ES2939051T3 - Dispositivo fotovoltaico multiunión - Google Patents

Dispositivo fotovoltaico multiunión Download PDF

Info

Publication number
ES2939051T3
ES2939051T3 ES18707955T ES18707955T ES2939051T3 ES 2939051 T3 ES2939051 T3 ES 2939051T3 ES 18707955 T ES18707955 T ES 18707955T ES 18707955 T ES18707955 T ES 18707955T ES 2939051 T3 ES2939051 T3 ES 2939051T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
layer
subcell
silicon
photovoltaic device
photovoltaic
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.)
Active
Application number
ES18707955T
Other languages
English (en)
Inventor
Simon Kirner
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.)
Oxford Photovoltaics Ltd
Original Assignee
Oxford Photovoltaics Ltd
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 Oxford Photovoltaics Ltd filed Critical Oxford Photovoltaics Ltd
Application granted granted Critical
Publication of ES2939051T3 publication Critical patent/ES2939051T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10K—ORGANIC ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES
    • H10K30/00—Organic devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation
    • H10K30/50—Photovoltaic [PV] devices
    • H10K30/57—Photovoltaic [PV] devices comprising multiple junctions, e.g. tandem PV cells
    • 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
    • H10F10/14—Photovoltaic cells having only PN homojunction potential barriers
    • H10F10/142—Photovoltaic cells having only PN homojunction potential barriers comprising multiple PN homojunctions, e.g. tandem cells
    • 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
    • H10F10/161—Photovoltaic cells having only PN heterojunction potential barriers comprising multiple PN heterojunctions, e.g. tandem cells
    • 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
    • H10F19/00—Integrated devices, or assemblies of multiple devices, comprising at least one photovoltaic cell covered by group H10F10/00, e.g. photovoltaic modules
    • H10F19/40—Integrated devices, or assemblies of multiple devices, comprising at least one photovoltaic cell covered by group H10F10/00, e.g. photovoltaic modules comprising photovoltaic cells in a mechanically stacked configuration
    • 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
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/10—Semiconductor bodies
    • H10F77/12—Active materials
    • H10F77/122—Active materials comprising only Group IV materials
    • 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
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/10—Semiconductor bodies
    • H10F77/14—Shape of semiconductor bodies; Shapes, relative sizes or dispositions of semiconductor regions within semiconductor bodies
    • 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
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/20—Electrodes
    • H10F77/244—Electrodes made of transparent conductive layers, e.g. transparent conductive oxide [TCO] layers
    • 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
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/93—Interconnections
    • H10F77/933—Interconnections for devices having potential barriers
    • H10F77/935—Interconnections for devices having potential barriers for photovoltaic devices or modules
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10K—ORGANIC ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES
    • H10K30/00—Organic devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation
    • H10K30/20—Organic devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation comprising organic-organic junctions, e.g. donor-acceptor junctions
    • H10K30/211—Organic devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation comprising organic-organic junctions, e.g. donor-acceptor junctions comprising multiple junctions, e.g. double heterojunctions
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10K—ORGANIC ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES
    • H10K30/00—Organic devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation
    • H10K30/50—Photovoltaic [PV] devices
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10K—ORGANIC ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES
    • H10K85/00—Organic materials used in the body or electrodes of devices covered by this subclass
    • H10K85/50—Organic perovskites; Hybrid organic-inorganic perovskites [HOIP], e.g. CH3NH3PbI3
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/544—Solar cells from Group III-V materials
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/547—Monocrystalline silicon PV cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/549—Organic PV cells

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Photovoltaic Devices (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Ticket-Dispensing Machines (AREA)

