Il silicio cristallino (c-Si) è la forma cristallina del silicio, o silicio multicristallino (multi-Si) costituito da piccoli cristalli, o silicio monocristallino (mono-Si), un cristallo continuo. Il silicio cristallino è il materiale semiconduttore dominante utilizzato nella tecnologia fotovoltaica per la produzione di celle solari. Queste cellule sono assemblate in pannelli solari come parte di un sistema fotovoltaico per generare energia solare dalla luce solare.
Nell’elettronica, il silicio cristallino è tipicamente la forma monocristallina del silicio e viene utilizzato per produrre microchip. Questo silicio contiene livelli di impurità molto più bassi di quelli richiesti per le celle solari. La produzione di silicio di qualità a semiconduttore comporta una purificazione chimica per produrre polisilicio iperpuro seguito da un processo di ricristallizzazione per la produzione di silicio monocristallino. Le boules cilindriche vengono quindi tagliate in wafer per ulteriori elaborazioni.
Le celle solari fatte di silicio cristallino sono spesso chiamate celle solari convenzionali, tradizionali o di prima generazione, poiché sono state sviluppate negli anni ’50 e sono rimaste il tipo più comune fino ad oggi. Poiché sono prodotti da fette di wafer solari da 160-190 μm di spessore da bulk di silicio di grado solare, a volte sono chiamati celle solari a base di wafer.
Le celle solari prodotte da c-Si sono celle a giunzione singola e sono generalmente più efficienti delle loro tecnologie concorrenti, che sono le celle solari a film sottile di seconda generazione, la più importante delle quali è CdTe, CIGS e silicio amorfo (a-Si). Il silicio amorfo è una variante allotropa del silicio e mezzi amorfi “senza forma” descrivono la sua forma non cristallina.
Panoramica
Classificazione
Le forme allotropiche del silicio spaziano da una singola struttura cristallina a una struttura amorfa completamente non ordinata con diverse varietà intermedie. Inoltre, ognuna di queste diverse forme può avere diversi nomi e anche più abbreviazioni e spesso confondere i non esperti, soprattutto perché alcuni materiali e la loro applicazione come tecnologia fotovoltaica hanno un significato minore, mentre altri materiali hanno un’importanza eccezionale.
Settore fotovoltaico
L’industria fotovoltaica, tuttavia, li raggruppa in due categorie distinte:
Silicio cristallino (c-Si), utilizzato nelle tradizionali celle solari tradizionali a base di wafer:
Silicio monocristallino (mono-Si)
Silicio multicristallino (multi-Si)
Il nastro di silicio (ribbon-Si) non ha attualmente mercato
Non classificato come silicio cristallino, utilizzato nelle tecnologie a film sottile e altre celle solari:
Silicio amorfo (a-Si)
Silicio nanocristallino (nc-Si)
Silicio protocristallino (pc-Si)
Altri materiali non siliconici, come CdTe, CIGS
Fotovoltaico emergente
Celle solari multigiunzione (MJ) comunemente usate per pannelli solari su astronavi per l’energia solare basata sullo spazio. Sono anche utilizzati in concentratori fotovoltaici (CPV, HCPV), una tecnologia emergente più adatta per le posizioni che ricevono molta luce solare.
generazioni
In alternativa, diversi tipi di celle solari e / oi loro materiali semiconduttori possono essere classificati per generazioni:
Le celle solari di prima generazione sono fatte di silicio cristallino, anche chiamato, convenzionale, tradizionale, celle solari a base di wafer e comprendono materiali semiconduttori monocristallini (mono-Si) e policristallini (multi-Si).
Le celle oi pannelli solari di seconda generazione si basano sulla tecnologia a film sottile e rivestono un’importanza commerciale significativa. Questi includono CdTe, CIGS e silicio amorfo.
Le celle solari di terza generazione sono spesso etichettate come tecnologie emergenti con poca o nessuna rilevanza sul mercato e comprendono una vasta gamma di sostanze, per la maggior parte organiche, che spesso utilizzano composti organometallici.
