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Thin Film Flexible Solar PV Installation 2.JPG
Cigsep.jpg NREL Array.jpg
Thin Film Flexible Solar PV Ken Fields 1.JPG Lakota MS PV array 2.jpg
Células solares de película fina, una segunda generación de células solares fotovoltaicas (PV) :

Una célula solar de película delgada es una segunda generación de células solares que se hace mediante el depósito de una o más capas delgadas, o de película delgada (TF) de fotovoltaico material sobre un sustrato, tal como vidrio, plástico o metal. Las células solares de película delgada se utilizan comercialmente en varias tecnologías, incluido el telururo de cadmio (CdTe), el diselenuro de cobre , indio, galio (CIGS) y el silicio amorfo de película delgada (a-Si, TF-Si).

El espesor de la película varía desde unos pocos nanómetros ( nm ) hasta decenas de micrómetros ( µm ), mucho más delgado que la tecnología rival de la película delgada, la célula solar de silicio cristalino convencional de primera generación (c-Si), que utiliza obleas de hasta 200 µm de espesor. Esto permite que las celdas de película delgada sean flexibles y de menor peso. Se utiliza en la construcción de sistemas fotovoltaicos integrados y como material de acristalamiento fotovoltaico semitransparente que se puede laminar en ventanas. Otras aplicaciones comerciales utilizan paneles solares rígidos de película delgada (intercalados entre dos paneles de vidrio) en algunas de las centrales fotovoltaicas más grandes del mundo. .

La tecnología de película delgada siempre ha sido más barata pero menos eficiente que la tecnología c-Si convencional. Sin embargo, ha mejorado significativamente a lo largo de los años [ ¿período de tiempo? ] . La eficiencia de la celda de laboratorio para CdTe y CIGS es ahora [ ¿cuándo? ] más allá del 21 por ciento, superando al silicio multicristalino , el material dominante que se utiliza actualmente en la mayoría de los sistemas solares fotovoltaicos . [1] : 23,24 Las pruebas de vida útil acelerada de los módulos de película delgada en condiciones de laboratorio midieron una degradación algo más rápida en comparación con la fotovoltaica convencional, mientras que generalmente se espera una vida útil de 20 años o más. [2]A pesar de estas mejoras, la participación de mercado de las películas delgadas nunca alcanzó más del 20 por ciento en las últimas dos décadas [ ¿período de tiempo? ] y ha ido disminuyendo en los últimos años [ ¿período de tiempo? ] a alrededor del 9 por ciento de las instalaciones fotovoltaicas en todo el mundo en 2013. [1] : 18,19

Otras tecnologías de película delgada que todavía están [ ¿cuándo? ] en una etapa temprana de investigación en curso o con disponibilidad comercial limitada a menudo se clasifican como células fotovoltaicas emergentes o de tercera generación e incluyen energía solar orgánica y sensibilizada con colorante , así como de punto cuántico , cobre , zinc , sulfuro de estaño , nanocristal , micromorfo y perovskita. células .

Historia [ editar ]

Cuota de mercado de las tecnologías de película delgada en términos de producción anual desde 1990

Las células de película delgada son bien conocidas desde finales de la década de 1970, cuando aparecieron en el mercado las calculadoras solares impulsadas por una pequeña tira de silicio amorfo.

Ahora es [ ¿período de tiempo? ] disponible en módulos muy grandes utilizados en sofisticadas instalaciones integradas en edificios y sistemas de carga de vehículos .

