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WO2024115696A1 - Ensemble pour module photovoltaïque, module photovoltaïque et procédé de fabrication de l'ensemble et du module - Google Patents

Ensemble pour module photovoltaïque, module photovoltaïque et procédé de fabrication de l'ensemble et du module Download PDF

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Publication number
WO2024115696A1
WO2024115696A1 PCT/EP2023/083817 EP2023083817W WO2024115696A1 WO 2024115696 A1 WO2024115696 A1 WO 2024115696A1 EP 2023083817 W EP2023083817 W EP 2023083817W WO 2024115696 A1 WO2024115696 A1 WO 2024115696A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
zones
photovoltaic cell
photovoltaic
face
zone
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/EP2023/083817
Other languages
English (en)
Inventor
Rémi Monna
Thibaut Desrues
Bertrand HLADYS
Frédéric JAY
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Commissariat a lEnergie Atomique et aux Energies Alternatives CEA
Original Assignee
Commissariat a lEnergie Atomique CEA
Commissariat a lEnergie Atomique et aux Energies Alternatives CEA
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Commissariat a lEnergie Atomique CEA, Commissariat a lEnergie Atomique et aux Energies Alternatives CEA filed Critical Commissariat a lEnergie Atomique CEA
Priority to EP23817118.5A priority Critical patent/EP4627639A1/fr
Publication of WO2024115696A1 publication Critical patent/WO2024115696A1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

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    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/20—Electrodes
    • H10F77/206—Electrodes for devices having potential barriers
    • H10F77/211—Electrodes for devices having potential barriers for photovoltaic cells
    • H10F77/215—Geometries of grid contacts
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F10/00—Individual photovoltaic cells, e.g. solar cells
    • H10F10/10—Individual photovoltaic cells, e.g. solar cells having potential barriers
    • H10F10/16—Photovoltaic cells having only PN heterojunction potential barriers
    • H10F10/164—Photovoltaic cells having only PN heterojunction potential barriers comprising heterojunctions with Group IV materials, e.g. ITO/Si or GaAs/SiGe photovoltaic cells
    • H10F10/165—Photovoltaic cells having only PN heterojunction potential barriers comprising heterojunctions with Group IV materials, e.g. ITO/Si or GaAs/SiGe photovoltaic cells the heterojunctions being Group IV-IV heterojunctions, e.g. Si/Ge, SiGe/Si or Si/SiC photovoltaic cells
    • H10F10/166—Photovoltaic cells having only PN heterojunction potential barriers comprising heterojunctions with Group IV materials, e.g. ITO/Si or GaAs/SiGe photovoltaic cells the heterojunctions being Group IV-IV heterojunctions, e.g. Si/Ge, SiGe/Si or Si/SiC photovoltaic cells the Group IV-IV heterojunctions being heterojunctions of crystalline and amorphous materials, e.g. silicon heterojunction [SHJ] photovoltaic cells
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    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F19/00—Integrated devices, or assemblies of multiple devices, comprising at least one photovoltaic cell covered by group H10F10/00, e.g. photovoltaic modules
    • H10F19/90—Structures for connecting between photovoltaic cells, e.g. interconnections or insulating spacers
    • H10F19/902—Structures for connecting between photovoltaic cells, e.g. interconnections or insulating spacers for series or parallel connection of photovoltaic cells
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    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/30—Coatings
    • H10F77/306—Coatings for devices having potential barriers
    • H10F77/311—Coatings for devices having potential barriers for photovoltaic cells
    • H10F77/315—Coatings for devices having potential barriers for photovoltaic cells the coatings being antireflective or having enhancing optical properties

Definitions

  • the present invention relates to an assembly for a photovoltaic module forming a chain of photovoltaic cells. It also concerns a photovoltaic module as well as the manufacturing of photovoltaic assemblies.
  • Photovoltaic modules comprise several photovoltaic cells interconnected to form an assembly also called a “photovoltaic chain”.
  • the interconnection of cells is a major issue because it defines the electrical energy production characteristics of the modules, particularly in terms of electrical power.
  • the interconnection of photovoltaic cells requires the use of a large quantity of silver to make the metallic contacts on the front and rear faces of the cells used for the evacuation and collection of the electrical current generated by the cells. .
  • the photovoltaic industry currently consumes more than 10% of the silver produced worldwide for an annual production of 100 GW.
  • 3 TW it is estimated that the consumption will reach more than 50% of the silver produced in the world if the silver consumption is 5 mg/W.
  • a photovoltaic cell of the HET type that is to say heterojunction, consumes between 25 and 40 milligrams of silver per Watt, and projections indicate that 3 TW of production will be reached in 2035.
  • the metallic parts composed of 80% silver are fine lines of a section of 540 .m 2 , called fingers or “fingers” in English. These fingers serve to collect charges produced by the cell substrate. Within a photovoltaic module, these charges are then extracted through the elements which connect the cells, also called interconnectors or "wires” or “ribbon” in English (that is to say wires or ribbons ), which are conventionally composed of wires or metal ribbons, the role of which is to ensure electrical continuity between two cells, by minimizing ohmic losses.
  • These elements must also limit the shading that they create when they cover part of the surface of one side of the cell which receives the light radiation.
  • These ribbons or wires are generally composed of copper coated with a tin-based metal alloy, for example SnAg, SnPb, SnAgCu, SnAgBi, etc.
  • buses also called busbars in English, located on the surface of the photovoltaic cells.
  • buses are created beforehand during a metallization step, generally by screen printing.
  • the cells are connected to each other, in series or in parallel, using tinned copper ribbons or wires which are connected, by soldering using an addition of material from the metal alloy coating, to the buses present on one side of each cell.
  • Multi-Busbars technology in addition to its power contribution to the modules, allows better resistance of the modules to accelerated aging tests, a reduction in the quantity of silver used in the module and therefore a reduction in cost. of production.
  • wire connectors circular section copper wires
  • busbars which interconnect the fingers of the cell between them.
  • an alloy used to make solder is based on lead, tin and silver.
  • soldering can be carried out via infrared rays using wire interconnectors with a diameter of 300 pm. But this welding using infrared rays is carried out at a temperature close to 200°C, and can locally damage the cell.
  • SWCT SmartWire Connection TechnologyTM
  • copper wires are embedded in a polymer sheet or matrix and coated with a low-temperature solder alloy, primarily bismuth-based, with a melting point below 138°C.
  • a low-temperature solder alloy primarily bismuth-based, with a melting point below 138°C.
  • the use of low temperature solder alloy reduces the stress that can appear on the contact points between the copper wire and the cell fingers.
  • the polymer matrix is an iron-on layer composed of two layers, a first layer with adhesive properties in the lower part and a second layer serving as mechanical support in the upper part.
  • the copper wire is always in contact with the metallization of the cell, and the film comprising the polymer matrix and the copper wires is positioned on the cell.
  • the fingers of the cells can be reduced in width, from 35 to 40 pm, which allows a reduction in money consumption compared to technologies using buses.
  • the diameter of the copper wires is approximately 200 pm or 250 pm and the fingers being narrower, there is less shading on the cells. But such a process also requires using a large amount of silver to connect the fingers with the copper wires.
  • KR20130085188 discloses a photovoltaic cell comprising a layer of a substrate for photo-generating charge carriers, a layer of transparent conductive oxide, also called TCO layer (transparent conductive oxide in English). English) or commonly TCO layer, placed on one side of the substrate.
  • the transparent conductive oxide layer has a pattern with ribs forming grooves within which a layer of zinc oxide doped with aluminum is placed in electrical contact with metallization fingers formed on the front face of the cell.
  • An object of the present invention is therefore to propose a solution for interconnecting photovoltaic cells while limiting the drawbacks mentioned above.
  • a photovoltaic module assembly comprising at least two photovoltaic cells.
  • Each photovoltaic cell includes:
  • At least one layer of transparent conductive oxide comprising at least a first zone having a first electrical conductivity, and second zones having a second electrical conductivity strictly greater than the first electrical conductivity, the second zones extending longitudinally along lines respectively parallel to a main direction.
  • the assembly comprises at least one interconnection element electrically coupled with the second zones of each of said at least two photovoltaic cells to electrically connect them together.
  • Said at least one interconnection element extends in a direction perpendicular to the main direction.
  • Each photovoltaic cell does not have an additional metallization line electrically connecting said at least one interconnection element with said at least one layer of transparent conductive oxide.
  • a photovoltaic module comprising at least one assembly as defined above.
  • a method of manufacturing a photovoltaic module assembly as defined above comprising:
  • every cell photovoltaic comprising: o a substrate configured to photo-generate charge carriers, and o at least one layer of transparent conductive oxide comprising at least a first zone having a first electrical conductivity, and
  • second zones having a second electrical conductivity strictly greater than the first electrical conductivity, the second zones extending longitudinally along respectively lines parallel to a main direction.
  • the method comprises a deposition of at least one interconnection element electrically coupled with the second zones of each of said at least two photovoltaic cells to electrically connect them together.
  • Figure 1 schematically represents a perspective view of an embodiment of an assembly for a photovoltaic module
  • Figure 2 schematically represents a perspective view of another embodiment of a photovoltaic module assembly
  • Figures 3 to 5 schematically represent sectional views of other embodiments of a photovoltaic module assembly
  • Figures 6 and 7 schematically represent steps in implementing a process for manufacturing an assembly for a photovoltaic module.
  • At least one photovoltaic cell is of the heterojunction type in which the substrate comprises crystalline silicon and hydrogenated amorphous silicon.
  • At least one photovoltaic cell comprises first and second layers of transparent conductive oxide respectively arranged in contact with first and second faces of the substrate, the second face of the substrate being located on a side opposite that of the first face.
  • the second zones are separated by a distance greater than or equal to a width of at least a second zone, the width being measured in a direction perpendicular to the main direction.
  • said at least one first zone has a face, called internal, in contact with at least one face of the substrate, and a face, called external, opposite the internal face, presenting several pairs of ribs, each pair of ribs delimiting between them a groove where a second zone is arranged.
  • the second zones are arranged in contact with at least one face of the substrate, and said at least one photovoltaic cell comprises several first zones arranged in contact with said at least one face of the substrate.
  • said at least one first zone has a face, called internal, in contact with at least one face of the substrate, and a face, called external, opposite the internal face, in contact with the second zones.
  • the second zones extend longitudinally along continuous lines respectively.
  • the second zones extend longitudinally along discontinuous lines respectively.
  • said at least one interconnection element is in direct mechanical contact with the second zones of at least one photovoltaic cell.
  • the assembly comprises a dielectric layer partially covering the first zone.
  • the assembly comprises metallized pads, each metallized pad being arranged in mechanical contact with a second zone of said at least one photovoltaic cell and said at least one interconnection element.
  • At least one photovoltaic cell is of the single junction type comprising a single layer of transparent conductive oxide.