Abstract

Se proporciona un dispositivo fotovoltaico de unión múltiple que comprende una primera subcélula que comprende una región fotoactiva que comprende una capa de material de perovskita, una segunda subcélula que comprende un absorbente de silicio fotoactivo. y una región intermedia dispuesta entre y conectando la primera sub-celda y la segunda sub-celda. La región intermedia comprende una capa de interconexión, comprendiendo la capa de interconexión un material de dos fases que comprende nanocristales de silicio alargados (es decir, similares a filamentos) incrustados en una matriz de óxido de silicio. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Dispositivo fotovoltaico multiunión
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se refiere a un dispositivo fotovoltaico multiunión de perovskita sobre silicio integrado monolíticamente.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Aproximadamente durante los últimos cuarenta años ha habido una comprensión creciente de la necesidad de reemplazar los combustibles fósiles con fuentes de energía sostenibles más seguras. El nuevo suministro de energía también debe tener un bajo impacto ambiental, ser altamente eficiente y ser fácil de usar y rentable de producir. Para este fin, se contempla la energía solar como una de las tecnologías más prometedoras aunque, sin embargo, el alto coste de fabricación de dispositivos que captan energía solar, incluyendo los altos costes de materiales, ha impedido históricamente su uso generalizado.
Cada sólido tiene su propia estructura característica de bandas de energía que determina una amplia gama de características eléctricas. Los electrones pueden pasar de una banda de energía a otra, pero cada transición requiere una energía mínima específica y la cantidad de energía requerida será diferente para diferentes materiales. Los electrones adquieren la energía necesaria para la transición mediante la absorción de un fonón (calor) o un fotón (luz). La expresión "banda prohibida" se refiere al intervalo de diferencia de energía en un sólido donde no pueden existir estados electrónicos, y generalmente significa la diferencia de energía (en electronvoltios) entre la parte superior de la banda de valencia y la parte inferior de la banda de conducción. La eficiencia de un material usado en un dispositivo fotovoltaico, tal como una celda solar, en condiciones de insolación normales es función de la banda prohibida para ese material. Si la banda prohibida es demasiado grande, la mayoría de los fotones de la luz solar no puede absorberse; si es demasiado pequeña, entonces la mayoría de los fotones tiene mucha más energía que la necesaria para excitar electrones a través de la banda prohibida, y el resto se desperdiciará. El límite de Shockley-Queisser se refiere a la cantidad de energía eléctrica máxima teórica que puede extraerse por fotón de luz entrante y es aproximadamente 1,34 eV. Gran parte del trabajo reciente sobre dispositivos fotovoltaicos se ha centrado en la búsqueda de materiales que tengan una banda prohibida lo más cercana posible a este máximo.
Una clase de materiales fotovoltaicos que ha suscitado un interés significativo ha sido la de las perovskitas. Los materiales de este tipo forman una estructura cristalina ABX3 , que se ha descubierto que muestra una banda prohibida favorable, un alto coeficiente de absorción y elevadas longitudes de difusión, haciendo que tales compuestos sean ideales como absorbente en dispositivos fotovoltaicos. Los primeros ejemplos de uso de materiales de perovskita en aplicaciones fotovoltaicas se informaron por Kojima, A. et al., 2009. Organometal halide perovskites as visible-light sensitizers for photovoltaic cells. Journal of the American Chemical Society, 131(17), págs. 6050-1, en donde se usaron perovskitas híbridas de haluro metálico orgánicas-inorgánicas como sensibilizador en celdas fotoelectroquímicas basadas en electrolitos líquidos. Kojima et al. informaron que la eficiencia de conversión de energía solar (o eficiencia de conversión de energía eléctrica, PCE) más alta obtenida fue de un 3,8 %, aunque en este sistema los absorbentes de perovskita decaían rápidamente y el rendimiento de las celdas disminuía después de solo 10 minutos.
Posteriormente, Lee, M.M. et al., 2012. Efficient hybrid solar cells based on meso-superstructured organometal halide perovskites. Science (Nueva York, N.Y.), 338(6107), págs. 643-7 informaron sobre una "celda solar mesosuperestructurada" en la que el electrolito líquido se reemplazó con un conductor de huecos de estado sólido (o material transportador de huecos, HTM), espiro-MeOTAD. Lee et al. informaron un aumento significativo en la eficiencia de conversión conseguida, mientras que también consiguieron una gran mejora de estabilidad de celda como resultado de evitar el uso de disolvente líquido. En los ejemplos descritos, nanopartículas de perovskita CH3NH3PbI3 asumen el papel de sensibilizador en la celda fotovoltaica, inyectando electrones en una estructura mesoscópica de TiO2 y huecos en el HTM de estado sólido. Tanto TiO2 como HTM actúan como contactos selectivos a través de los que se extraen los portadores de carga producidos por fotoexcitación de las nanopartículas de perovskita.
Otro trabajo descrito en el documento de Patente WO2013/171517 desveló la forma en que el uso de perovskitas de aniones mixtos como sensibilizador/absorbente en dispositivos fotovoltaicos, en lugar de perovskitas de anión único, da como resultado dispositivos fotovoltaicos más estables y altamente eficientes. En particular, este documento desvela que la estabilidad superior de las perovskitas de aniones mixtos destaca por el descubrimiento de que los dispositivos exhiben una decoloración insignificante durante el proceso de fabricación del dispositivo, mientras que también exhiben una eficiencia de conversión de energía solar total superior a un 10 %. En comparación, las perovskitas equivalentes de anión único son relativamente inestables, produciéndose decoloración rápidamente cuando se fabrican películas a partir de las perovskitas de haluro único en condiciones ambientales.
Más recientemente, el documento de Patente WO2014/045021 describió dispositivos fotovoltaicos de heterounión plana (PHJ) que comprenden una película delgada de un absorbente de perovskita fotoactivo dispuesto entre capas de tipo n (transporte de electrones) y tipo p (transporte de huecos). Inesperadamente, se descubrió que podían obtenerse buenas eficiencias de dispositivo mediante el uso de una película delgada compacta (es decir, sin porosidad abierta/efectiva) de la perovskita fotoactiva, a diferencia del requisito de un compuesto mesoporoso, lo que demuestra que los absorbentes de perovskita pueden funcionar con altas eficiencias en arquitecturas de dispositivo simplificadas.
Recientemente, una parte de la investigación sobre la aplicación de perovskitas en dispositivos fotovoltaicos se ha centrado en el potencial de estos materiales para aumentar el rendimiento de celdas solares convencionales basadas en silicio combinándolas con una celda basada en perovskita en una disposición en tándem/multiunión. A este respecto, un dispositivo fotovoltaico multiunión comprende múltiples subceldas separadas (es decir, cada una con su propia región fotoactiva) que están "apiladas" unas encima de la otras y que conjuntamente convierten una mayor parte del espectro solar en electricidad, aumentando de ese modo la eficiencia global del dispositivo. Para ello, cada región fotoactiva de cada subcelda se selecciona de modo que la banda prohibida de la región fotoactiva asegure que absorberá eficientemente fotones de un segmento específico del espectro solar. Esto tiene dos ventajas importantes con respecto a los dispositivos fotovoltaicos de unión única convencionales. En primer lugar, la combinación de múltiples subceldas/regiones fotoactivas con diferentes bandas prohibidas asegura que un dispositivo multiunión pueda absorber un mayor intervalo de fotones incidentes y, en segundo lugar, cada subcelda/región fotoactiva será más eficaz en la extracción de energía de los fotones en la parte pertinente del espectro. En particular, la menor banda prohibida de un dispositivo fotovoltaico multiunión será menor que la de un dispositivo de unión única habitual, de modo que un dispositivo multiunión podrá absorber fotones que posean menos energía que los que puede absorber un dispositivo de unión única. Además, para los fotones que serían absorbidos tanto por un dispositivo multiunión como por un dispositivo de unión única, el dispositivo multiunión absorberá esos fotones con mayor eficiencia, ya que tener bandas prohibidas más cercanas a la energía del fotón reduce las pérdidas por termalización.
En un dispositivo multiunión, la subcelda/región fotoactiva superior de la pila tiene la mayor banda prohibida, reduciéndose la banda prohibida de las subceldas/regiones fotoactivas inferiores hacia la parte inferior del dispositivo. Esta disposición maximiza la extracción de energía fotónica dado que la subcelda/región fotoactiva superior absorbe los fotones de mayor energía mientras que permite la transmisión de fotones con menor energía. Cada subcelda/región fotoactiva posterior extrae entonces energía de fotones más cercanos a su banda prohibida, minimizando de ese modo las pérdidas por termalización. La subcelda/región fotoactiva inferior absorbe entonces todos los fotones restantes con energía superior a su banda prohibida. Por tanto, cuando se diseñan celdas multiunión es importante elegir subceldas cuyas regiones fotoactivas tengan las bandas prohibidas correctas para optimizar la recogida del espectro solar. A este respecto, para un dispositivo fotovoltaico en tándem que comprende dos subceldas/regiones fotoactivas, una subcelda/región fotoactiva superior y una subcelda/región fotoactiva inferior, se ha mostrado que la subcelda/región fotoactiva inferior debería tener idealmente una banda prohibida de aproximadamente 1,1 eV, mientras que la subcelda/región fotoactiva superior debería tener idealmente una banda prohibida de aproximadamente 1,7 eV (Coutts, T.J., Emery, K. a. & Scott Ward, J., 2002. Modeled performance of polycrystalline thin-film tandem solar cells. Progress in Photovoltaics: Research and Applications, 10(3), págs. 195­ 203).
Por consiguiente, ha habido interés en el desarrollo de celdas solares híbridas de perovskita orgánicas-inorgánicas para uso en dispositivos fotovoltaicos en tándem, dado que la banda prohibida de estos materiales de perovskita puede ajustarse desde aproximadamente 1,5 eV hasta más de 2 eV variando la composición de haluro de perovskitas de haluro organometálicas (Noh, J.H. et al., 2013. Chemical Management for Colourful, Efficient, and Stable Inorganic-Organic Hybrid Nanostructured Solar Cells. Nano letters, 2, págs. 28-31).
A este respecto, Schneider, B.W. et al. (Schneider, B.W. et al., 2014. Pyramidal surface textures for light trapping and antireflection in perovskite-on-silicon tandem solar cells. Optics Express, 22(S6), pág. A1422) informaron sobre el modelado de una celda en tándem de perovskita sobre silicio en la que la celda modelada tiene una estructura apilada mecánicamente de 4 terminales. Loper, P. et al. (Loper, P. et al., 2015. Organic-inorganic halide perovskite/crystalline silicon four-terminal tandem solar cells. Physical chemistry chemical physics: PCCP, 17, pág.
1619) informaron sobre la implementación de una celda solar en tándem de cuatro terminales que consiste en una subcelda superior de triyoduro de metilamonio y plomo (CH3NH3PM3) (es decir, perovskita de haluro organometálica) apilada mecánicamente sobre una subcelda inferior de heterounión de silicio cristalino. Del mismo modo, Bailie, C. et al. (Bailie, C. et al., 2015. Semi-transparent perovskite solar cells for tandems with silicon and CIGS. Energy Environ. Sci., págs. 1-28) informaron sobre una celda solar en tándem apilada mecánicamente que consiste en una subcelda superior de triyoduro de metilamonio y plomo (CH3NH3PM3) sobre una subcelda inferior de diseleniuro de cobre, indio y galio (ClGS) o silicio multicristalino de baja calidad. Filipic, M. et al. (Filipic, M. et al., 2015. CH3NH3Pbl3 perovskite/silicon tandem solar cells: characterization based optical simulations. Optics Express, 23(7), págs. 480­ 484) informaron sobre la simulación de dispositivos en tándem tanto apilados mecánicamente (cuatro terminales) como integrados monolíticamente (dos terminales) que consisten en una subcelda superior de triyoduro de metilamonio y plomo (CH3NH3PM3) y una subcelda inferior de silicio cristalino. Mailoa, J.P. et al. (Mailoa, J.P. et al., 2015. A 2-terminal perovskite/silicon multi-junction solar cell enabled by a silicon tunnel junction. Applied Physics Letters, 106(12), pág. 121105) informaron posteriormente sobre la fabricación de una celda solar en tándem monolítica que consiste en una subcelda superior de triyoduro de metilamonio y plomo (CH3NH3PM3) y una subcelda inferior de silicio cristalino.
El documento de Patente US20150249170 desvela un dispositivo optoelectrónico que presenta una capa de material de perovskita sin porosidad abierta entre una región de tipo n y una región de tipo p, con una heterounión plana formada entre la región de tipo n o p. No desvela el uso de nanocristales de silicio embebidos en una matriz de óxido de silicio para uso como material para capas de interconexión.
En un dispositivo fotovoltaico multiunión apilado mecánicamente, las subceldas individuales están apiladas unas encima de las otras y cada una está provista de sus propios contactos eléctricos separados, de modo que las subceldas individuales están conectadas en paralelo y no requieren coincidencia de corriente. Esto contrasta con un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente en el que las subceldas individuales están conectadas eléctricamente en serie entre un solo par de terminales, que da como resultado la necesidad de una capa de recombinación o una unión de túnel y la coincidencia de corriente entre subceldas adyacentes. Aunque un dispositivo fotovoltaico multiunión apilado mecánicamente no requiere una coincidencia de corriente entre las subceldas, el tamaño adicional y el coste de los contactos y sustratos adicionales, y un límite de eficiencia práctico inferior, hacen que las estructuras apiladas mecánicamente sean menos favorables que las estructuras integradas monolíticamente.
En la actualidad, las celdas solares en tándem de perovskita de haluro metálico/silicio habituales incorporan capas de óxido conductor transparente (TCO) en la parte superior de la subcelda inferior de silicio, que son necesarias para formar un contacto de recombinación de túnel óhmico bajo entre la subcelda de silicio y la subcelda de perovskita. A modo de ejemplo, la Figura 1 ilustra esquemáticamente un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente convencional que comprende una subcelda superior basada en perovskita, una subcelda inferior basada en silicio y una capa de interconexión de TCO que comprende óxido de estaño e indio (ITO). Aunque esta configuración es electrónicamente favorable, induce dos problemas.
En primer lugar, la alta conductividad lateral de la capa de ITO (conductividad específica > 2 x 102 S/cm) hace que las posibles rutas de derivación existentes en la capa absorbente sean muy perjudiciales para el dispositivo fotovoltaico completo, dado que pueden acortar grandes fracciones del dispositivo. La Figura 2 muestra las características de corriente-tensión (IV) en oscuridad y luminosidad de dos celdas en tándem de perovskita/silicio representativas con una capa de ITO de 50 nm (buena conductividad) y 10 nm (menor conductividad) de espesor. Ambas celdas se fabricaron con obleas de c-Si con textura piramidal estándar y adolecen de una tensión de circuito abierto y un factor de llenado menores de lo esperado. Probablemente, ambos están causados por rutas de derivación a través de los absorbentes de perovskita. Como se ha mencionado anteriormente, estas son particularmente perjudiciales si están bien conectadas al resto del dispositivo. Esto explica la gran diferencia en las curvas IV entre los dos espesores de ITO, dado que la capa de ITO más delgada tiene una resistencia laminar significativamente mayor que la más gruesa.
El segundo problema inducido por la capa de ITO es que forma una interfase altamente reflectante, debido al orden desfavorable de índices de refracción, que se muestra esquemáticamente en la Figura 3. Aunque es habitual el caso de que estén presentes capas funcionales adicionales entre las capas absorbentes de perovskita y silicio y el TCO, estas no se muestran en la Figura 3 ya que su influencia en la propagación de luz es insignificante debido a su bajo espesor óptico.
