Fotovoltaico al tellururo di cadmio

Il fotovoltaico al tellururo di cadmio (CdTe) descrive una tecnologia fotovoltaica (PV) basata sull’uso del tellururo di cadmio, uno strato sottile di semiconduttori progettato per assorbire e convertire la luce solare in elettricità. Il tellururo di cadmio fotovoltaico è l’unica tecnologia a film sottile con costi inferiori rispetto alle celle solari convenzionali in silicio cristallino in sistemi a più kilowatt.

Per tutto il ciclo di vita, CdTe PV ha il più basso impatto ambientale, il più basso consumo d’acqua e il minor tempo di ammortamento energetico di tutte le tecnologie solari. Il tempo di recupero energetico di CdTe di meno di un anno consente riduzioni più rapide del carbonio senza deficit energetici a breve termine.

La tossicità del cadmio è un problema ambientale mitigato dal riciclaggio dei moduli CdTe alla fine della loro vita, anche se permangono incertezze e l’opinione pubblica è scettica nei confronti di questa tecnologia. L’uso di materiali rari può anche diventare un fattore limitante per la scalabilità industriale della tecnologia CdTe nel futuro a medio termine. L’abbondanza di tellurio, di cui il tellururo è la forma anionica, è paragonabile a quella del platino nella crosta terrestre e contribuisce in modo significativo al costo del modulo.

Il fotovoltaico CdTe viene utilizzato in alcune delle più grandi centrali fotovoltaiche del mondo, come la Topaz Solar Farm. Con una quota del 5,1% della produzione mondiale di PV, la tecnologia CdTe ha rappresentato oltre la metà del mercato dei film sottili nel 2013. Un importante produttore di tecnologia a film sottile CdTe è la società First Solar, con sede a Tempe, in Arizona.

sfondo
La tecnologia fotovoltaica dominante è sempre stata basata su wafer di silicio cristallino. Film sottili e concentratori furono i primi tentativi di abbassare i costi. I film sottili si basano sull’uso di strati di semiconduttori più sottili per assorbire e convertire la luce solare. I concentratori abbassano il numero di pannelli usando lenti o specchi per aumentare la luce solare su ciascun pannello.

La prima tecnologia a film sottile ad essere ampiamente sviluppata era il silicio amorfo. Tuttavia, questa tecnologia soffre di basse efficienze e lenti tassi di deposito (che portano a costi di capitale elevati). Invece, il mercato fotovoltaico ha raggiunto circa 4 gigawatt nel 2007 con il silicio cristallino che comprende quasi il 90% delle vendite. La stessa fonte ha stimato che circa 3 gigawatt sono stati installati nel 2007.

Durante questo periodo il tellururo di cadmio e il diseleniuro di rame indio o leghe CIS sono rimasti in sviluppo. Quest’ultimo sta iniziando a essere prodotto in volumi di 1-30 megawatt all’anno a causa dell’elevata efficienza delle celle di piccola area che si avvicina al 20% in laboratorio. L’efficienza delle celle CdTe si avvicina al 20% in laboratorio con un record del 22,1% a partire dal 2016.

Storia [modifica]
La ricerca in CdTe risale agli anni ’50, perché il suo gap di banda (~ 1,5 eV) è quasi perfetto per la distribuzione dei fotoni nello spettro solare in termini di conversione in energia elettrica. Un semplice progetto di eterogiunzione si è evoluto in cui il CdTe di tipo p è stato abbinato al solfuro di cadmio di tipo n (CdS). La cella è stata completata aggiungendo i contatti superiore e inferiore. I primi dirigenti nell’efficienza delle celle CdS / CdTe erano GE negli anni ’60, e poi Kodak, Monosolar, Matsushita e AMETEK.