  • At least one photovoltaic cell is of the double junction type comprising two layers of transparent conductive oxide.
  • said at least one interconnection element extends in a so-called secondary direction, and for each photovoltaic cell, said at least one layer of transparent conductive oxide has a thickness of between 5 and 70 nanometers, preferably between 15 and 30 nanometers, the thickness being measured in a direction perpendicular to the main direction and the secondary direction.
  • Doping means the addition of a minimal quantity of impurities in a layer comprising a single crystal or a polycrystal, to transform it into an electrically conductive layer comprising free charge carriers. These dopings are non-limiting examples.
  • FIG. 1 to 5 there is shown an assembly 1 for a photovoltaic module.
  • Set 1 comprises at least two photovoltaic cells C1, C2.
  • a photovoltaic module comprises a set of photovoltaic cells 2, 20 interconnected to produce a current, and set 1 is also called a “photovoltaic chain”.
  • Each photovoltaic cell C1, C2 comprises a substrate 2 and at least one layer of transparent conductive oxide 3, 4.
  • the substrate 2 is configured to photo-generate charge carriers.
  • a cell C1, C2 can be of the HET type, that is to say the heterojunction type.
  • a cell of the heterojunction type is a cell C1, C2 comprising a crystalline silicon substrate and at least one layer of hydrogenated amorphous silicon.
  • a photovoltaic cell C1, C2 converts part of the light radiation into electrical energy.
  • the substrate 2 is configured to generate, upon reception of the light radiation, charges free to move and intended to be collected to produce an electric current.
  • the conductive oxide layer 3, 4 is also called TCO layer.
  • the cell C1, C2 may comprise a single TCO layer disposed in contact with a first face 30 of the substrate 2.
  • a cell C1, C2 may comprise a first TCO layer disposed in contact with the first face 30 of the substrate 2 and a second TCO layer placed in contact with a second face 31 of the substrate 2, the second face 31 extends located on a side opposite that of the first face 30.
  • a TCO layer 3.4 makes it possible to collect the charges produced by the substrate 2 and facilitate the movement of the loads thus produced.
  • a photovoltaic cell C1, C2 can be a cell single junction based on crystalline silicon of heterojunction type or a cell, called tandem, that is to say double junction comprising at least one sub-cell based on crystalline silicon of heterojunction type, and in particular a tandem cell comprising a perovskite-based subcell and a heterojunction subcell.
  • tandem cell there are also two TCO layers 3, 4 on both sides of the cell.
  • a TCO layer 3, 4 comprises at least a first zone 5 having a first electrical conductivity. Furthermore, a TCO layer 3, 4 comprises several second zones 10 to 17 having a second electrical conductivity strictly greater than the first electrical conductivity. The second zones 10 to 17 are also called highly conductive zones, and the first zone(s) 5 are weakly conductive zones.
  • the first electrical conductivity of a first zone 5 can be obtained by a first doping of the TCO layer 3, 4 at the location of the first zone 5.
  • the second electrical conductivity of a second zone 10 to 17 can be obtained by a second doping of the TCO layer 3, 4 at the location of the second zone 10 to 17.
  • the first doping is different from the second doping so as to obtain distinct electrical conductivities.
  • the first and second dopings could be identical, with the first and second zones 5 and 10 to 17 having distinct thicknesses to obtain distinct electrical conductivities, the thicknesses being measured in a direction perpendicular to the first face 30 of the substrate 2
  • the electrical resistance of the zone is reduced.
  • the TCO layer 3, 4, at the location of the second zones 10 to 17 has a thickness strictly greater than that of the TCO layer 3, 4 at the location of the first zones 5.
  • the second zones 10 to 17 extend longitudinally along respectively lines parallel to a main direction X.
  • set 1 comprises at least one interconnection element 20, 21 electrically coupled with the second zones 10 to 17 of each of the photovoltaic cells C1, C2 of set 1 to electrically connect them together.
  • At least one interconnection element 20, 21, and preferably each interconnection element 20, 21, extends in a direction inclined relative to the main direction °, preferably at 90°.
  • the interconnection elements 20,21 extend in a direction perpendicular to the main direction in interconnection elements 20, 21 with the second zones 10 to 17.
  • each photovoltaic cell C1, C2 is devoid of additional metallization line electrically connecting at least one interconnection element, and preferably each interconnection element 20, 21, with the transparent conductive oxide layer 3, 4 comprising the second zones 10 to 17.
  • a cell C1, C2 does not include either a metallization line connecting the interconnection element(s) 20, 21 with a second zone 10 to 17, nor one or more lines of metallization connecting the interconnection element(s) 20, 21 with a first zone 5.
  • These metallization lines are often referred to as “fingers”.
  • the electrical coupling between the interconnection elements and the second zones 10 to 17 is done, for example directly, that is to say without the intermediary of metallization fingers.
  • the interconnection elements 20, 21 can, for example, comprise tinned copper wires or ribbons, that is to say copper wires or ribbons on which a layer of metal alloy based on has been deposited. tin, for example SnAg, SnPb, SnBiPb, SnAgCu, SnAgBi, etc., to protect them from oxidation.
  • the interconnection elements 20, 21 can be glued or welded to the TCO layer 3, 4. Alternatively, the interconnection elements 20, 21 are placed directly on the TCO layer 3, 4, in mechanical contact with the second zones 10 to 17, and the electrical connection between the interconnection elements 20,21 and the second zones 10 to 17 can be carried out subsequently during a lamination step.
  • lamination is meant a step comprising a supply of heat to the photovoltaic cells C1, C2 so as to carry out soldering of at least one interconnection element 20, 21 with the second zones 10 to 17 of each photovoltaic cell C1, C2 so as to mechanically and electrically couple the interconnection elements 20, 21 with the second zones 10 to 17.
  • zones 10 to 17 are created having an electrical resistance lower than that of the first zone(s) 5.
  • the second zones zones 10 to 17 facilitate the movement of the loads produced by the substrate 2, and in particular the lateral movement in a secondary direction Y perpendicular to the main direction X.
  • the second zones 10 to 17 avoid a significant increase in the series resistance in the module due to the increase in the lateral transport distance within the TCO layer 3, 4.
  • the collection of charge carriers by the interconnection elements 20, 21 is improved due to the fact that the interconnection elements 20,21 extend inclined at an angle between 85° and 105°, preferably 90°, with the second zones 10 to 17.
  • the collection of charge carriers is further improved when the interconnection elements 20,21 extend perpendicular to the second zones 10 to 17.
  • the interconnection elements 20, 21 are separated by a first distance 38, the first distance 38 being measured in the main direction X.
  • the first distance 38 can be between 2 and 16 millimeters , preferably between 2 and 8 mm.
  • the second zones 10 to 17 are separated by a second distance 40 greater than or equal to a width 39 of at least a second zone 10 to 17, the width being measured according to a direction perpendicular to the main direction in X.
  • the second distance 40 can be between 0.1 and 2 mm, preferably between 0.5 and 1 mm.
  • the first distance 38 is strictly greater than the second distance 40.
  • the distance traveled by the free charge carriers in the TCO layer 3, 4 to reach the second zones 10 to 17 is much less than the distance to be traveled to reach the interconnection elements 20, 21 passing through the first zone 5.
  • the doping of the second zones 10 to 17 consists of adding impurities locally in the second zones 10 to 17 so as to increase the electrical conductivity of the second zones 10 to 17. Note that the more doping of the second zones 10 to 17 17 increases, the more the electrical conductivity of the second zones 10 to 17 increases, which reduces the electrical resistance, called series resistance, of the second zones 10 to 17. Furthermore, an increase in the doping of the second zones 10 to 17 also leads to an increase of the absorption of light by the second zones 10 to 17, due in particular to the increase in the density of the charge carriers, which reduces the current generated by the photovoltaic module.
  • the assembly 1 associates one or more regions of a TCO layer 3, 4 which are poorly conductive 5 and therefore poorly absorbent of light with highly conductive regions 10 to 17.
  • second zones 10 to 17 are created whose total surface present at the front face 100 of the cell C1, C2 is much less than the surface Sfa of the front face 100 of the cell C1, C2.
  • the second highly conductive zones 10 to 17 make it possible to reduce the resistance lateral in the TCO layer 3, 4 allowing the current to flow more easily in the TCO layer 3, 4.
  • doping with conductive elements of the second zones 10 to 17 also makes it possible to have an electrical resistance between the second zones 10 at 17 and the interconnection elements 20.21 lower.
  • the second zones 10 to 17 can be produced by modifying the first zone 5, by introducing hydrogen, or by introducing conductive elements locally in the first zone 5.
  • the second zones 10 to 17 can be deposited by sputtering using a mask or carried out by localized laser doping or by implantation of localized hydrogen followed by annealing, that is to say heating the cell C1, C2 to a temperature between 100 and 800°C, preferably between 200°C and 300°C.
  • hydrogen can be implanted to introduce impurities inside the first zone 5, in order to modify its electrical properties. These modifications are generated thanks to the intrinsic properties of the element introduced, in particular thanks to the interactions, that is to say the defects, which it generates in the first zone 5.
  • This step is particularly suited to the treatment of the surface of the TCO layer 3, 4. It is also possible to use an implantation by plasma immersion, for example an ion implantation by plasma immersion (denoted PIII), an ion implantation by plasma source (denoted PSI I), or even an ion implantation based on plasma (denoted PBII).
  • FIG 6 there is shown an example in which the TCO layer 3, 4 is immersed in a plasma 301 which contains ions 300 to be implanted.
  • a negative voltage (between -20V and -100kV), generally pulsed, is applied to the TCO layer 3, 4 so that a sheath 302 is formed around it. 300 located in this sheath 302 are accelerated by an electric field inside the sheath 302 and are then implanted in the TCO layer 3, 4.
  • FIG 7 another mode of implementation is shown for producing the second zones 10 to 17 in the TCO layer 3, 4.
  • hydrogen implantation can be carried out. This implantation of hydrogen can be done selectively by implantation through a mask. To carry out hydrogen implantation, an acceleration voltage of between 0.5 and 6 kV (preferably between 1 and 4 kV) is used and the dose is between 1x10 14 and 1x10 16 cm -2 (preferably between 5x10 14 and 5x10 15 cm -2 ). In order to improve the diffusion of hydrogen in the TCO layer 3, 4, the TCO layer 3, 4 can then be annealed at different temperatures, for example a temperature between 100 and 450 ° C.
  • the implantation of hydrogen leads to a reduction in the electrical resistivity of the second zones 10 to 17, which whatever the subsequent annealing temperature.
  • an annealing temperature less than or equal to 300°C
  • second zones 10 to 17 having a resistivity less than or equal to 40 Ohms/square, that is to say a resistivity less than or equal to 1.5 x 10' 4 Ohm*cm, with a thickness of the second zones of 38 nm, the thickness being measured in a direction perpendicular to the first face 30 of the substrate 2.
