Voir la source de Rendement d'une cellule photovoltaïque

[[Fichier:Best-research-cell-efficiencies-rev220126 pages-to-jpg-0001.jpg|vignette|{{en}} Meilleurs rendements de différentes technologies de cellules photovoltaïques mesurés en laboratoire depuis 1976<ref name="NREL">
{{Lien web
 | langue      = en
 | url         = https://www.nrel.gov/pv/cell-efficiency.html
 | titre       = Best Research-Cell Efficiency Chart
 | site        = nrel.gov
 | éditeur     = [[National Renewable Energy Laboratory|NREL]]
 | consulté le = 22 mai 2021
}}.</ref>.]]
Le '''rendement d'une cellule photovoltaïque''', parfois noté [[Êta|{{mvar|η}}]], est le [[Rapport (mathématiques)|rapport]] entre l'[[énergie électrique]] générée par [[effet photovoltaïque]] d'une part et l'[[énergie électromagnétique]] reçue par la [[cellule photovoltaïque]] sous forme de [[rayonnement solaire]] d'autre part. Avec la [[latitude]] et le [[climat]] du lieu d'installation, le rendement des cellules solaires d'un dispositif photovoltaïque détermine la production d'énergie électrique annuelle du système.

Plusieurs facteurs affectent le rendement des cellules photovoltaïques, tels que leur [[réflectance]], leur [[Efficacité énergétique (thermodynamique)|efficacité énergétique]], l'efficacité de la séparation des porteurs de charge et de leur collecte dans les cellules, et la [[conduction thermique]] de ces dernières<ref name="10.1063/1.4973117">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = Ankush Kumar
 | titre       = Predicting efficiency of solar cells based on transparent conducting electrodes
 | périodique  = Journal of Applied Physics
 | volume      = 121
 | numéro      = 1
 | jour        = 
 | mois        = janvier
 | année       = 2017
 | numéro article = 014502
 | url texte   = https://aip.scitation.org/doi/10.1063/1.4973117
 | consulté le = 22 mai 2021
 | doi         = 10.1063/1.4973117
 | pmid        = 
 | bibcode     = 2017JAP...121a4502K
}}</ref>{{,}}<ref name="DOE">
{{Lien web
 | langue      = en
 | url         = https://www.energy.gov/eere/solar/solar-performance-and-efficiency
 | titre       = Solar Performance and Efficiency
 | site        = energy.gov
 | éditeur     = [[Département de l'Énergie des États-Unis|DOE]]
 | consulté le = 22 mai 2021
}}.</ref>. Certains de ces paramètres n'étant pas aisément accessibles directement, ils sont mesurés indirectement à travers d'autres grandeurs telles que l'[[efficacité quantique]], le rapport de [[tension de circuit ouvert]] {{nobr|{{mvar|U}}{{ind|CO}}}} et le [[facteur de remplissage]]. Les pertes par réflexion sont prises en compte à travers la valeur de l'efficacité quantique car elles affectent l'efficacité quantique externe. Les pertes de recombinaison [[électron]]s–[[Trou d'électron|trous]] sont prises en compte à travers l'efficacité quantique, le rapport de {{nobr|{{mvar|U}}{{ind|CO}}}} et les valeurs du facteur de remplissage. Les pertes de [[résistivité]] sont évaluées principalement par le facteur de remplissage mais contribuent également à l'efficacité quantique et au rapport de {{nobr|{{mvar|U}}{{ind|CO}}}}. Le record de rendement d'une cellule photovoltaïque en 2019 a été mesuré à 47,1 % en utilisant des [[Cellule photovoltaïque#Cellule photovoltaïque multi-jonction|cellules solaires multi-jonction]] [[Panneau photovoltaïque à concentration|à concentration]]<ref name="10.1109/JPHOTOV.2017.2778567">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = John F. Geisz, Myles A. Steiner, Nikhil Jain, Kevin L. Schulte, Ryan M. France, William E. McMahon, Emmett E. Perl et Daniel J. Friedman
 | titre       = Building a Six-Junction Inverted Metamorphic Concentrator Solar Cell
 | périodique  = IEEE Journal of Photovoltaics
 | volume      = 8
 | numéro      = 2
 | jour        = 
 | mois        = mars
 | année       = 2018
 | pages       = 626-632
 | url texte   = https://ieeexplore.ieee.org/document/8231134
 | consulté le = 22 mai 2021
 | doi         = 10.1109/JPHOTOV.2017.2778567
 | pmid        = 
 | bibcode     = 
}}</ref>.

== Facteurs affectant le rendement d'une cellule photovoltaïque ==

=== Limite à l'efficacité énergétique thermodynamique ===

Si l'on dispose d'une source de chaleur de température {{mvar|T{{ind|s}}}} et d'un dissipateur de chaleur à la température {{nobr|{{mvar|T}}{{ind|c}} < {{mvar|T}}{{ind|s}}}}, la puissance électrique maximum qu'il est possible d'obtenir vaut {{formule|§=1 – {{mvar|T}}{{ind|c}} / {{mvar|T}}{{ind|s}}}} donnée par la {{Lien|langue=en|trad=Carnot heat engine|fr=machine de Carnot}}. En prenant {{unité|6000|K}} pour la température du [[Soleil]] et {{unité|300|K}} la [[température ambiante]] sur [[Terre]], cela donne une limite de 95 %.