Nel 1981, Kodak utilizzava la sublimazione a spazi ravvicinati (CSS) e realizzava le prime cellule del 10% [chiarificazione necessaria] e i primi dispositivi multi-cella (12 celle, 8% di efficienza, 30 cm2). Monosolar e AMETEK utilizzavano l’elettrodeposizione, un metodo popolare molto diffuso. Matsushita ha iniziato con la serigrafia, ma negli anni ’90 è passato ai CSS. Celle di circa il 10% di efficienza da luce solare a elettricità sono state prodotte dai primi anni ’80 a Kodak, Matsushita, Monosolar e AMETEK.

Un importante passo in avanti si è verificato quando le celle sono state ridimensionate di dimensioni per rendere più grandi i prodotti dell’area denominati moduli. Questi prodotti richiedevano correnti più elevate rispetto alle piccole celle e si è scoperto che uno strato aggiuntivo, chiamato ossido conduttore trasparente (TCO), poteva facilitare il movimento della corrente attraverso la parte superiore della cella (anziché una griglia metallica). Uno di questi TCO, ossido di stagno, era disponibile per altri usi (finestre termicamente riflettenti). Reso più conduttivo per il fotovoltaico, l’ossido di stagno è diventato e rimane la norma nei moduli fotovoltaici CdTe.

Le celle CdTe hanno raggiunto un valore superiore al 15% [chiarimento necessario] nel 1992 aggiungendo uno strato tampone allo stack TCO / CdS / CdTe e quindi diluito il CdS per ammettere più luce. Chu usava resistore ossido di stagno come strato tampone e quindi assottigliava il CdS da diversi micrometri a meno di mezzo micrometro di spessore. Il CdS spesso, come veniva usato nei dispositivi precedenti, bloccava circa 5 mA / cm2 di luce, ovvero circa il 20% della luce utilizzabile da un dispositivo CdTe. Il livello aggiuntivo non ha compromesso le altre proprietà del dispositivo.

Nei primi anni ’90, altri giocatori hanno avuto risultati misti. Golden Photon ha tenuto il record per un breve periodo per il miglior modulo CdTe misurato al NREL al 7,7% utilizzando una tecnica di deposizione spray. Matsushita ha sostenuto un’efficienza del modulo dell’11% [chiarificazione necessaria] usando CSS e poi ha abbandonato la tecnologia. Una simile efficienza e il destino alla fine si sono verificati in BP Solar. BP ha utilizzato l’elettrodeposizione (ereditata da Monosolar per via tortuosa quando ha acquistato SOHIO, acquirer di Monosolar). BP Solar ha abbandonato CdTe nel novembre 2002. Antec è stata in grado di produrre circa il 7% di moduli efficienti, ma è fallita quando ha iniziato a produrre commercialmente durante una breve e brusca contrazione del mercato nel 2002. Tuttavia, dal 2014 Antec realizzava i moduli fotovoltaici CdTe.

Le start-up di CdTe comprendono Calyxo (già di proprietà di Q-Cells), PrimeStar Solar, ad Arvada, Colorado (acquisita da First Solar di GE), Arendi (Italia). Includendo Antec, la loro produzione totale rappresenta meno di 70 megawatt all’anno. Empa, i laboratori federali svizzeri per la sperimentazione e la ricerca dei materiali, si concentra sullo sviluppo di celle solari CdTe su substrati flessibili e ha dimostrato un’efficienza delle celle del 13,5% e del 15,6% rispettivamente per lamine di plastica flessibili e substrati di vetro.

SCI e First Solar [modifica]
Il principale successo commerciale è stato di Solar Cells Incorporated (SCI). Il suo fondatore, Harold McMaster, ha immaginato film sottili a basso costo realizzati su larga scala. Dopo aver provato il silicio amorfo, si è spostato su CdTe sotto la spinta di Jim Nolan e ha fondato Solar Cells Inc., che in seguito divenne First Solar. McMaster ha sostenuto CdTe per l’elaborazione ad alta velocità e alta velocità. La SCI è passata da un adattamento del metodo CSS, quindi spostato al trasporto di vapore. Nel febbraio 1999, McMaster vendette la società a True North Partners, che la nominò First Solar.