Probabilmente, le celle fotovoltaiche a più giunzioni possono essere classificate in nessuna di queste generazioni. Un tipico semiconduttore a tripla giunzione è costituito da InGaP / (In) GaAs / Ge.
Confronto delle specifiche tecniche
| categorie | Tecnologia | η (%) | V OC (V) | I SC (A) | W / mq | t (μm) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Celle solari a film sottile | a-Si | 11.1 | 6.3 | 0,0089 | 33 | 1 |
| CdTe | 16,5 | 0.86 | 0,029 | – | 5 | |
| CIGS | 20.5 | – | – | – |
Quota di mercato
Nel 2013, la tecnologia convenzionale del silicio cristallino ha dominato la produzione fotovoltaica mondiale, con il multi-Si che ha guidato il mercato prima del mono-Si, rappresentando rispettivamente il 54% e il 36%. Negli ultimi dieci anni, la quota di mercato mondiale delle tecnologie a film sottile è rimasta al di sotto del 18% e attualmente si attesta al 9%. Nel mercato dei film sottili, CdTe conduce con una produzione annuale di 2 GWp o 5 percento, seguita da a-Si e CIGS, entrambe del 2 percento circa.:4,18 Alltime ha implementato una capacità FV di 139 gigawatt (cumulativa a partire dal 2013) si divide in 121 GW di silicio cristallino (87%) e 18 GW di tecnologia a film sottile (13%).
Efficienza
L’efficienza di conversione dei dispositivi PV descrive il rapporto energetico della potenza elettrica in uscita rispetto alla luce irradiata in ingresso. Una singola cella solare ha generalmente un’efficienza migliore o superiore rispetto a un intero modulo solare. Anche l’efficienza del laboratorio è sempre significativamente in anticipo rispetto ai prodotti disponibili sul mercato.
Celle lab
Nel 2013, l’efficienza delle celle dei laboratori di registrazione era più elevata per il silicio cristallino.Tuttavia, il multi-silicio è seguito da vicino da tellururo di cadmio e rame indio gallio selenide celle solari
25,6% – cella mono-Si
20,4% – cella multi-Si
21,7% – CIGS cell
21,5% – cella CdTe
Queste sono tutte celle solari a singola giunzione. Per le celle ad alta concentrazione e multi-giunzione, il record del 2014 si attestava al 44,7%.: 6
moduli
Il modulo di silicio cristallino commerciale medio ha aumentato la sua efficienza da circa il 12 al 16 percento negli ultimi dieci anni. Nello stesso periodo i moduli CdTe hanno migliorato la loro efficienza dal 9 al 16 percento. I moduli che hanno funzionato al meglio in condizioni di laboratorio nel 2014 sono stati realizzati in silicio monocristallino. Erano 7 punti percentuali al di sopra dell’efficienza dei moduli prodotti commercialmente (23% contro 16%), il che indicava che la tecnologia convenzionale del silicio poteva ancora migliorare e mantenere quindi la sua posizione di leadership.
Le migliori efficienze dei moduli di laboratorio per i moduli multi-giunzione con tecnologia concentrator nel 2014 hanno raggiunto il 36,7% di efficienza.
Tempo di recupero dell’investimento
Il tempo di ritorno dell’energia (EPBT) descrive l’intervallo di tempo in cui un sistema fotovoltaico deve funzionare per generare la stessa quantità di energia utilizzata per la sua fabbricazione e installazione. Questo ammortamento energetico, dato in anni, viene anche definito come il tempo di recupero dell’investimento in termini di equilibrio. L’EPBT dipende molto dalla posizione in cui è installato l’impianto fotovoltaico (ad esempio la quantità di luce solare disponibile) e dall’efficienza del sistema, vale a dire il tipo di tecnologia fotovoltaica e i componenti del sistema.
