Silicio cristalino

El silicio cristalino (c-Si) es la forma cristalina del silicio, ya sea silicio policristalino (multi-Si) que consiste en pequeños cristales, o silicio monocristalino (mono-Si), un cristal continuo. El silicio cristalino es el material semiconductor dominante utilizado en la tecnología fotovoltaica para la producción de células solares. Estas células se ensamblan en paneles solares como parte de un sistema fotovoltaico para generar energía solar a partir de la luz solar.

En electrónica, el silicio cristalino es típicamente la forma monocristalina de silicio, y se utiliza para producir microchips. Este silicio contiene niveles de impurezas mucho más bajos que los requeridos para las células solares. La producción de silicio de grado semiconductor implica una purificación química para producir polisilicio hiperpuro seguido de un proceso de recristalización para desarrollar silicio monocristalino. Las bolas cilíndricas se cortan en obleas para su posterior procesamiento.

Las células solares hechas de silicio cristalino a menudo se llaman células solares convencionales, tradicionales o de primera generación, ya que se desarrollaron en la década de 1950 y permanecieron como el tipo más común hasta la actualidad. Debido a que se producen a partir de obleas solares de 160-190 μm de grosor -cantidades de granel de silicio de grado solar- a veces se llaman células solares basadas en obleas.

Las células solares hechas de c-Si son células de unión única y generalmente son más eficientes que sus tecnologías rivales, que son las células solares de película delgada de segunda generación, las más importantes son CdTe, CIGS y silicio amorfo (a-Si). El silicio amorfo es una variante alotrópica de silicio, y amorfo significa “sin forma” para describir su forma no cristalina.

Visión de conjunto

Clasificación
Las formas alotrópicas de silicio van desde una única estructura cristalina a una estructura amorfa completamente desordenada con varias variedades intermedias. Además, cada una de estas formas diferentes puede tener varios nombres e incluso más abreviaturas, y a menudo causa confusión a los no expertos, especialmente porque algunos materiales y su aplicación como tecnología fotovoltaica tienen poca importancia, mientras que otros materiales son de una importancia excepcional.

Industria fotovoltaica
La industria fotovoltaica, sin embargo, los agrupa en dos categorías distintas:

Silicio cristalino (c-Si), utilizado en células solares tradicionales, convencionales, basadas en obleas:
Silicio monocristalino (mono-Si)
Silicio multicristalino (multi-Si)
Cinta de silicio (cinta-Si), actualmente no tiene mercado
No clasificado como silicio cristalino, utilizado en tecnologías de película delgada y otras células solares:
Silicio amorfo (a-Si)
Silicio nanocristalino (nc-Si)
Silicio policristalino (pc-Si)
Otros materiales que no sean de silicio, como CdTe, CIGS
Fotovoltaica emergente
Células solares de unión múltiple (MJ) comúnmente utilizadas para paneles solares en naves espaciales para energía solar basada en el espacio. También se utilizan en concentradores fotovoltaicos (CPV, HCPV), una tecnología emergente que es más adecuada para ubicaciones que reciben mucha luz solar.
Generaciones
Alternativamente, diferentes tipos de células solares y / o sus materiales semiconductores se pueden clasificar por generaciones:

Las células solares de primera generación están hechas de silicio cristalino, también llamadas convencionales, células solares basadas en obleas e incluyen materiales semiconductores monocristalinos (mono-Si) y policristalinos (multi-Si).
Los paneles o células solares de segunda generación se basan en tecnología de película delgada y tienen una importancia comercial significativa. Estos incluyen CdTe, CIGS y silicio amorfo.
Las células solares de tercera generación a menudo se etiquetan como tecnologías emergentes con poca o ninguna importancia en el mercado e incluyen una amplia gama de sustancias, principalmente orgánicas, que a menudo usan compuestos organometálicos.
Podría decirse que las células fotovoltaicas de unión múltiple se pueden clasificar en ninguna de estas generaciones. Un semiconductor típico de triple unión está hecho de InGaP / (In) GaAs / Ge.