Nei primi anni della sua attività, First Solar ha subito contraccolpi e le efficienze iniziali del modulo sono state modeste, circa il 7%. Il prodotto commerciale è diventato disponibile nel 2002. La produzione ha raggiunto i 25 megawatt nel 2005. La società è stata fabbricata a Perrysburg, Ohio e Germania. Nel 2013, First Solar ha acquisito la tecnologia dei pannelli solari a film sottile di GE in cambio di una partecipazione dell’1,8% nella società. Oggi, First Solar produce oltre 3 gigawatt con un’efficienza media del modulo del 16,4% nel 2016.

Tecnologia

Efficienza cellulare
Nell’agosto 2014 First Solar ha annunciato un dispositivo con efficienza di conversione del 21,1%. Nel febbraio 2016, First Solar ha annunciato di aver raggiunto un’efficienza di conversione record del 22,1% nelle celle CdTe. Nel 2014, anche l’efficienza del modulo record è stata aumentata da First Solar dal 16,1% al 17,0%. In questo momento, l’azienda ha previsto che l’efficienza del modulo di linea di produzione media per il suo CdTe PV fosse del 17% entro il 2017, ma entro il 2016 prevedevano un’efficienza del modulo prossima al ~ 19,5%.

Poiché CdTe ha il band gap ottimale per dispositivi a giunzione singola, è possibile ottenere efficienze prossime al 20% (come già mostrato nelle leghe CIS) nelle celle CdTe pratiche.

Ottimizzazione del processo [modifica]
Ottimizzazione del processo miglioramento della produttività e riduzione dei costi. I miglioramenti includevano substrati più ampi (poiché i costi di capitale si ridimensionano in modo subliminale e i costi di installazione possono essere ridotti), strati più sottili (per risparmiare materiale, elettricità e tempo di elaborazione) e un migliore utilizzo dei materiali (per risparmiare materiale e costi di pulizia). I costi del modulo CdTe 2014 erano di circa $ 72 per 1 metro quadrato (11 piedi quadrati), o circa $ 90 per modulo.

Temperatura ambiente [modifica]
Le efficienze dei moduli vengono misurate in laboratori a temperature di prova standard di 25 ° C, tuttavia nel campo i moduli sono spesso esposti a temperature molto più elevate. Il coefficiente di temperatura relativamente basso di CdTe protegge le prestazioni a temperature più elevate. I moduli fotovoltaici CdTe presentano metà della riduzione dei moduli in silicio cristallino, con un conseguente aumento della produzione annuale di energia del 5-9%.

Tracciamento solare [modifica]
Quasi tutti i sistemi di moduli fotovoltaici a film sottile fino ad oggi sono stati tracciati non solari, perché l’uscita del modulo era troppo bassa per compensare il capitale del tracker ei costi operativi. Ma i sistemi di tracciamento monoasse relativamente economici possono aggiungere il 25% di output per watt installato. Inoltre, in base al guadagno energetico del tracker, l’eco-efficienza complessiva del sistema fotovoltaico può essere migliorata riducendo i costi di sistema e l’impatto ambientale. Questo dipende dal clima. Il tracciamento produce anche un plateau di uscita più regolare intorno a mezzogiorno, abbinando meglio i picchi pomeridiani.

materiale
Cadmio [modifica]
Il cadmio (Cd), un metallo pesante tossico considerato una sostanza pericolosa, è un sottoprodotto di scarto di estrazione, fusione e raffinazione di minerali solforici di zinco durante la raffinazione dello zinco, e quindi la sua produzione non dipende dalla domanda del mercato fotovoltaico. I moduli fotovoltaici CdTe forniscono un utilizzo vantaggioso e sicuro per il cadmio che altrimenti verrebbe immagazzinato per un uso futuro o smaltito nelle discariche come rifiuto pericoloso. I sottoprodotti minerari possono essere convertiti in un composto CdTe stabile e incapsulati in modo sicuro all’interno dei moduli fotovoltaici CdTe per anni. Una grande crescita nel settore fotovoltaico CdTe ha il potenziale per ridurre le emissioni globali di cadmio spostando la produzione di energia da carbone e petrolio.

