Silicium cristallin

Le silicium cristallin (c-Si) est les formes cristallines du silicium, soit le silicium multicristallin (multi-Si) constitué de petits cristaux, soit le silicium monocristallin (mono-Si), un cristal continu. Le silicium cristallin est le matériau semi-conducteur dominant utilisé dans la technologie photovoltaïque pour la production de cellules solaires. Ces cellules sont assemblées en panneaux solaires dans le cadre d’un système photovoltaïque pour générer de l’énergie solaire à partir de la lumière du soleil.

En électronique, le silicium cristallin est généralement la forme monocristalline du silicium et est utilisé pour la production de micropuces. Ce silicium contient des niveaux d’impuretés beaucoup plus faibles que ceux requis pour les cellules solaires. La production de silicium de qualité semi-conducteur implique une purification chimique pour produire du silicium polycristallin hyperpure, suivi d’un processus de recristallisation pour produire du silicium monocristallin. Les boules cylindriques sont ensuite découpées en plaquettes pour un traitement ultérieur.

Les cellules solaires en silicium cristallin sont souvent appelées cellules solaires conventionnelles, traditionnelles ou de première génération, car elles ont été développées dans les années 1950 et sont restées le type le plus courant jusqu’à présent. Parce qu’elles sont produites à partir de plaquettes solaires de 160 à 190 µm d’épaisseur – des tranches provenant de vrac de silicium de qualité solaire – elles sont parfois appelées cellules solaires à base de plaquettes.

Les cellules solaires à base de c-Si sont des cellules à simple jonction et sont généralement plus efficaces que leurs technologies concurrentes, à savoir les cellules solaires à couche mince de deuxième génération, les plus importantes étant le CdTe, le CIGS et le silicium amorphe (a-Si). Le silicium amorphe est une variante allotropique du silicium, et amorphe signifie “sans forme” pour décrire sa forme non cristalline.

Vue d’ensemble

Classification
Les formes allotropiques du silicium vont d’une structure cristalline unique à une structure amorphe complètement non ordonnée avec plusieurs variétés intermédiaires. En outre, chacune de ces différentes formes peut posséder plusieurs noms et encore plus d’abréviations, et confère souvent une certaine confusion aux non-spécialistes, d’autant plus que certains matériaux et leur application en tant que technologie PV n’ont qu’une importance mineure.

Industrie photovoltaïque
L’industrie photovoltaïque les regroupe toutefois en deux catégories distinctes:

Silicium cristallin (c-Si), utilisé dans les cellules solaires classiques, classiques, à base de plaquettes:
Silicium monocristallin (mono-Si)
Silicium multicristallin (multi-Si)
Ruban de silicium (ruban-Si), n’a actuellement aucun marché
Non classé comme silicium cristallin, utilisé dans les technologies des couches minces et autres cellules solaires:
Silicium amorphe (a-Si)
Silicium nanocristallin (nc-Si)
Silicium Protocrystallin (pc-Si)
Autres matériaux sans silicium, tels que CdTe, CIGS
Photovoltaïque émergent
Cellules solaires à jonctions multiples (MJ) couramment utilisées pour les panneaux solaires sur les engins spatiaux pour l’énergie solaire spatiale. Ils sont également utilisés dans le photovoltaïque à concentrateur (CPV, HCPV), une technologie émergente qui convient le mieux aux sites qui reçoivent beaucoup de lumière solaire.
Des générations
Alternativement, différents types de cellules solaires et / ou leurs matériaux semi-conducteurs peuvent être classés par générations:

Les cellules solaires de première génération sont constituées de silicium cristallin, également appelé cellules solaires classiques à base de plaquettes, et comprennent des matériaux semi-conducteurs monocristallins (mono-Si) et polycristallins (multi-Si).
Les cellules ou panneaux solaires de deuxième génération sont basés sur la technologie des couches minces et ont une importance commerciale significative. Celles-ci comprennent CdTe, CIGS et le silicium amorphe.
Les cellules solaires de troisième génération sont souvent étiquetées comme des technologies émergentes ayant peu ou pas d’importance sur le marché et comprennent une large gamme de substances, principalement organiques, utilisant souvent des composés organométalliques.
Les cellules photovoltaïques à jonctions multiples ne peuvent être classées dans aucune de ces générations. Un semi-conducteur à triple jonction typique est constitué de GaAs / Ge InGaP / (In).