En 1981, Alexis de Vos et Herman Pauwels ont montré que cette limite peut être atteinte théoriquement en empilant un nombre infini de cellules ayant des largeurs de [[bande interdite]] allant de l'[[infini]] pour les cellules en surface à zéro pour les cellules du bas de la pile, la tension appliquée à chaque cellule étant très proche de la [[tension de circuit ouvert]], valant 95 % de la bande interdite de chaque cellule, et avec un [[Rayonnement du corps noir|rayonnement de corps noir]] à {{unité|6000|K}} venant de toutes les directions. On atteint ainsi un rendement de 95 % par rapport à la quantité nette d'énergie électromagnétique absorbée par le dispositif, qui représente la différence entre l'énergie reçue du soleil et l'énergie réémise du fait de la température non nulle des matériaux photovoltaïques. L'[[Efficacité énergétique (thermodynamique)|efficacité énergétique thermodynamique]] maximum théorique dans ce cas atteint 86,8 % pour une pile de cellules infinie à partir d'un rayonnement concentré<ref name="10.1088/0022-3727/13/5/018">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = A. De Vos
 | titre       = Detailed balance limit of the efficiency of tandem solar cells
 | périodique  = Journal of Physics D: Applied Physics
 | volume      = 13
 | numéro      = 5
 | jour        = 
 | mois        = mai
 | année       = 1980
 | pages       = 839-846
 | url texte   = https://iopscience.iop.org/article/10.1088/0022-3727/13/5/018/meta
 | consulté le = 22 mai 2021
 | doi         = 10.1088/0022-3727/13/5/018
 | pmid        = 
 | bibcode     = 1980JPhD...13..839D
}}</ref>. Lorsque le rayonnement incident provient d'une région limitée du ciel de la taille du soleil, l'efficacité énergétique thermodynamique maximum tombe à 68,7 %<ref name="10.1007/BF00901283">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = A. De Vos et H. Pauwels 
 | titre       = On the thermodynamic limit of photovoltaic energy conversion
 | périodique  = Applied Physics
 | volume      = 25
 | numéro      = 2
 | jour        = 
 | mois        = juin
 | année       = 1981
 | pages       = 119-125
 | url texte   = https://link.springer.com/article/10.1007/BF00901283
 | consulté le = 22 mai 2021
 | doi         = 10.1007/BF00901283
 | pmid        = 
 | bibcode     = 1981ApPhy..25..119D
}}</ref>.

=== Limite de Shockley-Queisser ===

Les systèmes photovoltaïques n'ont cependant qu'un nombre fini de [[Jonction p-n|jonctions p-n]] et ne peuvent offrir qu'une [[Efficacité énergétique (thermodynamique)|efficacité énergétique thermodynamique]] inférieure, dite [[limite de Shockley-Queisser]]. Les [[photon]]s dont l'énergie est inférieure à celle de la [[bande interdite]] ne peuvent générer de paire [[électron]]-[[Trou d'électron|trou]], de sorte que leur énergie n'est pas convertie en [[énergie électrique]] mais éventuellement en chaleur s'ils sont absorbés par le matériau. En ce qui concerne les photons dont l'énergie est supérieure à celle de la bande interdite, seule une fraction de l'excès d'énergie par rapport à la bande interdite peut être convertie en énergie électrique, le reste étant converti en chaleur par interactions de [[phonon]]s. La limite de Shockley-Queisser calculée pour une cellule à jonction simple dont la largeur de bande interdite est optimale pour le [[spectre solaire]] vaut 33,16 %<ref name="10.1016/j.solener.2016.02.015">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = Sven Rühle
 | titre       = Tabulated values of the Shockley–Queisser limit for single junction solar cells
 | périodique  = Solar Energy
 | volume      = 130
 | numéro      = 
 | jour        = 
 | mois        = juin
 | année       = 2016
 | pages       = 139-147
 | url texte   = https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0038092X16001110
 | consulté le = 22 mai 2021
 | doi         = 10.1016/j.solener.2016.02.015
 | pmid        = 
 | bibcode     = 2016SoEn..130..139R
}}</ref>.

Les cellules photovoltaïques cumulant plusieurs hétérojonctions avec des matériaux présentant des bandes interdites de largeur variable optimisent leur rendement global en maximisant l'efficacité énergétique thermodynamique de chaque hétérojonction<ref name="10.1063/1.331859">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = Cheng‐Hsiao Wu et Richard Williams 
 | titre       = Limiting efficiencies for multiple energy‐gap quantum devices
 | périodique  = Journal of Applied Physics
 | volume      = 54
 | numéro      = 11
 | jour        = 
 | mois        = novembre
 | année       = 1983
 | pages       = 6721-6724
 | url texte   = https://aip.scitation.org/doi/10.1063/1.331859
 | consulté le = 22 mai 2021
 | doi         = 10.1063/1.331859
 | pmid        = 
 | bibcode     = 1983JAP....54.6721W
}}</ref>.

=== Efficacité quantique ===

Les [[photon]]s absorbés par une [[cellule photovoltaïque]] peuvent générer des paires [[électron]]-[[Trou d'électron|trou]]. L'un de ces porteurs peut atteindre la [[jonction p-n]] et contribuer au [[courant électrique]] produit par la cellule solaire : ce porteur est dit ''collecté''. Mais il peut également se recombiner sans contribuer à la génération de courant. L'[[efficacité quantique]] représente la fraction de photons convertis en courant électrique lorsque la cellule fonctionne en [[court-circuit]].