Nell’analisi del ciclo di vita (LCA) degli anni ’90, il tempo di ammortamento energetico è stato spesso citato fino a 10 anni. Anche se l’intervallo di tempo è già diminuito a meno di 3 anni nei primi anni 2000, il mito che “il fotovoltaico non ripaga l’energia utilizzata per crearlo” sembra persistere fino ai giorni nostri.
L’EPBT si riferisce strettamente ai concetti di guadagno netto di energia (NEG) e energia restituita sull’energia investita (EROI). Sono entrambi utilizzati nell’economia dell’energia e fanno riferimento alla differenza tra l’energia spesa per raccogliere una fonte di energia e la quantità di energia ottenuta da quel raccolto. NEG ed EROI tengono conto anche della durata operativa di un impianto fotovoltaico e in genere si ipotizza una durata effettiva di produzione compresa tra 25 e 30 anni, poiché molti produttori offrono ora una garanzia di 25 anni sui loro prodotti. Da queste metriche, il Tempo di rimborso dell’energia può essere calcolato mediante calcolo.
Tempo di recupero dell’investimento in anni per ubicazioni e tecnologie diverse
| Posizione Esempi |
Silicio cristallino | Pellicola sottile | CPV | Radiazione | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Mono | Multi | a-Si | CIGS | CdTe | ||||
| Europa centrale e settentrionale, Canada | 3.3 | 2.1 | 2.4 | 1.7 | 1.1 | – | 1200 kWh | |
| Europa meridionale, USA, Sud America, India | 1.8 | 1.2 | 1.3 | 0.9 | 0.7 | 0.8 | 1700 kWh | |
| Sud-Ovest americano, Australia, Africa, Medio Oriente | 1.5 | <1.2 | 0.9 | <0.9 | <0.7 | <0.8 | 1900 kWh | |
| Fonte: Fraunhofer FHI, tempo di recupero energetico, diapositive di presentazione e rapporto fotovolatico, p. 30-32 Tabella: kWh / m² / a – kilowattora per metro quadrato all’anno, come Irradiazione orizzontale globale |
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Miglioramenti EPBT
L’EPBT è sempre stato più lungo per i sistemi fotovoltaici che utilizzano silicio cristallino rispetto alla tecnologia a film sottile. Ciò è dovuto al fatto che il silicio è prodotto dalla riduzione della sabbia di quarzo di alta qualità nei forni elettrici. Questo processo di fusione carboidrica avviene ad alte temperature di oltre 1000 ° C ed è ad alta intensità energetica, utilizzando circa 11 kilowattora (kWh) per chilogrammo di silicio prodotto. Tuttavia, il tempo di recupero dell’investimento energetico si è notevolmente ridotto negli ultimi anni, poiché le celle di silicio cristallino sono diventate sempre più efficienti nella conversione della luce solare, mentre lo spessore del materiale del wafer è stato costantemente ridotto e quindi ha richiesto meno silicio per la sua fabbricazione. Negli ultimi dieci anni, la quantità di silicio utilizzata per le celle solari è diminuita da 16 a 6 grammi per watt-picco.Nello stesso periodo, lo spessore di un wafer c-Si è stato ridotto da 300 μm, o micron, a circa 160-190 μm. I wafer di silicio cristallino sono oggi solo il 40% più spessi di quanto lo fossero nel 1990, quando erano circa 400 μm. 29 Le tecniche di taglio che tagliano lingotti di silicio cristallino in wafer sono anche migliorate riducendo la perdita del kerf e rendendo più facile riciclare la segatura di silicio.