Aunque se esperaba la tecnología de película delgada [ ¿cuándo? ] para lograr avances significativos en el mercado y superar la tecnología dominante de silicio cristalino (c-Si) convencional a largo plazo, [3] la participación de mercado ha ido disminuyendo durante varios años [ ¿período de tiempo? ] . Mientras que en 2010, cuando hubo escasez de módulos fotovoltaicos convencionales, la película delgada representó el 15 por ciento del mercado general, disminuyó al 8 por ciento en 2014 y se espera que se estabilice en un 7 por ciento a partir de 2015, y se espera que el silicio amorfo. perder la mitad de su participación de mercado a finales de la década. [4] [ necesita actualización ]

Materiales [ editar ]

Sección transversal de una celda TF

Las tecnologías de película fina reducen la cantidad de material activo en una celda. La mayoría de material activo intercalado entre dos hojas de vidrio. Dado que los paneles solares de silicio solo usan un panel de vidrio, los paneles de película delgada son aproximadamente dos veces más pesados ​​que los paneles de silicio cristalino, aunque tienen un impacto ecológico menor (determinado a partir del análisis del ciclo de vida ). [5] La mayoría de los paneles de película tienen una eficiencia de conversión de 2 a 3 puntos porcentuales menor que la del silicio cristalino. [6] El telururo de cadmio (CdTe), el seleniuro de cobre , indio, galio (CIGS) y el silicio amorfo (a-Si) son tres tecnologías de película delgada que se utilizan a menudo para aplicaciones en exteriores.

Telururo de cadmio [ editar ]

Artículo principal: Energía fotovoltaica con telururo de cadmio

El telururo de cadmio (CdTe) es la tecnología de película fina predominante. Con alrededor del 5 por ciento de la producción fotovoltaica mundial, representa más de la mitad del mercado de películas delgadas. La eficiencia del laboratorio de la celda también ha aumentado significativamente en los últimos años y está a la par con la película delgada CIGS y cercana a la eficiencia del silicio multicristalino a partir de 2013. [1] : 24-25 Además, CdTe tiene el menor tiempo de recuperación de energía. de todas las tecnologías fotovoltaicas de producción masiva, y puede durar tan solo ocho meses en ubicaciones favorables. [1] : 31 Un fabricante destacado es la empresa estadounidense First Solar con sede en Tempe, Arizona., que produce paneles de CdTe con una eficiencia de alrededor del 18 por ciento. [7]

Aunque la toxicidad del cadmio puede no ser un gran problema y las preocupaciones ambientales se resuelven por completo con el reciclaje de los módulos de CdTe al final de su vida útil, [8] todavía existen incertidumbres [9] y la opinión pública es escéptica al respecto. tecnología. [10] [11] El uso de materiales raros también puede convertirse en un factor limitante para la escalabilidad industrial de la tecnología de película delgada de CdTe. La rareza del telurio, del cual el telururo es la forma aniónica , es comparable a la del platino en la corteza terrestre y contribuye significativamente al costo del módulo. [12]

Seleniuro de cobre, indio, galio [ editar ]

Artículo principal: Célula solar de seleniuro de galio, indio y cobre
Posibles combinaciones de elementos del Grupo- ( XI , XIII , XVI ) en la tabla periódica que producen un compuesto que muestra efecto fotovoltaico : Cu , Ag , Au - Al , Ga , In - S , Se , Te .

Una celda solar de cobre, indio, galio seleniuro o celda CIGS utiliza un absorbente hecho de cobre, indio, galio, seleniuro (CIGS), mientras que las variantes sin galio del material semiconductor se abrevian CIS. Es una de las tres tecnologías principales de película delgada, las otras dos son el telururo de cadmio y el silicio amorfo , con una eficiencia de laboratorio superior al 20 por ciento y una participación del 2 por ciento en el mercado fotovoltaico general en 2013. [13] Un destacado fabricante de Los paneles cilíndricos CIGS eran la empresa ahora en quiebra Solyndra en Fremont, California. Los métodos tradicionales de fabricación implican procesos de vacío que incluyen la evaporación conjunta y la pulverización catódica. En 2008, IBMy Tokyo Ohka Kogyo Co., Ltd. (TOK) anunciaron que habían desarrollado un nuevo proceso de fabricación basado en soluciones sin vacío para celdas CIGS y que apuntan a eficiencias del 15% y más. [14]