Comparaison des spécifications techniques

Catégories La technologie η (%) OC (V) SC (A) W / m² t (µm)
Cellules solaires à couche mince a-Si 11.1 6.3 0.0089 33 1
CdTe 16.5 0,86 0,029 5
CIGS 20.5

Part de marché
En 2013, la technologie conventionnelle du silicium cristallin a dominé la production photovoltaïque mondiale, le multi-Si ayant dominé le marché devant le mono-Si, avec respectivement 54% et 36%.Au cours des dix dernières années, la part de marché mondiale des technologies des couches minces a stagné en dessous de 18% et se situe actuellement à 9%. Sur le marché des couches minces, CdTe mène avec une production annuelle de 2 GWp ou 5%, suivie par l’a-Si et le CIGS, tous deux autour de 2%.: 4,18 Alltime déployé une capacité PV de 139 gigawatts (cumulatif en 2013) se divise en 121 GW de silicium cristallin (87%) et 18 GW en couche mince (13%).

Efficacité
L’efficacité de conversion des appareils photovoltaïques décrit le rapport d’énergie de la puissance électrique sortante par rapport à la lumière rayonnée entrante. Une seule cellule solaire a généralement une efficacité supérieure ou supérieure à celle d’un module solaire complet. De plus, l’efficacité du laboratoire est toujours nettement supérieure à celle des produits disponibles sur le marché.

Cellules de laboratoire
En 2013, l’efficacité des cellules de laboratoire record était la plus élevée pour le silicium cristallin.Cependant, le multi-silicium est suivi de près par les cellules solaires au tellurure de cadmium et au séléniure de gallium-indium-cuivre.

25,6% – cellule mono-Si
20,4% – cellule multi-Si
21,7% – cellule CIGS
21,5% – Cellule CdTe
Ce sont toutes des cellules solaires à simple jonction. Pour les cellules multi-jonctions à forte concentration, le record de 2014 était de 44,7%.

Modules
Le module de silicium cristallin commercial moyen a augmenté son efficacité d’environ 12 à 16% au cours des dix dernières années. Dans le même temps, les modules CdTe ont amélioré leur efficacité de 9 à 16%. Les modules les plus performants en laboratoire en 2014 étaient constitués de silicium monocristallin. Ils étaient supérieurs de 7 points de pourcentage à l’efficacité des modules produits commercialement (23% contre 16%), ce qui indique que la technologie au silicium classique pouvait encore s’améliorer et conserver ainsi sa position de leader.

En 2014, les meilleurs rendements des modules de laboratoire pour les modules multi-jonctions dotés de la technologie de concentrateur ont atteint une efficacité de 36,7%.

Temps de récupération de l’énergie
Le délai de récupération d’énergie (EPBT) décrit la durée pendant laquelle un système PV doit fonctionner pour générer la même quantité d’énergie que celle utilisée pour sa fabrication et son installation. Cet amortissement de l’énergie, exprimé en années, est également appelé délai de retour à l’équilibre énergétique. L’EPBT dépend énormément du lieu d’installation du système PV (par exemple, la quantité de lumière solaire disponible) et de l’efficacité du système, à savoir le type de technologie PV et les composants du système.

Dans l’analyse du cycle de vie (ACV) des années 1990, le délai de récupération de l’énergie a souvent été estimé à 10 ans. Bien que le délai ait déjà diminué à moins de 3 ans au début des années 2000, le mythe selon lequel “le solaire photovoltaïque ne rembourse pas l’énergie utilisée pour le créer” semble persister jusqu’à nos jours.

L’EPBT est étroitement lié aux concepts de gain d’énergie net (NEG) et d’énergie restituée sur l’énergie investie (EROI). Ils sont tous deux utilisés en économie de l’énergie et font référence à la différence entre l’énergie dépensée pour récolter une source d’énergie et la quantité d’énergie tirée de cette récolte. Le NEG et EROI prennent également en compte la durée de vie opérationnelle d’une installation photovoltaïque et supposent généralement une durée de vie utile de 25 à 30 ans, car de nombreux fabricants offrent désormais une garantie de 25 ans sur leurs produits. À partir de ces mesures, le délai de récupération d’énergie peut être calculé par calcul.