Comparación de especificaciones técnicas

Categorías Tecnología η (%) OC (V) SC (A) W / m² t (μm)
Células solares de película delgada a-Si 11.1 6.3 0.0089 33 1
CdTe 16.5 0.86 0.029 5
CIGS 20.5

Cuota de mercado
En 2013, la tecnología convencional de silicio cristalino dominó la producción fotovoltaica en todo el mundo, con multi-Si liderando el mercado por delante del mono-Si, representando el 54 por ciento y el 36 por ciento, respectivamente. Durante los últimos diez años, la participación de mercado mundial de las tecnologías de película delgada se estancó por debajo del 18 por ciento y actualmente se sitúa en el 9 por ciento. En el mercado de películas delgadas, CdTe lidera con una producción anual de 2 GWp o 5 por ciento, seguido por a-Si y CIGS, ambos alrededor del 2 por ciento.:4,18 La capacidad fotovoltaica desplegada de 139 gigavatios (acumulada a partir de 2013) se divide en silicio cristalino de 121 GW (87%) y tecnología de película delgada de 18 GW (13%).

Eficiencia
La eficiencia de conversión de los dispositivos PV describe la relación de energía de la potencia eléctrica saliente en comparación con la luz radiada entrante. Una sola célula solar tiene generalmente una eficiencia mejor o más alta que un módulo solar completo. Además, la eficiencia del laboratorio siempre está por delante de los productos comercialmente disponibles en el mercado.

Celdas de laboratorio
En 2013, la eficiencia de las células de laboratorio récord fue más alta para el silicio cristalino. Sin embargo, el multi-silicio es seguido de cerca por telururo de cadmio y células solares de seleniuro de galio de indio y cobre

25.6% – célula mono-Si
20.4% – célula multi-Si
21.7% – Célula CIGS
21.5% – Célula CdTe
Estas son todas las células solares de unión única. Para las celdas de alta concentración y multiuniones, el récord a 2014 fue del 44.7 por ciento.:6

Módulos
El módulo de silicio cristalino comercial promedio aumentó su eficiencia de aproximadamente 12 a 16 por ciento en los últimos diez años. En el mismo período, los módulos CdTe mejoraron su eficiencia del 9 al 16 por ciento. Los módulos con mejores prestaciones en condiciones de laboratorio en 2014 fueron de silicio monocristalino. Estaban 7 puntos porcentuales por encima de la eficiencia de los módulos producidos comercialmente (23% frente a 16%), lo que indicaba que la tecnología convencional de silicio aún tenía potencial para mejorar y, por lo tanto, mantener su posición de liderazgo.

Las mejores eficiencias de los módulos de laboratorio para módulos de unión múltiple con tecnología concentradora en 2014 alcanzaron el 36.7 por ciento de eficiencia.

Tiempo de amortización de energía
El tiempo de amortización de energía (EPBT) describe el lapso de tiempo que un sistema FV necesita operar para generar la misma cantidad de energía que se usó para su fabricación e instalación. Esta amortización de la energía, expresada en años, también se denomina tiempo de recuperación de energía de punto de equilibrio. El EPBT depende en gran medida de la ubicación donde se instala el sistema PV (por ejemplo, la cantidad de luz solar disponible) y de la eficiencia del sistema, es decir, el tipo de tecnología PV y los componentes del sistema.

En el análisis del ciclo de vida (ACV) de la década de 1990, el tiempo de amortización de energía a menudo se citaba hasta 10 años. Aunque el lapso de tiempo ya disminuyó a menos de 3 años a principios de la década de 2000, el mito de que “la energía solar fotovoltaica no devuelve la energía utilizada para crearlo” parece persistir hasta nuestros días.

La EPBT se relaciona estrechamente con los conceptos de ganancia neta de energía (NEG) y la energía devuelta por la energía invertida (EROI). Ambos se usan en la economía de la energía y se refieren a la diferencia entre la energía que se gasta para cosechar una fuente de energía y la cantidad de energía obtenida de esa cosecha. El NEG y EROI también tienen en cuenta la vida útil operativa de un sistema fotovoltaico y generalmente se asume una vida útil de producción de 25 a 30 años, ya que muchos fabricantes ahora ofrecen una garantía de 25 años para sus productos. A partir de estas métricas, el tiempo de amortización de energía puede derivarse por cálculo.