Se han utilizado imágenes hiperespectrales para caracterizar estas células. Investigadores del IRDEP (Instituto de Investigación y Desarrollo en Energía Fotovoltaica) en colaboración con Photon, etc. ¸ pudieron determinar la división del nivel de cuasi-Fermi con mapeo de fotoluminiscencia mientras que los datos de electroluminiscencia se utilizaron para derivar la eficiencia cuántica externa (EQE) . [15] [16] Además, a través de un experimento de cartografía de corriente inducida por haz de luz (LBIC), el EQE de una célula solar CIGS microcristalina podría determinarse en cualquier punto del campo de visión. [17]

En abril de 2019, el récord actual de eficiencia de conversión para una celda CIGS de laboratorio es del 22,9%. [18]

Silicio [ editar ]

Predominan tres diseños principales de módulos basados ​​en silicio:

  • células de silicio amorfo
  • células en tándem amorfas / microcristalinas (micromorfos)
  • silicio policristalino de capa fina sobre vidrio. [19]

Silicio amorfo [ editar ]

Artículo principal: silicio amorfo
United Solar Ovonic línea de producción de energía solar fotovoltaica roll-to-roll con una capacidad anual de 30 MW

El silicio amorfo (a-Si) es una forma alotrópica no cristalina de silicio y la tecnología de película fina más desarrollada hasta la fecha. El silicio de película fina es una alternativa al silicio cristalino convencional de obleas (oa granel ) . Mientras que el calcogenuroLas células de película fina CdTe y CIS basadas en células se han desarrollado en el laboratorio con gran éxito; todavía hay interés en la industria por las células de película fina basadas en silicio. Los dispositivos basados ​​en silicio presentan menos problemas que sus homólogos de CdTe y CIS, como problemas de toxicidad y humedad con las células de CdTe y bajos rendimientos de fabricación de CIS debido a la complejidad del material. Además, debido a la resistencia política al uso de materiales no "verdes" en la producción de energía solar, no existe un estigma en el uso de silicio estándar.

Producto aeroespacial con fotovoltaica solar de película delgada flexible de United Solar Ovonic

Este tipo de celda de película delgada se fabrica principalmente mediante una técnica llamada deposición de vapor químico mejorada con plasma . Utiliza una mezcla gaseosa de silano (SiH 4 ) e hidrógeno para depositar una capa muy fina de solo 1 micrómetro (µm) de silicio sobre un sustrato, como vidrio, plástico o metal, que ya ha sido recubierto con una capa de transparente. óxido conductor . Otros métodos utilizados para depositar silicio amorfo sobre un sustrato incluyen técnicas de deposición química en fase vapor con alambre caliente y pulverización catódica . [20]

El a-Si es atractivo como material de células solares porque es un material abundante y no tóxico. Requiere una temperatura de procesamiento baja y permite una producción escalable sobre un sustrato flexible y de bajo costo con poco material de silicio requerido. Debido a su banda prohibida de 1,7 eV, el silicio amorfo también absorbe un rango muy amplio del espectro de luz , que incluye infrarrojos e incluso algo de ultravioleta y funciona muy bien con luz débil. Esto permite que la célula genere energía a primera hora de la mañana o al final de la tarde y en días nublados y lluviosos, a diferencia de las células de silicio cristalino , que son significativamente menos eficientes cuando se exponen a la luz del día difusa e indirecta . [cita requerida ]

Sin embargo, la eficiencia de una celda de a-Si sufre una caída significativa de alrededor del 10 al 30 por ciento durante los primeros seis meses de operación. Esto se denomina efecto Staebler-Wronski (SWE), una pérdida típica en la producción eléctrica debido a cambios en la fotoconductividad y la conductividad oscura causada por la exposición prolongada a la luz solar. Aunque esta degradación es perfectamente reversible tras el recocido a o por encima de 150 ° C, las células solares de c-Si convencionales no exhiben este efecto en primer lugar.