SUMARIO DE LA PRESENTE INVENCIÓN
Para reducir la influencia perjudicial de las rutas de derivación locales, los presentes inventores han desarrollado un dispositivo fotovoltaico multiunión de perovskita sobre silicio integrado monolíticamente que comprende una capa de interconexión, dispuesta entre la subcelda de perovskita y la subcelda de silicio, que tiene una conductancia lateral muy baja pero tiene una conductancia transversal que es suficientemente alta para permitir un transporte sin pérdidas. Además, la composición de la capa de interconexión desarrollada por los presentes inventores puede variarse para ajustar el índice de refracción de modo que se reduzcan las pérdidas por reflexión mientras se mantiene suficiente conductividad transversal. Específicamente, los presentes inventores proponen reemplazar la capa de TCO convencional con una capa de un material bifásico que comprende nanocristales de silicio alargados similares a filamentos embebidos en una matriz amorfa de óxido de silicio hidrogenado (denominada en el presente documento nc-SiOx:H). Tales materiales bifásicos pueden fabricarse mediante deposición química de vapor mejorada con plasma (PECVD) usando condiciones que den como resultado la formación de nanocristales de silicio alargados durante el crecimiento de la película de nc-SiOx:H, en donde el eje longitudinal de los nanocristales de silicio alargados es sustancialmente perpendicular al sustrato (es decir, está orientado transversalmente en la película de nc-SiOx:H). Por tanto, la conductividad lateral de la capa de material bifásico, que dependerá de la estequiometría y la nanoestructura, puede ser uno o más, preferentemente dos o más, más preferentemente tres o más, muy preferentemente varios, órdenes de magnitud inferior a la conductividad transversal. De ese modo, usando tal capa, puede realizarse un contacto de recombinación de túnel óhmico bajo debido a la alta conductividad transversal, mientras que la baja conductividad lateral reduce la influencia perjudicial de las rutas de derivación. Además, la naturaleza bifásica del material permite ajustar el índice de refracción efectivo del material variando la fracción y la composición de la fase de a-SiOx:H en un amplio intervalo, mientras se mantiene una conductividad transversal suficientemente alta, que se cree que es proporcionada por la fase nanocristalina dopada. Por tanto, de acuerdo con un primer aspecto, se proporciona un dispositivo fotovoltaico multiunión de acuerdo con la reivindicación 1.
Un eje longitudinal de los nanocristales de silicio alargados es sustancialmente perpendicular a superficies opuestas de la primera subcelda fotovoltaica y la segunda subcelda fotovoltaica.
La matriz de óxido de silicio comprende preferentemente óxido de silicio hidrogenado amorfo. La matriz de óxido de silicio puede tener una fracción de oxígeno de un 10 a un 50 %.
El diámetro de los nanocristales de silicio alargados puede ser menor que 50 nm, es preferentemente menor o igual que 10 nm, y es más preferentemente menor o igual que 5 nm. El material bifásico puede comprender de un 10 a un 50 % de nanocristales de silicio en volumen. Los nanocristales de silicio alargados están dopados, con dopaje de tipo n o de tipo p.
La conductividad lateral de la capa de interconexión puede ser varios órdenes de magnitud inferior a la conductividad transversal de la capa de interconexión. La capa de interconexión tiene preferentemente un espesor de 5 nm a 200 nm, preferentemente de 70 nm a 90 nm, y más preferentemente aproximadamente 80 nm. La capa de interconexión tiene preferentemente un índice de refracción (n) en el intervalo de 2,70 a 2,90, preferentemente en el intervalo de 2,75 a 2,85, más preferentemente en el intervalo de 2,79 a 2,81, y de forma particularmente preferente tiene un índice de refracción de 2,8.
El material bifásico consiste en nanocristales de silicio embebidos en una matriz de óxido de silicio.
La región intermedia puede comprender una o más capas adicionales.
La región intermedia puede comprender además una capa de óxido conductor transparente (TCO). La capa de óxido conductor transparente (TCO) puede estar dispuesta entre la capa de interconexión y la primera subcelda fotovoltaica. La capa de óxido conductor transparente (TCO) tiene preferentemente un espesor de 1 nm a 20 nm, preferentemente de 5 nm a 20 nm, y más preferentemente de 10 nm a 20 nm.
La región intermedia puede comprender además una capa de recombinación. La capa de recombinación puede estar dispuesta entre la capa de interconexión y la segunda subcelda fotovoltaica. Alternativamente, la capa de recombinación puede estar dispuesta entre la capa de interconexión y la primera subcelda fotovoltaica. Preferentemente, la capa de recombinación comprende silicio nanocristalino dopado n.
La región intermedia puede comprender además una capa de interconexión adicional que comprende un material bifásico que comprende nanocristales de silicio embebidos en una matriz de óxido de silicio. Preferentemente, una de la capa de interconexión y la capa de interconexión adicional comprende nanocristales de silicio alargados dopados n y la otra de la capa de interconexión y la capa de interconexión adicional comprende nanocristales de silicio alargados dopados p.
La primera subcelda puede comprender una región de tipo p y una región de tipo n, estando dispuesta la región fotoactiva entre la región de tipo p y la región de tipo n.
La primera subcelda fotovoltaica puede tener una estructura regular. En tal caso, la primera subcelda fotovoltaica está dispuesta de modo que la región de tipo n sea adyacente a la segunda subcelda. En tal caso, el dispositivo fotovoltaico está configurado preferentemente para que se ilumine a través de una región de tipo p de la primera subcelda. Alternativamente, la primera subcelda fotovoltaica puede tener una estructura invertida. En tal caso, la primera subcelda fotovoltaica está dispuesta de modo que la región de tipo p sea adyacente a la segunda subcelda. En tal caso, el dispositivo fotovoltaico está configurado preferentemente para que se ilumine a través de una región de tipo n de la primera subcelda.
La segunda subcelda puede comprender una unión de silicio difusa. La segunda subcelda puede comprender una heterounión de silicio (SHJ).
La primera subcelda comprende preferentemente una capa de material de perovskita de fórmula general (I):
[A][B][X]3 (I)
en donde [A] es uno o más cationes monovalentes, [B] es uno o más cationes inorgánicos divalentes, y [X] es uno o más aniones haluro.
[X] puede comprender uno o más aniones haluro seleccionados entre fluoruro, cloruro, bromuro y yoduro, y seleccionados preferentemente entre cloruro, bromuro y yoduro, y seleccionados más preferentemente entre bromuro y yoduro. Preferentemente, [X] comprende dos aniones haluro diferentes seleccionados entre fluoruro, cloruro, bromuro y yoduro, y seleccionados preferentemente entre cloruro, bromuro y yoduro, y más preferentemente comprende bromuro y yoduro.
[A] puede comprender uno o más cationes orgánicos seleccionados entre metilamonio (CH3NH3+), formamidinio ÍHC(NH)2)2+), y etilamonio (CH3CH2NH3+), y comprende preferentemente un catión orgánico seleccionado entre metilamonio (CH3NH3+) y formamidinio (hC(Nh )2)2+). Además, o alternativamente, [A] puede comprender uno o más cationes inorgánicos seleccionados entre Cs+ , Rb+, Cu+, Pd+ , Pt+ , Ag+, Au+, Rh+, y Ru+ .
[B] puede comprender al menos un catión inorgánico divalente seleccionado entre Pb2+ y Sn2+, y comprende preferentemente Pb2+.
Preferentemente, el material de perovskita es de fórmula general (IA):
AxA'1-xB(XyX'1-y)3 (IA)
en donde A se selecciona entre metilamonio (MA) y formamidinio (FA), A' se selecciona entre formamidinio (FA) y un catión de cesio (Cs+), B se selecciona entre Pb2+ y Sn2+, X es yodo y X' es bromo, y en donde 0 < x < 1 y 0 < y < 1. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
A continuación, la presente invención se describirá más particularmente a modo de ejemplo solo por referencia a los dibujos adjuntos, en los que:
la Figura 1 ilustra esquemáticamente un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente convencional que comprende una subcelda superior basada en perovskita y una subcelda inferior basada en silicio;
la Figura 2 muestra las características de corriente-tensión en iluminación y oscuridad de dos celdas solares en tándem de perovskita/silicio que tienen una capa de TCO de 50 nm y 10 nm de espesor, respectivamente;
la Figura 3 ilustra esquemáticamente la distribución de índices de refracción cerca del contacto entre las dos subceldas para un dispositivo fotovoltaico integrado monolíticamente convencional;
la Figura 4 ilustra esquemáticamente un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente como se describe en el presente documento;
la Figura 5 ilustra esquemáticamente la distribución de índices de refracción cerca del contacto entre las dos subceldas para un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente como se describe en el presente documento;
la Figura 6 muestra la reflectancia y los espectros de eficiencia cuántica externa (EQE) simulados de las celdas superior e inferior de celdas solares en tándem de perovskita/silicio con una capa de interconexión de 80 nm, como se describe en el presente documento;
las Figuras 7 a 14 ilustran esquemáticamente ejemplos específicos del dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente como se describe en el presente documento;
la Figura 15 ilustra la eficiencia cuántica externa (EQE) y 1 - reflexión total para el dispositivo fotovoltaico ejemplar mostrado en la Figura 11 que tiene una intercapa de nc-SiOx:H (n = 2,7, 100 nm) y compara esta con la EQE obtenida para una celda de referencia similar que tiene una capa de interconexión que comprende nc-Si:H;
la Figura 16 ilustra las densidades de corriente experimental y simulada para las subceldas superior e inferior y la reflexión en función del espesor de intercapa para n = 2,7 para el dispositivo fotovoltaico mostrado esquemáticamente en la Figura 11; y
la Figura 17 ilustra las curvas de densidad de corriente frente a tensión (JV) en iluminación para barridos realizados en la dirección Jsc a Voc (dir.), Voc a Jsc (inv.), la curva en oscuridad en la misma dirección que dir. y la curva de seguimiento del punto de máxima potencia (MPP), con respecto al dispositivo fotovoltaico mostrado esquemáticamente en la Figura 11 (es decir, con una intercapa de nc-SiOx ), y un dispositivo fotovoltaico similar de referencia (ref.) que no contiene una intercapa de nc-SiOx .
DESCRIPCIÓN DETALLADA
Definiciones
El término "matriz", como se usa en el presente documento, se refiere a material de grano fino en el que están embebidos objetos de mayor tamaño.
El término "fotoactivo", como se usa en el presente documento, se refiere a una región, capa o material que es capaz de responder fotoeléctricamente a la luz. Por tanto, una región, capa o material fotoactivo es capaz de absorber la energía portada por los fotones de la luz, que a continuación da como resultado la generación de electricidad (por ejemplo, generando pares electrón-hueco o excitones).
El término "perovskita", como se usa en el presente documento, se refiere a un material con estructura cristalina tridimensional relacionada con la de CaTiO3 o un material que comprende una capa de material, capa que tiene una estructura relacionada con la de CaTiO3. La estructura de CaTiO3 puede representarse mediante la fórmula ABX3 , en donde A y B son cationes de diferentes tamaños y X es un anión. En la celda unidad, los cationes A están en (0,0,0), los cationes B están en (1/2, 1/2, 1/2) y los aniones X están en (1/2, 1/2, 0). El catión A es habitualmente de mayor tamaño que el catión B. El experto entenderá que, cuando se varían A, B y X, los diferentes tamaños iónicos pueden causar que la estructura del material de perovskita se distorsione de la estructura adoptada por CaTiO3 a una estructura distorsionada de menor simetría. La simetría también será inferior si el material comprende una capa que tenga una estructura relacionada con la de CaTiO3. Los materiales que comprenden una capa de material de perovskita se conocen bien. Por ejemplo, la estructura de los materiales que adoptan la estructura de tipo K2 NiF4 comprende una capa de material de perovskita. El experto entenderá que un material de perovskita puede representarse mediante la fórmula [A][B][X]3 , en donde [A] es al menos un catión, [B] es al menos un catión y [X] es al menos un anión. Cuando la perovskita comprende más de un catión A, los diferentes cationes A pueden distribuirse en los sitios A de forma ordenada o desordenada. Cuando la perovskita comprende más de un catión B, los diferentes cationes B pueden distribuirse en los sitios B de forma ordenada o desordenada. Cuando la perovskita comprende más de un anión X, los diferentes aniones X pueden distribuirse en los sitios X de forma ordenada o desordenada. La simetría de una perovskita que comprende más de un catión A, más de un catión B o más de un anión X será inferior que la de CaTiO3.
Como se ha mencionado en el párrafo precedente, el término "perovskita", como se usa en el presente documento, se refiere a (a) un material con una estructura cristalina tridimensional relacionada con la de CaTiO3 o (b) un material que comprende una capa de material, en donde la capa tiene una estructura relacionada con la de CaTiO3. Aunque estas dos categorías de perovskita pueden usarse en los dispositivos de acuerdo con la invención, en ciertas circunstancias, es preferente usar una perovskita de la primera categoría, (a), es decir, una perovskita que tiene una estructura cristalina tridimensional (3D). Tales perovskitas comprenden habitualmente una red 3D de celdas unidad de perovskita sin ninguna separación entre capas. Por otra parte, las perovskitas de la segunda categoría, (b), incluyen perovskitas que tienen una estructura laminar bidimensional (2D). Las perovskitas que tienen una estructura laminar 2d pueden comprender capas de celdas unidad de perovskita que están separadas por moléculas (intercaladas); un ejemplo de tal perovskita laminar 2D es [2-(1-ciclohexenil)etilamonio]2PbBr4. Las perovskitas laminares 2D tienden a tener elevadas energías de unión de excitón, lo que favorece la generación de pares electrón-hueco unidos (excitones), en lugar de portadores de carga libres, bajo fotoexcitación. Los pares electrónhueco unidos pueden no tener suficiente movilidad para alcanzar el contacto de tipo p o de tipo n, donde a continuación pueden transferirse (ionizarse) y generar carga libre. Por consiguiente, para generar carga libre, tiene que superarse la energía de unión de excitón, lo que representa un coste energético para el proceso de generación de carga y da como resultado una tensión menor en la celda fotovoltaica y una eficiencia menor. Por el contrario, las perovskitas que tienen una estructura cristalina 3D tienden a tener energías de unión de excitón muy inferiores (del orden de la energía térmica) y, por tanto, pueden generar portadores libres directamente después de fotoexcitación. Por consiguiente, el semiconductor de perovskita empleado en los dispositivos y procesos de la invención es preferentemente una perovskita de la primera categoría, (a), es decir, una perovskita que tiene una estructura cristalina tridimensional. Esto es particularmente preferente cuando el dispositivo optoelectrónico es un dispositivo fotovoltaico.
El material de perovskita empleado en la presente invención es el que es capaz de absorber luz y generar de ese modo portadores de carga libres. De ese modo, la perovskita empleada es un material de perovskita absorbente de luz. Sin embargo, el experto entenderá que el material de perovskita también podría ser un material de perovskita que sea capaz de emitir luz, por aceptación de carga, tanto electrones como huecos, que posteriormente se recombinan y emiten luz. De ese modo, la perovskita empleada puede ser una perovskita emisora de luz.