L'efficacité quantique externe d'une cellule solaire inclut l'effet des pertes optiques par [[Transmission (optique)|transmission]] et [[Réflexion (optique)|réflexion]]. Il est possible de réduire ces pertes et donc augmenter cette efficacité. Les pertes par réflexion, qui peuvent représenter jusqu'à 10 % de l'énergie incidente totale, peuvent être significativement réduites par texturisation<ref name="10.1016/0927-0248(92)90126-A">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = Pierre Verlinden, Olivier Evrard, Emmanuel Mazy et André Crahay
 | titre       = The surface texturization of solar cells: A new method using V-grooves with controllable sidewall angles
 | périodique  = Solar Energy Materials and Solar Cells
 | volume      = 26
 | numéro      = 1-2
 | jour        = 
 | mois        = mars
 | année       = 1992
 | pages       = 71-78
 | url texte   = https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/092702489290126A
 | consulté le = 22 mai 2021
 | doi         = 10.1016/0927-0248(92)90126-A
 | pmid        = 
 | bibcode     = 
}}</ref>.

L'efficacité quantique est exprimée de manière plus utile comme mesure spectrale, c'est-à-dire comme fonction de la [[longueur d'onde]] ou de l'énergie des photons. Certaines longueurs d'onde étant absorbées plus efficacement que d'autres, les mesures spectrales de l'efficacité quantique peuvent donner des informations utiles sur la qualité des surfaces et du volume des matériaux [[semiconducteur]]s considérés. L'efficacité quantique seule n'est pas équivalente à l'[[Efficacité énergétique (thermodynamique)|efficacité énergétique thermodynamique]] globale car elle ne porte pas d'information sur la quantité d'[[énergie électromagnétique]] convertie en [[énergie électrique]] par la cellule photoélectrique.

=== Point de puissance maximale ===

Une [[cellule photovoltaïque]] peut fonctionner dans une large gamme de [[Tension électrique|tensions électriques]] {{mvar|U}} et d'[[Courant électrique#Intensité du courant|intensités de courant]] {{mvar|I}}. Il est possible de [[Maximum power point tracker|déterminer le point de puissance maximale]] en faisant varier la [[Résistance (électricité)|résistance]] (dite "de charge") connectée à la cellule solaire d'une valeur nulle (ce qui correspond à un [[court-circuit]]) à une valeur assez élevée, voire infinie ([[tension de circuit ouvert|conduisant à une tension dite "tension de circuit ouvert]]") afin d'identifier la résistance qui maximise la puissance {{nobr|{{mvar|P}} {{=}} {{mvar|U}} × {{mvar|I}}}} pour une [[Irradiation solaire|irradiation]] donnée.

Le point de puissance maximale d'une cellule photovoltaïque dépend de sa température. Une cellule solaire en [[silicium]] [[monocristal]]lin de bonne qualité peut produire une tension de circuit ouvert de {{unité|0.6|V}} à {{tmp|25|°C}}. En plein soleil, sa température approche {{tmp|45|°C}} bien que l'air ambiant soit à {{tmp|25|°C}}, ce qui ramène la tension de circuit ouvert à {{unité|0.55|V}} par cellule. La tension diminue peu avec ce genre de cellule jusqu'à ce qu'on approche l'intensité de courant de court-circuit {{nobr|{{mvar|I}}{{ind|CC}}}}. La puissance maximale {{nobr|{{mvar|P}}{{ind|m}}}} à {{tmp|45|°C}} est généralement obtenue avec une tension de {{nobr|75 à 80 %}} de la tension de circuit ouvert, soit environ {{unité|0.43|V}} dans ce cas, et 90 % du courant de court-circuit ; elle peut atteindre 70 % du produit {{nobr|{{mvar|U}}{{ind|CO}} × {{mvar|I}}{{ind|CC}}}}, ce qui représente son [[facteur de remplissage]]. Le courant de court-circuit {{nobr|{{mvar|I}}{{ind|CC}}}} d'une cellule est pratiquement proportionnel à l'[[Éclairement énergétique|irradiance]] à laquelle elle est exposée, tandis que sa tension de circuit ouvert {{nobr|{{mvar|U}}{{ind|CO}}}} peut ne baisser que de 10 % après une chute d'irradiance de 80 %. Les cellules de moindre qualité perdent plus rapidement leur tension lorsque l'intensité du courant augmente et peuvent ne conserver qu'une tension de 50 % de celle du circuit ouvert pour 50 % de l'intensité de court-circuit, de sorte que la puissance de sortie peut n'être que 50 % du produit {{nobr|{{mvar|U}}{{ind|CO}} × {{mvar|I}}{{ind|CC}}}}, voire seulement 25 %.

Outre la température, le point de puissance maximale d'un dispositif photovoltaïque varie en fonction de l'illumination qu'il reçoit, laquelle dépend de l'irradiance (mesurée en Watts/m2) à laquelle il est exposé mais aussi de l'état de sa surface : un dépôt de poussières sur sa surface, par exemple, réduit son point de puissance maximale<ref name="10.1088/0031-9120/45/5/F03">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = A. Molki
 | titre       = Dust affects solar-cell efficiency
 | périodique  = Physics Education
 | volume      = 45
 | numéro      = 5
 | jour        = 
 | mois        = septembre
 | année       = 2010
 | pages       = 456-458
 | url texte   = https://iopscience.iop.org/article/10.1088/0031-9120/45/5/F03/meta
 | consulté le = 23 mai 2021
 | doi         = 10.1088/0031-9120/45/5/F03
 | pmid        = 
 | bibcode     = 
}}</ref>. Les systèmes qui le justifient peuvent être optimisés par un dispositif appelé ''{{lang|en|[[maximum power point tracker]]}}'' qui suit la puissance instantanée en mesurant en permanence le courant généré et la tension de sortie des cellules afin d'ajuster la résistance du circuit dans le but de constamment demeurer au point de rendement maximal quelle que soit l'illumination reçue par les cellules.