Su estructura electrónica básica es la unión de pines . La estructura amorfa del a-Si implica un alto desorden inherente y enlaces colgantes, lo que lo convierte en un mal conductor para los portadores de carga. Estos enlaces colgantes actúan como centros de recombinación que reducen gravemente la vida útil del portador. Por lo general, se utiliza una estructura de clavija, a diferencia de una estructura de contacto. Esto se debe a que la movilidad de los electrones en a-Si: H es aproximadamente 1 o 2 órdenes de magnitud mayor que la de los huecos y, por lo tanto, la tasa de recolección de electrones que se mueven desde el contacto de tipo n al p es mejor que los huecos que se mueven desde contacto de tipo p a n. Por lo tanto, la capa de tipo p debe colocarse en la parte superior donde la intensidad de la luz es más fuerte, de modo que la mayoría de los portadores de carga que cruzan la unión sean electrones. [21]

Celda en tándem usando a-Si / μc-Si [ editar ]

Una capa de silicio amorfo se puede combinar con capas de otras formas alotrópicas de silicio para producir una célula solar de múltiples uniones . Cuando solo se combinan dos capas (dos uniones pn), se denomina celda en tándem . Al apilar estas capas una encima de la otra, se absorbe una gama más amplia de espectros de luz, lo que mejora la eficiencia general de la celda.

En el silicio micromorfo , una capa de silicio microcristalino (μc-Si) se combina con silicio amorfo, creando una celda en tándem. La capa superior de a-Si absorbe la luz visible, dejando la parte infrarroja en la capa inferior de μc-Si. El concepto de células apiladas micromorfas fue pionero y patentado en el Instituto de Microtecnología (IMT) de la Universidad de Neuchâtel en Suiza, [22] y fue licenciado a TEL Solar . En julio de 2014 se certificó de forma independiente un nuevo módulo fotovoltaico récord mundial basado en el concepto de micromorfo con una eficiencia del módulo del 12,24%. [23]

Debido a que todas las capas están hechas de silicona, se pueden fabricar con PECVD. La banda prohibida de a-Si es de 1,7 eV y la de c-Si es de 1,1 eV. La capa de c-Si puede absorber luz roja e infrarroja. La mejor eficiencia se puede lograr en la transición entre a-Si y c-Si. Como el silicio nanocristalino (nc-Si) tiene aproximadamente la misma banda prohibida que el c-Si, el nc-Si puede reemplazar al c-Si. [24]

Celda en tándem usando a-Si / pc-Si [ editar ]

El silicio amorfo también se puede combinar con silicio protocristalino (pc-Si) en una celda en tándem. El silicio Protocristalino con una fracción de volumen bajo de silicio nanocristalino es óptimo para voltaje de circuito abierto alto . [25] Estos tipos de silicio presentan enlaces colgantes y retorcidos, lo que resulta en defectos profundos (niveles de energía en la banda prohibida), así como la deformación de las bandas de valencia y conducción (colas de banda).

Silicio policristalino sobre vidrio [ editar ]

Un nuevo intento de fusionar las ventajas del silicio a granel con las de los dispositivos de película delgada es el silicio policristalino de película delgada sobre vidrio. Estos módulos se producen depositando un recubrimiento antirreflejos y silicio dopado sobre sustratos de vidrio texturizado utilizando deposición química en fase vapor mejorada con plasma (PECVD). La textura del vidrio mejora la eficiencia de la celda en aproximadamente un 3% al reducir la cantidad de luz incidente que se refleja en la celda solar y atrapa la luz dentro de la celda solar. La película de silicio se cristaliza mediante un paso de recocido, temperaturas de 400 a 600 grados Celsius, lo que da como resultado silicio policristalino.