Como entenderá el experto, el material de perovskita empleado en la presente invención puede ser una perovskita que actúe como semiconductor transportador de electrones de tipo n cuando se fotodopa. Alternativamente, puede ser una perovskita que actúe como semiconductor transportador de huecos de tipo p cuando se fotodopa. De ese modo, la perovskita puede ser de tipo n o de tipo p, o puede ser un semiconductor intrínseco. En realizaciones preferentes, la perovskita empleada es la que actúa como semiconductor transportador de electrones de tipo n cuando se fotodopa. El material de perovskita puede exhibir un transporte de carga ambipolar y, por tanto, actuar como semiconductor tanto de tipo n como de tipo p. En particular, la perovskita puede actuar como semiconductor tanto de tipo n como de tipo p dependiendo del tipo de unión formada entre la perovskita y un material adyacente.
Por lo general, el semiconductor de perovskita usado en la presente invención es un material fotosensibilizador, es decir, un material que es capaz de realizar tanto fotogeneración como transporte de carga.
La expresión "anión mixto", como se usa en el presente documento, se refiere a un compuesto que comprende al menos dos aniones diferentes. El término "haluro" se refiere a un anión de un elemento seleccionado entre el grupo 17 de la tabla periódica de los elementos, es decir, entre un halógeno. Por lo general, anión haluro se refiere a un anión fluoruro, un anión cloruro, un anión bromuro, un anión yoduro o un anión astaturo.
La expresión "perovskita de haluro metálico", como se usa en el presente documento, se refiere a una perovskita cuya fórmula contiene al menos un catión metálico y al menos un anión haluro. La expresión "perovskita de haluro organometálica", como se usa en el presente documento, se refiere a una perovskita de haluro metálico cuya fórmula contiene al menos un catión orgánico.
La expresión "material orgánico" tiene el significado normal en la técnica. Por lo general, un material orgánico se refiere a un material que comprende uno o más compuestos que comprenden un átomo de carbono. Como entenderá el experto, un compuesto orgánico puede comprender un átomo de carbono unido covalentemente a otro átomo de carbono, o a un átomo de hidrógeno, o a un átomo de halógeno, o a un átomo de calcógeno (por ejemplo, un átomo de oxígeno, un átomo de azufre, un átomo de selenio o un átomo de teluro). El experto entenderá que la expresión "compuesto orgánico" no incluye habitualmente compuestos que sean predominantemente iónicos, tales como, por ejemplo, carburos.
La expresión "catión orgánico" se refiere a un catión que comprende carbono. El catión puede comprender elementos adicionales, por ejemplo, el catión puede comprender hidrógeno, nitrógeno u oxígeno. La expresión "catión inorgánico" se refiere a un catión que no es un catión orgánico. Por defecto, la expresión "catión inorgánico" se refiere a un catión que no contiene carbono.
El término "semiconductor", como se usa en el presente documento, se refiere a un material con conductividad eléctrica intermedia en magnitud entre la de un conductor y un dieléctrico. Un semiconductor puede ser un semiconductor de tipo n, un semiconductor de tipo p o un semiconductor intrínseco.
El término "dieléctrico", como se usa en el presente documento, se refiere a un material que es aislante eléctrico o conductor muy malo de la corriente eléctrica. Por tanto, el término dieléctrico excluye materiales semiconductores tales como el dióxido de titanio. El término dieléctrico, como se usa en el presente documento, se refiere habitualmente a materiales que tienen una banda prohibida mayor o igual que 4,0 eV (la banda prohibida del dióxido de titanio es aproximadamente 3,2 eV).
La expresión "tipo n", como se usa en el presente documento, se refiere a una región, capa o material que comprende un semiconductor extrínseco con mayor concentración de electrones que de huecos. Por tanto, en los semiconductores de tipo n, los electrones son mayoritariamente portadores y los huecos son minoritariamente portadores y, por tanto, son materiales transportadores de electrones. La expresión "región de tipo n", como se usa en el presente documento, se refiere por tanto a una región de uno o más materiales transportadores de electrones (es decir, de tipo n). Del mismo modo, la expresión "capa de tipo n" se refiere a una capa de un material transportador de electrones (es decir, de tipo n). Un material transportador de electrones (es decir, de tipo n) podría ser un único compuesto o material elemental transportador de electrones, o una mezcla de dos o más compuestos o materiales elementales transportadores de electrones. Un compuesto o material elemental transportador de electrones puede estar sin dopar o dopado con uno o más elementos dopantes.
La expresión "tipo p", como se usa en el presente documento, se refiere a una región, capa o material que comprende un semiconductor extrínseco con una mayor concentración de huecos que de electrones. En los semiconductores de tipo p, los huecos son mayoritariamente portadores y los electrones son minoritariamente portadores y, por tanto, son materiales transportadores de huecos. La expresión "región de tipo p", como se usa en el presente documento, se refiere por tanto a una región de uno o más materiales transportadores de huecos (es decir, de tipo p). Del mismo modo, la expresión "capa de tipo p" se refiere a una capa de un material transportador de huecos (es decir, de tipo p). Un material transportador de huecos (es decir, de tipo p) podría ser un único compuesto o material elemental transportador de huecos, o una mezcla de dos o más compuestos o materiales elementales transportadores de huecos. Un compuesto o material elemental transportador de huecos puede estar sin dopar o dopado con uno o más elementos dopantes.
La expresión "banda prohibida", como se usa en el presente documento, se refiere a la diferencia de energía entre la parte superior de la banda de valencia y la parte inferior de la banda de conducción en un material. El experto puede medir fácilmente la banda prohibida de un material sin excesiva experimentación.
El término "capa", como se usa en el presente documento, se refiere a cualquier estructura que sea de forma básicamente laminar (por ejemplo, que se extienda sustancialmente en dos direcciones perpendiculares, pero su extensión esté limitada en la tercera dirección perpendicular). Una capa puede tener un espesor que varíe a lo largo de la extensión de la capa. Por lo general, una capa tiene un espesor aproximadamente constante. El "espesor" de una capa, como se usa en el presente documento, se refiere al espesor medio de una capa. El espesor de las capas puede medirse fácilmente, por ejemplo, usando microscopía, tal como microscopía electrónica, de una sección transversal de una película, o mediante perfilometría superficial, por ejemplo, usando un perfilómetro de puntero. El término "poroso", como se usa en el presente documento, se refiere a un material en el que están dispuestos poros. De ese modo, por ejemplo, en un material poroso, los poros son volúmenes dentro del cuerpo del material donde no existe material. Los poros individuales pueden tener el mismo tamaño o tamaños diferentes. El tamaño de los poros se define como "tamaño de poro". El tamaño limitante de un poro, para la mayoría de los fenómenos en los que están implicados sólidos porosos, es el de su menor dimensión que, en ausencia de cualquier precisión adicional, se denomina ancho de poro (es decir, el ancho de un poro con forma de rendija, el diámetro de un poro cilíndrico o esférico, etc.). Para evitar un cambio de escala erróneo cuando se comparan poros cilíndricos y con forma de rendija, debería usarse el diámetro de un poro cilindrico (en lugar de su longitud) como su "ancho de poro" (Rouquerol, J. et al., (1994) Recommendations for the characterization of porous solids (Technical Report). Pure and Applied Chemistry, 66(8)). Se adoptaron las siguientes distinciones y definiciones en documentos anteriores de la IUPAC (J. Haber. (1991) Manual on catalyst characterization (Recommendations 1991). Pure and Applied Chemistry.): los microporos tienen anchos (es decir, tamaños de poro) menores que 2 nm; los mesoporos tienen anchos (es decir, tamaños de poro) de 2 nm a 50 nm; y los macroporos tienen anchos (es decir, tamaños de poro) de más de 50 nm. Además, puede considerarse que los nanoporos tienen anchos (es decir, tamaños de poro) de menos de 1 nm.
Los poros en un material pueden incluir poros "cerrados" así como poros abiertos. Un poro cerrado es un poro en un material que es una cavidad no conectada, es decir, un poro que está aislado dentro del material y no está conectado a ningún otro poro y, por tanto, al que no puede acceder un fluido al que esté expuesto el material. Por otra parte, un "poro abierto" sería accesible por tal fluido. Los conceptos de porosidad abierta y cerrada se discuten con detalle en J. Rouquerol et al.
Por tanto, la porosidad abierta se refiere a la fracción del volumen total del material poroso en la que podría tener lugar flujo de fluido de forma eficaz. Esto excluye, por tanto, los poros cerrados. La expresión "porosidad abierta" es intercambiable con las expresiones "porosidad conectada" y porosidad eficaz" y, habitualmente, en la técnica se reduce simplemente a "porosidad". La expresión "sin porosidad abierta", como se usa en el presente documento, se refiere por tanto a un material sin porosidad eficaz. De ese modo, por lo general, un material sin porosidad abierta no tiene macroporos ni mesoporos. Sin embargo, un material sin porosidad abierta puede comprender microporos y nanoporos. Tales microporos y nanoporos son habitualmente demasiado pequeños para tener un efecto negativo en un material para el que se desea baja porosidad.
Además, los materiales policristalinos son sólidos que están compuestos por una diversidad de cristalitas o granos separados, con límites de grano en la interfase entre dos cualesquiera cristalitas o granos en el material. Por tanto, un material policristalino puede tener tanto porosidad interparticular/intersticial como porosidad intraparticular/interna. Las expresiones "porosidad interparticular" y "porosidad intersticial", como se usan en el presente documento, se refieren a poros entre las cristalitas o granos del material policristalino (es decir, los límites de grano), mientras que las expresiones "porosidad intraparticular" y "porosidad interna", como se usan en el presente documento, se refieren a poros dentro de las cristalitas o granos individuales del material policristalino. Por el contrario, un cristal individual o material monocristalino es un sólido en el que la red cristalina es continua y está intacta en todo el volumen del material, de modo que no existen límites de grano ni porosidad interparticular/intersticial.
La expresión "capa compacta", como se usa en el presente documento, se refiere a una capa sin mesoporosidad o macroporosidad. En ocasiones, una capa compacta puede tener microporosidad o nanoporosidad.
La expresión "material estructural", como se usa en el presente documento, se refiere por tanto un material que es capaz de actuar como soporte para un material adicional. La expresión "material estructural poroso", como se usa en el presente documento, se refiere por tanto al material que es poroso en sí mismo, y que es capaz de actuar como soporte para un material adicional.
El término "transparente", como se usa en el presente documento, se refiere a un material u objeto que permite que la luz pase a través casi sin alterarse de modo que los objetos detrás del mismo puedan distinguirse. El término "semitransparente", como se usa en el presente documento, se refiere por tanto a un material u objeto que tiene una transmisión (denominada alternativa y equivalentemente transmitancia) para la luz intermedia entre un material u objeto transparente y un material u objeto opaco. Habitualmente, un material transparente tendrá una transmisión media para la luz de aproximadamente un 100 %, o de un 90 a un 100 %. Habitualmente, un material opaco tendrá una transmisión media para la luz de aproximadamente un 0 %, o de un 0 a u n 5 %. Un material u objeto semitransparente tendrá habitualmente una transmisión media para la luz de un 10 a un 90 %, habitualmente de un 40 a un 60 %. Habitualmente, a diferencia de numerosos objetos traslúcidos, los objetos semitransparentes no distorsionan ni desdibujan las imágenes. La transmisión para la luz puede medirse usando métodos de rutina, por ejemplo, por comparación de la intensidad de la luz incidente con la intensidad de la luz transmitida.
El término "electrodo", como se usa en el presente documento, se refiere a un material u objeto conductor a través del que la corriente eléctrica entra en o abandona un objeto, sustancia o región. La expresión "electrodo negativo", como se usa en el presente documento, se refiere a un electrodo a través del que los electrones abandonan un material u objeto (es decir, un electrodo colector de electrones). Un electrodo negativo se denomina habitualmente "ánodo". La expresión "electrodo positivo", como se usa en el presente documento, se refiere a un electrodo a través del que los huecos abandonan un material u objeto (es decir, un electrodo colector de huecos). Un electrodo positivo se denomina habitualmente "cátodo". En un dispositivo fotovoltaico, los electrones fluyen del electrodo positivo/cátodo al electrodo negativo/ánodo, mientras que los huecos fluyen del electrodo negativo/ánodo al electrodo positivo/cátodo.
La expresión "electrodo delantero", como se usa en el presente documento, se refiere al electrodo provisto en el lado o superficie de un dispositivo fotovoltaico que se pretende que esté expuesto a la luz solar. Por tanto, habitualmente se requiere que el electrodo delantero sea transparente o semitransparente para permitir que la luz pase a través del electrodo a las capas fotoactivas provistas bajo el electrodo delantero. La expresión "electrodo trasero", como se usa en el presente documento, se refiere por tanto al electrodo provisto en el lado o superficie de un dispositivo fotovoltaico que es la opuesta al lado o superficie que se pretende que esté expuesto a la luz solar.
La expresión "transportador de carga" se refiere a una región, capa o material a través del que es libre de moverse un portador de carga (es decir, una partícula que porta una carga eléctrica). En los semiconductores, los electrones actúan como portadores de carga negativa móviles y los huecos actúan como cargas positivas móviles. Por tanto, la expresión "transportador de electrones" se refiere a una región, capa o material a través del que los electrones pueden fluir fácilmente y que habitualmente reflejará huecos (siendo un hueco la ausencia de un electrón que se considera como portador móvil de carga positiva en un semiconductor). Por el contrario, la expresión "transportador de huecos" se refiere a una región, capa o material a través del que los huecos pueden fluir fácilmente y que habitualmente reflejará electrones.
La expresión "que consiste esencialmente en" se refiere a una composición que comprende los componentes en los que consiste esencialmente, así como otros componentes, siempre que los otros componentes no afecten materialmente a las características esenciales de la composición. Habitualmente, una composición que consiste esencialmente en ciertos componentes comprenderá una cantidad mayor o igual que un 95 % en peso de esos componentes o mayor o igual que un 99 % en peso de esos componentes.
Estructura general del dispositivo
La Figura 4 ilustra esquemáticamente un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente 100 que comprende una subcelda primera/superior 110 que comprende una región fotoactiva que comprende un material de perovskita, mientras que la subcelda segunda/inferior 120 comprende un absorbente de silicio fotoactivo. El dispositivo fotovoltaico multiunión 100 tiene una estructura integrada monolíticamente y por tanto comprende solo dos electrodos, un electrodo delantero/primero 101 y un electrodo trasero/segundo 102, con la subcelda primera/superior 110 y la subcelda segunda/inferior 120 dispuestas entre estos dos electrodos. En particular, la primera subcelda 110 está en contacto con el electrodo primero/delantero 110 y la segunda subcelda 120 está en contacto con el electrodo segundo/trasero 102. El dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente 100 también comprende habitualmente una rejilla metálica en la superficie superior del electrodo delantero/primero 101 como contacto superior (no mostrado). A modo de ejemplo, el contacto superior podría estar provisto de una rejilla o dedos metálicos producidos por serigrafía de una pasta de plata y/o cobre.
