«Suivant les projections de marché et en tenant compte des technologies actuelles, l’industrie photovoltaïque pourrait absorber à elle seule 30 à 60% de la demande mondiale d’argent d’ici à 2028 ou 2030», pose Gaëtan Masson, le président de l’Institut Becquerel, une société de conseil belge spécialiste du secteur. De quoi mesurer l’ampleur du problème posé par le besoin en matériaux dans une optique de massification du photovoltaïque.
Utilisé pour conduire le courant électrique hors de la cellule, l’argent, par sa rareté, est l’un des principaux facteurs limitants de la production des panneaux. Le silicium, au cœur de l’immense majorité des cellules solaires et présent en abondance sur terre, requiert quant à lui énormément d’énergie. Environ 12 000 kWh sont nécessaires pour en produire une tonne. Limiter le recours à ces matières premières dans les panneaux est devenu un enjeu majeur en termes d’approvisionnement, de sobriété énergétique… et de coûts.
Pour diminuer la quantité d’argent, différentes pistes sont explorées. «Nous cherchons à faire des lignes en pâte d’argent de plus en plus fines dans nos cellules», explique Delphine Cherpin, adjointe au chef du département technologies solaires du CEA-Liten, installé sur le campus de l’Ines. Les équipes sont parvenues à réduire la quantité d’argent à 19,2 milligrammes par watt dans une cellule à hétérojonction. Soit bien moins que les 24,58 milligrammes par watt prévus pour 2026 dans la feuille de route technologique internationale pour le photovoltaïque publiée chaque année par la VDMA, la fédération allemande de l’industrie des biens d’équipement.
Remplacer l'argent par le cuivre dans les cellules
À moyen terme, «la meilleure piste est de remplacer progressivement l’argent par le cuivre, ce qui se fait déjà en microélectronique», précise Pierre-Jean Ribeyron, responsable de l’offre technologique au CEA-Liten. Mais développer de tels procédés prend du temps. «Pour qu’elle intéresse les industriels, il faut que cette transformation soit peu coûteuse à mettre en œuvre et équivalente en termes de performance», pointe le scientifique. Le cuivre a l’avantage d’être un métal moins critique vis-à-vis du risque d’approvisionnement. S’il venait un jour à manquer, «on pourrait alors envisager l’aluminium, mais cela obligerait à modifier les procédés de manière significative».
Du côté du silicium, le levier principal pour diminuer la consommation de matière est de limiter les pertes lors de la découpe du lingot au fil diamanté. Elles constituent le kerf, un mélange de microcopeaux de silicium et d’un liquide de découpe, représentent 30 à 40% du silicium utilisé, et ne sont pas récupérées. Mais cela pourrait changer. Rosi, une start-up française spécialisée dans le recyclage des panneaux solaires, «met au point un procédé permettant de séparer complètement le liquide et le silicium pour recycler le kerf», indique Antoine Chalaux, son directeur général. Le premier peut être réemployé pour la découpe. Quant aux particules de silicium, une fois nettoyées et reconditionnées, elles sont réutilisables pour produire de nouveaux wafers. «Mais c’est pour le moment un procédé difficile à mettre en place à grande échelle», reconnaît le directeur général.
NexWafe NexWafe produit des wafers très fins de silicium cristallin se développant sur un substrat temporaire. © NexWafe
Pour éviter ces pertes, le plus efficace serait encore d’éviter l’étape de découpe du lingot. C’est en tout cas la conviction des équipes de NexWafe, une start-up fondée en 2015 et issue de l’institut allemand Fraunhofer pour les systèmes d’énergie solaire. «La technique classique pour fabriquer un wafer commence par la production de silicium polycristallin à partir de trichlorosilane lors d’un processus extrêmement énergivore. Ce silicium est ensuite fondu dans un creuset et on y ajoute un germe de silicium monocristallin, que l’on tire lentement vers le haut jusqu’à l’obtention d’un lingot, rappelle Frank Siebke, le vice-président senior chargé du développement stratégique de NexWafe. Nous avons décidé de contourner ce processus et de passer directement d’un gaz, le chlorosilane, au wafer.»
Faire pousser directement les wafers
Cette innovation repose sur l’épitaxie, qui permet la croissance de cristaux sur un substrat. «Notre substrat est un wafer en silicium cristallin légèrement plus épais que ceux utilisés dans les cellules solaires. Nous créons à sa surface une couche de séparation poreuse, composée de piliers de taille nanométrique, détaille le vice-président. Puis, grâce à la technique de dépôt chimique en phase vapeur à pression atmosphérique, nous faisons “pousser” un nouveau wafer sur notre substrat à partir du gaz de chlorosilane.»
Ce dernier est ensuite détaché mécaniquement du substrat. L’avantage d’un tel procédé est qu’il permet de contrôler finement l’épaisseur du wafer en agissant sur la durée de dépôt. «Nos wafers font environ 120 microns, mais nous pouvons descendre jusqu’à 50 microns. Soit bien moins que les modèles standard, dont l’épaisseur approche 200 microns», assure Frank Siebke. Par rapport à la technique traditionnelle de découpe, l’économie de matière est conséquente, puisque 95% du silicium sont transformés en wafer, pour des performances équivalentes. L’équipe espère pouvoir lancer l’industrialisation d’ici à 2025.
Enfin, et plus simplement, selon Pierre-Jean Ribeyron, «limiter les problèmes liés à la disponibilité des matériaux passe également par un travail important sur la durée de vie. Il y a quelques décennies, un module était garanti dix ans. Aujourd’hui, c’est entre vingt-cinq et trente ans. Et la tendance est d’aller vers cinquante ans.» Un bon moyen de changer la donne en termes de quantité de panneaux à produire et à recycler.
Des cellules sans wafer
Se passer complètement de wafer : c’est le concept des cellules en couches minces, dans lesquelles les couches sont déposées sur un substrat, qui peut être en verre. Elles sont composées de différents matériaux, qui remplacent le silicium cristallin : le tellurure de cadmium (CdTe), le diséléniure de cuivre-indium-gallium (CIGS) et le silicium amorphe. Ces cellules ont l’avantage d’être beaucoup plus fines que celles avec du silicium classique – de quelques nanomètres à quelques dizaines de micromètres, contre environ 200 micromètres –, permettant des économies de matière.
Les deux technologies les plus matures, les cellules CIGS et CdTe, affichent un rendement de près de 21% en laboratoire et d’un peu moins de 20% en production. «Ces données sont proches de celles des cellules classiques», estime Alain Janet, le fondateur et président de Solar Cloth, une entreprise spécialisée dans la fabrication d’un textile photovoltaïque à base de cellules CIGS. Face à l’omniprésent silicium, difficile, néanmoins, de s’imposer. D’autant plus que les couches minces se heurtent à de sérieux obstacles. Tout d’abord, parce qu’elles intègrent des matériaux rares comme l’indium et le tellure, ensuite parce que le cadmium des cellules CdTe fait l’objet d’une attention particulière à cause de sa toxicité environnementale.