=== Facteur de remplissage ===

Le [[facteur de remplissage]] {{mvar|FF}} (de l'anglais ''{{lang|en|fill factor}}'') correspond au rapport entre la puissance maximale {{nobr|{{mvar|P}}{{ind|m}}}} et le produit de la [[tension de circuit ouvert]] {{nobr|{{mvar|U}}{{ind|CO}}}} et l'[[Courant électrique#Intensité du courant|intensité de courant]] de [[court-circuit]] {{nobr|{{mvar|I}}{{ind|CC}}}} :
:<math>FF = \frac { P_\mathrm m } { U_\mathrm{CO} \times I_\mathrm{CC} }.</math>

Cette grandeur peut être altérée par la [[Equivalent Series Resistance|résistance série équivalente]] {{nobr|{{mvar|R}}{{ind|s}}}} du dispositif photovoltaïque, par la résistance de [[Shunt (électrotechnique)|''{{lang|en|shunt}}'']] {{nobr|{{mvar|R}}{{ind|sh}}}} et par les pertes dans le matériau des cellules elles-mêmes. On peut améliorer le facteur de remplissage en réduisant {{nobr|{{mvar|R}}{{ind|s}}}} et en augmentant {{nobr|{{mvar|R}}{{ind|sh}}}} afin d'amener le dispositif à sa puissance maximale théorique<ref name="978-1-86094-340-9">{{en}} Jenny Nelson, ''The Physics of Solar Cells'', Imperial College Press, 2003. {{ISBN|978-1-86094-340-9}}</ref>.

Le facteur de remplissage vaut généralement en 50 % et 82 %. Celui d'une cellule photovoltaïque en silicium vaut typiquement 80 %.

== Éléments de comparaison entre cellules photovoltaïques ==

L'[[Efficacité énergétique (thermodynamique)|efficacité énergétique thermodynamique]] d'une [[cellule photovoltaïque]] représente le rapport entre l'[[énergie électrique]] produite par la cellule et l'[[énergie électromagnétique]] reçue par cette cellule. Plusieurs facteur sont susceptibles d'influence la puissance de sortie d'une cellule, comme la [[Spectre électromagnétique|distribution spectrale]] de la lumière incidente, la répartition de l'électricité, la température et la résistance du circuit. La norme 61215<ref name="IEC.61215">
{{Lien web
 | langue      = en
 | url         = https://webstore.iec.ch/publication/61345
 | titre       = IEC 61215-1:2021. Terrestrial photovoltaic (PV) modules - Design qualification and type approval - Part 1: Test requirements
 | date        = 23 février 2021
 | site        = webstore.iec.ch
 | éditeur     = [[Commission électrotechnique internationale|IEC]]
 | consulté le = 24 mai 2021
}}.</ref> de la [[Commission électrotechnique internationale]] ({{Abréviation|IEC|International Electrotechnical Commission}}) permet de comparer la performance des cellules solaires dans des conditions et températures standard ({{Abréviation|STC|Standard Temperature & Conditions}}) : une [[Éclairement énergétique|irradiance]] de {{unité|1|kW/m2}}, une distribution spectrale de type [[Masse d'air (énergie solaire)|AM1.5G]], une température de fonctionnement de {{tmp|25|°C}} et une [[mesure 4 pointes]] afin de limiter l'effet des résistances de contact. La résistance est ajustée pour atteindre le [[Maximum power point tracker|point de puissance maximale]] ({{Abréviation|MPP|Maximum Power Point}}). La puissance correspondante est exprimée en [[Watt-crête|watts-crête]], notés {{nobr|W{{ind|c}}}}, parfois {{nobr|W{{ind|p}}}} par anglicisme (''{{lang|en|watt-peak}}''). Ce sont les mêmes normes qui permettent de mesurer également la puissance et le rendement des [[Capteur solaire photovoltaïque|modules photovoltaïques]].

La [[Masse d'air (énergie solaire)|masse d'air]] joue sur la puissance fournie par une cellule photovoltaïque. Le [[spectre solaire]] est filtré par l'[[atmosphère terrestre]] tandis que l'irradiance est atténuée d'environ 30 % au niveau de la mer. Ces effets varient naturellement en fonction de la hauteur du soleil dans le ciel, une plus grande épaisseur d'atmosphère étant traversée lorsque le soleil est proche de l'horizon que lorsqu'il est au [[Zénith (astronomie)|zénith]]. On définit un spectre AM0 correspondant au rayonnement solaire reçu au-dessus de l'atmosphère, un spectre AM1 correspondant au rayonnement solaire reçu au niveau de la mer avec un soleil au zénith, un spectre AM2 au rayonnement reçu lorsque le soleil est à 30° au-dessus de l'[[Horizon (physique)|horizon]] (l'équivalent de ''deux'' épaisseurs d'atmosphère){{etc.}} Le spectre standard aux latitudes tempérées correspond à AM1.5G, le soleil faisant un angle de 41,81° au-dessus de l'horizon, ce qui correspond à sa position dans le ciel à l'[[équinoxe]] à [[Midi (culmination)|midi solaire]] à 48,19° de [[latitude]] nord ou sud.