Durée de récupération d’énergie en années pour différents lieux et technologies

Emplacement
Exemples
Silicium cristallin Couche mince CPV Radiation
Mono Multi a-Si CIGS CdTe
Europe du Nord et centrale, Canada 3.3 2,1 2.4 1,7 1.1 1200 kWh
Europe du Sud, États-Unis, Amérique du Sud, Inde 1.8 1.2 1.3 0,9 0.7 0,8 1700 kWh
Sud-ouest américain, Australie, Afrique, Moyen-Orient 1,5 <1,2 0,9 <0,9 <0,7 <0,8 1900 kWh
Source: Fraunhofer FHI, Energy Payback Time, diapositives de présentation et rapport photovolatique, p. 30–32
Tableau: kWh / m² / a – kilowattheures par mètre carré et par an, sous forme d’irradiation horizontale globale

Améliorations de l’EPBT
L’EPBT a toujours été plus long pour les systèmes PV utilisant du silicium cristallin que la technologie des couches minces. Cela est dû au fait que le silicium est produit par la réduction du sable de quartz de haute qualité dans les fours électriques. Ce procédé de fusion carbo-thermique se produit à des températures élevées de plus de 1000 ° C et consomme beaucoup d’énergie, utilisant environ 11 kilowattheures (kWh) par kilogramme de silicium produit. Cependant, le temps de retour énergétique s’est considérablement réduit ces dernières années, car les cellules de silicium cristallin sont devenues de plus en plus efficaces dans la conversion de la lumière solaire, tandis que leur épaisseur était constamment réduite et nécessitait donc moins de silicium. Au cours des dix dernières années, la quantité de silicium utilisée pour les cellules solaires a diminué de 16 à 6 grammes par watt-crête. Au cours de la même période, l’épaisseur d’une tranche de c-Si a été réduite de 300 µm ou microns à environ 160 à 190 µm. Les plaquettes de silicium cristallin ne sont aujourd’hui que 40% plus épaisses qu’elles ne l’étaient en 1990, alors qu’elles avoisinaient 400 µm.: 29 Les techniques de sciage qui découpent les lingots de silicium cristallin en plaquettes se sont également améliorées en réduisant la recycler la sciure de silicium.

Paramètres clés pour l’efficacité des matériaux et de l’énergie
<table>
<tbody>
<tr>
<th> Paramètre </ th>
<th> Mono-Si </ th>
<th> CdTe </ th>
</ tr>
<tr>
<td> Efficacité cellulaire </ td>
<td> 16,5% </ td>
<td> 15,6% </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Efficacité de la cellule en fonction du module </ td>
<td> 8,5% </ td>
<td> 13,9% </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Efficacité du module </ td>
<td> 15,1% </ td>
<td> 13,4% </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Épaisseur de la plaquette / épaisseur de la couche </ td>
<td> 190 µm </ td>
<td> 4,0 µm </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Perte de Kerf </ td>
<td> 190 µm </ td>
<td> – </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Argent par cellule </ td>
<td> 9,6 g / m <sup> 2 </ sup> </ td>
<td> – </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Epaisseur du verre </ td>
<td> 4,0 mm </ td>
<td> 3,5 mm </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Durée de vie opérationnelle </ td>
<td> 30 ans </ td>
<td> 30 ans </ td>
</ tr>
<tr>
<th colspan = “3”> Source: <i> IEA-PVPS, Analyse du cycle de vie, mars 2015 </ i> </ th>
</ tr>
</ tbody>
</ table>
Toxicité
À l’exception du silicium amorphe, la plupart des technologies PV établies commercialement utilisent des métaux lourds toxiques. CIGS utilise souvent une couche tampon CdS, et le matériau semi-conducteur de la technologie CdTe elle-même contient le cadmium toxique (Cd). Dans le cas des modules en silicium cristallin, le matériau de soudure, qui réunit les fils de cuivre des cellules, contient environ 36% de plomb (Pb). De plus, la pâte utilisée pour la sérigraphie des contacts avant et arrière contient également des traces de Pb et parfois de Cd. On estime qu’environ 1 000 tonnes métriques de Pb ont été utilisées pour 100 gigawatts de modules solaires en c-Si. Cependant, il n’y a pas de besoin fondamental de plomb dans l’alliage de brasage.

Technologies cellulaires
Cellule solaire PERC
Les cellules solaires à contact arrière émetteur passif (PERC) consistent à ajouter une couche supplémentaire sur la face arrière d’une cellule solaire. Cette couche diélectrique passive réfléchit la lumière non absorbée vers la cellule solaire pour une seconde tentative d’absorption, augmentant ainsi l’efficacité de la cellule solaire.

Un PERC est créé grâce à un processus de dépôt et de gravure de film supplémentaire. La gravure peut se faire par traitement chimique ou laser.