Tiempo de recuperación de energía en años para diferentes ubicaciones y tecnologías

Ubicación
Ejemplos
Silicio cristalino Película delgada CPV Radiación
Mono Multi a-Si CIGS CdTe
Europa Central y del Norte, Canadá 3.3 2.1 2.4 1.7 1.1 1200 kWh
Sur de Europa, EE. UU., América del Sur, India 1.8 1.2 1.3 0.9 0.7 0.8 1700 kWh
Suroeste estadounidense, Australia, África, Medio Oriente 1.5 <1.2 0.9 <0.9 <0.7 <0.8 1900 kWh
Fuente: Fraunhofer FHI, Energy Payback Time, diapositivas de presentación e informe fotovoltaico, p. 30-32
Tabla: kWh / m² / a – kilovatios-hora por metro cuadrado por año, como Irradiación horizontal global

Mejoras de EPBT
El EPBT siempre ha sido más largo para sistemas fotovoltaicos que utilizan silicio cristalino que la tecnología de película delgada. Esto se debe al hecho de que el silicio se produce por la reducción de arena de cuarzo de alta ley en hornos eléctricos. Este proceso de fusión carbo-térmico se produce a altas temperaturas de más de 1000 ° C y consume mucha energía, utilizando alrededor de 11 kilovatios-hora (kWh) por kilogramo de silicio producido. Sin embargo, el tiempo de amortización de energía se ha acortado significativamente en los últimos años, ya que las células de silicio cristalino se volvieron más eficientes en la conversión de la luz solar, mientras que el grosor del material de la oblea se redujo constantemente y por lo tanto requirió menos silicio para su fabricación. En los últimos diez años, la cantidad de silicio utilizado para las células solares disminuyó de 16 a 6 gramos por vatio-pico. En el mismo período, el grosor de una oblea de c-Si se redujo de 300 μm, o micras, a aproximadamente 160-190 μm. Las obleas de silicio cristalino son hoy en día un 40% más gruesas que en 1990, cuando tenían alrededor de 400 μm.: 29 Las técnicas de aserrado que cortan lingotes de silicio cristalino en obleas también han mejorado al reducir la pérdida de corte y hacerlo más fácil reciclar el serrín de silicio.

Parámetros clave para el material y la eficiencia energética
<mesa>
<tbody>
<tr>
<th> Parámetro </ th>
<th> Mono-Si </ th>
<th> CdTe </ th>
</ tr>
<tr>
<td> Eficiencia de celda </ td>
<td> 16.5% </ td>
<td> 15.6% </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Reducir la velocidad de la celda a la eficiencia del módulo </ td>
<td> 8.5% </ td>
<td> 13.9% </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Eficiencia del módulo </ td>
<td> 15.1% </ td>
<td> 13.4% </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Espesor de la oblea / espesor de la capa </ td>
<td> 190 μm </ td>
<td> 4.0 μm </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Pérdida Kerf </ td>
<td> 190 μm </ td>
<td> – </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Plata por celda </ td>
<td> 9.6 g / m <sup> 2 </ sup> </ td>
<td> – </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Grosor del vidrio </ td>
<td> 4.0 mm </ td>
<td> 3.5 mm </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Duración operativa </ td>
<td> 30 años </ td>
<td> 30 años </ td>
</ tr>
<tr>
<th colspan = “3”> Fuente: <i> IEA-PVPS, Evaluación del ciclo de vida, marzo de 2015 </ i> </ th>
</ tr>
</ tbody>
</ table>
Toxicidad
Con la excepción del silicio amorfo, la mayoría de las tecnologías fotovoltaicas establecidas comercialmente usan metales pesados ​​tóxicos. CIGS a menudo usa una capa de buffer CdS, y el material semiconductor de la tecnología CdTe en sí contiene el cadmio tóxico (Cd). En el caso de los módulos de silicio cristalino, el material de soldadura, que une las cuerdas de cobre de las celdas, contiene alrededor del 36 por ciento de plomo (Pb). Además, la pasta utilizada para los contactos frontal y posterior de impresión de pantalla contiene trazas de Pb y, a veces, Cd también. Se estima que se han utilizado alrededor de 1.000 toneladas métricas de Pb para 100 gigavatios de módulos solares c-Si. Sin embargo, no hay una necesidad fundamental de plomo en la aleación de soldadura.

Tecnologías celulares
Celda solar PERC
Las celdas solares de contacto posterior del emisor pasivado (PERC) consisten en la adición de una capa adicional a la parte posterior de una célula solar. Esta capa dieléctrica pasiva actúa reflejando la luz no absorbida de vuelta a la célula solar para un segundo intento de absorción que aumenta la eficiencia de la célula solar.