En 2020, le rendement d'une cellule photovoltaïque varie typiquement de 6 à 7 % pour une cellule en [[silicium amorphe]] commerciale à plus de 47 % au laboratoire pour une [[Cellule photovoltaïque#Cellule photovoltaïque multi-jonction|cellule multi-jonction]] [[Panneau photovoltaïque à concentration|à concentration]]<ref name="10.1109/JPHOTOV.2017.2778567"/>. Il est généralement de 15 à 17-18 % pour les cellules en [[silicium polycristallin]] commerciales, et de l'ordre de 20 % pour les modules commerciaux en [[silicium]] [[monocristal]]lin. Le rendement seul n'est pas le critère déterminant car le [[coût de revient]] des cellules les plus performantes est considérablement plus élevé que celui des cellules commerciales, pour une énergie produite au plus quatre fois supérieure, ce qui limite leur champ d'application essentiellement aux domaines [[Industrie de l'armement|militaires]] et [[Industrie spatiale|spatiaux]]. Il est cependant possible d'accroître la quantité d'électricité produite par une cellule en concentrant la lumière qu'elle reçoit. C'est ce qui est mis en œuvre avec les [[Panneau photovoltaïque à concentration|concentrateurs]], qui peuvent rendre compétitives les cellules haute performance en [[arséniure de gallium]] GaAs ou à [[hétérojonction]] arséniure de gallium/[[phosphure de gallium-indium]] GaAs/InGaP, avec des modules commerciaux dépassant 33 % en 2021<ref name="978-0-12-821605-7">{{en}} Nasir El Bassam, « 7.4.2 High-concentration photovoltaics », ''Distributed Renewable Energies for Off-Grid Communities — Empowering a Sustainable, Competitive, and Secure Twenty-First Century'', Elsevier, 2021, {{p.|123-147}}, {{DOI|10.1016/C2019-0-00832-1}}. {{ISBN|978-0-12-821605-7}}</ref>.

Le temps de retour énergétique, ou ''{{lang|en|energy payback time}}'' en anglais, est le temps nécessaire pour qu'un module solaire génère autant d'énergie qu'il en aura fallu pour le produire. En 2017, les technologies disponibles permettaient de commercialiser en Europe méridionale des modules ayant un temps de retour énergétique de l'ordre de {{unité|2|à=3|ans}} pour le silicium monocristallin {{nobr|''m''-Si}}, de {{unité|2|à=3.5|ans}} pour le silicium polycristallin {{nobr|''p''-Si}}, de {{unité|2.5|à=3|ans}} pour le silicium amorphe {{nobr|''a''-Si}}, de {{unité|9|à=18|mois}} pour le [[tellurure de cadmium]] CdTe, ou encore environ {{unité|2.8|ans}} pour le [[Cellule CIGS|CI(G)S]]<ref name="978-0-12-805423-9">{{en}} Mohammad G. Rasul, Abul kalam Azad et Subhash C. Sharma, « 2.2.2 Life Cycle Assessment Results of Solar Photovoltaic System », ''Clean Energy for Sustainable Development — Comparisons and Contrasts of New Approaches'', Elsevier, 2017, {{p.|29-71}}. {{ISBN|978-0-12-805423-9}}</ref>. Une étude comparative de 2015 évaluait les temps de retour énergétique des différentes technologies de {{unité|1.0|à=4.1|ans}} pour, par ordre croissant, le [[Tellurure de cadmium|CdTe]], le [[Cellule CIGS|CIGS]], le [[Silicium amorphe|{{nobr|''a''-Si}}]], [[Silicium polycristallin|{{nobr|''p''-Si}}]] et le {{nobr|''m''-Si}}<ref name="10.1016/j.rser.2015.02.057">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = Khagendra P. Bhandari, Jennifer M. Collier, Randy J. Ellingson et Defne S. Apul
 | titre       = Energy payback time (EPBT) and energy return on energy invested (EROI) of solar photovoltaic systems: A systematic review and meta-analysis
 | périodique  = Renewable and Sustainable Energy Reviews
 | volume      = 47
 | numéro      = 
 | jour        = 
 | mois        = juillet
 | année       = 2015
 | pages       = 133-141
 | url texte   = https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S136403211500146X
 | consulté le = 24 mai 2021
 | doi         = 10.1016/j.rser.2015.02.057
 | pmid        = 
 | bibcode     = 
}}</ref>. Compte tenu d'une durée de vie allant de {{unité|20|à=30|ans}} pour les cellules produites dans les [[années 2020]], cela signifie que les dispositifs les employant peuvent produire au moins cinq fois plus d'énergie qu'il en aura fallu pour les produire. Les cellules solaires à couches minces ({{nobr|''a''-Si}}, CdTe, CIGS) ont généralement les retours énergétiques les plus rapides en dépit de leurs performances moindre que les cellules en silicium cristallin.

== Amélioration du rendement des cellules solaires ==

[[Fichier:StructureMJetspectre.png|redresse=1.75|vignette|Exemple de {{Lien|langue=en|trad=Multi-junction solar cell|fr=Cellule photovoltaïque multijonction|texte=cellule multijonction}} couvrant l'ensemble du [[spectre visible]].]]