Estos nuevos dispositivos muestran eficiencias de conversión de energía del 8% y altos rendimientos de fabricación de> 90%. El silicio cristalino sobre vidrio (CSG), donde el silicio policristalino es de 1 a 2 micrómetros, se destaca por su estabilidad y durabilidad; el uso de técnicas de película fina también contribuye a un ahorro de costes en comparación con la energía fotovoltaica a granel. Estos módulos no requieren la presencia de una capa de óxido conductor transparente. Esto simplifica el proceso de producción en dos partes; no solo se puede omitir este paso, sino que la ausencia de esta capa hace que el proceso de construcción de un esquema de contacto sea mucho más sencillo. Ambas simplificaciones reducen aún más el costo de producción. A pesar de las numerosas ventajas sobre el diseño alternativo, las estimaciones de costos de producción por unidad de área muestran que estos dispositivos son comparables en costo a las celdas de película delgada amorfa de unión simple.[19]

Gallium arsenide[edit]

Gallium arsenide (GaAs) is a III-V direct bandgap semiconductor and is a very common material used for single-crystalline thin-film solar cells. GaAs solar cells have continued to be one of the highest performing thin-film solar cells due to their exceptional heat resistant properties and high efficiencies.[26] As of 2019, single-crystalline GaAs cells have shown the highest solar cell efficiency of any single-junction solar cell with an efficiency of 29.1%.[27] This record-holding cell achieved this high efficiency by implementing a back mirror on the rear surface to increase photon absorption which allowed the cell to attain an impressive short-circuit current density and an open-circuit voltage value near the Shockley–Queisser limit.[28] As a result, GaAs solar cells have nearly reached their maximum efficiency although improvements can still be made by employing light trapping strategies.[29]

GaAs thin-films are most commonly fabricated using epitaxial growth of the semiconductor on a substrate material. The epitaxial lift-off (ELO) technique, first demonstrated in 1978, has proven to be the most promising and effective. In this method, the thin film layer is peeled off of the substrate by selectively etching a sacrificial layer that was placed between the epitaxial film and substrate.[30] The GaAs film and the substrate remain minimally damaged through the separation process, allowing for the reuse of the host substrate.[31] With reuse of the substrate the fabrication costs can be reduced, but not completely forgone, since the substrate can only be reused a limited number of times.[29] This process is still relatively costly and research is still being done to find more cost-effective ways of growing the epitaxial film layer onto a substrate.

Despite the high performance of GaAS thin-film cells, the expensive material costs hinder their ability for wide-scale adoption in the solar cell industry. GaAs is more commonly used in multi-junction solar cells for solar panels on spacecraft, as the larger power to weight ratio lowers the launch costs in space-based solar power (InGaP/(In)GaAs/Ge cells). They are also used in concentrator photovoltaics, an emerging technology best suited for locations that receive much sunlight, using lenses to focus sunlight on a much smaller, thus less expensive GaAs concentrator solar cell.

Emerging photovoltaics[edit]

Main article: Third-generation photovoltaic cell
An experimental silicon based solar cell developed at the Sandia National Laboratories

The National Renewable Energy Laboratory (NREL) classifies a number of thin-film technologies as emerging photovoltaics—most of them have not yet been commercially applied and are still in the research or development phase. Many use organic materials, often organometallic compounds as well as inorganic substances. Despite the fact that their efficiencies had been low and the stability of the absorber material was often too short for commercial applications, there is a lot of research invested into these technologies as they promise to achieve the goal of producing low-cost, high-efficient solar cells.

Emerging photovoltaics, often called third generation photovoltaic cells, include:

  • Copper zinc tin sulfide solar cell (CZTS), and derivates CZTSe and CZTSSe
  • Dye-sensitized solar cell, also known as "Grätzel cell"
  • Organic solar cell
  • Perovskite solar cell
  • Quantum dot solar cell

Especially the achievements in the research of perovskite cells have received tremendous attention in the public, as their research efficiencies recently soared above 20 percent. They also offer a wide spectrum of low-cost applications.[32][33][34] In addition, another emerging technology, concentrator photovoltaics (CPV), uses high-efficient, multi-junction solar cells in combination with optical lenses and a tracking system.