Un PERC se crea a través de un proceso adicional de deposición y grabado de la película. El grabado se puede hacer mediante procesamiento químico o láser.

HIT célula solar
Una célula solar HIT está compuesta de una oblea de silicio cristalina mono fina rodeada por capas de silicio amorfo ultradelgadas. El acrónimo HIT significa Heterojunction with Intrinsic Thin layer. Las células HIT son producidas por la corporación de electrónica multinacional japonesa Panasonic (también ver Sanyo § células solares y plantas). Panasonic y varios otros grupos han informado de varias ventajas del diseño HIT sobre su homólogo tradicional de c-Si, son:

1. Una capa intrínseca de a-Si puede actuar como una capa efectiva de pasivación de superficie para la oblea c-Si.
2. Las funciones p + / n + dopadas a-Si son un emisor / BSF efectivo para la célula.
3. Las capas de a-Si se depositan a una temperatura mucho más baja, en comparación con las temperaturas de procesamiento para la tecnología c-Si difusa tradicional.
4. La celda HIT tiene un coeficiente de temperatura más bajo en comparación con la tecnología de células c-Si.

Debido a todas estas ventajas, se considera que esta nueva célula solar de heterounión es una alternativa prometedora de bajo costo a las células solares tradicionales basadas en c-Si.

Fabricación de celdas HIT

Los detalles de la secuencia de fabricación varían de un grupo a otro. Típicamente, la oblea de c-Si cultivada en CZ / FZ de buena calidad (con ~ 1ms de vida útil) se usa como la capa absorbente de las células HIT. Utilizando decapantes alcalinos, como, NaOH o (CH3) 4NOH, la superficie (100) de la oblea se texturiza para formar las pirámides de 5-10 μm de altura. A continuación, la oblea se limpia utilizando soluciones de peróxido y HF. Esto es seguido por la deposición de la capa de pasivación de a-Si intrínseca, típicamente a través de PECVD o CVD de alambre caliente. El gas de silano (SiH4) diluido con H2 se usa como precursor. La temperatura y la presión de deposición se mantienen a 200 ° C y 0.1-1 Torr. El control preciso de este paso es esencial para evitar la formación de Si epitaxial defectuoso. Se ha demostrado que los ciclos de deposición y recocido y el tratamiento con plasma H2 han proporcionado una excelente pasivación de la superficie. El gas Diborano o Trimethylboron mezclado con SiH4 se usa para depositar la capa de Si-a de tipo p, mientras que el gas de Fosfina mezclado con SiH4 se usa para depositar la capa de Si-a de tipo n.Debe observarse que la deposición directa de las capas de Si dopado sobre la oblea de c-Si tiene propiedades de pasivación muy pobres. Esto es muy probablemente debido a la generación de defectos inducidos por el dopante en las capas de a-Si. El óxido de indio (ITO) es utilizado comúnmente como capa de óxido conductor transparente (TCO) en la parte superior de la capa anterior y posterior de a-Si en diseño bi-facial, ya que a-Si tiene una alta resistencia lateral. Por lo general, se deposita en la parte posterior y en la celda completamente metalizada para evitar la difusión del metal de la parte posterior y también para la adaptación de la impedancia de la luz reflejada. La rejilla de plata / aluminio de 50-100 μm de grosor se deposita a través de la impresión en esténcil para el contacto frontal y el contacto posterior para el diseño bi-facial. La descripción detallada del proceso de fabricación se puede encontrar en.

Modelado Opto-Eléctrico y Caracterización de Células HIT

La literatura discute varios estudios para interpretar los cuellos de botella del transporte de portadores en estas células. La luz tradicional IV y la oscuridad son extensamente estudiadas y se observa que tienen varias características no triviales, que no se pueden explicar usando la teoría tradicional de diodos de células solares. Esto se debe a la presencia de heterounión entre la capa intrínseca de a-Si y la oblea de c-Si que introduce complejidades adicionales al flujo de corriente.Además, se han realizado importantes esfuerzos para caracterizar esta célula solar mediante CV, espectroscopía de impedancia, fotovoltaica de superficie, soles-Voc para producir información complementaria.