L'empilement de [[Cellule photovoltaïque|cellules photovoltaïques]] présentant des [[Jonction p-n|jonctions p-n]] aux largeurs de [[bande interdite]] complémentaires permet d'améliorer sensiblement le rendement des modules photovoltaïques en absorbant davantage de photons de longueurs d'onde différentes. Ces réalisations sont techniquement bien plus complexes à réaliser que les cellules à jonction p-n simple car elles doivent superposer des matériaux différents dont les [[Paramètre cristallin|paramètres cristallins]] ne sont pas rigoureusement identiques et dont les propriétés électroniques peuvent ne pas s'accorder dans le même composant<ref name="10.1016/j.vacuum.2006.01.006">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = R. W. Miles
 | titre       = Photovoltaic solar cells: Choice of materials and production methods
 | périodique  = Vacuum
 | volume      = 80
 | numéro      = 10
 | jour        = 3
 | mois        = août
 | année       = 2006
 | pages       = 1090-1097
 | url texte   = https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0042207X06000182
 | consulté le = 25 mai 2021
 | doi         = 10.1016/j.vacuum.2006.01.006
 | pmid        = 
 | bibcode     = 2006Vacuu..80.1090M
}}</ref>. Un exemple de réalisation présenté ci-contre fait intervenir des [[électrode]]s en [[aluminium]] sur de l'[[arséniure de gallium]] GaAs ({{nobr|[[Bande interdite|{{mvar|E}}{{ind|g}}]] {{=}} {{unité|1.4|eV}}}}, {{nobr|[[Paramètre cristallin|{{mvar|a}}]] {{=}} {{unité/2|565.3|pm}}}}) pour les contacts électriques, du [[phosphure de gallium-indium]] InGaP ({{nobr|[[Bande interdite|{{mvar|E}}{{ind|g}}]] {{=}} {{unité|1.86|eV}}}}, {{nobr|[[Paramètre cristallin|{{mvar|a}}]] {{=}} {{unité/2|545.1|pm}}}}) pour la cellule supérieure, de l'[[arséniure de gallium-indium]] InGaAs ({{nobr|[[Bande interdite|{{mvar|E}}{{ind|g}}]] {{=}} {{unité|1.2|eV}}}}, {{nobr|[[Paramètre cristallin|{{mvar|a}}]] {{=}} {{unité/2|586.8|pm}}}}) pour la cellule intermédiaire, et du [[germanium]] Ge ({{nobr|[[Bande interdite|{{mvar|E}}{{ind|g}}]] {{=}} {{unité|0.65|eV}}}}, {{nobr|[[Paramètre cristallin|{{mvar|a}}]] {{=}} {{unité/2|565.7|pm}}}}) pour la cellule inférieure. De telles cellules à multijonction, également dites ''en tandem'', offrent des rendements approchant de 40 % sous un soleil [[Masse d'air (énergie solaire)|AM1.5G]]<ref name="10.1109/JPHOTOV.2013.2279336">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = P. T. Chiu, D. C. Law, R. L. Woo, S. B. Singer, D. Bhusari, W. D. Hong, A. Zakaria, J. Boisvert, S. Mesropian, R. R. King et N. H. Karam
 | titre       = Direct Semiconductor Bonded 5J Cell for Space and Terrestrial Applications
 | périodique  = IEEE Journal of Photovoltaics
 | volume      = 4
 | numéro      = 1
 | jour        = 
 | mois        = janvier
 | année       = 2014
 | pages       = 493-497
 | url texte   = https://ieeexplore.ieee.org/abstract/document/6595564
 | consulté le = 25 mai 2021
 | doi         = 10.1109/JPHOTOV.2013.2279336
 | pmid        = 
 | bibcode     = 
}}</ref>. 

=== Transparence et conductivité de la couche extérieure ===

La surface des cellules photovoltaïques est constituée d'une [[couche mince]] d'un matériau à la fois [[Transparence (physique)|transparent]] dans le [[spectre visible]] et [[Conducteur (électricité)|conducteur]] de l'[[électricité]] afin de permettre au [[rayonnement solaire]] de pénétrer dans le matériau pour y être absorbé et de collecter les [[Porteur de charge|porteurs]] générés dans le matériau par l'absorption des [[photon]]s incidents. De telles {{Lien|langue=en|trad=Transparent conducting film|fr=Couche transparente conductrice|texte=couches transparentes conductrices}} ({{Abréviation|TCF|Transparent Conducting Films}}) ayant à la fois une [[transmittance]] et une [[conductance électrique]] élevées sont par exemple l'[[oxyde d'indium-étain]] {{fchim|(In|2|O|3|)|0,9|·(SnO|2|)|0,1}} ({{Abréviation|ITO|Indium Tin Oxide}}), des [[Polymère conducteur|polymères conducteurs]] comme le [[poly(3,4-éthylènedioxythiophène)|{{Abréviation|PEDOT|Poly(3,4-EthyleneDiOxyThiophene)}}]] et le [[PEDOT:PSS|{{Abréviation|PEDOT|Poly(3,4-EthyleneDiOxyThiophene)}}:{{Abréviation|PSS|PolyStyrene Sulfonate}}]], ou encore des [[nanofil]]s, des [[Nanotube de carbone|nanotubes de carbone]], du [[graphène]] ou d'autres technologies plus pointues. Il convient d'ajuster la transmittance et la conductance électrique, qui ne peuvent être maximales en même temps, afin d'optimiser le rendement de la cellule<ref name="10.1063/1.4973117"/>.