Efficiencies[edit]

Main article: Solar cell efficiency
Solar cell efficiencies of various cell technologies (including both single-crystal and thin film technologies) as tracked by NREL

The achievable efficiency of thin-film solar cells is extremely dependent on the semiconductor chosen and the growth technology. Incremental improvements in efficiency began with the invention of the first modern silicon solar cell in 1954. By 2010 these steady improvements had resulted in modules capable of converting 12 to 18 percent of solar radiation into electricity.[35] The improvements to efficiency have continued to accelerate in the years since 2010, as shown in the accompanying chart.

Cells made from newer materials tend to be less efficient than bulk silicon, but are less expensive to produce. Their quantum efficiency is also lower due to reduced number of collected charge carriers per incident photon.

The performance and potential of thin-film materials are high, reaching cell efficiencies of 12–20%; prototype module efficiencies of 7–13%; and production modules in the range of 9%.[36]The thin film cell prototype with the best efficiency yields 20.4% (First Solar), comparable to the best conventional solar cell prototype efficiency of 25.6% from Panasonic.[37][38]

NREL once[when?] predicted that costs would drop below $100/m2 in volume production, and could later fall below $50/m2.[39]

A new record for thin film solar cell efficiency of 22.3% has been achieved by solar frontier the world's largest cis solar energy provider. In joint research with the New Energy and Industrial Technology Development Organization (NEDO) of Japan, Solar Frontier achieved 22.3% conversion efficiency on a 0.5 cm2 cell using its CIS technology. This is an increase of 0.6 percentage points over the industry's previous thin-film record of 21.7%.[40]

Absorption[edit]

Multiple techniques have been employed to increase the amount of light that enters the cell and reduce the amount that escapes without absorption. The most obvious technique is to minimise the top contact coverage of the cell surface, reducing the area that blocks light from reaching the cell.

The weakly absorbed long wavelength light can be obliquely coupled into silicon and traverses the film several times to enhance absorption.[41][42]

Multiple methods have been developed to increase absorption by reducing the number of incident photons being reflected away from the cell surface. An additional anti-reflective coating can cause destructive interference within the cell by modulating the refractive index of the surface coating. Destructive interference eliminates the reflective wave, causing all incident light to enter the cell.

Surface texturing is another option for increasing absorption, but increases costs. By applying a texture to the active material's surface, the reflected light can be refracted into striking the surface again, thus reducing reflectance. For example, black silicon texturing by reactive ion etching(RIE) is an effective and economic approach to increase the absorption of thin-film silicon solar cells.[43] A textured backreflector can prevent light from escaping through the rear of the cell.

In addition to surface texturing, the plasmonic light-trapping scheme attracted a lot of attention to aid photocurrent enhancement in thin film solar cells.[44][45] This method makes use of collective oscillation of excited free electrons in noble metal nanoparticles, which are influenced by particle shape, size and dielectric properties of the surrounding medium.

In addition to minimizing reflective loss, the solar cell material itself can be optimized to have higher chance of absorbing a photon that reaches it. Thermal processing techniques can significantly enhance the crystal quality of silicon cells and thereby increase efficiency.[46] Layering thin-film cells to create a multi-junction solar cell can also be done. Each layer's band gap can be designed to best absorb a different range of wavelengths, such that together they can absorb a greater spectrum of light.[47]

Further advancement into geometric considerations can exploit nanomaterial dimensionality. Large, parallel nanowire arrays enable long absorption lengths along the length of the wire while maintaining short minority carrier diffusion lengths along the radial direction.[48] Adding nanoparticles between the nanowires allows conduction. The natural geometry of these arrays forms a textured surface that traps more light.