  • the doping of the first and second zones 5, 10 to 17 makes it possible to obtain second zones 10 to 17 having an electrical conductivity of a factor of between 15 and 40 times, preferably 30 times, the electrical conductivity of the first zone 5.
  • second zones 10 to 17 having an electrical conductivity of a factor of between 15 and 40 times, preferably 30 times, the electrical conductivity of the first zone 5.
  • the electrical conductivity of the first zone 5 For example, for highly conductive zones, to obtain 5 Ohms/square, you need a thickness of 300 nm of TCO layer with a resistivity of 1.5 x 10' 4 Ohm*cm.
  • doping will be used so as to obtain, for a thickness H1 of the second zones 10 to 17 equal to 70 nm, an electrical resistivity of between 300 and 400 Ohms/square. That is to say between 21x10 -4 Ohm*cm for 70 nm and 28x10 -4 Ohm*cm for 70 nm.
  • the thickness H1, or height, of the second zones 10 to 17 is measured in a direction Z perpendicular to the main direction doping so as to obtain an electrical resistivity equal to 200 Ohms/square, that is to say an electrical resistivity equal to 3x1 O' 4 Ohm*cm for 15 nm or equal to 6x1 O' 4 Ohm*cm for 30 nm.
  • the density of charge carriers is limited by reducing the doping making it possible to generate these carriers.
  • the first weakly conductive zone 5 will be more transparent to light radiation, that is to say less absorbent.
  • the first zone 5 can be produced having an electrical resistivity of between 40 and 400 Ohms/square, preferably between 150 and 250 Ohms/square (with 150 Ohms/square corresponding to 10x10' 4 Ohm*cm for 70 nm, and 250 Ohms/square corresponding to 17x10' 4 for 70 nm).
  • the first zone 5 has an absorption of light, in particular light having a wavelength of between 300 and 1200 nanometers, less than 2%, and preferably less than 1%.
  • the first zone 5 can have an optical index of between 1.8 and 2.1, preferably between 1.9 and 2.
  • the thickness H2 of the first zone 5 is between 5 and 70 nanometers (when the cell C1, C2 comprises a single TCO 3 layer), preferably between 15 and 30 nanometers (when the cell C1, C2 comprises two TCO 3, 4 layers).
  • the thickness H2 is measured in the direction Z perpendicular to the main directions doped with hydrogen, or a layer of indium doped with tungsten, or a layer of indium doped with zinc, a layer of zinc oxide (ZnO) doped with aluminum, or a layer of zinc oxide (ZnO) doped with gallium, or a layer of tin oxide (SnO2) doped with arsenic.
  • second highly conductive zones 10 to 17 having a minimum achievable electrical resistivity of approximately 1.5 x 10' 4 Ohm*cm.
  • the electrical conductivity of the second zones 10 to 17 is strictly greater than the conductivity of the first zone 5.
  • a polycrystalline ITO layer can be used with a resistivity of 1.5x10' 4 Ohm*cm. It is possible to use a layer of zinc oxide doped with aluminum (AZO) having for resistivity 2.2x10' 4 Ohm*cm. We can use a layer of zinc oxide (ZnO) doped with aluminum having a resistivity of 1.4x10 -4 Ohm*cm. We can use a layer of zinc oxide (ZnO) doped with Galium having a resistivity of 1.2x10' 4 Ohm*cm. We can use a layer of tin oxide (SnO2) doped with arsenic having a resistivity of 1.5x10' 4 Ohm*cm. Preferably, we choose to produce second zones 10 to 17 having a resistivity less than or equal to 1.5x10' 4 Ohm*cm.
  • the second zones 10 to 17 may have a width 39 of between 5 and 30 ⁇ m.
  • the second zones 10 to 17 can be separated by a distance 40 of between 0.1 and 1 mm.
  • a height H1 of the second zones 10 to 17 can be between 70 and 300 nanometers.
  • the second zones 10 to 17 are not in contact with the first face 30 of the substrate 2. That is to say that the height H2 of the first zone 5 is strictly greater than the height H1 of the second zones 10 to 17.
  • the interconnection elements 20, 21 can be brought into contact with the second zones 10 to 17 located on the front faces 100 of the cells for parallel assembly of the photovoltaic cells C1, C2. When it is desired to mount the photovoltaic cells in series, the interconnection elements 20, 21 are located on the front face 100 of a first cell C1, and on the rear face 101 of a second photovoltaic cell C2.
  • the interconnection elements 20, 21 are in direct mechanical contact with the second zones 10 to 17 of at least one photovoltaic cell C1, C2.
  • the interconnection elements 20,21 can be copper wires, preferably tinned, that is to say comprising an external coating comprising tin, for example based on tin, bismuth and silver (SnBiAg), or based on tin, copper and silver (SnAgCu), or based on tin, bismuth and lead (SnBiPb), or based on tin and lead (SnPb) .
  • the diameter of the section of the copper wires 20, 21 can be between 150 and 250 micrometers.
  • the interconnection elements 20,21 are spaced at a distance 38 of between 2 and 8 mm.
  • the assembly 1 comprises metallized pads 60, each metallized pad 60 being arranged in mechanical contact with a second zone 10 to 17 of the photovoltaic cell C1, C2 and with at least one interconnection element 20, 21. More particularly a metallized pad 60 does not correspond to a metallization line, in particular due to the fact that a maximum width or length of a metallized pad 60 is strictly less than a distance separating two interconnection elements 20, 21. Thus, a metallized pad 61 is not configured to electrically connect, by itself, two distinct interconnection elements 20, 21.
  • the metallized pads 60 can be made from a conductive glue to improve the contact between the interconnection elements 20, 21 and the second zones 10 to 17. The conductive glue can be deposited in a continuous line under the interconnection elements 20, 21 or on the second zones 10 to 17 in a localized manner at the intersection between the interconnection elements 20, 21 and the second zones 10 to 17.
  • the first zone 5 of at least one TCO layer 3, 4 has a face 41, called internal, in contact with at least one face 30, 31 of the substrate 2, and a face 42, called external, opposite the internal face 41.
  • the internal faces 41 of the TCO layers 3, 4 are arranged in contact with the substrate 2.
  • the external faces 42 of the TCO layers 3, 4 are arranged at a distance from the substrate 2.
  • the external face 42 of a TCO layer 3, 4 has several pairs of ribs 43, 44, each pair of ribs 43, 44 delimiting between them a groove 45 where a second zone 10 to 17 is arranged.
  • the second zones 10 to 14 are arranged. extend longitudinally along continuous lines respectively.
  • the continuous lines are parallel to the main direction X.
  • the second zones 15 to 17 extend longitudinally along discontinuous lines respectively.
  • the dashed lines are parallel to the main direction X.
  • FIG 3 another embodiment of a photovoltaic cell C1, C2 of a set 1 is shown, for which the second zones 10 to 17 of at least one TCO layer 3, 4 are arranged in contact with at least one face 30, 31 of the substrate 2.
  • the photovoltaic cell C1, C2 comprises several first zones 5 arranged in contact with the face 30, 31 of the substrate 2.
  • second zones can be produced 10 to 17 having a height H1 greater than or equal to a height H2 of the first zone 5.
  • the height H1 is strictly greater than the height H2 of the first zone 5.
  • FIGs 4 and 5 another embodiment of a photovoltaic cell C1, C2 is shown, for which the first zone 5 of at least one TCO layer 3, 4 is in the form of an advantageously continuous layer, having an internal face 41 arranged in contact with at least one face 30, 31 of the substrate 2, and an external face 42 opposite the internal face 41, arranged in contact with the second zones 10 to 17.
  • the second zones 10 to 17 are deposited/formed on the surface of the first zone 5 and more particularly on the external face 42 of the first zone 5. They are then not directly in contact with the internal face 41 of the substrate 2.
  • the first zone 5 can be partially covered a dielectric layer 61, preferably transparent.
  • the dielectric layer 61 comprises several parts arranged between two neighboring second zones 10 to 14.
  • the transparent dielectric layer 61 makes it possible to limit the reflection of light by the TCO layer 3, 4, in particular by the first zone 5. Indeed, when the first zone 5 has a low thickness H2, that is to say a thickness less than or equal to 30 nm, the reflection of light by the first zone 5 increases.
  • the transparent dielectric layer 61 has a thickness H3 of between 30 and 100 nanometers.
  • the transparent dielectric layer 61 comprises several parts respectively placed between two second zones 10 to 17.
  • the transparent dielectric layer 61 may comprise silicon nitride (Si N), silicon oxide (SiO) or silicon oxynitride (SiOxNy), alone or in combination.
  • the transparent dielectric layer 61 has an optical index close to that of the TCO layer 3, 4, for example an optical index of between 1.8 and 2.1, preferably between 1.9 and 2.
  • the assembly 1 which has just been described makes it possible to avoid having to make silver fingers on a face 100, 101 of a photovoltaic cell C1, C2 electrically connected to interconnection elements 20.21.
  • each photovoltaic cell C1, C2 comprising a substrate 2 configured to photo-generate charge carriers, and at least one layer of transparent conductive oxide 3, 4 comprising at least a first zone 5 having a doping configured so that said at least a first zone 5 has a first electrical conductivity;
  • second zones 10 to 17 having doping configured so that the second zones 10 to 17 have a second electrical conductivity strictly greater than the first electrical conductivity, the second zones 10 to 17 extending longitudinally along parallel lines respectively to a main direction X.
  • the method further comprises a deposition of at least one interconnection element 20, 21 electrically coupled with the second zones 10 to 17 of each photovoltaic cell C1, C2 to electrically connect them together.
  • at least one interconnection element is deposited extending in a direction inclined relative to the main direction X at an angle between 85° and 105°, preferably 90°.
  • the interconnection elements 20, 21 can be deposited on the cell C1, C2 using a polymer sheet using the SmartWire Connection TechnologyTM (SWCT) technique.
  • SWCT SmartWire Connection TechnologyTM
  • the photovoltaic module assembly and the manufacturing process for such an assembly make it possible to very significantly reduce the consumption of silver per cell.

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Abstract

Ensemble pour module photovoltaïque, comprenant au moins deux cellules photovoltaïques (C1, C2), chaque cellule photovoltaïque (C1, C2) comprenant un substrat (2) configuré pour photo-générer des porteurs de charges, et au moins une couche d'oxyde conducteur transparent (3, 4) comportant au moins une première zone (5) présentant une première conductivité électrique, et des deuxièmes zones (10 à 17) présentant une deuxième conductivité électrique strictement supérieure à la première conductivité électrique, l'ensemble comprenant au moins un élément d'interconnexion (20, 21) couplé électriquement avec les deuxièmes zones (10 à 17) connecter électriquement les deux cellules (C1, C2) entre elles, ledit au moins un élément d'interconnexion (20, 21) s'étendant selon une direction perpendiculaire à la direction principale (X).