Parametri chiave per l’efficienza dei materiali e dell’energia
<Table>
<Tbody>
<Tr>
<Th> Parametro </ th>
<Th> Mono-Si </ th>
<Th> CdTe </ th>
</ Tr>
<Tr>
<td> Efficienza della cella </ td>
<Td> 16,5% </ td>
<Td> 15,6% </ td>
</ Tr>
<Tr>
<td> Derating cell to module efficiency </ td>
<Td> 8,5% </ td>
<Td> 13,9% </ td>
</ Tr>
<Tr>
<td> Efficienza del modulo </ td>
<Td> 15,1% </ td>
<Td> 13,4% </ td>
</ Tr>
<Tr>
<td> Spessore wafer / spessore dello strato </ td>
<td> 190 μm </ td>
<td> 4,0 μm </ td>
</ Tr>
<Tr>
<td> Perdita Kerf </ td>
<td> 190 μm </ td>
<Td> – </ td>
</ Tr>
<Tr>
<td> Argento per cella </ td>
<td> 9.6 g / m <sup> 2 </ sup> </ td>
<Td> – </ td>
</ Tr>
<Tr>
<td> Spessore vetro </ td>
<td> 4,0 mm </ td>
<td> 3,5 mm </ td>
</ Tr>
<Tr>
<td> Durata operativa </ td>
<td> 30 anni </ td>
<td> 30 anni </ td>
</ Tr>
<Tr>
<th colspan = “3”> Fonte: <i> IEA-PVPS, Life Cycle Assessment, marzo 2015 </ i> </ th>
</ Tr>
</ Tbody>
</ Table>
Tossicità
Con l’eccezione del silicio amorfo, la maggior parte delle tecnologie fotovoltaiche commercialmente utilizzate utilizzano metalli pesanti tossici. CIGS utilizza spesso uno strato buffer CdS e il materiale semiconduttore della tecnologia CdTe stessa contiene il cadmio tossico (Cd). Nel caso di moduli di silicio cristallino, il materiale di saldatura, che unisce le stringhe di rame delle celle, contiene circa il 36 percento di piombo (Pb). Inoltre, la pasta utilizzata per i contatti anteriori e posteriori serigrafici contiene tracce di Pb e talvolta anche Cd. Si stima che circa 1.000 tonnellate metriche di Pb siano state utilizzate per 100 gigawatt di moduli solari c-Si. Tuttavia, non vi è alcuna necessità fondamentale di piombo nella lega di saldatura.
Tecnologie cellulari
Cella solare PERC
Le celle solari con contatto posteriore emettitore passivato (PERC) consistono nell’aggiunta di uno strato aggiuntivo sul lato posteriore di una cella solare. Questo strato passivo dielettrico serve a riflettere la luce non assorbita verso la cella solare per un secondo tentativo di assorbimento che aumenta l’efficienza della cella solare.
Un PERC viene creato attraverso un’ulteriore processo di deposizione e incisione del film. L’incisione può essere eseguita mediante lavorazione chimica o laser.
HIT cella solare
Una cella solare HIT è composta da un wafer di silicio cristallino mono sottile circondato da strati di silicio amorfo ultrasottili. L’acronimo HIT sta per eterogiunzione con strato sottile intrinseco. Le celle HIT sono prodotte dalla multinazionale giapponese Panasonic Corporation (vedi anche Sanyo § celle solari e impianti). Panasonic e molti altri gruppi hanno riportato diversi vantaggi del design HIT rispetto alla tradizionale controparte c-Si, sono:
1. Uno strato a-Si intrinseco può agire come uno strato di passivazione superficiale efficace per wafer c-Si.
2. Il p + / n + drogato a-Si funziona come un emettitore / BSF efficace per la cella.
3. Gli strati a-Si sono depositati a temperature molto più basse, rispetto alle temperature di lavorazione della tecnologia tradizionale c-Si diffusa.
4. La cella HIT ha un coefficiente di temperatura inferiore rispetto alla tecnologia delle celle c-Si.
Grazie a tutti questi vantaggi, questa nuova cella solare a etero-giunzione è considerata un’alternativa promettente a basso costo alle tradizionali celle solari a base di c-Si.