Cellule solaire HIT
Une cellule solaire HIT est composée d’une tranche de silicium monocristallin cristallin entourée de couches de silicium amorphe ultra-fines. L’acronyme HIT signifie Heterojunction with Intrinsic Thin layer. Les cellules HIT sont produites par la multinationale électronique japonaise Panasonic (voir également Sanyo § Cellules et installations solaires). Panasonic et plusieurs autres groupes ont rapporté plusieurs avantages de la conception HIT par rapport à son homologue traditionnel c-Si:

1. Une couche intrinsèque de a-Si peut servir de couche de passivation de surface efficace pour une tranche de c-Si.
2. Le a-Si dopé p + / n + fonctionne comme un émetteur / BSF efficace pour la cellule.
3. Les couches de a-Si sont déposées à une température beaucoup plus basse que les températures de traitement pour la technologie traditionnelle à diffusion de c-Si.
4. La cellule HIT a un coefficient de température inférieur à celui de la technologie des cellules c-Si.

En raison de tous ces avantages, cette nouvelle cellule solaire à hétérojonction est considérée comme une alternative prometteuse à faible coût aux cellules solaires traditionnelles à base de c-Si.

Fabrication de cellules HIT

Les détails de la séquence de fabrication varient d’un groupe à l’autre. Typiquement, une tranche de c-Si de bonne qualité, cultivée en CZ / FZ (avec une durée de vie d’environ 1 ms) est utilisée comme couche absorbante des cellules HIT. En utilisant des décapants alcalins, tels que NaOH ou (CH3) 4NOH, la surface (100) de la plaquette est texturée pour former les pyramides de 5 à 10 µm de hauteur. Ensuite, la plaquette est nettoyée à l’aide de solutions de peroxyde et de HF. Ceci est suivi par le dépôt d’une couche de passivation intrinsèque a-Si, typiquement par PECVD ou CVD à fil chaud. Le silane (SiH4) gaz dilué avec H2 est utilisé comme précurseur. La température et la pression de dépôt sont maintenues à 200 ° C et 0,1-1 Torr. Un contrôle précis de cette étape est essentiel pour éviter la formation de Si épitaxial défectueux. Les cycles de dépôt et de recuit et le traitement au plasma H2 se sont révélés avoir fourni une excellente passivation de surface. Le gaz diborane ou triméthylborone mélangé avec SiH4 est utilisé pour déposer une couche de a-Si de type p, tandis que le gaz phosphine mélangé avec SiH4 est utilisé pour déposer une couche de a-Si de type n. Il convient de noter que le dépôt direct de couches a-Si dopées sur une tranche de c-Si se révèle avoir de très mauvaises propriétés de passivation. Cela est très probablement dû à la génération de défauts induite par le dopant dans les couches de a-Si. L’oxyde d’indium et d’étain pulvérisé (ITO) est couramment utilisé comme couche d’oxyde conducteur transparent (TCO) au-dessus de la couche avant et arrière a-Si dans la conception bi-faciale, car l’a-Si présente une résistance latérale élevée. Il est généralement déposé sur la face arrière ainsi que sur une cellule entièrement métallisée pour éviter la diffusion du métal en retour et également pour l’adaptation de l’impédance à la lumière réfléchie. La grille argent / aluminium de 50-100 μm d’épaisseur est déposée par impression au pochoir pour le contact avant et le contact arrière pour la conception bi-faciale. La description détaillée du processus de fabrication se trouve dans.

Modélisation opto-électrique et caractérisation des cellules HIT

La littérature discute de plusieurs études pour interpréter les goulots d’étranglement dans ces cellules. La lumière et l’obscurité traditionnelles IV sont largement étudiées et on observe de nombreuses caractéristiques non triviales, qui ne peuvent être expliquées par la théorie traditionnelle des diodes à cellules solaires. Ceci est dû à la présence d’une hétéro-jonction entre la couche intrinsèque de a-Si et la tranche de c-Si qui introduit des complexités supplémentaires dans le flux de courant. De plus, des efforts significatifs ont été déployés pour caractériser cette cellule solaire en utilisant la spectroscopie d’impédance, la spectroscopie de surface, la photo-tension de surface et les sole-voc pour produire des informations complémentaires.

En outre, un certain nombre d’améliorations de conception, telles que l’utilisation de nouveaux émetteurs, la configuration bifaciale, la configuration bifaciale-tandem en configuration de contact arrière (IBC) interdigité, sont activement poursuivies.