Description

« Ensemble pour module photovoltaïque, module photovoltaïque et procédé de fabrication de l’ensemble et du module »
DOMAINE TECHNIQUE DE L’INVENTION
La présente invention concerne un ensemble pour module photovoltaïque formant une chaîne de cellules photovoltaïques. Elle concerne également un module photovoltaïque ainsi que la fabrication d’ensembles photovoltaïques.
ETAT DE LA TECHNIQUE
Les modules photovoltaïques comportent plusieurs cellules photovoltaïques interconnectées entre elles pour former un ensemble appelé également « chaîne photovoltaïque ». L’interconnexion des cellules est un enjeu majeur car elle définit les caractéristiques de production d’énergie électrique des modules, notamment en termes de puissance électrique.
Il existe différentes méthodes pour interconnecter des cellules photovoltaïques. On peut fabriquer un module photovoltaïque en encapsulant les ensembles photovoltaïques dans un empilement de matériaux du type polymère et/ou verre. Cet empilement protège les cellules photovoltaïques de l’environnement extérieur tout en conservant la fonction de conversion photo-électrique. Les technologies d’interconnexion sont variées et généralement adaptées aux technologies des cellules photovoltaïques utilisées pour la création des modules. Par ailleurs, la façon dont les cellules photovoltaïques sont connectées entre elles permet d’améliorer les performances du module indépendamment des performances individuelles des cellules photovoltaïques mais également de réduire les pertes de puissance électrique.
De façon générale, l’interconnexion des cellules photovoltaïques nécessite d’utiliser une grande quantité d’argent pour réaliser les contacts métalliques en face avant et en face arrière des cellules servant à l’évacuation et à la collecte du courant électrique généré par les cellules. Ainsi, l’industrie photovoltaïque consomme actuellement plus de 10 % de l’argent produit mondialement pour une production annuelle de 100 GW. En outre, pour une production supérieure de 3 TW, on estime que la consommation atteindra plus de 50 % de l’argent produit dans le monde si la consommation en argent est de 5 mg/W À l’heure actuelle, une cellule photovoltaïque du type HET, c’est-à-dire à hétérojonction, consomme entre 25 et 40 milligrammes d’argent par Watt, et des projections indiquent que les 3 TW de production seront atteints en 2035. Il faudra donc dans le futur, réduire drastiquement d’un facteur 8 à 10, la consommation d’argent, avec un objectif d’environ 2 mg/W en 2035. Dans une cellule photovoltaïque, les parties métalliques composées à 80 % d’argent sont des lignes fines d’une section de 540 .m2, appelées doigts ou « fingers » en langue anglaise. Ces doigts servent à collecter des charges produites par le substrat de la cellule. Au sein d’un module photovoltaïque, ces charges sont ensuite extraites à travers les éléments qui relient les cellules, appelées également interconnecteurs ou encore « wires » ou « ribbon » en langue anglaise (c’est-à-dire des fils ou des rubans), qui sont classiquement composés de fils ou de rubans métalliques, dont le rôle est d’assurer la continuité électrique entre deux cellules, en minimisant les pertes ohmiques. Ces éléments doivent également limiter l’ombrage qu’ils créent lorsqu’ils recouvrent une partie de la surface d’une face de la cellule qui reçoit le rayonnement lumineux. Ces rubans ou fils sont généralement composés de cuivre recouvert d’un alliage métallique à base d’étain, par exemple en SnAg, SnPb, SnAgCu, SnAgBi, etc.
Actuellement, l’interconnexion la plus répandue utilise une brasure de fils de cuivre gainé (ou étamée) sur des bus, appelées également busbars en langue anglaise, situés à la surface des cellules photovoltaïques. De façon générale, les bus sont créés au préalable lors d’une étape de métallisation, généralement par sérigraphie. Les cellules sont connectées entre elles, en série ou en parallèle, à l’aide des rubans ou fils de cuivres étamés qui sont connectés, par brasure à l’aide d’un apport de matière provenant du revêtement en alliage métallique, sur les bus présents sur une face de chacune des cellules. Longtemps la technologie à trois bus a été prédominante sur le marché mais l’intérêt croissant des architectures à quatre ou six bus permet une évolution de ce mode d’interconnexion jusqu’à neuf bus, voire davantage, ce que l’on nomme aujourd’hui les Multi-Busbars (MBB) en langue anglaise, c’est-à-dire des ensembles à plusieurs bus. Par exemple, la technologie Multi-Busbars, en plus de son apport en puissance sur les modules, permet une meilleure tenue des modules aux tests de vieillissement accéléré, une diminution de la quantité d’argent utilisé dans le module et donc une réduction du coût de production.
On peut interconnecter les connecteurs filaires en cuivre sur les doigts des cellules, à l’aide des bus, par soudure. Par exemple, on peut souder les connecteurs filaires (fils de cuivre à section circulaire), servant à la fois de bus et de rubans, directement sur la surface des cellules. En outre, on peut utiliser des plots de soudure en pâte d’argent préalablement sérigraphiés afin de permettre la soudure des inter-connecteurs filaires aux busbars qui interconnectent les doigts de la cellule entre eux. Par exemple un alliage utilisé pour faire la brasure est à base de plomb, d’étain et d’argent. Par exemple la brasure peut être réalisée via des rayons infrarouges en utilisant des inter-connecteurs filaires d’un diamètre de 300 pm. Mais cette soudure par rayons infrarouges est effectuée à une température proche de 200 °C, et peut endommager localement la cellule.
Un autre procédé consiste à connecter deux cellules voisines sans bus par des fils de cuivre en utilisant une feuille en polymère. Ce procédé est habituellement désigné par la marque commerciale SmartWire Connection Technology™ (SWCT). Dans ce procédé, les fils de cuivre sont incorporés dans une feuille ou matrice en polymère et recouverts d’un alliage de brasure à basse température, principalement à base de bismuth, avec un point de fusion inférieur à 138 °C. L’utilisation d’alliage de brasure à basse température réduit le stress pouvant apparaître sur les points de contact entre le fil de cuivre et les doigts de la cellule. Par ailleurs, la matrice en polymère est une couche thermocollant composé de deux couches, une première couche avec des propriétés adhésives en partie inférieure et une deuxième couche servant de support mécanique en partie supérieure. Le fil de cuivre est toujours en contact avec la métallisation de la cellule, et le film comprenant la matrice en polymère et les fils de cuivre est positionné sur la cellule. Les doigts des cellules peuvent être réduits en largeur, de 35 à 40 pm, ce qui permet une réduction de consommation d’argent par rapport aux technologies utilisant des bus. Le diamètre des fils de cuivre est d’environ 200 pm ou 250 pm et les doigts étant moins larges, il y a moins d’ombrage sur les cellules. Mais un tel procédé nécessite également d’utiliser une grande quantité d’argent pour connecter les doigts avec les fils de cuivre.
Par exemple on peut citer la demande de brevet américain LIS20140182675 et la demande internationale WO 2014/150235 qui divulguent une cellule photovoltaïque comprenant des doigts de métallisation situés en face avant de la cellule. La demande de brevet américain US 20120015147 divulgue une cellule photovoltaïque comprenant un substrat, une première couche sur le substrat comprenant des nanoparticules d’oxyde métallique et une deuxième couche recouvrant la première couche, la deuxième couche comprenant des éléments dopants, telles que de l’aluminium, du gallium, de l’indium ou du bore.
On peut également citer la demande de brevet coréen KR20130085188 qui divulgue une cellule photovoltaïque comprenant une couche d’un substrat pour photo-générer des porteurs de charges, une couche d’oxyde conducteur transparent, appelée également couche de TCO (transparent conductive oxide en langue anglaise) ou communément couche TCO, disposée sur une face du substrat. La couche d’oxyde conducteur transparent présente un motif avec des nervures formant des rainures au sein desquelles est disposée une couche d’oxyde de zinc dopé à l’aluminium en contact électrique avec des doigts de métallisation formés en face avant de la cellule.
La demande internationale WO 2014/128032 divulgue une cellule photovoltaïque comprenant des doigts de métallisation et une couche d’oxyde conducteur transparent comprenant des lignes fortement conductrices alignées sous et le long des doigts de métallisation.
Mais ces cellules ne permettent pas de diminuer fortement la consommation d’argent utilisée pour interconnecter deux cellules photovoltaïques.
Il existe d’autres techniques consistant à connecter directement des fils de cuivre dans la couche TCO d’une cellule à l’hétérojonction, mais on observe une perte de puissance électrique fournie en comparaison avec les mêmes fils de cuivre connectés à des doigts de la cellule. Par ailleurs, la suppression des droits entraîne une forte augmentation de la résistance série qui de ce fait engendre une baisse significative de la puissance du module. Cette forte augmentation de la résistance série provient d’une augmentation de la résistance latérale des porteurs libres dans la couche TCO. En effet, dans une cellule à l’hétérojonction, les porteurs libres doivent transiter latéralement dans la couche TCO avant d’atteindre les doigts de la cellule. Un objet de la présente invention est donc de proposer une solution pour interconnecter des cellules photovoltaïques en limitant les inconvénients mentionnés ci-dessus. En particulier, il existe un besoin consistant à proposer un procédé fiable d’interconnexion de cellules photovoltaïques, tout en permettant de réduire les coûts de fabrication, et en particulier pour réduire la consommation d’argent.
Les autres objets, caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront à l'examen de la description suivante et des dessins d'accompagnement. Il est entendu que d'autres avantages peuvent être incorporés.
RESUME DE L’INVENTION
Pour atteindre cet objectif, il est proposé un ensemble pour module photovoltaïque, comprenant au moins deux cellules photovoltaïques.
Chaque cellule photovoltaïque comprend :
- un substrat configuré pour photo-générer des porteurs de charges, et
- au moins une couche d’oxyde conducteur transparent comportant au moins une première zone présentant une première conductivité électrique, et des deuxièmes zones présentant une deuxième conductivité électrique strictement supérieure à la première conductivité électrique, les deuxièmes zones s’étendant longitudinalement selon respectivement des lignes parallèles à une direction principale.
L’ensemble comprend au moins un élément d’interconnexion couplé électriquement avec les deuxièmes zones de chacune desdites au moins deux cellules photovoltaïques pour les connecter électriquement entre elles.
Ledit au moins un élément d’interconnexion s’étend selon une direction perpendiculaire à la direction principale.
Chaque cellule photovoltaïque est dépourvue de ligne de métallisation supplémentaire connectant électriquement ledit au moins un élément d’interconnexion avec ladite au moins une couche d’oxyde conducteur transparent.