Además, dado que la estructura integrada monolíticamente comprende solo dos electrodos, la primera y segunda subceldas 110, 120 están entonces conectadas entre sí mediante una región intermedia 130 que comprende una o más capas de interconexión. En un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente las subceldas individuales están conectadas eléctricamente en serie, lo que da como resultado la necesidad de una capa de recombinación o una unión de túnel y coincidencia de corriente entre las subceldas.
La región intermedia 130 comprende una capa de interconexión 131. La capa de interconexión 131 comprende un material bifásico que comprende nanocristales de silicio (nc-Si:H) alargados (es decir, similares a filamentos) 131a embebidos en una matriz de óxido de silicio 131b (denominada en el presente documento nc-SiOx:H). Un eje longitudinal de los nanocristales de silicio alargados 131a es sustancialmente perpendicular a superficies opuestas de la primera subcelda 110 y la segunda subcelda 120 (es decir, los nanocristales de silicio alargados están orientados transversalmente dentro de la película de nc-SiOx:H 131). Preferentemente, el material bifásico de la capa de interconexión 131 consiste en nanocristales de silicio embebidos en una matriz de óxido de silicio.
Los nanocristales de silicio alargados 131a están preferentemente dopados, con dopaje de tipo n o de tipo p, y la matriz de óxido de silicio 131b comprende preferentemente óxido de silicio hidrogenado amorfo (a-SiOx:H).
La capa de interconexión 131 tiene preferentemente un espesor de 5 nm a 200 nm, preferentemente de 70 nm a 90 nm, y más preferentemente aproximadamente 80 nm.
La conductividad lateral de la capa de interconexión 131 del material bifásico dependerá de la estequiometría y la nanoestructura y puede ser varios órdenes de magnitud inferior a la conductividad transversal. A este respecto, el diámetro de los nanocristales de silicio alargados 131a puede ser inferior a 50 nm, es preferentemente menor o igual que 10 nm, y es más preferentemente menor o igual que 5 nm. Además, el material bifásico de la capa de interconexión 131 puede comprender de un 10 a un 50 % de nanocristales de silicio en volumen.
Además, la naturaleza bifásica de la capa de interconexión 131 permite que el índice de refracción efectivo se ajuste variando la fracción y la composición de la fase de a-SiOx:H en un amplio intervalo mientras se mantiene una conductividad transversal suficientemente alta, que se cree que es proporcionada por la fase nanocristalina dopada. Preferentemente, la matriz de óxido de silicio tiene una fracción de oxígeno de un 10 a un 50 %.
La región intermedia 130/capa de interconexión 131 también tienen preferentemente índices de refracción (n) de aproximadamente 2,8. A este respecto, es preferente que los índices de refracción (n) de la región intermedia 130 estén entre los de la perovskita y el silicio y, si la región intermedia 130 comprende más de una capa, que los índices de refracción de cada capa de la región intermedia 130 aumenten en la dirección de la trayectoria luminosa. Por consiguiente, para una región intermedia 130 de capa única, el n ideal estaría cerca de la media geométrica de los índices de refracción de las dos capas de absorbente (n ~ 2,8), como se muestra esquemáticamente en la Figura 5, y el espesor estaría cerca de la cuarta parte del espesor óptico para la longitud de onda pertinente (700-1200 nm).
En la Figura 6 se presentan los resultados de simulaciones ópticas realizadas para optimizar el sistema, que muestra la reflectancia y los espectros de eficiencia cuántica externa simulados de celdas en tándem de perovskita/silicio (invertidas) que tienen una capa de interconexión 131 de 80 nm de espesor, como se describe en el presente documento, que tiene la parte real independiente de longitud de onda indicada del índice de refracción. Como puede observarse a partir del gráfico, las franjas de interferencia visibles en la reflectancia y en los espectros de EQE de la celda inferior para longitud de onda de -850 nm y -1000 nm, que se originan de la reflexión en la superficie de silicio, pueden reducirse significativamente mediante el ajuste de n. A partir de la entrada, puede observarse que con n = 2,8, la densidad de corriente en la celda inferior limitante (y por tanto de la celda en tándem) puede aumentarse en más de 3 mA/cm2. En comparación con el estado actual de la técnica (ITO de 20 nm), se trata de una mejora de un 5 %.
Dependiendo de la estructura del dispositivo fotovoltaico 100, puede ser ventajoso que la región intermedia 130 comprenda una o más capas adicionales, como se ilustra en los ejemplos de las Figuras 7 a 14.
Por ejemplo, como se muestra en las Figuras 7 a 9, la región intermedia 130 puede comprender una capa de recombinación 132. La capa de recombinación 132 puede estar dispuesta entre la capa de interconexión 131 y la segunda subcelda fotovoltaica 120. Alternativamente, la capa de recombinación 132 puede estar dispuesta entre la capa de interconexión 131 y la primera subcelda fotovoltaica 110. Preferentemente, la capa de recombinación comprende silicio nanocristalino dopado n. A este respecto, tal capa de recombinación 132 tiene un efecto positivo en la recombinación de portadores de carga. Además, cuando tal capa de recombinación 132 está dispuesta entre la capa de interconexión 131 y la segunda subcelda fotovoltaica 120, no solo tiene un efecto positivo en la recombinación de portadores de carga, sino que también proporciona un sustrato que actúa como capa de nucleación para el crecimiento más sencillo de los nanocristales de silicio alargados (nc-Si:H) 131a.
A modo de ejemplo adicional, como se muestra en las Figuras 9 y 11, la región intermedia puede comprender además una capa de óxido conductor transparente (TCO) 133. La capa de óxido conductor transparente (TCO) 133 puede estar dispuesta entre la capa de interconexión 131 y la primera subcelda fotovoltaica 110. La capa de óxido conductor transparente (TCO) 133 tiene preferentemente un espesor de 1 nm a 20 nm, preferentemente de 5 nm a 20 nm, y más preferentemente de 10 nm a 20 nm. En particular, tal capa delgada de TCO 133 provista entre la capa de interconexión 131 y la primera subcelda fotovoltaica 110 puede servir para proteger la capa de interconexión 131 durante la deposición de la primera subcelda fotovoltaica 110.
En otro ejemplo adicional, como se muestra en las Figuras 10 y 14, la región intermedia 130 puede comprender además una capa de interconexión adicional 134 que comprende un material bifásico que comprende nanocristales de silicio alargados 134a embebidos en una matriz de óxido de silicio 134b. Preferentemente, una de la capa de interconexión 131 y la capa de interconexión adicional 134 comprende nanocristales de silicio alargados dopados n y la otra de la capa de interconexión 131 y la capa de interconexión adicional 134 comprende nanocristales de silicio alargados dopados p.
Con mayor detalle, las Figuras 7 a 14 ilustran esquemáticamente diversas realizaciones del dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente descrito en el presente documento. En estos ejemplos específicos, la subcelda segunda/inferior 120 comprende una heterounión de silicio (SHJ); sin embargo, la subcelda segunda/inferior 120 podría comprender igualmente otras formas de subceldas basadas en silicio, tales como una unión de silicio difusa.
La expresión heterounión de silicio (SHJ) se refiere a una heterounión de silicio amorfo/silicio cristalino que hace uso de una oblea de silicio cristalino (c-Si) como absorbente fotoactivo y películas delgadas de silicio amorfo (a-Si) para la formación de uniones y pasivación superficial. En ocasiones, una heterounión de silicio (SHJ) también se denomina heterounión con capa delgada intrínseca (HIT) cuando cualquier capa delgada de silicio amorfo intrínseco (a-Si) está presente como capas de pasivación/amortiguación. Por tanto, una heterounión de silicio (SHJ) comprende habitualmente un emisor de a-Si de tipo p, una capa de pasivación/amortiguación intrínseca de a-Si, un absorbente fotoactivo de c-Si de tipo n, otra capa de pasivación/amortiguación de a-Si intrínseca y una capa de campo superficial posterior (BSF) hecha de a-Si de tipo n. Opcionalmente, una heterounión de silicio (SHJ) puede comprender además una capa de un óxido conductor transparente (TCO) (por ejemplo, ITO) entre la capa de campo superficial posterior (BSF) y el electrodo trasero. Cuando está presente, esta capa posterior de TCO ayuda a maximizar la respuesta infrarroja por aumento de la reflectancia interna en la superficie posterior.
En el ejemplo de las Figuras 7 a 14, la primera subcelda 110 comprende una región de tipo p y una región de tipo n, estando dispuesta la región fotoactiva entre la región de tipo p y la región de tipo n.
En el ejemplo de las Figuras 7 a 10, la primera subcelda 110 tiene una estructura regular. Específicamente, la primera subcelda 110 está dispuesta de modo que la región de tipo n sea adyacente a la segunda subcelda 120. El dispositivo fotovoltaico 100 está entonces configurado para iluminarse a través de una región de tipo p de la primera subcelda 110.
En los ejemplos de las Figuras 11 a 14, la primera subcelda 110 tiene una estructura invertida. Específicamente, la primera subcelda 110 está dispuesta de modo que la región de tipo p sea adyacente a la segunda subcelda 120. El dispositivo fotovoltaico 100 está entonces configurado para iluminarse a través de una región de tipo n de la primera subcelda 110.
El ejemplo de la Figura 7 ilustra esquemáticamente un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente 100 en el que la primera subcelda 110 tiene una estructura regular. En este ejemplo, la región intermedia 130 comprende una capa de interconexión 131 y una capa de recombinación 132. La capa de interconexión 131 comprende nanocristales de silicio alargados dopados n (nc-Si:H) 131a. A continuación, se proporciona una capa de recombinación altamente dopada (n+) 132 entre la capa de interconexión 131 y la segunda subcelda 120. Específicamente, la capa de recombinación altamente dopada (n+) 132 se proporciona sobre el emisor de a-Si de tipo p de la segunda subcelda 120.
El ejemplo de la Figura 8 ilustra esquemáticamente un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente 100 en el que la primera subcelda 110 tiene una estructura regular. En este ejemplo, la región intermedia 130 comprende nuevamente una capa de interconexión 131 y una capa de recombinación 132. La capa de interconexión 131 comprende nanocristales de silicio alargados dopados p (nc-Si:H) 131a. A continuación, una capa de recombinación altamente dopada (n+) 132 se proporciona entre la capa de interconexión 131 y la primera subcelda 110. Aunque el ejemplo ilustrado muestra el emisor de la segunda subcelda 120 como un emisor de a-Si de tipo p, en una realización preferente, el emisor de la segunda subcelda 120 podría comprender una capa de nc-Si:H para funcionar como capa de nucleación para los nanocristales de silicio alargados.
El ejemplo de la Figura 9 ilustra esquemáticamente un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente 100 en el que la primera subcelda 110 tiene una estructura regular. En este ejemplo, la región intermedia 130 comprende una capa de interconexión 131, una capa de recombinación 132, y una capa adicional de TCO 133. La capa de interconexión 131 comprende nanocristales de silicio alargados dopados n (nc-Si:H) 131a. A continuación, una capa de recombinación altamente dopada (n+) 132 se proporciona entre la capa de interconexión 130 y la segunda subcelda 120. Específicamente, la capa de recombinación altamente dopada (n+) 132 se proporciona sobre el emisor de a-Si de tipo p de la segunda subcelda 120. Este ejemplo también incluye una capa adicional de TCO 133 para proteger la pila de la oxidación antes de la deposición de una capa de transporte de electrones (ETL) de la región de tipo n de la primera subcelda 110. En esta configuración, el TCO puede ser muy delgado (es decir, 20 nm o menos) y con una densidad de portadores muy baja, asegurando de ese modo que pueda mantenerse el efecto de inactivación de derivación.
El ejemplo de la Figura 10 ilustra esquemáticamente un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente 100 en el que la primera subcelda 110 tiene una estructura regular. En este ejemplo, la región intermedia 130 comprende una capa de interconexión 131 y una capa de interconexión adicional 134. La capa de interconexión adicional 134 comprende un material bifásico que comprende nanocristales de silicio alargados 134a embebidos en una matriz de óxido de silicio 134b. La capa de interconexión 131 comprende nanocristales de silicio alargados dopados n (nc-Si:H) 131a. La capa de interconexión adicional 134 comprende entonces nanocristales de silicio alargados dopados p (nc-Si:H) 134a.
El ejemplo de la Figura 11 ilustra esquemáticamente un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente 100 en el que la primera subcelda 110 tiene una estructura invertida. En este ejemplo, la región intermedia 130 comprende una capa de interconexión 131 y una capa de TCO 133. La capa de interconexión 131 comprende nanocristales de silicio alargados dopados n (nc-Si:H) 131a y se proporciona sobre el emisor de a-Si de tipo n de la segunda subcelda 120. La capa de TCO 133 se proporciona para proteger la pila de la oxidación antes de la deposición de una capa de transporte de huecos (HTL) de la región de tipo p de la primera subcelda 110. En esta configuración, el TCO puede ser muy delgado (es decir, 20 nm o menos) y con una densidad de portadores muy baja, asegurando de ese modo que pueda mantenerse el efecto de inactivación de derivación.
El ejemplo de la Figura 12 ilustra esquemáticamente un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente 100 en el que la primera subcelda 110 tiene una estructura invertida. En este ejemplo, la región intermedia 130 comprende solo una capa de interconexión 131 (es decir, consiste en la capa de interconexión 131). La capa de interconexión 131 comprende nanocristales de silicio alargados dopados n (nc-Si:H) 131a y se proporciona sobre el emisor de a-Si de tipo n de la segunda subcelda 120.
El ejemplo de la Figura 13 ilustra esquemáticamente un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente 100 en el que la primera subcelda 110 tiene una estructura invertida. En este ejemplo, la región intermedia 130 comprende solo una capa de interconexión 131 (es decir, consiste en la capa de interconexión 131). La capa de interconexión 131 comprende nanocristales de silicio alargados dopados p (nc-Si:H) 131a y se proporciona directamente sobre una capa de pasivación/amortiguación de a-Si intrínseca de la segunda subcelda 120. En otras palabras, en este ejemplo, la segunda subcelda 120 no tiene una capa de emisor de a-Si de tipo n.
El ejemplo de la Figura 14 ilustra esquemáticamente un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente 100 en el que la primera subcelda 110 tiene una estructura invertida. En este ejemplo, la región intermedia 130 comprende una capa de interconexión 131 y una capa de interconexión adicional 134. Tanto la capa de interconexión 131 como la capa de interconexión adicional 134 comprenden nanocristales de silicio alargados dopados n (nc-Si:H) 131a, 134a. La capa de interconexión adicional 134 se proporciona directamente sobre una capa de pasivación/amortiguación de a-Si intrínseca de la segunda subcelda 120. En otras palabras, en este ejemplo, la segunda subcelda 120 no tiene una capa de emisor de a-Si de tipo n. En este ejemplo, la película de nc-SiOx:H de tipo n está hecha de una capa doble/graduada, que puede reducir aún más las pérdidas por reflexión y además permitir también un mejor control independiente de las dos funciones (reducción de reflexión y reducción de derivación). Ventajosamente, la capa de interconexión adicional 134 tiene un índice de refracción superior y una conductividad lateral inferior con respecto a la capa de interconexión 131.
Mediciones de corriente-tensión
Las mediciones de corriente-tensión (IV) se realizaron usando un medidor de fuente digital Keithley modelo 2600 y un simulador solar OAI trisol con una única fuente de luz y controlados con una celda de referencia de silicio calibrada con un filtro BG4. De esta forma, se mide la fracción pertinente de la celda superior del espectro de incidencia. La intensidad durante la medición fue de un 95 % del equivalente de 1 sol. Las características de IV se midieron usando un barrido de polarización tanto inverso-directo como directo-inverso, así como un algoritmo de seguimiento del punto de máxima potencia (MPP) de perturbación y medición para confirmar la salida de potencia estabilizada. Se calcularon el factor de llenado (FF) y la tensión de circuito abierto (Voc). La eficiencia cuántica externa (EQE) se registró para cada subcelda respectiva usando una configuración Bentham PVE300 para obtener la densidad de corriente de cortocircuito (Jsc, e q e ). Las mediciones de reflexión total se realizaron usando una herramienta PerkinElmer Lambda950 y el kit de punto pequeño.