Tellurio [modifica]
Le stime relative alla produzione e alle riserve del tellurio (Te) sono soggette a incertezza e variano considerevolmente. Il tellurio è un metalloide raro e leggermente tossico che viene utilizzato principalmente come additivo per la lavorazione dell’acciaio. Te è ottenuto quasi esclusivamente come sottoprodotto della raffinazione del rame, con quantità inferiori dalla produzione di piombo e oro. È disponibile solo una piccola quantità, stimata in circa 800 tonnellate all’anno. Secondo USGS, la produzione globale nel 2007 era di 135 tonnellate. Un gigawatt (GW) di moduli fotovoltaici CdTe richiederebbe circa 93 tonnellate (con efficienze e spessori attuali). Attraverso il miglioramento dell’efficienza dei materiali e l’aumento del riciclaggio di PV, l’industria fotovoltaica CdTe ha il potenziale per contare completamente sul tellurio da moduli riciclati al termine del ciclo di vita entro il 2038. Nell’ultimo decennio [quando?], Sono state individuate nuove forniture, ad es. Xinju, Cina, oltre che in Messico e Svezia. Nel 1984 gli astrofisici identificarono il tellurio come l’elemento più abbondante dell’universo con un numero atomico superiore a 40. Alcune creste sottomarine sono ricche di tellurio.

Cloruro di cadmio / cloruro di magnesio [modifica]
La fabbricazione di una cella CdTe include un rivestimento sottile con cloruro di cadmio (CdCl
2) per aumentare l’efficienza complessiva della cella. Il cloruro di cadmio è tossico, relativamente costoso e altamente solubile in acqua, e costituisce una potenziale minaccia ambientale durante la produzione. Nel 2014 la ricerca ha scoperto che il cloruro di magnesio abbondante e innocuo (MgCl
2) esegue così come il cloruro di cadmio. Questa ricerca potrebbe portare a cellule CdTe più economiche e più sicure.

Sicurezza [modifica]
Di per sé, il cadmio e il tellurio sono tossici e cancerogeni, ma il CdTe forma un reticolo cristallino che è altamente stabile ed è di diversi ordini di grandezza meno tossico del cadmio. Le lastre di vetro che circondano il materiale CdTe tra loro (come in tutti i moduli commerciali) sono sigillate durante un incendio e non consentono il rilascio di cadmio. Tutti gli altri usi ed esposizioni relativi al cadmio sono minori e simili per tipo ed entità alle esposizioni da altri materiali nella più ampia catena del valore del fotovoltaico, ad esempio gas tossici, piombo per saldatura o solventi (la maggior parte dei quali non sono utilizzati nella produzione CdTe) .

Riciclaggio [modifica]
A causa della crescita esponenziale del fotovoltaico, il numero di sistemi fotovoltaici installati a livello mondiale è aumentato in modo significativo. First Solar ha stabilito il primo programma di riciclaggio globale e globale nel settore fotovoltaico nel 2005. Le sue strutture di riciclaggio operano in ciascuno degli stabilimenti di produzione di First Solar e recuperano fino al 95% di materiale semiconduttore per il riutilizzo in nuovi moduli e il 90% di vetro per il riutilizzo in nuovi prodotti in vetro. Una valutazione del ciclo di vita del riciclaggio dei moduli CdTe presso l’Università di Stoccarda ha mostrato una riduzione della domanda di energia primaria in termini di End-Of Life da 81 MJ / m2 a -12 MJ / m2, una riduzione di circa 93 MJ / m2, e in termini del potenziale di riscaldamento globale da 6 kg CO2-equiv./m2 a -2.5 CO2-equiv./m2, una riduzione di circa -8.5 CO2-equiv./m2. Queste riduzioni mostrano un cambiamento estremamente positivo nel profilo ambientale complessivo del modulo fotovoltaico CdTe. La LCA ha anche mostrato che i principali contributori alle categorie di impatto ambientale considerate sono dovute alle sostanze chimiche e all’energia richieste nell’ambito dell’elaborazione dei moduli CdTe.