Además, se están buscando activamente una serie de mejoras de diseño, como el uso de nuevos emisores, configuración bifacial, configuración de tándem bifacial de configuración de contacto interdigital (IBC).

Mono silicio
El silicio monocristalino (mono c-Si) es una forma en la cual la estructura cristalina es homogénea en todo el material; la orientación, el parámetro reticular y las propiedades electrónicas son constantes en todo el material. Los átomos dopantes como el fósforo y el boro a menudo se incorporan en la película para obtener el silicio de tipo n o p, respectivamente. El silicio monocristalino se fabrica en forma de obleas de silicio, generalmente por el método de Czochralski Growth, y puede ser bastante caro dependiendo del tamaño radial de la oblea de cristal único deseada (alrededor de $ 200 para una oblea de Si de 300 mm). Este material monocristalino, si bien es útil, es uno de los gastos principales asociados con la producción de energía fotovoltaica, en la que aproximadamente el 40% del precio final del producto es atribuible al costo de la oblea de silicio de partida utilizada en la fabricación de células.

Multi-silicio
El silicio multicristalino (multi c-Si) se compone de muchos granos de silicio más pequeños con una orientación cristalográfica variada, típicamente & gt; 1 mm de tamaño. Este material puede sintetizarse fácilmente permitiendo que el silicio líquido se enfríe usando un cristal de siembra de la estructura de cristal deseada. Además, existen otros métodos para formar silicio policristalino de grano más pequeño (poli-Si) tales como la deposición de vapor químico a alta temperatura (CVD).

No clasificado como silicio cristalino
Estas formas alotrópicas de silicio no se clasifican como silicio cristalino. Pertenecen al grupo de células solares de película delgada.

Silicio amorfo
El silicio amorfo (a-Si) no tiene un orden periódico de largo alcance. La aplicación de silicio amorfo a fotovoltaica como material independiente está algo limitada por sus propiedades electrónicas inferiores. Sin embargo, cuando se combina con silicio microcristalino en células solares de triple unión y en tándem, se puede lograr una mayor eficiencia que con las células solares de unión única.Este conjunto en tándem de células solares permite obtener un material de película delgada con un margen de banda de alrededor de 1,12 eV (lo mismo que el silicio monocristalino) en comparación con el intervalo de banda de silicio amorfo de banda prohibida de 1,7-1,8 eV. Las células solares en tándem son entonces atractivas, ya que pueden fabricarse con un bandgap similar al silicio monocristalino pero con la facilidad del silicio amorfo.

Silicio nanocristalino
El silicio nanocristalino (nc-Si), a veces también conocido como silicio microcristalino (μc-Si), es una forma de silicio poroso. Es una forma alotrópica de silicio con estructura paracristalina: es similar al silicio amorfo (a-Si), ya que tiene una fase amorfa. Donde difieren, sin embargo, es que nc-Si tiene pequeños granos de silicio cristalino dentro de la fase amorfa. Esto está en contraste con el silicio policristalino (poli-Si) que consiste únicamente en granos de silicio cristalino, separados por límites de grano. La diferencia proviene únicamente del tamaño de grano de los granos cristalinos. La mayoría de los materiales con granos en el rango de micrómetros son en realidad polisilicio de grano fino, por lo que el silicio nanocristalino es un término mejor. El término silicio nanocristalino se refiere a una gama de materiales alrededor de la región de transición desde la fase amorfa a la fase microcristalina en la película delgada de silicio.

Silicio policristalino
El silicio policristalino tiene una mayor eficiencia que el silicio amorfo (a-Si) y también se ha demostrado que mejora la estabilidad, pero no la elimina. Una fase protocristalina es una fase distinta que se produce durante el crecimiento cristalino que evoluciona a una forma microcristalina.

El Si policristalino también tiene una absorción relativamente baja cerca de la banda prohibida debido a su estructura cristalina más ordenada. Por lo tanto, el silicio protocristalino y amorfo se puede combinar en una celda solar en tándem donde la capa superior de silicio cristalino delgado absorbe luz de longitud de onda corta mientras que las longitudes de onda más largas son absorbidas por el sustrato de a-Si subyacente.