Ainsi on fournit un ensemble de cellules photovoltaïques interconnectées entre elles et dépourvues de métallisation en argent supplémentaire. Un tel ensemble utilise un minimum de quantité de matériau conducteur.
Selon un autre aspect, il est proposé un module photovoltaïque, comprenant au moins un ensemble tel que défini ci-avant.
Selon un autre aspect, il est proposé un procédé de fabrication d’un ensemble pour module photovoltaïque tel que défini ci-avant, comprenant :
- une fourniture d’au moins deux cellules photovoltaïques ; chaque cellule photovoltaïque comprenant : o un substrat configuré pour photo-générer des porteurs de charges, et oau moins une couche d’oxyde conducteur transparent comportant au moins une première zone présentant une première conductivité électrique, et
- une formation de deuxièmes zones présentant une deuxième conductivité électrique strictement supérieure à la première conductivité électrique, les deuxièmes zones s’étendant longitudinalement selon respectivement des lignes parallèles à une direction principale.
Le procédé comprend un dépôt d’au moins un élément d’interconnexion couplé électriquement avec les deuxièmes zones de chacune desdites au moins deux cellules photovoltaïques pour les connecter électriquement entre elles.
BREVE DESCRIPTION DES FIGURES
Les buts, objets, ainsi que les caractéristiques et avantages de l’invention ressortiront mieux de la description détaillée d’un mode de réalisation de cette dernière qui est illustré par les dessins d’accompagnement suivants dans lesquels :
La figure 1 représente schématiquement une vue en perspective un mode de réalisation d’un ensemble pour module photovoltaïque ;
La figure 2 représente schématiquement une vue en perspective d’un autre mode de réalisation d’un ensemble pour module photovoltaïque ;
Les figures 3 à 5 représentent schématiquement des vues en coupe d’autres modes de réalisation d’un ensemble pour module photovoltaïque ;
Les figures 6 et 7 représentent schématiquement des étapes de mise en œuvre d’un procédé de fabrication d’un ensemble pour module photovoltaïque.
Les dessins sont donnés à titre d'exemples et ne sont pas limitatifs de l’invention. Ils constituent des représentations schématiques de principe destinées à faciliter la compréhension de l’invention et ne sont pas nécessairement à l'échelle des applications pratiques.
DESCRIPTION DÉTAILLÉE DE L’INVENTION
Avant d’entamer une revue détaillée de modes de réalisation et de mises en œuvre de l’invention, sont énoncées ci-après des caractéristiques optionnelles qui peuvent éventuellement être utilisées en association ou alternativement.
Selon un exemple, au moins une cellule photovoltaïque est du type à hétérojonction dans laquelle le substrat comprend un silicium cristallin et un silicium amorphe hydrogéné.
Selon un exemple, au moins une cellule photovoltaïque comprend des première et deuxième couches d’oxyde conducteur transparent disposées respectivement en contact avec des première et deuxième faces du substrat, la deuxième face du substrat étant située d’un côté opposé à celui de la première face.
Selon un exemple, pour au moins une cellule photovoltaïque, les deuxièmes zones sont séparées d’une distance supérieure ou égale à une largeur d’au moins une deuxième zone, la largeur étant mesurée selon une direction perpendiculaire à la direction principale.
Selon un exemple, pour au moins une cellule photovoltaïque, ladite au moins une première zone a une face, dite interne, en contact avec au moins une face du substrat, et une face, dite externe, opposée à la face interne, présentant plusieurs paires de nervures, chaque paire de nervures délimitant entre elles une rainure où est disposée une deuxième zone.
Selon un exemple, pour au moins une cellule photovoltaïque, les deuxièmes zones sont disposées en contact avec au moins une face du substrat, et ladite au moins une cellule photovoltaïque comprend plusieurs premières zones disposées en contact avec ladite au moins une face du substrat.
Selon un exemple, pour au moins une cellule photovoltaïque, ladite au moins une première zone a une face, dite interne, en contact avec au moins une face du substrat, et une face, dite externe, opposée à la face interne, en contact avec les deuxièmes zones.
Selon un autre exemple, pour au moins une cellule photovoltaïque, les deuxièmes zones s’étendent longitudinalement selon respectivement des lignes continues.
Selon un autre exemple, pour au moins une cellule photovoltaïque, les deuxièmes zones s’étendent longitudinalement selon respectivement des lignes discontinues.
Selon un exemple, ledit au moins un élément d’interconnexion est en contact mécanique direct avec les deuxièmes zones d’au moins une cellule photovoltaïque.
Selon un exemple, l’ensemble comprend une couche diélectrique recouvrant en partie la première zone.
Selon un exemple, pour au moins une cellule photovoltaïque, l’ensemble comprend des plots métallisés, chaque plot métallisé étant disposé en contact mécanique avec une deuxième zone de ladite au moins une cellule photovoltaïque et ledit au moins un élément d’interconnexion.
Selon un exemple, au moins une cellule photovoltaïque est du type simple jonction comprenant une seule couche d’oxyde conducteur transparent.
Selon un exemple, au moins une cellule photovoltaïque est du type double jonction comprenant deux couches d’oxyde conducteur transparent. Selon un exemple, ledit au moins un élément d’interconnexion s’étend selon une direction, dite secondaire, et pour chaque cellule photovoltaïque, ladite au moins une couche d’oxyde conducteur transparent présente une épaisseur comprise entre 5 et 70 nanomètres, de préférence entre 15 et 30 nanomètres, l’épaisseur étant mesurée selon une direction perpendiculaire à la direction principale et à la direction secondaire. Ainsi, un tel ensemble permet de limiter la quantité de matière à utiliser pour réaliser la couche d’oxyde conducteur transparent, par rapport à des cellules, dites à couches minces, qui ont généralement une couche de TCO comprise entre 500 000 nm et 1 000 000 nm.
Dans la présente invention des types de dopage seront indiqués. On entend par dopage, une addition d’une quantité minime d’impuretés dans une couche comprenant un monocristal ou un poly-cristal, pour la transformer en couche électriquement conductrice comprenant des porteurs de charges libres. Ces dopages sont des exemples non limitatifs.
Sur les figures 1 à 5, on a représenté un ensemble 1 pour module photovoltaïque. L’ensemble 1 comporte au moins deux cellules photovoltaïques C1, C2. Un module photovoltaïque comprend un ensemble de cellules photovoltaïques 2, 20 interconnectées entre elles pour produire un courant, et on appelle également l’ensemble 1 « chaîne photovoltaïque ». Chaque cellule photovoltaïque C1 , C2 comprend un substrat 2 et au moins une couche d’oxyde conducteur transparent 3, 4. Le substrat 2 est configuré pour photo-générer des porteurs de charges. Par exemple, une cellule C1, C2 peut être du type HET, c’est-à-dire du type à hétérojonction. Une cellule du type à hétérojonction est une cellule C1, C2 comprenant un substrat en silicium cristallin et au moins une couche en silicium amorphe hydrogéné.
De façon générale, une cellule photovoltaïque C1, C2 convertit une partie du rayonnement lumineux en énergie électrique. A cet effet, le substrat 2 est configuré pour générer, à réception du rayonnement lumineux, des charges libres à se déplacer et destinées à être collectées pour produire un courant électrique.
La couche d’oxyde conducteur 3, 4 est également appelé couche TCO. La cellule C1, C2 peut comporter une unique couche TCO disposée en contact avec une première face 30 du substrat 2. Avantageusement, une cellule C1, C2 peut comporter une première couche TCO disposée en contact avec la première face 30 du substrat 2 et une deuxième couche TCO disposée en contact avec une deuxième face 31 du substrat 2, la deuxième face 31 étend située d’un côté opposé à celui de la première face 30. Une couche TCO 3,4 permet de collecter les charges produites par le substrat 2 et faciliter le déplacement de ses charges ainsi produites. Une cellule photovoltaïque C1, C2 peut être une cellule simple jonction à base de silicium cristallin de type hétérojonction ou une cellule, dite tandem, c’est-à-dire à double jonction comprenant au moins une sous-cellule à base de silicium cristallin de type hétérojonction, et notamment une cellule tandem comprenant une sous-cellule à base de pérovskite et une sous-cellule à hétérojonction. Dans le cas d’une cellule tandem, il y a également deux couches TCO 3, 4 des deux côtés de la cellule.
En particulier, une couche TCO 3, 4 comporte au moins une première zone 5 présentant une première conductivité électrique. En outre, une couche TCO 3, 4 comporte plusieurs deuxièmes zones 10 à 17 présentant une deuxième conductivité électrique strictement supérieure à la première conductivité électrique. On appelle également les deuxièmes zones 10 à 17 des zones fortement conductrices, et la ou les premières zones 5 des zones faiblement conductrices. Par exemple, la première conductivité électrique d’une première zone 5 peut être obtenue par un premier dopage de la couche TCO 3, 4 à l’endroit de la première zone 5. Par ailleurs, la deuxième conductivité électrique d’une deuxième zone 10 à 17 peut être obtenue par un deuxième dopage de la couche TCO 3, 4 à l’endroit de la deuxième zone 10 à 17. Selon un exemple, le premier dopage est différent du deuxième dopage de manière à obtenir des conductivités électriques distinctes. En variante, les premier et deuxième dopages pourraient être identiques, avec les première et deuxième zones 5 et 10 à 17 ayant des épaisseurs distinctes pour obtenir des conductivités électriques distinctes, les épaisseurs étant mesurées selon une direction perpendiculaire à la première face 30 du substrat 2. Ainsi, pour un même dopage, en augmentant l’épaisseur d’une zone de la couche TCO 3, 4, on diminue la résistance électrique de la zone. Par exemple, pour un même dopage, la couche TCO 3, 4, à l’endroit des deuxièmes zones 10 à 17 a une épaisseur strictement supérieure à celle de la couche TCO 3, 4 à l’endroit des premières zones 5.
Plus particulièrement, les deuxièmes zones 10 à 17 s’étendent longitudinalement selon respectivement des lignes parallèles à une direction principale X.
Par ailleurs, l’ensemble 1 comprend au moins un élément d’interconnexion 20, 21 couplé électriquement avec les deuxièmes zones 10 à 17 de chacune des cellules photovoltaïques C1 , C2 de l’ensemble 1 pour les connecter électriquement entre elles.
Plus particulièrement, au moins un élément d’interconnexion 20, 21, et de préférence chaque élément d’interconnexion 20, 21 , s’étend selon une direction inclinée par rapport à la direction principale X d’un angle compris entre 85° et 105°, de préférence à 90°. Avantageusement, les éléments d’interconnexion 20,21 s’étendent selon une direction perpendiculaire à la direction principale en X. Ainsi, on s’affranchit d’avoir à aligner les éléments d’interconnexion 20, 21 avec les deuxièmes zones 10 à 17.