Production, cost and market[edit]

Global PV market by technology in 2013.[49]:18,19

  multi-Si (54.9%)
  mono-Si (36.0%)
  CdTe (5.1%)
  a-Si (2.0%)
  CIGS (2.0%)

With the advances in conventional crystalline silicon (c-Si) technology in recent years, and the falling cost of the polysilicon feedstock, that followed after a period of severe global shortage, pressure increased on manufacturers of commercial thin-film technologies, including amorphous thin-film silicon (a-Si), cadmium telluride (CdTe), and copper indium gallium diselenide (CIGS), leading to the bankruptcy of several companies.[50] As of 2013, thin-film manufacturers continue to face price competition from Chinese refiners of silicon and manufacturers of conventional c-Si solar panels. Some companies together with their patents were sold to Chinese firms below cost.[51]

Market-share[edit]

In 2013 thin-film technologies accounted for about 9 percent of worldwide deployment, while 91 percent was held by crystalline silicon (mono-Si and multi-Si). With 5 percent of the overall market, CdTe holds more than half of the thin-film market, leaving 2 percent to each CIGS and amorphous silicon.[1]:18–19

CIGS technology[edit]

Several prominent manufacturers couldn't stand the pressure caused by advances in conventional c-Si technology of recent years. The company Solyndra ceased all business activity and filed for Chapter 11 bankruptcy in 2011, and Nanosolar, also a CIGS manufacturer, closed its doors in 2013. Although both companies produced CIGS solar cells, it has been pointed out, that the failure was not due to the technology but rather because of the companies themselves, using a flawed architecture, such as, for example, Solyndra's cylindrical substrates.[52] In 2014, Korean LG Electronics terminated research on CIGS restructuring its solar business, and Samsung SDI decided to cease CIGS-production, while Chinese PV manufacturer Hanergy is expected to ramp up production capacity of their 15.5% efficient, 650 mm×1650 mm CIGS-modules.[53][54] One of the largest producers of CI(G)S photovoltaics is the Japanese company Solar Frontier with a manufacturing capacity in the gigawatt-scale.[55] (Also see List of CIGS companies).

CdTe technology[edit]

The company First Solar, a leading manufacturer of CdTe, has been building several of the world's largest solar power stations, such as the Desert Sunlight Solar Farm and Topaz Solar Farm, both in the Californian desert with a 550 MW capacity each, as well as the 102-megawatt Nyngan Solar Plant in Australia, the largest PV power station in the Southern Hemisphere, commissioned in 2015.[56]
In 2011, GE announced plans to spend $600 million on a new CdTe solar cell plant and enter this market,[57] and in 2013, First Solar bought GE's CdTe thin-film intellectual property portfolio and formed a business partnership.[58] In 2012 Abound Solar, a manufacturer of cadmium telluride modules, went bankrupt.[59]

a-Si technology[edit]

In 2012, ECD solar, once one of the world's leading manufacturer of amorphous silicon (a-Si) technology, filed for bankruptcy in Michigan, United States. Swiss OC Oerlikon divested its solar division that produced a-Si/μc-Si tandem cells to Tokyo Electron Limited.[60][61]
Other companies that left the amorphous silicon thin-film market include DuPont, BP, Flexcell, Inventux, Pramac, Schuco, Sencera, EPV Solar,[62] NovaSolar (formerly OptiSolar)[63] and Suntech Power that stopped manufacturing a-Si modules in 2010 to focus on conventional silicon solar panels. In 2013, Suntech filed for bankruptcy in China.[64][65] In August 2013, the spot market price of thin-film a-Si and a-Si/µ-Si dropped to €0.36 and €0.46, respectively[66] (about $0.50 and $0.60) per watt.[67]

Awards[edit]

Thin-film photovoltaic cells were included in Time Magazine's Best Inventions of 2008.[68]

See also[edit]

  • List of photovoltaics companies
  • Plasmonic solar cell

References[edit]

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Sources[edit]

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External links[edit]

  • Solar Panels, Link Solar
  • Flexcellence, a STReP financed by the Sixth Framework Programme (FP6) of the EU. Full title : Roll-to-roll technology for the production of high-efficiency low cost thin-film silicon photovoltaic modules.