Fabbricazione di cellule HIT
I dettagli della sequenza di fabbricazione variano da gruppo a gruppo. Tipicamente, una buona qualità, CZ / FZ cresciuto c-Si wafer (con vite di ~ 1 ms) viene utilizzato come strato assorbitore di cellule HIT. Usando eccidi alcalini, come, NaOH o (CH3) 4NOH la superficie (100) del wafer è strutturata per formare le piramidi di 5-10μm di altezza. Successivamente, il wafer viene pulito utilizzando soluzioni di perossido e HF. Ciò è seguito dalla deposizione dello strato di passivazione intrinseco a-Si, in genere tramite PECVD o CVD a filo caldo. Il gas silano (SiH4) diluito con H2 viene utilizzato come precursore. La temperatura e la pressione di deposizione sono mantenute a 200 ° C e a 0,1-1 Torr. Un controllo preciso su questo passaggio è essenziale per evitare la formazione di Si epitassiale difettoso. Si è dimostrato che i cicli di deposizione e ricottura e il trattamento con plasma H2 hanno fornito un’eccellente passivazione superficiale. Il gas di Diborane o Trimethylboron miscelato con SiH4 viene utilizzato per depositare uno strato di p-tipo a-Si, mentre il gas fosfato miscelato con SiH4 viene usato per depositare uno strato di Si-n di tipo n. Si deve notare che la deposizione diretta degli strati a-Si drogati sul wafer c-Si mostra avere proprietà di passivazione molto scadenti. Ciò è probabilmente dovuto alla generazione di difetti indotti dal drogante negli strati a-Si. L’ossido di stagno indio spruzzato (ITO) è comunemente usato come strato di ossido conduttivo trasparente (TCO) sopra lo strato anteriore e posteriore a-Si nel design bi-facciale, poiché a-Si ha un’elevata resistenza laterale. È generalmente depositato sul lato posteriore come cella completamente metallizzata per evitare la diffusione del metallo posteriore e anche per la corrispondenza di impedenza per la luce riflessa. La griglia argento / alluminio con uno spessore di 50-100 μm viene depositata attraverso la stampa stencil per il contatto frontale e il contatto posteriore per il design bi-facciale. La descrizione dettagliata del processo di fabbricazione può essere trovata in
Modellazione optoelettrica e caratterizzazione di cellule HIT
La letteratura discute diversi studi per interpretare i colli di bottiglia del trasporto di vettore in queste cellule. Le IV tradizionali chiare e scure sono ampiamente studiate e si osservano avere diverse caratteristiche non banali, che non possono essere spiegate usando la tradizionale teoria dei diodi delle celle solari. Ciò è dovuto alla presenza di etero-giunzione tra lo strato intrinseco a-Si e la c-Si wafer che introduce ulteriori complessità nel flusso di corrente. Inoltre, ci sono stati sforzi significativi per caratterizzare questa cella solare usando CV, spettroscopia di impedenza, foto-tensione di superficie, suns-Voc per produrre informazioni complementari.
Inoltre, vengono attivamente perseguiti numerosi miglioramenti del design, come l’uso di nuovi emettitori, la configurazione bifacciale, la configurazione bifacciale-tandem con contatto posteriore interdipendente (IBC).
Mono-silicio
Il silicio monocristallino (mono c-Si) è una forma in cui la struttura cristallina è omogenea in tutto il materiale; l’orientamento, il parametro reticolo e le proprietà elettroniche sono costanti in tutto il materiale. Atomi Dopant come fosforo e boro sono spesso incorporati nel film per rendere rispettivamente il tipo n di silicio o il tipo p. Il silicio monocristallino viene fabbricato sotto forma di wafer di silicio, solitamente con il metodo Czochralski Growth, e può essere piuttosto costoso a seconda della dimensione radiale del wafer singolo di cristallo desiderato (circa $ 200 per un wafer da 300 mm). Questo materiale monocristallino, sebbene utile, è una delle spese principali associate alla produzione di fotovoltaico in cui circa il 40% del prezzo finale del prodotto è attribuibile al costo del wafer di silicio di partenza utilizzato nella fabbricazione di celle.