Mono-silicium
Le silicium monocristallin (mono c-Si) est une forme dans laquelle la structure cristalline est homogène dans tout le matériau; l’orientation, le paramètre de réseau et les propriétés électroniques sont constants dans tout le matériau. Des atomes dopants tels que le phosphore et le bore sont souvent incorporés dans le film pour produire respectivement le silicium de type n ou de type p. Le silicium monocristallin est fabriqué sous la forme de plaquettes de silicium, généralement par la méthode de croissance Czochralski, et peut être très onéreux en fonction de la taille radiale de la plaquette monocristalline souhaitée (environ 200 dollars pour une plaquette de 300 mm). Cette matière monocristalline, bien qu’utile, est l’une des principales dépenses associées à la production de cellules photovoltaïques, où environ 40% du prix final du produit est attribuable au coût de la tranche de silicium de départ utilisée dans la fabrication de cellules.

Multi-silicium
Le silicium multicristallin (multi-c-Si) est composé de nombreux grains de silicium plus petits d’orientation cristallographique variée, typiquement> 1 mm. Ce matériau peut être synthétisé facilement en laissant refroidir le silicium liquide en utilisant un germe cristallin de la structure cristalline souhaitée. De plus, il existe d’autres procédés pour former du silicium polycristallin à grain plus petit (poly-Si), tel que le dépôt chimique en phase vapeur à haute température (CVD).

Non classé comme silicium cristallin
Ces formes allotropiques de silicium ne sont pas classées comme silicium cristallin. Ils appartiennent au groupe des cellules solaires à couches minces.

Silicium amorphe
Le silicium amorphe (a-Si) n’a pas d’ordre périodique à longue portée. L’application de silicium amorphe au photovoltaïque en tant que matériau autonome est quelque peu limitée par ses propriétés électroniques inférieures. Lorsqu’elles sont associées au silicium microcristallin dans des cellules solaires en tandem et à triple jonction, une efficacité supérieure peut toutefois être obtenue avec des cellules solaires à simple jonction. Cet assemblage en tandem de cellules solaires permet d’obtenir un matériau en couche mince avec une bande interdite d’environ 1,12 eV (identique au silicium monocristallin) par rapport à la bande interdite du silicium amorphe de bande interdite 1,7-1,8 eV. Les cellules solaires en tandem sont alors attrayantes car elles peuvent être fabriquées avec une bande interdite similaire au silicium monocristallin mais avec la facilité du silicium amorphe.

Silicium Nanocristallin
Le silicium nanocristallin (nc-Si), parfois aussi appelé silicium microcristallin (μc-Si), est une forme de silicium poreux. Il s’agit d’une forme allotropique de silicium à structure paracristalline – similaire au silicium amorphe (a-Si), en ce sens qu’il possède une phase amorphe. Ils diffèrent cependant par le fait que le nc-Si contient de petits grains de silicium cristallin dans la phase amorphe. Ceci contraste avec le silicium polycristallin (poly-Si) constitué uniquement de grains de silicium cristallin, séparés par des joints de grains. La différence provient uniquement de la taille des grains cristallins. La plupart des matériaux avec des grains dans la gamme des micromètres sont en fait du polysilicium à grain fin, de sorte que le silicium nanocristallin est un meilleur terme. Le terme silicium nanocristallin désigne une gamme de matériaux autour de la région de transition allant de la phase amorphe à la phase microcristalline dans le film mince de silicium.

Silicium Protocrystallin
Le silicium protocrystallin a un rendement plus élevé que le silicium amorphe (a-Si) et il a également été démontré qu’il améliore la stabilité, mais ne l’élimine pas. Une phase protocrystalline est une phase distincte se produisant pendant la croissance cristalline qui évolue en une forme microcristalline.

Le Si protocrystallin a également une absorption relativement faible près de la bande interdite en raison de sa structure cristalline plus ordonnée. Ainsi, le silicium protocrystallin et amorphe peut être combiné dans une cellule solaire en tandem où la couche supérieure de silicium protocrystallin mince absorbe la lumière à courte longueur d’onde tandis que les plus grandes longueurs d’onde sont absorbées par le substrat a-Si sous-jacent.

Transformation de silicium amorphe en cristal
Le silicium amorphe peut être transformé en silicium cristallin en utilisant des procédés de recuit à haute température bien compris et largement mis en œuvre. La méthode typique utilisée dans l’industrie exige des matériaux compatibles avec les hautes températures, tels que le verre spécial à haute température, coûteux à produire. Cependant, il existe de nombreuses applications pour lesquelles il s’agit d’une méthode de production peu attrayante.