=== Diffusion de la lumière dans la cellule ===

Inclure des [[nanoparticule]]s [[métal]]liques dans la couche extérieure de la cellule permet d'accroître sensiblement le rendement en allongeant la distance parcourue dans le matériau par les photons incidents, qui sont déviés par les nanoparticules et parcourent le matériau de la cellule de manière oblique, ce qui accroît le [[photocourant]] généré. L'[[or]] et l'[[argent]] ont l'avantage d'être stables mais absorbent également une fraction de la lumière incidente, tandis que l'[[aluminium]] n'absorbe que l'[[ultraviolet]] et réfléchit la lumière visible et [[infrarouge]], ce qui réduit les pertes d'énergie ; l'aluminium peut accroître le rendement d'une cellule en [[Arséniure de gallium|GaAs]] jusqu'à 22 % au laboratoire<ref name="10.1038/srep02874">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = N. P. Hylton, X. F. Li, V. Giannini, K. -H. Lee, N. J. Ekins-Daukes, J. Loo, D. Vercruysse, P. Van Dorpe, H. Sodabanlu, M. Sugiyama et S. A. Maier 
 | titre       = Loss mitigation in plasmonic solar cells: aluminium nanoparticles for broadband photocurrent enhancements in GaAs photodiodes
 | périodique  = Scientific Reports
 | volume      = 3
 | numéro      = 
 | jour        = 
 | mois        = octobre
 | année       = 2013
 | numéro article = 2874
 | url texte   = https://www.nature.com/articles/srep02874
 | consulté le = 25 mai 2021
 | doi         = 10.1038/srep02874
 | pmid        = 24096686
 | pmc         = 3791440
 | bibcode     = 2013NatSR...3E2874H
}}</ref>.

=== Refroidissement par rayonnement thermique ===

Le rendement des cellules solaires décroît d'environ 0,45 % lorsque la température augmente d'environ {{tmp|1|°C}}. Afin de limiter cet effet, on dépose une couche de [[Dioxyde de silicium|silice]] [[cristal]]line à la surface des [[Capteur solaire photovoltaïque|panneaux solaires]] qui permet de refroidir le module par [[rayonnement thermique]] dans l'[[infrarouge]] à la manière d'un [[corps noir]]. Ceci peut refroidir la cellule de près de {{tmp|13|°C}}<ref name="10.1073/pnas.1509453112">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = Linxiao Zhu, Aaswath P. Raman et Shanhui Fan
 | titre       = Radiative cooling of solar absorbers using a visibly transparent photonic crystal thermal blackbody
 | périodique  = Proceedings of the National Academy of Sciences of the United States of America
 | volume      = 112
 | numéro      = 40
 | jour        = 21
 | mois        = septembre
 | année       = 2015
 | pages       = 12282-12287
 | url texte   = https://www.pnas.org/content/pnas/112/40/12282.full.pdf
 | consulté le = 25 mai 2021
 | doi         = 10.1073/pnas.1509453112
 | pmid        = 26392542
 | pmc         = 4603484
 | bibcode     = 2015PNAS..11212282Z
}}</ref>.

=== Traitement antireflet ===

La perte de rendement par réflexion <math>R</math> entre deux milieux ayant respectivement pour [[Indice de réfraction|indices de réfraction]] <math>n_1</math> et <math>n_2</math> vaut en première approximation<ref name="978-0-08-087873-7.1.23.2.1.3">{{en}} L. Tsakalakos, « 1.23.2.1.3 Antireflective layers », ''Photovoltaic Solar Energy'', Ali Sayigh, Elsevier, 2012, {{p.|515-531}}. {{ISBN|978-0-08-087873-7}}</ref> :
:<math>R = \left ( \frac { n_1 - n_2 } { n_1 + n_2 } \right )^2.</math>

Un [[Traitement antireflet|revêtement antireflet]] a donc pour vocation de réduire la différence d'indices de réfraction entre couches successives lors de la pénétration du rayonnement dans le matériau d'une cellule solaire. Il est généralement spécifié par la [[réflectance]] maximale admissible à une [[longueur d'onde]] donnée ou par la réflectance moyenne admissible dans une gamme de longueurs d'onde spécifiée. On choisit généralement l'épaisseur de la couche antireflet de telle sorte qu'elle représente le quart de la longueur d'onde incidente qu'on souhaite absorber, ce qui maximise les [[Interférence destructive|interférences destructives]]. Pour les application photovoltaïques, on optimise généralement l'absorption autour de {{unité/2|600|nm}} ; l'utilisation de plusieurs couches antireflet permet d'atténuer la réflectance dans une gamme de longueurs d'onde assez large autour de cette valeur centrale, bien que cela accroisse le [[coût de revient]] du module.

Un module photovoltaïque perd typiquement entre 4 et 15 % du rayonnement incident par réflexion, de sorte qu'une couche antireflet à sa surface permet d'augmenter sa production d'électricité ; un revêtement antireflet permet généralement d'améliorer son rendement d'environ 0,3 à 0,6 %<ref name="978-0-08-087873-7.1.26.3.5.2">{{en}} Y. Jestin, « 1.26.3.5.2 Antireflective coating », ''Comprehensive Renewable Energy'', Ali Sayigh, Elsevier, 2012, {{p.|563-585}}. {{ISBN|978-0-08-087873-7}}</ref>.