Transformación de silicio amorfo en cristalino
El silicio amorfo se puede transformar en silicio cristalino utilizando procesos de recocido a alta temperatura bien conocidos y ampliamente implementados. El método típico utilizado en la industria requiere materiales compatibles con altas temperaturas, como el vidrio especial de alta temperatura que es costoso de producir. Sin embargo, hay muchas aplicaciones para las cuales este es un método de producción inherentemente poco atractivo.

Cristalización inducida a baja temperatura
Las células solares flexibles han sido un tema de interés para la generación de energía integrada menos conspicua que las granjas de energía solar. Estos módulos pueden colocarse en áreas donde las celdas tradicionales no serían factibles, como por ejemplo, envueltas alrededor de un poste de teléfono o una torre de teléfono celular. En esta aplicación, un material fotovoltaico puede aplicarse a un sustrato flexible, a menudo un polímero. Dichos sustratos no pueden sobrevivir a las altas temperaturas experimentadas durante el recocido tradicional. En cambio, nuevos métodos de cristalización del silicio sin alterar el sustrato subyacente se han estudiado ampliamente. La cristalización inducida por aluminio (AIC) y la cristalización local por láser son comunes en la literatura, aunque no se usan ampliamente en la industria.

En ambos métodos, el silicio amorfo se cultiva utilizando técnicas tradicionales, como la deposición de vapor químico con plasma mejorado (PECVD). Los métodos de cristalización divergen durante el procesamiento posterior a la deposición.

En la cristalización inducida por aluminio, se deposita una fina capa de aluminio (50 nm o menos) mediante deposición física de vapor sobre la superficie del silicio amorfo. Esta pila de material se templa luego a una temperatura relativamente baja entre 140 ° C y 200 ° C en vacío. Se cree que el aluminio que se difunde en el silicio amorfo debilita los enlaces de hidrógeno presentes, lo que permite la nucleación y el crecimiento de los cristales. Los experimentos han demostrado que se puede producir silicio policristalino con granos del orden de 0.2 – 0.3 μm a temperaturas tan bajas como 150 ° C. La fracción de volumen de la película que se cristaliza depende de la duración del proceso de recocido.

La cristalización inducida por aluminio produce silicio policristalino con propiedades cristalográficas y electrónicas adecuadas que lo hacen un candidato para producir películas delgadas policristalinas para energía fotovoltaica. AIC se puede utilizar para generar nanocables de silicio cristalino y otras estructuras de nanoescala.

Otro método para lograr el mismo resultado es el uso de un láser para calentar el silicio localmente sin calentar el sustrato subyacente más allá de un límite superior de temperatura. Para calentar el silicio amorfo, se utiliza un láser excimer o, como alternativa, láseres verdes, como un láser de Nd: YAG con doble frecuencia, que suministra la energía necesaria para nuclear el crecimiento del grano. La fluencia del láser debe controlarse cuidadosamente para inducir la cristalización sin causar una fusión generalizada. La cristalización de la película se produce cuando una porción muy pequeña de la película de silicio se derrite y se deja enfriar. Idealmente, el láser debería fundir la película de silicio en todo su espesor, pero no dañar el sustrato. Con este fin, a veces se agrega una capa de dióxido de silicio para actuar como una barrera térmica. Esto permite el uso de sustratos que no pueden exponerse a las altas temperaturas de los polímeros de recocido estándar, por ejemplo. Las células solares respaldadas por polímeros son de interés para los esquemas de producción de energía integrados a la perfección que involucran la colocación de energía fotovoltaica en las superficies cotidianas.

Un tercer método para cristalizar silicio amorfo es el uso de chorro de plasma térmico. Esta estrategia es un intento de aliviar algunos de los problemas asociados con el procesamiento de láser, es decir, la pequeña región de cristalización y el alto costo del proceso en una escala de producción. La antorcha de plasma es una pieza simple de equipo que se utiliza para recocer térmicamente el silicio amorfo. En comparación con el método láser, esta técnica es más simple y más rentable.

El recocido de la antorcha de plasma es atractivo porque los parámetros del proceso y la dimensión del equipo se pueden cambiar fácilmente para producir diferentes niveles de rendimiento. Se puede obtener un alto nivel de cristalización (~ 90%) con este método. Las desventajas incluyen dificultad para lograr la uniformidad en la cristalización de la película. Si bien este método se aplica con frecuencia al silicio en un sustrato de vidrio, las temperaturas de procesamiento pueden ser demasiado altas para los polímeros.