Multi-silicio
Il silicio multicristallino (multi c-Si) è composto da molti granelli di silicio più piccoli con un diverso orientamento cristallografico, tipicamente con dimensioni di 1 mm. Questo materiale può essere sintetizzato facilmente permettendo al silicio liquido di raffreddarsi usando un cristallo di semi della struttura cristallina desiderata. Inoltre, esistono altri metodi per formare silicio policristallino a grana più piccola (poli-Si) come la deposizione chimica da vapore ad alta temperatura (CVD).
Non classificato come silicio cristallino
Queste forme allotropiche di silicio non sono classificate come silicio cristallino. Appartengono al gruppo di celle solari a film sottile.
Silicio amorfo
Il silicio amorfo (a-Si) non ha un ordine periodico a lungo raggio. L’applicazione del silicio amorfo al fotovoltaico come materiale autonomo è alquanto limitata dalle sue proprietà elettroniche inferiori.Quando accoppiati con silicio microcristallino in celle solari a tandem e tripla giunzione, tuttavia, è possibile ottenere una maggiore efficienza rispetto alle celle solari a singola giunzione. Questo assemblaggio in tandem di celle solari consente di ottenere un materiale a film sottile con una banda proibita di circa 1,12 eV (lo stesso del silicio monocristallino) rispetto al bandgap di silicio amorfo di 1,7-1,8 eV bandgap. Le celle solari tandem sono quindi attraenti in quanto possono essere fabbricate con una banda proibita simile al silicio monocristallino ma con la facilità del silicio amorfo.
Silicio nanocristallino
Il silicio nanocristallino (nc-Si), talvolta noto anche come silicio microcristallino (μc-Si), è una forma di silicio poroso. È una forma allotropica di silicio con struttura paracristallina – è simile al silicio amorfo (a-Si), in quanto ha una fase amorfa. Dove differiscono, tuttavia, è che nc-Si ha piccoli granelli di silicio cristallino all’interno della fase amorfa. Ciò è in contrasto con il silicio policristallino (poli-Si) che consiste esclusivamente di grani di silicio cristallino, separati da bordi di grano. La differenza deriva unicamente dalla granulometria dei grani cristallini. La maggior parte dei materiali con granuli nella gamma dei micrometri sono in realtà polisilicio a grana fine, quindi il silicio nanocristallino è un termine migliore. Il termine silicio nanocristallino si riferisce a una gamma di materiali attorno alla regione di transizione dalla fase amorfa a quella microcristallina nel film sottile di silicio.
Silicio protocristallino
Il silicio protocristallino ha un’efficienza maggiore rispetto al silicio amorfo (a-Si) e ha anche dimostrato di migliorare la stabilità, ma non di eliminarla. Una fase protocristallina è una fase distinta che si verifica durante la crescita dei cristalli che evolve in una forma microcristallina.
Il Si protocristallino ha anche un assorbimento relativamente basso vicino alla banda proibita a causa della sua struttura cristallina più ordinata. Così, silicio protocristallino e amorfo possono essere combinati in una cella solare tandem dove lo strato superiore di silicio sottile protocristallino assorbe luce a lunghezza d’onda corta mentre le lunghezze d’onda più lunghe vengono assorbite dal substrato a-Si sottostante.
Trasformazione di amorfo in silicio cristallino
Il silicio amorfo può essere trasformato in silicio cristallino mediante processi di ricottura ad alta temperatura ben noti e ampiamente implementati. Il metodo tipico utilizzato nell’industria richiede materiali compatibili ad alte temperature, come vetri speciali ad alta temperatura che sono costosi da produrre. Tuttavia, ci sono molte applicazioni per le quali questo è un metodo di produzione intrinsecamente poco attraente.