En particulier, chaque cellule photovoltaïque C1 , C2 est dépourvue de ligne de métallisation supplémentaire connectant électriquement au moins un élément d’interconnexion, et de préférence chaque élément d’interconnexion 20, 21, avec la couche d’oxyde conducteur transparent 3, 4 comprenant les deuxièmes zones 10 à 17. En d’autres termes, une cellule C1, C2 ne comprend, ni une ligne de métallisation connectant le ou les éléments d’interconnexion 20, 21 avec une deuxième zone 10 à 17, ni une ou plusieurs lignes de métallisation connectant le ou les éléments d’interconnexion 20, 21 avec une première zone 5. Ces lignes de métallisation sont souvent désignées « doigts ». Le couplage électrique entre les éléments d’interconnexion et les deuxièmes zones 10 à 17 se fait, par exemple directement, c’est-à-dire sans l’intermédiaire de doigts de métallisation.
Les éléments d’interconnexion 20, 21 peuvent, par exemple, comprendre des fils ou des rubans de cuivre étamés, c’est-à-dire des fils ou rubans de cuivre sur lesquels on a déposé une couche d’alliage métallique à base d’étain, par exemple en SnAg, SnPb, SnBiPb, SnAgCu, SnAgBi, etc., pour les préserver de l’oxydation. Les éléments d’interconnexion 20, 21 peuvent être collés ou soudés sur la couche TCO 3, 4. En variante, les éléments d’interconnexion 20, 21 sont posés directement sur la couche TCO 3, 4, en contact mécanique avec les deuxièmes zones 10 à 17, et la connexion électrique entre les éléments d’interconnexion 20,21 et les deuxièmes zones 10 à 17 peut être réalisée ultérieurement lors d’une étape de lamination. On entend par lamination, une étape comprenant un apport de chaleur aux cellules photovoltaïques C1 , C2 de sorte à effectuer une brasure d’au moins un élément d’interconnexion 20, 21 avec les deuxièmes zones 10 à 17 de chaque cellule photovoltaïque C1, C2 de sorte à coupler mécaniquement et électriquement les éléments d’interconnexion 20, 21 avec les deuxièmes zones 10 à 17.
Ainsi, en ajoutant des deuxièmes zones 10 à 17 présentant une conductivité électrique supérieure à celle de la ou des premières zones 5, on crée des zones 10 à 17 ayant une résistance électrique plus faible que celle de la ou des premières zones 5. Les deuxièmes zones 10 à 17 facilitent le déplacement des charges produites par le substrat 2, et notamment le déplacement latéral selon une direction secondaire Y perpendiculaire à la direction principale X. En d’autres termes, les deuxièmes zones 10 à 17 évitent une augmentation significative de la résistance série dans le module dû à l’augmentation de la distance de transport latéral au sein de la couche TCO 3, 4. En outre, la collecte des porteurs de charges par les éléments d’interconnexion 20, 21 est améliorée du fait que les éléments d’interconnexion 20,21 s’étendent de manière inclinée d’un angle compris entre 85° et 105°, de préférence à 90°, avec les deuxièmes zones 10 à 17. Avantageusement, la collecte des porteurs de charges est encore améliorée lorsque les éléments d’interconnexion 20,21 s’étendent perpendiculairement aux deuxièmes zones 10 à 17.
Par ailleurs, les éléments d’interconnexion 20, 21 sont séparés d’une première distance 38, la première distance 38 étant mesurée selon la direction principale X. À titre d’exemple, la première distance 38 peut être comprise entre 2 et 16 millimètres, de préférence entre 2 et 8 mm. Par exemple, pour au moins une cellule photovoltaïque C1, C2, les deuxièmes zones 10 à 17 sont séparées d’une deuxième distance 40 supérieure ou égale à une largeur 39 d’au moins une deuxième zone 10 à 17, la largeur étant mesurée selon une direction perpendiculaire à la direction principale en X. Par exemple, la deuxième distance 40 peut être comprise entre 0,1 et 2 mm, de préférence entre 0,5 et 1 mm. Avantageusement, la première distance 38 est strictement supérieure à la deuxième distance 40. Ainsi, la distance parcourue par les porteurs de charges libres dans la couche TCO 3, 4 pour atteindre les deuxièmes zones 10 à 17 est très inférieure à la distance à parcourir pour atteindre les éléments d’interconnexion 20, 21 en passant par la première zone 5.
De façon générale, le dopage des deuxièmes zones 10 à 17 consiste à ajouter des impuretés localement dans les deuxièmes zones 10 à 17 de manière à augmenter la conductivité électrique des deuxièmes zones 10 à 17. On note que plus le dopage des deuxièmes zones 10 à 17 augmente, plus la conductivité électrique des deuxièmes zones 10 à 17 augmente, ce qui diminue la résistance électrique, dite résistance série, des deuxièmes zones 10 à 17. Par ailleurs, une augmentation du dopage des deuxièmes zones 10 à 17 entraîne également une augmentation de l’absorption de la lumière par les deuxièmes zones 10 à 17, du fait notamment de l’augmentation de la densité des porteurs de charges, ce qui réduit le courant généré par le module photovoltaïque. En d’autres termes, l’ensemble 1 associe une ou plusieurs régions d’une couche TCO 3, 4 peu conductrices 5 donc peu absorbantes de la lumière avec des régions fortement conductrices 10 à 17. Avantageusement, pour une surface Sfa de la face avant 100 d’une cellule C1, C2, on crée des deuxièmes zones 10 à 17 dont la surface totale présente au niveau de la face avant 100 de la cellule C1, C2 est très inférieure à la surface Sfa de la face avant 100 de la cellule C1 , C2. Ainsi, on favorise la collecte des porteurs de charges, pour augmenter le courant produit, tout en diminuant l’effet d’absorption de lumière par les deuxièmes zones 10 à 17.
Les deuxièmes zones 10 à 17 fortement conductrices permettent de réduire la résistance latérale dans la couche TCO 3, 4 permettant au courant de circuler plus facilement dans la couche TCO 3, 4. En outre, un dopage en éléments conducteurs des deuxièmes zones 10 à 17 permet également d’avoir une résistance électrique entre les deuxièmes zones 10 à 17 et les éléments d’interconnexion 20,21 plus faible.
Par exemple les deuxièmes zones 10 à 17 peuvent être réalisées par modification de la première zone 5, en introduisant de l’hydrogène, ou par introduction d’éléments conducteurs localement dans la première zone 5. En variante, les deuxièmes zones 10 à 17 peuvent être déposées par pulvérisation en utilisant un masque ou réalisées par dopage laser localisé ou par implantation d’hydrogène localisé suivi d’un recuit, c’est-à- dire une mise en température de la cellule C1 , C2 à une température comprise entre 100 et 800 °C, préférentiellement entre 200°C et 300°C.
Par exemple, on peut implanter de l’hydrogène pour introduire des impuretés à l’intérieur de la première zone 5, afin d’en modifier les propriétés électriques. Ces modifications sont engendrées grâce aux propriétés intrinsèques de l’élément introduit, notamment grâce aux interactions, c’est-à-dire aux défauts, qu’il génère dans la première zone 5. Cette étape est particulièrement adaptée au traitement de la surface de la couche TCO 3, 4. On peut également utiliser une implantation par immersion plasma, par exemple une implantation ionique par immersion plasma (notée PIII), une implantation ionique par source plasma (notée PSI I), ou encore une implantation ionique à base de plasma (notée PBII).
Sur la figure 6, on a représenté un exemple dans lequel la couche TCO 3, 4 est immergée dans un plasma 301 qui contient des ions 300 à implanter. Pour réaliser les deuxièmes zones 10 à 17, on applique une tension négative (comprise entre -20V et -100kV), en général pulsée, sur la couche TCO 3, 4 afin qu’autour d’elle se forme une gaine 302. Les ions 300 situés dans cette gaine 302 sont accélérés par un champ électrique à l’intérieur de la gaine 302 et sont alors implantés dans la couche TCO 3, 4.
Sur la figure 7, on a représenté un autre mode de mise en œuvre pour réaliser les deuxièmes zones 10 à 17 dans la couche TCO 3, 4. Dans cet autre mode de mise en œuvre, une implantation d’hydrogène peut être réalisée. C’est implantation d’hydrogène peut se faire de façon sélective par une implantation à travers un masque. Pour réaliser l’implantation d’hydrogène, on utilise une tension d’accélération comprise entre 0,5 et 6 kV (préférentiellement entre 1 et 4 kV) et la dose est comprise entre 1x1014 et 1x1016 cm-2 (préférentiellement entre 5x1014 et 5x1015 cm-2). Afin d’améliorer la diffusion de l’hydrogène dans la couche TCO 3, 4, la couche TCO 3, 4 peut être ensuite recuite à différentes températures, par exemple une température comprise entre 100 et 450 °C. Par exemple, lorsqu’on utilise une couche en oxyde d'étain dopé à l'indium (ITO ou Indium Tin Oxide en langue anglaise), l’implantation d’hydrogène entraîne une diminution de la résistivité électrique des deuxièmes zones 10 à 17, quelle que soit la température de recuit ultérieur. En particulier, pour une température de recuit inférieure ou égale à 300 °C,
11 est possible de diviser par deux la résistivité électrique de la couche TCO 3, 4. En d’autres termes, on peut obtenir des deuxièmes zones 10 à 17 ayant une conductivité électrique environ égale à deux fois celle de la première zone 5. En outre, en utilisant des températures de recuit plus élevées, c’est-à-dire supérieures à 300 °C, la différence de conductivité électrique entre les deuxièmes zones 10 à 17 et la première zone 5 est moins importante. Par ailleurs, au-delà d’une température de recuit de 350 °C, la différence de conductivité électrique est négligeable. Ainsi, on utilisera une température de recuit inférieure ou égale à 350 °C et de préférence une température de recuit strictement inférieure à 300 °C. De manière générale, on obtient pour toutes les températures de recuit, des deuxièmes zones 10 à 17 ayant une résistivité inférieure ou égale à 40 Ohms/carré, c’est-à-dire une résistivité inférieure ou égale à 1 ,5 x 10'4 Ohm*cm, avec une épaisseur des deuxièmes zones de 38 nm, l’épaisseur étant mesurée selon une direction perpendiculaire à la première face 30 du substrat 2.
Avantageusement, les dopages des première et deuxièmes zones 5, 10 à 17, permet d’obtenir des deuxièmes zones 10 à 17 ayant une conductivité électrique d’un facteur compris entre 15 et 40 fois, de préférence 30 fois, la conductivité électrique de la première zone 5. Par exemple, pour les zones fortement conductrices, pour obtenir 5 Ohms/carré, il faut une épaisseur de 300 nm de couche TCO avec une résistivité de 1 ,5 x 10'4 Ohm*cm. Pour les zones faiblement conductrices, on peut obtenir 400 Ohms/carré en rajoutant de l’oxygène lors du dépôt, pour une épaisseur de 30 nm, on obtient donc une résistivité de
12 x 10'4 Ohm*cm ; pour 100 nm on obtient 40 x 10'4 Ohm*cm, ce qui fait un rapport de 27 environ.