Cristallisation induite à basse température
Les cellules solaires flexibles ont été un sujet d’intérêt pour la production d’électricité intégrée moins visible que les centrales solaires. Ces modules peuvent être placés dans des zones où les cellules traditionnelles ne seraient pas réalisables, par exemple autour d’un poteau téléphonique ou d’une tour de téléphonie cellulaire. Dans cette application, un matériau photovoltaïque peut être appliqué sur un substrat flexible, souvent un polymère. De tels substrats ne peuvent pas survivre aux températures élevées rencontrées lors du recuit traditionnel. Au lieu de cela, de nouvelles méthodes de cristallisation du silicium sans perturber le substrat sous-jacent ont été largement étudiées. La cristallisation induite par l’aluminium (AIC) et la cristallisation locale par laser sont courantes dans la littérature, mais peu utilisées dans l’industrie.

Dans ces deux méthodes, le silicium amorphe est développé en utilisant des techniques traditionnelles telles que le dépôt chimique en phase vapeur assisté par plasma (PECVD). Les méthodes de cristallisation divergent lors du traitement post-dépôt.

Dans la cristallisation induite par l’aluminium, une fine couche d’aluminium (50 nm ou moins) est déposée par dépôt physique en phase vapeur sur la surface du silicium amorphe. Cette pile de matériau est ensuite recuite à une température relativement basse entre 140 ° C et 200 ° C sous vide. On pense que l’aluminium qui diffuse dans le silicium amorphe affaiblit les liaisons hydrogène présentes, permettant la nucléation et la croissance des cristaux. Des expériences ont montré que du silicium polycristallin avec des grains de l’ordre de 0,2 à 0,3 μm peut être produit à des températures aussi basses que 150 ° C. La fraction volumique du film cristallisé dépend de la longueur du processus de recuit.

La cristallisation induite par l’aluminium produit du silicium polycristallin avec des propriétés cristallographiques et électroniques appropriées qui en font un candidat pour la production de films minces polycristallins pour le photovoltaïque. L’AIC peut être utilisé pour générer des nanofils de silicium cristallin et d’autres structures à l’échelle nanométrique.

Une autre méthode pour obtenir le même résultat consiste à utiliser un laser pour chauffer le silicium localement sans chauffer le substrat sous-jacent au-delà d’une certaine limite de température supérieure. Un laser excimère ou, alternativement, des lasers verts tels qu’un laser Nd: YAG doublé en fréquence est utilisé pour chauffer le silicium amorphe, fournissant l’énergie nécessaire à la nucléation de la croissance des grains. La fluence du laser doit être soigneusement contrôlée pour induire la cristallisation sans provoquer de fonte généralisée. La cristallisation du film se produit lorsqu’une très petite partie du film de silicium est fondue et laissée refroidir. Idéalement, le laser devrait faire fondre le film de silicium sur toute son épaisseur, sans endommager le substrat. À cette fin, une couche de dioxyde de silicium est parfois ajoutée pour servir de barrière thermique. Cela permet l’utilisation de substrats qui ne peuvent pas être exposés aux températures élevées du recuit standard, par exemple les polymères. Les cellules solaires à support polymère sont intéressantes pour les systèmes de production d’énergie intégrés en toute transparence qui impliquent de placer des systèmes photovoltaïques sur des surfaces quotidiennes.

Une troisième méthode de cristallisation du silicium amorphe consiste à utiliser un jet de plasma thermique. Cette stratégie tente d’atténuer certains des problèmes associés au traitement au laser, à savoir la petite région de cristallisation et le coût élevé du processus à l’échelle de la production. La torche à plasma est un appareil simple utilisé pour le recuit thermique du silicium amorphe. Par rapport à la méthode laser, cette technique est plus simple et plus économique.

Le recuit de la torche à plasma est intéressant car les paramètres du procédé et la dimension de l’équipement peuvent être facilement modifiés pour donner des niveaux de performance variables.Un haut niveau de cristallisation (~ 90%) peut être obtenu avec cette méthode. Les inconvénients incluent la difficulté à parvenir à l’uniformité dans la cristallisation du film. Bien que cette méthode soit fréquemment appliquée au silicium sur un substrat de verre, les températures de traitement peuvent être trop élevées pour les polymères.