Cristallizzazione indotta a bassa temperatura
Le celle solari flessibili sono state un argomento di interesse per la produzione di energia meno cospicua rispetto alle fattorie solari. Questi moduli possono essere collocati in aree in cui le celle tradizionali non sarebbero fattibili, come ad esempio attorno a un palo del telefono o una torre del telefono cellulare. In questa applicazione un materiale fotovoltaico può essere applicato a un substrato flessibile, spesso un polimero. Tali substrati non possono sopravvivere alle alte temperature sperimentate durante la ricottura tradizionale. Invece, nuovi metodi di cristallizzazione del silicio senza disturbare il substrato sottostante sono stati studiati estesamente. Cristallizzazione indotta da alluminio (AIC) e cristallizzazione laser locale sono comuni in letteratura, tuttavia non ampiamente utilizzati nell’industria.
In entrambi i metodi, il silicio amorfo viene coltivato usando tecniche tradizionali come la deposizione chimica da vapore con plasma (PECVD). I metodi di cristallizzazione divergono durante l’elaborazione post-deposizione.
Nella cristallizzazione indotta da alluminio, un sottile strato di alluminio (50 nm o meno) viene depositato mediante deposizione fisica da vapore sulla superficie del silicio amorfo. Questa pila di materiale viene quindi ricotta ad una temperatura relativamente bassa tra 140 ° C e 200 ° C nel vuoto. Si ritiene che l’alluminio che si diffonde nel silicio amorfo indebolisca i legami idrogeno presenti, consentendo la nucleazione e la crescita dei cristalli. Esperimenti hanno dimostrato che il silicio policristallino con grani dell’ordine di 0,2 – 0,3 μm può essere prodotto a temperature fino a 150 ° C. La frazione volumetrica del film cristallizzato dipende dalla lunghezza del processo di ricottura.
La cristallizzazione indotta da alluminio produce silicio policristallino con proprietà cristallografiche ed elettroniche adeguate che lo rendono un candidato per la produzione di film sottili policristallini per il fotovoltaico. L’AIC può essere utilizzato per generare nanofili di silicio cristallino e altre strutture su nanoscala.
Un altro metodo per ottenere lo stesso risultato è l’uso di un laser per riscaldare il silicio localmente senza riscaldare il substrato sottostante oltre un limite superiore di temperatura. Un laser ad eccimeri o, in alternativa, laser verdi come un laser Nd: YAG raddoppiato in frequenza viene utilizzato per riscaldare il silicio amorfo, fornendo energia necessaria per nucleare la crescita dei grani. La fluenza del laser deve essere attentamente controllata al fine di indurre la cristallizzazione senza causare una fusione diffusa. La cristallizzazione del film avviene quando una porzione molto piccola del film di silicio viene sciolta e lasciata raffreddare. Idealmente, il laser dovrebbe fondere il film di silicio attraverso il suo intero spessore, ma non danneggiare il substrato. A tal fine, a volte viene aggiunto uno strato di biossido di silicio che funge da barriera termica. Ciò consente l’uso di substrati che non possono essere esposti alle alte temperature di ricottura standard, ad esempio polimeri. Le celle solari supportate da polimeri sono di interesse per schemi di produzione di energia perfettamente integrati che prevedono il posizionamento del fotovoltaico sulle superfici di tutti i giorni.
Un terzo metodo per cristallizzare il silicio amorfo è l’uso del getto di plasma termico. Questa strategia è un tentativo di alleviare alcuni dei problemi associati all’elaborazione laser, vale a dire la piccola regione di cristallizzazione e l’alto costo del processo su una scala di produzione. La torcia al plasma è una semplice apparecchiatura che viene utilizzata per ricottura termica del silicio amorfo.Rispetto al metodo laser, questa tecnica è più semplice e più economica.
La ricottura della torcia al plasma è interessante perché i parametri di processo e la dimensione dell’apparecchiatura possono essere modificati facilmente per fornire diversi livelli di prestazioni. Un alto livello di cristallizzazione (~ 90%) può essere ottenuto con questo metodo. Gli svantaggi includono difficoltà nel raggiungere l’uniformità nella cristallizzazione del film. Mentre questo metodo viene applicato frequentemente al silicio su un substrato di vetro, le temperature di lavorazione potrebbero essere troppo alte per i polimeri.