Afin de limiter l’absorption de la lumière par les deuxièmes zones 10 à 17, de la face 100, 101 de la cellule C1 , C2 destinée à recevoir la lumière, on utilisera un dopage de manière à obtenir, pour une épaisseur H1 des deuxième zones 10 à 17 égale à 70 nm, une résistivité électrique comprise entre 300 et 400 Ohms/carré. C’est-à-dire comprise entre 21x10-4 Ohm*cm pour 70 nm et 28x10-4 Ohm*cm pour 70 nm. L’épaisseur H1 , ou hauteur, des deuxièmes zones 10 à 17 est mesurée selon une direction Z perpendiculaire à la direction principale X et à la direction secondaire Y. Par exemple, pour une épaisseur H1 comprise entre 15 et 30 nanomètres, on utilisera un dopage de manière à obtenir une résistivité électrique égale à 200 Ohms/carré, c’est-à-dire une résistivité électrique égale à 3x1 O'4 Ohm*cm pour 15 nm ou égale à 6x1 O'4 Ohm*cm pour 30 nm.
Par ailleurs, afin de réaliser la première zone 5 faiblement conductrice, on limite la densité de porteurs de charges en réduisant le dopage permettant de générer ces porteurs. Ainsi, la première zone 5 faiblement conductrice sera plus transparente au rayonnement lumineux, c’est-à-dire moins absorbante.
De façon générale, on note également que la conductivité électrique o (ayant pour unité le S/m, ou Siemens par mètre, ou encore en (Ohms*mètre)'1) est l’inverse de la résistivité électrique p (ayant pour unité le Ohm*mètre), en d’autres termes : p = 1/ o (équation 1). Dans le reste de la description, et à des fins de simplification, on donnera, à titre d’exemple, des valeurs de résistivité électrique p pour les premières et deuxième zones 5, 10 à 17.
Par exemple, on peut réaliser la première zone 5 ayant une résistivité électrique comprise entre 40 et 400 Ohms/carré, de préférence entre 150 et 250 Ohms/carré (avec 150 Ohms/carré correspondant à 10x10'4 Ohm*cm pour 70 nm, et 250 Ohms/carré correspondant à 17x10'4 pour 70 nm).
Avantageusement, la première zone 5 à une absorption à la lumière, en particulier une lumière ayant une longueur d’onde comprise entre 300 et 1200 nanomètres, inférieure à 2 %, et de préférence inférieure à 1 %. Par exemple, la première zone 5 peut avoir un indice optique compris entre 1 ,8 et 2,1 , de préférence entre 1.9 et 2. Par ailleurs, l’épaisseur H2 de la première zone 5 est comprise entre 5 et 70 nanomètres (lorsque la cellule C1, C2 comprend une seule couche TCO 3), de préférence entre 15 et 30 nanomètres (lorsque la cellule C1, C2 comprend deux couches TCO 3, 4). L’épaisseur H2 est mesurée selon la direction Z perpendiculaire aux directions principale X et secondaire Y. On peut utiliser différents matériaux pour réaliser la première zone 5, par exemple en utilisant une couche d’ITO poly-cristalline, ou une couche d’indium dopé à l’hydrogène, ou une couche d’indium dopé au tungstène, ou une couche d’indium dopé au zinc, une couche d’oxyde de zinc (ZnO) dopé à l’aluminium, ou une couche d’oxyde de zinc (ZnO) dopé au gallium, ou encore une couche en oxyde d'étain (SnO2) dopé à l’arsenic.
Par exemple, on peut réaliser des deuxièmes zones 10 à 17 fortement conductrices ayant une résistivité électrique minimale réalisable d’environ 1,5 x 10'4 Ohm*cm. En d’autres termes, la conductivité électrique des deuxièmes zones 10 à 17 est strictement supérieure à la conductivité de la première zone 5.
On peut utiliser différents matériaux pour réaliser les deuxièmes zones 10 à 17. Par exemple, on peut utiliser une couche d’ITO poly-cristalline ayant pour résistivité 1,5x10'4 Ohm*cm. On peut utiliser une couche en oxyde de zinc dopé à l'aluminium (AZO) ayant pour résistivité 2,2x10'4 Ohm*cm. On peut utiliser une couche d’oxyde de zinc (ZnO) dopé en aluminium ayant pour résistivité 1 ,4x10-4 Ohm*cm. On peut utiliser une couche d’oxyde de zinc (ZnO) dopé en Galium ayant pour résistivité 1 ,2x10'4 Ohm*cm. On peut utiliser une couche en oxyde d'étain (SnO2) dopé en arsenic ayant pour résistivité 1 ,5x10'4 Ohm*cm. De préférence, on choisit de réaliser des deuxièmes zones 10 à 17 ayant une résistivité inférieure ou égale à 1 ,5x10'4 Ohm*cm.
Par exemple, les deuxièmes zones 10 à 17 peuvent avoir une largeur 39 comprise entre 5 à 30 pm. En outre, les deuxièmes zones 10 à 17 peuvent être séparées d’une distance 40 comprise entre 0,1 et 1 mm. En outre, une hauteur H1 des deuxièmes zones 10 à 17 peut être comprise entre 70 et 300 nanomètres. Dans l’exemple illustré à la figure 1 , les deuxièmes zones 10 à 17 ne sont pas en contact avec la première face 30 du substrat 2. C’est-à-dire que la hauteur H2 de la première zone 5 est strictement supérieure à la hauteur H1 des deuxièmes zones 10 à 17.
Les éléments d’interconnexion 20, 21 peuvent être mis en contact avec les deuxièmes zones 10 à 17 situées sur les faces avant 100 des cellules pour un montage en parallèle des cellules photovoltaïques C1 , C2. Lorsqu’on souhaite monter les cellules photovoltaïques en série, les éléments d’interconnexion 20, 21 sont situés sur la face avant 100 d’une première cellule C1 , et sur la face arrière 101 d’une deuxième cellule photovoltaïque C2.
Avantageusement, les éléments interconnexion 20, 21 sont en contact mécanique direct avec les deuxièmes zones 10 à 17 d’au moins une cellule photovoltaïque C1 , C2. Les éléments d’interconnexion 20,21 peuvent être des fils de cuivre, de préférence étamés, c’est-à-dire comprenant un revêtement extérieur comprenant de l’étain, par exemple à base d’étain, de bismuth et d’argent (SnBiAg), ou à base d’étain, de cuivre et d’argent (SnAgCu), ou à base d’étain, de bismuth et de plomb (SnBiPb), ou à base d’étain, et de plomb (SnPb). Le diamètre de la section des fils de cuivre 20, 21 peut être compris entre 150 et 250 micromètres. Avantageusement, les éléments d’interconnexion 20,21 sont espacés d’une distance 38 comprise entre 2 et 8 mm.
En variante, comme illustré sur la figure 5, pour au moins une cellule photovoltaïque C1 , C2, l’ensemble 1 comprend des plots métallisés 60, chaque plot métallisé 60 étant disposé en contact mécanique avec une deuxième zone 10 à 17 de la cellule photovoltaïque C1 , C2 et avec au moins un élément d’interconnexion 20, 21. Plus particulièrement un plot métallisé 60 ne correspond pas à une ligne de métallisation, notamment du fait qu’une largeur ou une longueur maximum d’un plot métallisé 60 est strictement inférieure à une distance séparant deux éléments d’interconnexion 20, 21. Ainsi, un plot métallisé 61 n’est pas configuré pour connecter électriquement, à lui seul, deux éléments d’interconnexion 20, 21 distincts. Les plots métallisés 60 peuvent être réalisés à partir d’une colle conductrice pour améliorer le contact entre les éléments d’interconnexion 20, 21 et les deuxièmes zones 10 à 17. La colle conductrice peut être déposée en ligne continue sous les éléments d’interconnexion 20, 21 ou sur les deuxièmes zones 10 à 17 de façon localisée à l’intersection entre les éléments d’interconnexion 20, 21 et les deuxièmes zones 10 à 17.
Sur les figures 1 et 2, on a représenté un mode de réalisation d’un ensemble 1 de deux cellules photovoltaïque C1, C2, pour chaque cellule C1, C2, la première zone 5 d’au moins une couche TCO 3, 4 a une face 41 , dite interne, en contact avec au moins une face 30, 31 du substrat 2, et une face 42, dite externe, opposée à la face interne 41. De façon générale, les faces internes 41 des couches TCO 3, 4 sont disposées en contact avec le substrat 2. En d’autres termes, les faces externes 42 des couches TCO 3, 4 sont disposées à distance du substrat 2. Par ailleurs, la face externe 42 d’une couche TCO 3, 4 présente plusieurs paires de nervures 43, 44, chaque paire de nervures 43, 44 délimitant entre elles une rainure 45 où est disposée une deuxième zone 10 à 17. Par exemple, pour au moins une cellule photovoltaïque C1, C2, les deuxièmes zones 10 à 14 s’étendent longitudinalement selon respectivement des lignes continues. Par exemple les lignes continues sont parallèles à la direction principale X. En variante, les deuxièmes zones 15 à 17 s’étendent longitudinalement selon respectivement des lignes discontinues. Par exemple les lignes discontinues sont parallèles à la direction principale X.
Sur la figure 3, on a représenté un autre mode de réalisation d’une cellule photovoltaïque C1 , C2 d’un ensemble 1 , pour laquelle les deuxièmes zones 10 à 17 d’au moins une couche TCO 3, 4 sont disposées en contact avec au moins une face 30, 31 du substrat 2. En outre, la cellule photovoltaïque C1, C2 comprend plusieurs premières zones 5 disposées en contact avec la face 30, 31 du substrat 2. Dans ce mode de réalisation, on peut réaliser des deuxièmes zones 10 à 17 ayant une hauteur H1 supérieure ou égale à une hauteur H2 de la première zone 5. Préférentiellement, la hauteur H1 est strictement supérieure à la hauteur H2 de la première zone 5.