=== Passivation de la face arrière ===

Les cellules photovoltaïques sont généralement montées sur une surface en [[aluminium]] qui assure le rôle d'[[électrode]] collectrice à l'arrière des modules. Il est possible d'améliorer le rendement en [[Passivation|passivant]] cette interface pour en limiter le nombre de [[Liaison pendante|liaisons pendantes]], qui agissent comme autant de centre de recombinaison [[électron]]–[[trou d'électron|trou]]<ref>
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = Moustafa Y. Ghannam et Husain A. Kamal
 | titre       = Modeling Surface Recombination at the p-Type {{fchim|Si/SiO|2}} Interface via Dangling Bond Amphoteric Centers
 | périodique  = Advances in Condensed Matter Physics
 | volume      = 
 | numéro      = 
 | jour        = 
 | mois        = janvier
 | année       = 2014
 | pages       = 1-9
 | url texte   = 
 | consulté le = 25 mai 2021
 | doi         = 
 | pmid        = 
 | bibcode     = 
}}.</ref>. On le réalise généralement à l'aide d'une couche en [[nitrure de silicium]] {{fchim|Si|3|N|4}} suivie d'une couche en [[alumine]] {{fchim|Al|2|O|3}} ou en [[Dioxyde de silicium|silice]] {{fchim|SiO|2}} elle-même au contact avec l'[[aluminium]] de la [[cathode]]. Les cellules {{Abréviation|PERC|Passivated Emitter and Rear Cell}} mettent en œuvre ce type de traitement<ref name="10.1016/j.solmat.2015.06.055">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = Martin A. Green
 | titre       = The Passivated Emitter and Rear Cell (PERC): From conception to mass production
 | périodique  = Solar Energy Materials and Solar Cells
 | volume      = 143
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 | jour        = 
 | mois        = décembre
 | année       = 2015
 | pages       = 190-197
 | url texte   = https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0927024815003244
 | consulté le = 25 mai 2021
 | doi         = 10.1016/j.solmat.2015.06.055
 | pmid        = 
 | bibcode     = 
}}</ref>.

La passivation de face arrière a également été développée pour les [[Cellule CIGS|cellules en CIGS]]<ref name="10.1038/s41598-019-41716-x">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = Thomas P. Weiss, Benjamin Bissig, Thomas Feurer, Romain Carron, Stephan Buecheler et Ayodhya N. Tiwari 
 | titre       = Bulk and surface recombination properties in thin film semiconductors with different surface treatments from time-resolved photoluminescence measurements
 | périodique  = Scientific Reports
 | volume      = 9
 | numéro      = 
 | jour        = 
 | mois        = mars
 | année       = 2019
 | numéro article = 5385
 | url texte   = https://www.nature.com/articles/s41598-019-41716-x.pdf
 | consulté le = 25 mai 2021
 | doi         = 10.1038/s41598-019-41716-x
 | pmid        = 30926885
 | pmc         = 6440953
 | bibcode     = 2019NatSR...9.5385W
}}</ref>. Aussi bien [[Alumine|{{fchim|Al|2|O|3}}]] que [[Dioxyde de silicium|{{fchim|SiO|2}}]] ont été utilisés comme matériaux de passivation. Les contacts électriques de la couche active en [[Séléniure de cuivre, d'indium et de gallium|{{fchim|Cu(In,Ga)Se|2}}]] avec l'électrode arrière en [[molybdène]] sont réalisés au moyen de plots [[nanomètre|nanométriques]] à travers {{fchim|Al|2|O|3}}<ref name="10.1016/j.tsf.2018.12.028">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = S. Bose, J. M. V. Cunha, J. Borme, W. C. Chen, N. S. Nilsson, J. P. Teixeira, J. Gaspar, J. P. Leitão, M. Edoff, P. A. Fernandes et P. M. P. Salomé
 | titre       = A morphological and electronic study of ultrathin rear passivated {{fchim|Cu(In,Ga)Se|2}} solar cells
 | périodique  = Thin Solid Films
 | volume      = 671
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 | mois        = février
 | année       = 2019
 | pages       = 77-84
 | url texte   = https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S004060901830837X
 | consulté le = 25 mai 2021
 | doi         = 10.1016/j.tsf.2018.12.028
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 | bibcode     = 2019TSF...671...77B
}}</ref> et de rubans à travers {{fchim|SiO|2}}<ref name="10.1002/solr.201800212">
{{Article
 | langue      = en
 | nom1        = Sourav Bose, José M. V. Cunha, Sunil Suresh, Jessica De Wild, Tomás S. Lopes, João R. S. Barbosa, Ricardo Silva, Jérôme Borme, Paulo A. Fernandes, Bart Vermang et Pedro M. P. Salomé
 | titre       = Optical Lithography Patterning of {{fchim|SiO|2}} Layers for Interface Passivation of Thin Film Solar Cells 
 | périodique  = RRL Solar
 | volume      = 2
 | numéro      = 12
 | jour        = 
 | mois        = décembre
 | année       = 2018
 | numéro article = 1800212
 | url texte   = https://onlinelibrary.wiley.com/doi/abs/10.1002/solr.201800212
 | consulté le = 25 mai 2021
 | doi         = 10.1002/solr.201800212
 | pmid        = 
 | bibcode     = 
}}</ref>. Les plots de contacts sur la couche d'{{fchim|Al|2|O|3}} sont obtenus par [[lithographie à faisceau d'électrons]] tandis que les rubans sur la couche de {{fchim|SiO|2}} sont obtenus par [[photolithographie]].

== Notes et références ==

{{Références nombreuses|taille=30}}

{{Portail|énergie renouvelable|physique}}

[[Catégorie:Cellule photovoltaïque]]