimiento exponencial de la energía fotovoltaica, el número de sistemas fotovoltaicos instalados en todo el mundo ha aumentado significativamente. First Solar estableció el primer programa global y completo de reciclaje en la industria fotovoltaica en 2005. Sus instalaciones de reciclaje operan en cada una de las plantas de fabricación de First Solar y recuperan hasta 95% de material semiconductor para su reutilización en nuevos módulos y 90% de vidrio para su reutilización en nuevos productos de vidrio. Una evaluación del ciclo de vida del reciclaje del módulo CdTe por la Universidad de Stuttgart mostró una reducción en la demanda de energía primaria en fin de vida de 81 MJ / m2 a -12 MJ / m2, una reducción de alrededor de 93 MJ / m2, y en términos del potencial de calentamiento global de 6 kg CO2-ecqu. / m2 a -2,5 CO2-ecqu. / m2, una reducción de alrededor de -8.5 CO2-ecqu. / m2. Estas reducciones muestran un cambio altamente beneficioso en el perfil ambiental general del módulo fotovoltaico CdTe. La LCA también mostró que los principales contribuyentes a las categorías de impacto ambiental consideradas se deben a los químicos y la energía requeridos dentro del procesamiento de los módulos de CdTe.

Límites de grano [editar]
El límite de grano es la interfaz entre dos granos de un material cristalino y ocurre cuando dos granos se encuentran. Son un tipo de defecto cristalino. A menudo se asume que la brecha de voltaje de circuito abierto observada en CdTe, en comparación tanto con GaAs monocristalino como con el límite teórico, puede ser de alguna manera atribuible a los límites de grano dentro del material. Sin embargo, ha habido una serie de estudios que han sugerido no solo que los GB no son nocivos para el rendimiento sino que, de hecho, pueden ser beneficiosos como fuentes de una mejor recopilación de portadores. Por lo tanto, el papel exacto de los límites de grano en la limitación del rendimiento de las células solares basadas en CdTe sigue sin estar claro y la investigación está en curso para abordar esta cuestión.

Viabilidad del mercado
El éxito del telururo de cadmio PV se ha debido al bajo costo que se puede lograr con la tecnología CdTe, hecho posible al combinar la eficiencia adecuada con los menores costos del área del módulo. El costo directo de fabricación para los módulos FV de CdTe alcanzó $ 0.57 por vatio en 2013, y el costo de capital por cada nuevo vatio de capacidad es de casi $ 0.9 por vatio (incluyendo terrenos y edificios).

Sistemas notables [editar]
Se reclamó que las soluciones PV de CdTe a gran escala podían competir con las fuentes de generación de combustible fósil de mayor consumo según los niveles de irradiancia, las tasas de interés y otros factores, como los costos de desarrollo. Se afirmaba que las instalaciones recientes de los grandes sistemas fotovoltaicos de First Solar CdTe eran competitivas. formas de energía solar:

El proyecto Agua Caliente de 290 megavatios (MW) de First Solar en Arizona es una de las centrales fotovoltaicas más grandes jamás construidas. Agua Caliente presenta las capacidades de control de planta, previsión y energía de First Solar que contribuyen a la confiabilidad y estabilidad de la red.

La Granja Solar Topaz de 550 MW en California, terminó la construcción en noviembre de 2014 y era la granja solar más grande del mundo en ese momento.
El proyecto de 13 MW de First Solar en Dubai, operado por la Autoridad de Agua y Electricidad de Dubai, es la primera parte del Parque Solar Mohammed bin Rashid Al Maktoum y fue la planta de energía fotovoltaica más grande de la región en 2013.
Un sistema de 40 MW instalado por el grupo Juwi en Waldpolenz Solar Park, Alemania, en el momento de su anuncio, era el sistema fotovoltaico planificado más grande y con el menor costo del mundo. El precio fue de 130 millones de euros.

Un sistema de 128 MWp instalado por Belectric en Templin, Brandeburgo, Alemania, es la mayor instalación fotovoltaica de capa fina más grande de Europa (desde enero de 2015).

Para la planta de energía fotovoltaica Blythe de 21 MW en California, un acuerdo de compra de energía fijó el precio de la electricidad generada a $ 0.12 por kWh (después de la aplicación de todos los incentivos). Definido en California como el «Precio de referencia del mercado», este establece el precio que la PUC pagaría por cualquier fuente de energía de picos diurnos, por ejemplo, el gas natural. Si bien los sistemas fotovoltaicos son intermitentes y no se despachan como lo hace el gas natural, los generadores de gas natural tienen un riesgo constante de precio del combustible que la energía fotovoltaica no tiene.
Un contrato para dos megavatios de instalaciones en la azotea con Southern California Edison. El programa SCE está diseñado para instalar 250 MW a un costo total de $ 875M (con un promedio de $ 3.5 / watt), después de los incentivos.