Bordi del grano [modifica]
Il bordo del grano è l’interfaccia tra due grani di un materiale cristallino e si verifica quando due grani si incontrano. Sono un tipo di difetto cristallino. Si presume spesso che il divario di tensione a circuito aperto visto in CdTe, in confronto ai GaA a singolo cristallo e al limite teorico, possa essere in qualche modo attribuibile ai confini dei grani all’interno del materiale. Vi sono tuttavia stati una serie di studi che hanno suggerito non solo che i GB non sono deleteri per le prestazioni, ma potrebbero in effetti essere utili come fonti di raccolta avanzata dei vettori. Quindi, il ruolo esatto dei confini dei grani nella limitazione delle prestazioni delle celle solari basate su CdTe rimane poco chiaro e la ricerca è in corso per rispondere a questa domanda.

Redditività del mercato
Il successo del fotovoltaico al tellururo di cadmio è stato dovuto al basso costo ottenibile con la tecnologia CdTe, resa possibile dalla combinazione di un’adeguata efficienza con minori costi dell’area del modulo. Il costo di produzione diretto per i moduli fotovoltaici CdTe ha raggiunto $ 0,57 per watt nel 2013 e il costo del capitale per nuovo watt di capacità è vicino a $ 0,9 per watt (inclusi terreni e edifici).

Sistemi notevoli [modifica]
Si è affermato che le soluzioni fotovoltaiche CdTe su scala aziendale sono in grado di competere con le massime fonti di generazione di combustibili fossili a seconda dei livelli di irradiazione, dei tassi di interesse e di altri fattori come i costi di sviluppo. Le installazioni recenti di grandi impianti fotovoltaici First Solar CdTe sono stati dichiarati competitivi rispetto ad altri forme di energia solare:

Il progetto Agua Caliente da 290 megawatt (MW) di First Solar in Arizona è una delle più grandi centrali fotovoltaiche mai costruite. Agua Caliente offre funzionalità di controllo, previsione e pianificazione energetica di First Solar che contribuiscono all’affidabilità e alla stabilità della rete.

La Topaz Solar Farm da 550 MW in California, terminata la costruzione nel novembre 2014, era la più grande azienda agricola al mondo al momento.
Il primo progetto Solar Solar da 13 MW a Dubai, gestito dalla Dubai Electricity and Water Authority, è la prima parte del parco Mohammed bin Rashid Al Maktoum, ed è stato il più grande impianto fotovoltaico della regione al momento del completamento nel 2013.
Un sistema da 40 MW installato dal gruppo Juwi nel Waldpolenz Solar Park, in Germania, al momento dell’annuncio, era il sistema fotovoltaico pianificato più grande e più basso del mondo. Il prezzo era di 130 milioni di euro.

Un impianto da 128 MWp installato da Belectric a Templin, Brandenburg, in Germania, è l’attuale impianto fotovoltaico a film sottile più grande in Europa (a gennaio 2015).

Per la centrale fotovoltaica Blythe in California da 21 MW, un accordo di acquisto di energia elettrica ha fissato il prezzo per l’elettricità generata a 0,12 dollari per kWh (dopo l’applicazione di tutti gli incentivi). Definito in California come il “Prezzo di riferimento del mercato”, stabiliva il prezzo che la PUC avrebbe pagato per qualsiasi fonte di energia di picco diurna, ad esempio il gas naturale. Sebbene i sistemi fotovoltaici siano intermittenti e non dispacciabili nel modo in cui è utilizzato il gas naturale, i generatori di gas naturale hanno un rischio continuo di prezzo del carburante che il fotovoltaico non possiede.
Un contratto per due megawatt di installazioni sul tetto con la California del sud Edison. Il programma SCE è progettato per installare 250 MW ad un costo totale di $ 875 milioni (in media $ 3,5 / watt), dopo gli incentivi.