Las simulaciones se realizaron usando el método de matriz de transferencia. En este enfoque, se consideran las propiedades ópticas así como el espesor de cada capa en la pila modelo y se calcula la propagación y absorción de la luz en cada capa considerando también efectos de coherencia.
Determinación de las mejoras en la densidad de corriente de cortocircuito (Jsc, eqe) que se obtienen mediante el uso de un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente del tipo mostrado esquemáticamente en la Figura 11.
La Figura 15 proporciona una comparación de la eficiencia cuántica externa (EQE) para un dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente de la Figura 11 con la EQE para un dispositivo de referencia que es similar pero tiene una capa de interconexión de silicio nanocristalino que carece de oxígeno, es decir, un capa de nc-Si:H. Ambas celdas tienen una banda prohibida de aproximadamente 1,64 eV. Aunque el dispositivo mostrado esquemáticamente en la Figura 11 tiene una corriente de celda superior que es demasiado alta, no obstante puede observarse que, debido a la supresión de pérdidas por reflexión en el intervalo de longitud de onda de 750-1000 nm, la celda inferior gana 0,9 mA/cm2 para una corriente de celda superior casi constante. La siguiente Tabla 1 enumera los resultados de EQE experimentales y simulados para todas las subceldas en los dispositivos fotovoltaicos de ensayo y referencia; se ha de observar que existe una excelente correlación entre la corriente experimental y la corriente predicha por las simulaciones.
Tabla 1. Corriente determinada a partir de mediciones de EQE y reflexión y resultados correspondientes obtenidos a _______________________ __________partir de las simulaciones ópticas__________ ______________________ nc-SiOx: H Celda superior Celda inferior R_tot espesor Rl Exp. Sim. Exp. Sim. Exp. Sim. nm - Valores integrados (300-1200 nm) en mA/cm2
0 - 21,1 21,3 17,4 17,1 3,9 4,0
20 2, 21,3 16,9 4,1
50 2, 21 21,2 17,7 17,5 4,4 3,6
80 2, 21,3 21,2 18,4 18,4 3,6 2,7
100 2, 21 21,2 18,3 18,6 3 2,4
50 3 21 21,2 17,9 17,7 3,8 3,4
50 2,
Figure imgf000013_0001
21,1 21,3
Figure imgf000013_0002
16,6 16,7
Figure imgf000013_0003
5,2 4,3 La Figura 16 ilustra las densidades de corriente experimental y simulada para las celdas superior e inferior, y la reflexión experimental total y la reflexión simulada total en función del espesor de intercapa para n = 2,7. A partir de esto, puede observarse que la manipulación de las pérdidas por reflexión así como las correspondientes ganancias en la celda inferior Jsc pueden explicarse cuantitativamente bien mediante el modelo teórico. Las pequeñas diferencias entre el experimento y las simulaciones se deben probablemente a homogeneidades de capa imperfectas resultantes del uso de métodos de deposición a pequeña escala de laboratorio. De ese modo, puede resumirse que este mecanismo se comprende completamente y está bajo el control de la intercapa de nc-SiOx. La Figura 17 muestra dos conjuntos representativos de curvas JV, uno de la división sin intercapa de nc-SiOx y uno de la división con la intercapa de nc-SiOx de 80 nm. Para obtener la densidad de corriente, los datos de IV se escalaron mediante el factor Jsc,EQE/J-0,1V,sosim para compensar el desajuste espectral del simulador solar con el espectro de norma AM1.5g, que sobreestima la corriente generada en la celda inferior limitante y de ese modo la corriente de todo el dispositivo. Se ha de mencionar que, aunque este enfoque compensa el desajuste y da una estimación precisa de Jsc, FF de la celda en tándem también se ve afectada por el desajuste. Por tanto, una medición de JV calibrada requiere una irradiación solar de zona doble, que no se ha realizado hasta ahora. No obstante, los presentes inventores estimaron que el error en FF es mucho menor que la ganancia en Jsc debido a la intercapa que se describe a continuación.
La Figura 17 también muestra que la curva de seguimiento del punto de máxima potencia (MPP) se superpone con la curva inversa. A partir de esto, los presentes inventores infieren que la curva inversa es la curva decisiva para describir las características de generación de energía del dispositivo. Los valores de FF y Voc obtenidos de la curva inversa, así como Jsc, e q e y el producto de los tres, la eficiencia de conversión de energía para ambas celdas se da a continuación en la Tabla 2.
Tabla 2. Características de JV con iluminación de las celdas mostradas obtenidas del barrido inverso.
FF (%) Jsc, e q e (mA/cm2) PCE (%)
Sin nc-SiOx :H (referencia), (BT14A_B) 75,6 1,74 17,4 22,9
nc-SiOx ,:H 80 nm (BT9D_B) 76,2 1,73 18,3 24,1
Puede observarse que ambas celdas exhiben excelentes propiedades electrónicas con Voc > 1,7 mV y FF > 75 %. En particular, la capa intermedia bastante gruesa de 80 nm no afecta adversamente al contacto interno ni reduce FF que se debe a la excelente conductividad (transversal). Es probable que las diferencias relativas en Voc y FF se expliquen por la no reproducibilidad de proceso a proceso, así como por la influencia mencionada anteriormente del desajuste en FF. En los ejemplos dados, la eficiencia de conversión de energía (PCE) mejora en un 1,2 % absoluto o un 5 % relativo.
CONCLUSIÓN
Como se ha demostrado anteriormente, las ganancias en Jsc en la celda inferior de un dispositivo fotovoltaico multiunión de perovskita/silicio pueden obtenerse por reducción de las pérdidas de reflexión en el intervalo de longitud de onda de 750-100 nm y esto puede conseguirse poniendo una capa de interconexión con el índice de refracción y el espesor correctos, que comprende un material bifásico que comprende nanocristales de silicio alargados embebidos en una matriz de óxido de silicio, entre las subceldas de perovskita y silicio. En particular, el dispositivo fotovoltaico multiunión integrado monolíticamente mostrado esquemáticamente en la Figura 11 produce una Jsc que aumenta en 0,9 mA/cm2 y una PCE que mejora en un 1,2 % absoluto.
Estructura del dispositivo - Material de perovskita
En los dispositivos fotovoltaicos multiunión descritos anteriormente, la primera subcelda 110 comprende una región fotoactiva que comprende un material de perovskita. El material de perovskita en la región fotoactiva de la primera subcelda 110 está configurado para funcionar como un absorbente luminoso/fotosensibilizador en la región fotoactiva. En ese caso, el material de perovskita tiene preferentemente una banda prohibida de 1,50 eV a 1,75 eV, y más preferentemente de 1,65 eV a 1,70 eV. La segunda subcelda que comprende la heterounión de silicio (SHJ) tiene entonces preferentemente una banda prohibida de aproximadamente 1,1 eV.
Además, el material de perovskita en la región fotoactiva de la primera subcelda 110 también puede estar configurado para proporcionar transporte de carga. A este respecto, los materiales de perovskita son capaces de actuar no solo como absorbente luminoso (es decir, fotosensibilizador), sino también como material semiconductor (transportador de carga) de tipo n, tipo p o intrínseco (tipo i). Por tanto, un material de perovskita puede actuar a la vez como fotosensibilizador y como material semiconductor de tipo n. Por tanto, el material de perovskita puede asumir los papeles tanto de absorción luminosa como de transporte de carga de largo alcance.
Preferentemente, el material de perovskita es de fórmula general (I):
[A][B][X]3 (I)
en donde [A] es uno o más cationes monovalentes, [B] es uno o más cationes inorgánicos divalentes, y [X] es uno o más aniones haluro.
[X] comprende preferentemente uno o más aniones haluro seleccionados entre fluoruro, cloruro, bromuro y yoduro, y seleccionados preferentemente entre cloruro, bromuro y yoduro. Más preferentemente, [X] comprende uno o más aniones haluro seleccionados entre bromuro y yoduro. En algunas realizaciones, [X] comprende preferentemente dos aniones haluro diferentes seleccionados entre fluoruro, cloruro, bromuro y yoduro, y seleccionados preferentemente entre cloruro, bromuro y yoduro, y más preferentemente comprende bromuro y yoduro.
[A] comprende preferentemente uno o más cationes orgánicos seleccionados entre metilamonio (CH3NH3+), formamidinio (HC(NH)2)2+), y etilamonio (CH3CH2NH3+), y comprende preferentemente un catión orgánico seleccionado entre metilamonio (CH3NH3+) y formamidinio (HC(NH)2)2+). [A] puede comprender uno o más cationes inorgánicos seleccionados entre Cs+, Rb+, Cu+, Pd+, Pt+, Ag+, Au+, Rh+, y Ru+.
[B] comprende preferentemente al menos un catión inorgánico divalente seleccionado entre Pb2+ y Sn2+, y comprende preferentemente Pb2+.
En realizaciones preferentes, el material de perovskita tiene la fórmula general:
AxA'1-xB(XyX'1-y)3 (IA)
en donde A se selecciona entre metilamonio (MA) y formamidinio (FA), A' se selecciona entre formamidinio (FA) y un catión de cesio (Cs+), B se selecciona entre Pb2+ y Sn2+, X es yoduro y X' es bromuro, y en donde 0 < x < 1 y 0 < y < 1. En estas realizaciones preferentes, el material de perovskita puede comprender por tanto un único catión monovalente o una mezcla de dos cationes monovalentes. Además, en las realizaciones preferentes, el material de perovskita puede comprender por tanto un único anión yoduro o una mezcla de aniones yoduro y bromuro. Los presentes inventores han descubierto que tales materiales de perovskita pueden tener bandas prohibidas de 1,50 eV a 1,75 eV y que las capas de tales materiales de perovskita pueden formarse fácilmente con morfologías y fases cristalinas adecuadas. Más preferentemente, el material de perovskita se selecciona entre MAPb(Io,8Bro,2)3, FAo,5MAo,5Pbl3, FAPbl3, y FA1-xCsxPbl3-yBry.
Con el fin de proporcionar dispositivos fotovoltaicos altamente eficientes, la absorción del absorbente debería maximizarse idealmente para generar una cantidad óptima de corriente. Por consiguiente, cuando se usa una perovskita como absorbente en un dispositivo o subcelda fotovoltaico, el espesor de la capa de perovskita sería idealmente del orden de 300 a 600 nm, con el fin de absorber la mayoría de la luz solar del espectro visible. Por tanto, habitualmente, el espesor de la capa del material de perovskita es mayor que 100 nm. El espesor de la capa del material de perovskita en el dispositivo fotovoltaico puede ser, por ejemplo, de 100 nm a 1000 nm. El espesor de la capa del material de perovskita en el dispositivo fotovoltaico puede ser, por ejemplo, de 200 nm a 700 nm, y es preferentemente de 300 nm a 600 nm. En los dispositivos fotovoltaicos multiunión descritos anteriormente, la capa plana de material de perovskita 113 en la región fotoactiva de la subcelda primera/superior 110 tiene preferentemente un espesor de 350 nm a 450 nm, y más preferentemente de aproximadamente 400 nm.
Material bifásico - Formación
El material bifásico que comprende nanocristales de silicio (nc-Si:H) alargados (es decir, similares a filamentos) 131a embebidos en un material de matriz de óxido de silicio 131b puede fabricarse mediante deposición química de vapor mejorada con plasma (PECVD) a partir de los gases precursores silano (SiH4), dióxido de carbono (CO2) e hidrógeno (H2). Trabajos anteriores han descubierto que la proporción de CO2/SH4 es el parámetro principal que determina la proporción de oxígeno en la película, y de ese modo determina el índice de refracción. Sin embargo, la dilución de H2 en el plasma también facilita la incorporación de oxígeno en SiOx. Esto da un control bidireccional de incorporación de oxígeno que permite el control de la separación de fases del material bifásico. Específicamente, trabajos anteriores han mostrado que las capas producidas con baja dilución de H2 no muestran separación de fases, mientras que se producen una fuerte separación de fases y la formación de nanocristales de silicio alargados dentro de la matriz de óxido de silicio para las mayores diluciones de H2.
La investigación ha mostrado que el hidrógeno atómico del plasma aumenta el orden estructural de la película creciente mediante la relajación de enlaces tensos y el aumento de longitud de difusión adatómica mediante calentamiento superficial y pasivación de enlaces superficiales colgantes. De ese modo, el aumento de dilución de H2 permite la separación de fases mediante un aumento de la movilidad adatómica. En ese caso, es energéticamente favorable que se forme la fase nanocristalina de silicio por crecimiento continuado de partículas nucleadas inicialmente para producir nanocristales de silicio alargados (es decir, similares a filamentos) que crecen de forma sustancialmente perpendicular al sustrato.
Algunas ventajas del material bifásico
Debido a la nanoestructura heterogénea y las propiedades de transporte anisótropas resultantes, la capa de nc-SiOx:H reduce la influencia negativa de las derivaciones. Las rutas de derivación que están presentes en la capa de absorbente de perovskita (por ejemplo, resultantes de orificios o partículas presentes en la superficie durante la deposición de capas) tienen solo una influencia perjudicial limitada debido a la baja conductividad lateral de la capa de absorbente. Sin embargo, si una capa altamente conductora tal como ITO conecta electrónicamente estas derivaciones al resto de la celda, la eficiencia de conversión puede caer significativamente. Debido a su nanoestructura distinta, nc-SiOx:H tiene una conductividad lateral que (dependiendo de la estequiometría y la nanoestructura) puede ser varios órdenes de magnitud inferior a la conductividad transversal. De ese modo, usando tal capa, puede realizarse un contacto de recombinación de túnel óhmico bajo debido a la alta conductividad transversal. Debido a la baja conductividad lateral, la influencia perjudicial de las rutas de derivación puede reducirse.
Como se ha descrito anteriormente, nc-SiOx:H se sintetiza habitualmente dentro de un reactor de deposición química de vapor mejorada con plasma (PECVD). Esto permite la deposición combinada con la pila de capas de pasivación y emisor convencionales comunes en las celdas solares de heterounión de silicio (aunque esta capa también es aplicable para celdas solares de silicio difusas (homounión)). Además, PECVD permite la graduación conveniente de las propiedades de las capas así como la deposición homogénea controlada de capas funcionales muy delgadas, que mejora el contacto de túnel.
Se ha de entender que los elementos individuales descritos anteriormente pueden usarse por sí mismos o en combinación con otros elementos mostrados en los dibujos o descritos en la descripción y que los elementos mencionados en el mismo pasaje entre sí o el mismo dibujo entre sí no necesitan usarse en combinación entre sí.
Además, aunque la invención se ha descrito en términos de realizaciones preferentes expuestas anteriormente, se ha de entender que estas realizaciones son únicamente ilustrativas. Los expertos en la materia serán capaces de realizar modificaciones y alternativas en vista de la divulgación que se contempla que están dentro del alcance de las reivindicaciones anexas.
Por ejemplo, los expertos en la materia entenderán que, aunque todas las realizaciones de la invención ilustradas se refieren a dispositivos fotovoltaicos que tienen una estructura multiunión en la que se ilustra que la subcelda de perovskita superior tiene una disposición de heterounión plana, en donde la capa compacta de perovskita se proporciona entre capas de materiales de tipo p y de tipo n que no tienen porosidad abierta, las capas de interconexión descritas en el presente documento son igualmente aplicables a dispositivos fotovoltaicos multiunión en los que la subcelda de perovskita superior tenga otras configuraciones. Por ejemplo, la subcelda de perovskita superior podría comprender una estructura porosa de material semiconductor o dieléctrico sobre la que se proporciona el material de perovskita como una capa delgada o una capa de cobertura. A modo de ejemplo adicional, la subcelda de perovskita superior podría comprender solo una región transportadora de carga, dado que se ha mostrado que pueden formarse dispositivos fotovoltaicos funcionales que comprenden una perovskita fotoactiva sin ningún material transportador de huecos.