Sur les figures 4 et 5, on a représenté un autre mode de réalisation d’une cellule photovoltaïque C1 , C2, pour laquelle la première zone 5 d’au moins une couche TCO 3, 4 est sous forme d’une couche avantageusement continue, présentant une face interne 41 disposée en contact avec au moins une face 30, 31 du substrat 2, et une face externe 42 opposée à la face interne 41 , disposée en contact avec les deuxièmes zones 10 à 17. En d’autres termes, les deuxièmes zones 10 à 17 sont déposées/formées en surface de la première zone 5 et plus particulièrement sur la face externe 42 de la première zone 5. Elles ne sont alors pas directement en contact avec la face interne 41 du substrat 2. Dans cet autre mode de réalisation, on peut recouvrir en partie la première zone 5 d’une couche diélectrique 61 , de préférence transparente. En d’autres termes, la couche diélectrique 61 comprend plusieurs parties disposées entre deux deuxièmes zones 10 à 14 voisines. La couche diélectrique transparente 61 permet de limiter la réflexion de la lumière par la couche TCO 3, 4, en particulier par la première zone 5. En effet, lorsque la première zone 5 à une épaisseur H2 faible, c’est-à-dire une épaisseur inférieure ou égale à 30 nm, la réflexion de la lumière par la première zone 5 augmente. La couche diélectrique transparente 61 a une épaisseur H3 comprises entre 30 et 100 nanomètres. Ainsi, la couche diélectrique transparente 61 comprend plusieurs parties respectivement placées entre deux deuxièmes zones 10 à 17. Par exemple, la couche diélectrique transparente 61 peut comprendre du nitrure de silicium (Si N) , d’oxyde de silicium (SiO) ou d’oxynitrure de silicium (SiOxNy), seul ou en combinaison. Avantageusement, la couche diélectrique transparente 61 a un indice optique proche de celui de la couche TCO 3, 4, par exemple un indice optique compris entre 1 ,8 et 2,1 , de préférence entre 1 ,9 et 2.
On peut noter que l’ensemble 1 qui vient d’être décrit permet de s’affranchir d’avoir à réaliser des doigts en argent sur une face 100, 101 d’une cellule photovoltaïque C1, C2 connectée électriquement à des éléments d’interconnexion 20,21. En d’autres termes, on fournit un ensemble 1 dépourvu de lignes de métallisation supplémentaires connectant électriquement des éléments interconnexion 20, 21 avec une couche de TCO.
Un exemple de procédé de fabrication de l’ensemble 1 tel que défini ci-avant va maintenant être décrit. Le procédé comprend les principales étapes suivantes :
- une fourniture d’au moins deux cellules photovoltaïques C1 , C2 ; chaque cellule photovoltaïque C1, C2 comprenant un substrat 2 configuré pour photo-générer des porteurs de charges, et au moins une couche d’oxyde conducteur transparent 3, 4 comportant au moins une première zone 5 présentant un dopage configuré de sorte que ladite au moins une première zone 5 a une première conductivité électrique ; et
- une formation de deuxièmes zones 10 à 17 présentant un dopage configuré de sorte que les deuxièmes zones 10 à 17 ont une deuxième conductivité électrique strictement supérieure à la première conductivité électrique, les deuxièmes zones 10 à 17 s’étendant longitudinalement selon respectivement des lignes parallèles à une direction principale X.
Le procédé comprend, en outre, un dépôt d’au moins un élément d’interconnexion 20, 21 couplé électriquement avec les deuxièmes zones 10 à 17 de chaque cellule photovoltaïque C1, C2 pour les connecter électriquement entre elles. En particulier, au moins un élément d’interconnexion est déposé en s’étendant selon une direction inclinée par rapport à la direction principale X d’un angle compris entre 85° et 105°, de préférence à 90°.
Par exemple, les éléments d’interconnexion 20, 21 peuvent être déposés sur la cellule C1 , C2 à l’aide d’une feuille en polymère selon la technique SmartWire Connection Technology™ (SWCT).
L’ensemble pour module photovoltaïque et le procédé de fabrication d’un tel ensemble permettent de réduire d’une façon très importante la consommation d’argent par cellule.
En outre, un tel ensemble permet de s’affranchir d’utiliser une métallisation en argent pour chacune des cellules. Une telle suppression permettrait également d’augmenter la puissance des cellules grâce à une réduction de l’ombrage dû à la métallisation en argent, tels que des doigts, sur la face de la cellule photovoltaïque réceptionnant la lumière.

Claims

REVENDICATIONS Ensemble pour module photovoltaïque, comprenant au moins deux cellules photovoltaïques (C1, C2), caractérisé en ce que chaque cellule photovoltaïque (C1, C2) comprend :
• un substrat (2) configuré pour photo-générer des porteurs de charges, et
• au moins une couche d’oxyde conducteur transparent (3, 4) comportant au moins une première zone (5) présentant une première conductivité électrique, et des deuxièmes zones (10 à 17) présentant une deuxième conductivité électrique strictement supérieure à la première conductivité électrique, les deuxièmes zones (10 à 17) s’étendant longitudinalement selon respectivement des lignes parallèles à une direction principale (X), l’ensemble comprenant au moins un élément d’interconnexion (20, 21) couplé électriquement avec les deuxièmes zones (10 à 17) de chacune desdites au moins deux cellules photovoltaïques (C1, C2) pour les connecter électriquement entre elles, ledit au moins un élément d’interconnexion (20, 21) s’étendant selon une direction perpendiculaire à la direction principale (X), chaque cellule photovoltaïque (C1, C2) étant dépourvue de ligne de métallisation supplémentaire connectant électriquement ledit au moins un élément d’interconnexion (20, 21) avec ladite au moins une couche d’oxyde conducteur transparent (3, 4). Ensemble selon la revendication 1, dans lequel au moins une cellule photovoltaïque (C1, C2) comprend des première et deuxième couches d’oxyde conducteur transparent (3, 4) disposées respectivement en contact avec des première et deuxième faces (30, 31) du substrat (2), la deuxième face (31) du substrat (2) étant située d’un côté opposé à celui de la première face (30). Ensemble selon l’une des revendications 1 à 2, dans lequel, pour au moins une cellule photovoltaïque (C1, C2), les deuxièmes zones (10 à 17) sont séparées d’une distance (40) supérieure ou égale à une largeur (39) d’au moins une deuxième zone (10 à 17), la largeur (39) étant mesurée selon une direction (Y) perpendiculaire à la direction principale (X). Ensemble selon l’une des revendications 1 à 3, dans lequel au moins une cellule photovoltaïque (C1, C2) est du type à hétérojonction dans laquelle le substrat (2) comprend un silicium cristallin et un silicium amorphe hydrogéné. Ensemble selon l’une des revendications 1 à 4, dans lequel, pour au moins une cellule photovoltaïque (C1, C2), ladite au moins une première zone (5) a une face (41), dite interne, en contact avec au moins une face (30, 31) du substrat (2), et une face (42), dite externe, opposée à la face interne (41), présentant plusieurs paires de nervures (43, 44), chaque paire de nervures (43, 44) délimitant entre elles une rainure (45) où est disposée une deuxième zone (10 à 17). Ensemble selon l’une des revendications 1 à 4, dans lequel, pour au moins une cellule photovoltaïque (C1, C2), les deuxièmes zones (10 à 17) sont disposées en contact avec au moins une face (30, 31) du substrat (2), et ladite au moins une cellule photovoltaïque (C1, C2) comprend plusieurs premières zones (5) disposées en contact avec ladite au moins une face (30, 31) du substrat (2). Ensemble selon l’une des revendications 1 à 4, dans lequel, pour au moins une cellule photovoltaïque (C1, C2), ladite au moins une première zone (5) a une face (41), dite interne, en contact avec au moins une face (30, 31) du substrat (2), et une face (42), dite externe, opposée à la face interne (41), en contact avec les deuxièmes zones (10 à 17). Ensemble selon l’une des revendications 1 à 7, dans lequel, pour au moins une cellule photovoltaïque (C1, C2), les deuxièmes zones (10 à 17) s’étendent longitudinalement selon respectivement des lignes continues. Ensemble selon l’une des revendications 1 à 7, dans lequel, pour au moins une cellule photovoltaïque (C1, C2), les deuxièmes zones (10 à 17) s’étendent longitudinalement selon respectivement des lignes discontinues. Ensemble selon l’une des revendications 1 à 9, dans lequel ledit au moins un élément d’interconnexion (20, 21) est en contact mécanique direct avec les deuxièmes zones (10 à 17) d’au moins une cellule photovoltaïque (C1 , C2). Ensemble selon l’une des revendications 1 à 10, comprenant une couche diélectrique (61) recouvrant en partie la première zone (5). Ensemble selon l’une des revendications 1 à 9, dans lequel, pour au moins une cellule photovoltaïque (C1, C2), l’ensemble comprend des plots métallisés (60), chaque plot métallisé (60) étant disposé en contact mécanique avec une deuxième zone (10 à 17) de ladite au moins une cellule photovoltaïque (C1, C2) et ledit au moins un élément d’interconnexion (20, 21). Ensemble selon l’une des revendications 1 à 12, dans lequel au moins une cellule photovoltaïque (C1, C2) est du type simple jonction comprenant une seule couche d’oxyde conducteur transparent (3). Ensemble selon l’une des revendications 1 à 13, dans lequel au moins une cellule photovoltaïque (C1, C2) est du type double jonction comprenant deux couches d’oxyde conducteur transparent (3, 4). Ensemble selon l’une des revendications 1 à 14, dans lequel, ledit au moins un élément d’interconnexion (20, 21) s’étend selon une direction (Y), dite secondaire, et pour chaque cellule photovoltaïque (C1, C2), ladite au moins une couche d’oxyde conducteur transparent (3, 4) présente une épaisseur (H2) comprise entre 5 et 70 nanomètres, de préférence entre 15 et 30 nanomètres, l’épaisseur (H2) étant mesurée selon une direction (Z) perpendiculaire à la direction principale (X) et à la direction secondaire (Y). Module photovoltaïque, comprenant au moins un ensemble selon l’une quelconque des revendications précédentes. Procédé de fabrication d’un ensemble pour module photovoltaïque selon l’une des revendications 1 à 15, comprenant :
• une fourniture d’au moins deux cellules photovoltaïques (C1, C2) ; chaque cellule photovoltaïque (C1 , C2) comprenant : o un substrat (2) configuré pour photo-générer des porteurs de charges, et o au moins une couche d’oxyde conducteur transparent (3, 4) comportant au moins une première zone (5) présentant une première conductivité électrique, et
• une formation de deuxièmes zones (10 à 17) présentant une deuxième conductivité électrique strictement supérieure à la première conductivité électrique, les deuxièmes zones (10 à 17) s’étendant longitudinalement selon respectivement des lignes parallèles à une direction principale (X), et
• un dépôt d’au moins un élément d’interconnexion (20, 21) couplé électriquement avec les deuxièmes zones (10 à 17) de chacune desdites au moins deux cellules photovoltaïques (C1, C2) pour les connecter électriquement entre elles, ledit au moins un élément d’interconnexion (20, 21) s’étendant selon une direction perpendiculaire à la direction principale (X), et chaque cellule photovoltaïque (C1, C2) étant dépourvue de ligne de métallisation supplémentaire connectant électriquement ledit au moins un élément d’interconnexion (20, 21) avec ladite au moins une couche d’oxyde conducteur transparent (3, 4).
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