Claims (14)

REIVINDICACIONES
1. Un dispositivo fotovoltaico multiunión (100) que comprende:
una primera subcelda fotovoltaica (110) que comprende una región fotoactiva que comprende una capa de material de perovskita;
una segunda subcelda fotovoltaica (120) que comprende un absorbente de silicio fotoactivo; y
una región intermedia (130) dispuesta entre y que conecta la primera subcelda fotovoltaica (110) y la segunda subcelda fotovoltaica (120);
en donde la región intermedia (130) comprende una capa de interconexión (131),
caracterizado por que la capa de interconexión comprende un material bifásico que comprende nanocristales de silicio alargados (131a) embebidos en una matriz de óxido de silicio (131b); en donde los nanocristales de silicio alargados (131a) están dopados, con dopante de tipo n o de tipo p; y en donde un eje longitudinal de los nanocristales de silicio alargados (131a) es sustancialmente perpendicular a superficies opuestas de la primera subcelda fotovoltaica (110) y la segunda subcelda fotovoltaica (120).
2. El dispositivo fotovoltaico multiunión de la reivindicación 1, en donde la matriz de óxido de silicio comprende óxido de silicio hidrogenado amorfo.
3. El dispositivo fotovoltaico multiunión de cualquier reivindicación precedente, en donde la matriz de óxido de silicio tiene una fracción de oxígeno de un 10 a un 50 %.
4. El dispositivo fotovoltaico multiunión de cualquier reivindicación precedente, en donde el material bifásico comprende de un 10 a un 50 % de nanocristales de silicio en volumen.
5. El dispositivo fotovoltaico multiunión de cualquier reivindicación precedente, en donde una conductividad lateral de la capa de interconexión es dos o más órdenes de magnitud inferior a una conductividad transversal de la capa de interconexión.
6. El dispositivo fotovoltaico multiunión de cualquier reivindicación precedente, en donde la capa de interconexión tiene un índice de refracción (n) en el intervalo de 2,70 a 2,90.
7. El dispositivo fotovoltaico multiunión de cualquier reivindicación precedente, en donde la región intermedia comprende una o más capas adicionales.
8. El dispositivo fotovoltaico multiunión de cualquier reivindicación precedente, en donde la región intermedia comprende además una capa de óxido conductor transparente (TCO); preferentemente en donde la capa de óxido conductor transparente (TCO) está dispuesta entre la capa de interconexión y la primera subcelda fotovoltaica.
9. El dispositivo fotovoltaico multiunión de cualquier reivindicación precedente, en donde la región intermedia comprende además una capa de recombinación; preferentemente en donde la capa de recombinación está dispuesta entre la capa de interconexión y la segunda subcelda fotovoltaica; o en donde la capa de recombinación está dispuesta entre la capa de interconexión y la primera subcelda fotovoltaica; incluso más preferentemente en donde la capa de recombinación comprende silicio nanocristalino dopado n.
10. El dispositivo fotovoltaico multiunión de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, en donde la región intermedia comprende además una capa de interconexión adicional que comprende un material bifásico que comprende nanocristales de silicio embebidos en una matriz de óxido de silicio; preferentemente en donde una de la capa de interconexión y la capa de interconexión adicional comprende nanocristales de silicio alargados dopados n y la otra de la capa de interconexión y la capa de interconexión adicional comprende nanocristales de silicio alargados dopados p.
11. El dispositivo fotovoltaico multiunión de cualquier reivindicación precedente, en donde la primera subcelda fotovoltaica comprende una región de tipo p, una región de tipo n, y la región fotoactiva está dispuesta entre la región de tipo p y la región de tipo n; en donde la primera subcelda fotovoltaica está dispuesta de modo que la región de tipo n sea adyacente a la segunda subcelda.
12. El dispositivo fotovoltaico multiunión de cualquiera de las reivindicaciones 1-10, en donde la primera subcelda fotovoltaica comprende una región de tipo p, una región de tipo n, y la región fotoactiva está dispuesta entre la región de tipo p y la región de tipo n; en donde la primera subcelda fotovoltaica está dispuesta de modo que la región de tipo p sea adyacente a la segunda subcelda.
13. El dispositivo fotovoltaico multiunión de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en donde la primera subcelda fotovoltaica comprende una capa de material de perovskita de fórmula general
(I): [A][B][X]3 (I)
en donde [A] es uno o más cationes monovalentes, [B] es uno o más cationes inorgánicos divalentes, y [X] es uno o más aniones haluro.
14. El dispositivo fotovoltaico multiunión de acuerdo con la reivindicación 13, en donde el material de perovskita es de fórmula general (IA):
AxA'1-xB(XyX'1-y)3 (IA)
en donde A se selecciona entre metilamonio (MA) y formamidinio (FA), A' se selecciona entre formamidinio (FA) y un catión de cesio (Cs+), B se selecciona entre Pb2+ y Sn2+, X es yoduro y X' es bromuro; y en donde 0 < x < 1 y 0 < y < 1.
ES18707955T 2017-02-20 2018-02-20 Dispositivo fotovoltaico multiunión Active ES2939051T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB1702720.2A GB2559800B (en) 2017-02-20 2017-02-20 Multijunction photovoltaic device
PCT/GB2018/050443 WO2018150203A1 (en) 2017-02-20 2018-02-20 Multijunction photovoltaic device

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2939051T3 true ES2939051T3 (es) 2023-04-18

Family

ID=58486865

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES18707955T Active ES2939051T3 (es) 2017-02-20 2018-02-20 Dispositivo fotovoltaico multiunión

Country Status (10)

Country Link
US (1) US11495704B2 (es)
EP (1) EP3583631B1 (es)
JP (1) JP7155132B2 (es)
KR (1) KR102542273B1 (es)
CN (1) CN110521008B (es)
AU (1) AU2018221427B2 (es)
ES (1) ES2939051T3 (es)
GB (1) GB2559800B (es)
MX (1) MX2019009808A (es)
WO (1) WO2018150203A1 (es)

Families Citing this family (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102584087B1 (ko) * 2018-03-19 2023-10-04 상라오 징코 솔라 테크놀러지 디벨롭먼트 컴퍼니, 리미티드 텐덤 태양전지의 제조 방법
GB201820427D0 (en) * 2018-12-14 2019-01-30 Univ Oxford Innovation Ltd Device interlayer
ES2947010T3 (es) * 2018-12-20 2023-07-31 Totalenergies Onetech Unidad de generación solar en tándem de tres terminales
CN110299451B (zh) * 2019-06-26 2023-04-07 合肥工业大学 一种柔性钙钛矿-铜铟镓硒叠层太阳能电池及其制备方法
WO2021030491A1 (en) 2019-08-12 2021-02-18 Arizona Board Of Regents On Behalf Of Arizona State University Perovskite/silicon tandem photovoltaic device
FR3104816B1 (fr) * 2019-12-12 2024-12-20 Commissariat Energie Atomique Couche composite pérovskite/matériau de type P ou de type N dans un dispositif photovoltaïque
CN113224176B (zh) * 2020-01-21 2022-10-04 隆基绿能科技股份有限公司 中间串联层、叠层光伏器件及生产方法
CN113257940B (zh) * 2020-02-13 2023-12-29 隆基绿能科技股份有限公司 叠层光伏器件及生产方法
KR102805661B1 (ko) * 2020-03-04 2025-05-13 트리나 솔라 컴패니 리미티드 태양 전지 및 이의 제조 방법
CN113451434A (zh) 2020-03-27 2021-09-28 隆基绿能科技股份有限公司 叠层光伏器件及生产方法
CN113471322B (zh) 2020-03-30 2022-12-02 隆基绿能科技股份有限公司 叠层光伏器件及生产方法
JP7662130B2 (ja) * 2020-06-18 2025-04-15 オックスフォード フォトボルテイクス リミテッド 金属酸窒化物層を有する多接合型光起電デバイス
CN114123969B (zh) * 2020-08-31 2025-01-24 中国科学院苏州纳米技术与纳米仿生研究所 多结叠层光伏电池子电池电流及匹配度的检测方法
WO2022066707A1 (en) 2020-09-22 2022-03-31 Caelux Corporation Methods and devices for integrated tandem solar module fabrication
CN112259686B (zh) * 2020-10-09 2023-12-29 隆基绿能科技股份有限公司 一种叠层电池及其制作方法
WO2022079887A1 (ja) * 2020-10-16 2022-04-21 株式会社 東芝 多層接合型光電変換素子およびその製造方法
FR3118297B1 (fr) * 2020-12-18 2025-03-21 Commissariat Energie Atomique Structure simplifiee de cellules solaires tandem a deux terminaux
DE102020134733A1 (de) * 2020-12-22 2022-06-23 Fraunhofer-Gesellschaft zur Förderung der angewandten Forschung eingetragener Verein Mehrfachsolarzelle und Verfahren zur Herstellung einer Mehrfachsolarzelle
KR20220092149A (ko) * 2020-12-24 2022-07-01 한화솔루션 주식회사 태양전지의 제조방법 및 그로부터 제조된 태양전지
CN113013275B (zh) * 2021-01-18 2022-05-03 中山德华芯片技术有限公司 一种失配结构的太阳能多结电池及制作方法
KR102729439B1 (ko) * 2021-04-07 2024-11-14 한화솔루션 주식회사 페로브스카이트 태양 전지 및 이를 포함하는 탠덤 태양 전지
CN113206164A (zh) * 2021-04-26 2021-08-03 宜兴市昱元能源装备技术开发有限公司 一种铸造纵列多结光伏电池
DE102021113294B4 (de) 2021-05-21 2023-08-17 Meyer Burger (Germany) Gmbh Mehrfachsolarzelle
WO2023008085A1 (en) 2021-07-29 2023-02-02 Ricoh Company, Ltd. Photoelectric conversion element and solar cell module
CN113594372B (zh) 2021-07-29 2025-04-04 通威太阳能（成都）有限公司 硅/钙钛矿叠层太阳能电池及其制备方法
CN115734625B (zh) * 2021-08-27 2026-03-06 隆基绿能科技股份有限公司 一种叠层光伏器件
CN115768145A (zh) * 2021-09-01 2023-03-07 隆基绿能科技股份有限公司 一种叠层太阳能电池及光伏组件
DE102021123652A1 (de) 2021-09-13 2023-03-16 Meyer Burger (Germany) Gmbh Tandem-Solarzelle
CN113809120B (zh) * 2021-09-16 2023-06-20 北京载诚科技有限公司 一种层叠太阳能电池
CN113809121B (zh) * 2021-09-16 2023-07-04 北京载诚科技有限公司 一种层叠太阳能电池
JP2024543515A (ja) * 2021-11-16 2024-11-21 ファースト・ソーラー・インコーポレーテッド タンデム光起電力デバイスのためのインターフェース調製
JP7749226B2 (ja) * 2022-06-14 2025-10-06 国立研究開発法人産業技術総合研究所 半導体装置、半導体装置の製造方法、太陽電池、太陽電池の製造方法
US11756744B1 (en) 2022-07-12 2023-09-12 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Three-tandem perovskite/silicon-based tandem solar cell
CN115425149B (zh) * 2022-09-15 2024-06-07 华侨大学 一种热稳定的钙钛矿太阳能电池结构及其制备方法
US20240276745A1 (en) * 2023-02-14 2024-08-15 Solaires Entreprises Inc. Self-adherent flexible thin film stacks and photovoltaic devices including same
CN116828878A (zh) * 2023-07-31 2023-09-29 天合光能股份有限公司 叠层太阳能电池及其制备方法
CN116828879A (zh) * 2023-07-31 2023-09-29 晶科能源股份有限公司 叠层电池及其制备方法、光伏组件
US12598856B2 (en) 2023-08-30 2026-04-07 Swift Solar Inc. Mechanically strong connections for perovskite-silicon tandem solar cells
TWI868936B (zh) * 2023-09-21 2025-01-01 財團法人金屬工業研究發展中心 疊層太陽能電池及其製造方法
US20250107309A1 (en) * 2023-09-27 2025-03-27 Metal Industries Research & Development Centre Tandem solar cell and method of manufacturing the same

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050126628A1 (en) * 2002-09-05 2005-06-16 Nanosys, Inc. Nanostructure and nanocomposite based compositions and photovoltaic devices
CN101550531B (zh) * 2008-04-03 2013-04-24 清华大学 硅纳米结构的制备方法
JP5197845B2 (ja) * 2009-03-12 2013-05-15 三菱電機株式会社 薄膜太陽電池およびその製造方法
JP2011216586A (ja) * 2010-03-31 2011-10-27 Sharp Corp 積層型光電変換装置および積層型光電変換装置の製造方法
JP5988974B2 (ja) * 2010-08-07 2016-09-07 ティーピーケイ ホールディング カンパニー リミテッド 表面埋込添加物を有する素子構成要素および関連製造方法
EP2439792A1 (en) * 2010-10-05 2012-04-11 Applied Materials, Inc. Thin-film solar cell fabrication process, deposition method for solar cell precursor layer stack, and solar cell precursor layer stack
WO2012124807A1 (ja) 2011-03-16 2012-09-20 本田技研工業株式会社 多接合太陽電池及びその製造方法
KR101463154B1 (ko) 2012-02-21 2014-11-20 한국과학기술원 금 나노 막대를 포함하는 유기 태양 전지 소자
GB201208793D0 (en) 2012-05-18 2012-07-04 Isis Innovation Optoelectronic device
GB201211622D0 (en) * 2012-06-29 2012-08-15 Cambridge Entpr Ltd Photovoltaic device and method of fabricating thereof
US9660207B2 (en) * 2012-07-25 2017-05-23 Samsung Electronics Co., Ltd. Organic solar cell
US20150303332A1 (en) * 2012-08-22 2015-10-22 Northwestern University Anodes, solar cells and methods of making same
AU2013319979B2 (en) 2012-09-18 2016-08-25 Oxford Photovoltaics Limited Optoelectronic device
CN102983217B (zh) * 2012-11-21 2015-10-07 浙江正泰太阳能科技有限公司 太阳能电池性能的改进方法及其结构
JP6106131B2 (ja) * 2013-07-31 2017-03-29 富士フイルム株式会社 光電変換素子および太陽電池
CN105493304B (zh) * 2013-08-06 2020-01-31 新南创新私人有限公司 高效堆叠的太阳能电池
US20160005987A1 (en) * 2014-07-01 2016-01-07 Sharp Laboratories Of America, Inc. Planar Structure Solar Cell with Inorganic Hole Transporting Material
TWI556460B (zh) * 2014-09-17 2016-11-01 國立臺灣大學 鈣鈦礦結構基太陽能電池
WO2016157979A1 (ja) * 2015-03-31 2016-10-06 株式会社カネカ 光電変換装置および光電変換モジュール
ES2977146T3 (es) 2015-06-12 2024-08-19 Oxford Photovoltaics Ltd Dispositivo fotovoltaico multiunión
CN106025087A (zh) * 2016-07-13 2016-10-12 苏州协鑫集成科技工业应用研究院有限公司 叠层太阳能电池及其制备方法

Also Published As

Publication number Publication date
JP7155132B2 (ja) 2022-10-18
MX2019009808A (es) 2020-01-30
AU2018221427A1 (en) 2019-08-08
GB2559800A (en) 2018-08-22
US20200058819A1 (en) 2020-02-20
KR20190119073A (ko) 2019-10-21
GB2559800B (en) 2019-06-12
CN110521008B (zh) 2023-04-04
AU2018221427B2 (en) 2022-07-14
EP3583631A1 (en) 2019-12-25
KR102542273B1 (ko) 2023-06-09
JP2020508570A (ja) 2020-03-19
GB201702720D0 (en) 2017-04-05
EP3583631B1 (en) 2023-01-11
US11495704B2 (en) 2022-11-08
CN110521008A (zh) 2019-11-29
WO2018150203A1 (en) 2018-08-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2939051T3 (es) Dispositivo fotovoltaico multiunión
US12230455B2 (en) Method of depositing a perovskite material
US20240349523A1 (en) Multijunction photovoltaic device
WO2019116031A1 (en) Multi-junction photovoltaic device
US20170358398A1 (en) Photovoltaic device
GB2566293A (en) Multi-junction photovoltaic device
Al-Amin et al. Numerical optimization of Rb 2 AuScBr 6 and Rb 2 AuScCl 6-based lead-free perovskite solar cells: device engineering and performance mapping
HK40014594B (en) Multijunction photovoltaic device
HK40014594A (en) Multijunction photovoltaic device
Loucif Narimane Study of perovskite based tandem solar cells