Les tendances et la recherche sur les cellules solaires photovoltaïques

En mai 2024, le laboratoire chinois LONGi annonçait un rendement certifié de 34,6 % sur une cellule tandem pérovskite-silicium en configuration wafer, pulvérisant un record établi quelques mois plus tôt par l’Institut Helmholtz de Berlin. Ce score dépasse de plus de dix points la limite théorique de Shockley-Queisser applicable au silicium seul. La recherche sur les cellules photovoltaïques connaît une accélération inédite : jamais les annonces de records, les prototypes industrialisables et les roadmaps publiques n’ont été aussi denses. Ce panorama détaillé dresse l’état des lieux 2023-2025 et trace les perspectives jusqu’en 2035.

Où en est la recherche sur les cellules photovoltaïques en 2025

Le photovoltaïque (PV) a basculé en deux décennies du statut de niche technologique à celui de première source électrique nouvelle installée dans le monde. Selon l’Agence internationale de l’énergie (IEA) dans son rapport Renewables 2024, la capacité solaire mondiale installée a franchi 2 000 GW cumulés courant 2024, contre 40 GW en 2010. Cette trajectoire n’aurait pas été possible sans une baisse continue du coût des modules, lui-même corrélé aux progrès de la recherche sur les cellules photovoltaïques : le coût moyen d’un watt-crête silicium a chuté de plus de 90 % entre 2010 et 2024, d’après les relevés de BloombergNEF.

Cette dynamique industrielle se nourrit de la recherche fondamentale et appliquée. Les grands centres mondiaux (NREL aux États-Unis, Fraunhofer ISE en Allemagne, CEA-INES en France, AIST au Japon, CSIRO en Australie) publient chaque trimestre des avancées sur le rendement, la stabilité et la durabilité. Pour éclairer les paragraphes suivants, il est utile de comprendre trois limites physiques structurantes. La première limite, dite de Shockley-Queisser, plafonne le rendement d’une jonction p-n simple à environ 33 % sous spectre AM1.5G. La seconde, la limite thermodynamique d’une conversion photovoltaïque idéale sous spectre solaire non concentré, approche 68 %. La troisième, la limite pratique atteignable, tient compte des pertes résistives, optiques et de recombinaison. C’est en repoussant ces bornes par empilement de matériaux, nanostructuration et ingénierie des interfaces que la recherche progresse.

Pour replacer les enjeux dans leur contexte énergétique global, vous pouvez consulter la synthèse consacrée aux principes fondamentaux de la cellule solaire photovoltaïque, qui détaille le phénomène de séparation des porteurs et la physique de la jonction. L’article présent se concentre, lui, sur les tendances de recherche et les ruptures technologiques en cours.

Les records de rendement 2023-2025 : une course documentée trimestre par trimestre

Le NREL publie depuis 1976 le Best Research-Cell Efficiency Chart, référence internationale qui distingue une quarantaine de familles technologiques. Les trois dernières années ont été marquées par une multiplication des records validés par des laboratoires tiers accrédités (Fraunhofer CalLab, ISFH CalTeC, AIST).

Sur la branche silicium cristallin monojonction, la limite théorique pratique d’Auger s’établit autour de 29,4 %. En novembre 2022, le fabricant chinois LONGi avait atteint 26,81 % sur une architecture HJT (hétérojonction) en cellule de taille industrielle M6 (274 cm²), résultat certifié par l’ISFH. En 2024, le même acteur poussait l’IBC-HJT vers 27,3 % sur cellule complète, franchissant un seuil que Fraunhofer ISE anticipait plutôt pour 2026. Le silicium IBC (Interdigitated Back Contact) élimine l’ombrage métallique frontal et ramène les pertes optiques en deçà de 1 %, avec un facteur de forme supérieur à 85 %.

Sur la branche tandem pérovskite sur silicium, la trajectoire est encore plus spectaculaire. En décembre 2022, Helmholtz-Zentrum Berlin franchissait 32,5 % (cellule 1 cm²). En mai 2023, KAUST (Arabie saoudite) publiait 33,7 %. En avril 2024, LONGi annonçait 34,6 % sur une architecture wafer certifiée par le National Photovoltaic Industry Measurement and Testing Center chinois. En juin 2024, Oxford PV et Fraunhofer ISE co-signaient 26,9 % sur un module tandem commercial de 421 cm², seuil jamais atteint à cette échelle par une technologie silicium seule. Ces résultats, tous référencés sur le chart du NREL, valident la promesse industrielle du tandem.

Sur la branche multijonction III-V concentrée, la cellule à six jonctions développée par le NREL maintient depuis 2020 le record toutes catégories à 47,1 % sous concentration de 143 soleils, et 39,5 % sous un soleil. Ces cellules, basées sur des empilements arséniure de gallium, phosphure d’indium et alliages associés, restent réservées au spatial et à des démonstrateurs terrestres à concentration (CPV), mais nourrissent la recherche sur les architectures hybrides.

Les tandems pérovskite-silicium : la rupture industrielle la plus attendue

Le tandem pérovskite sur silicium consiste à empiler une cellule pérovskite à large bande interdite (typiquement 1,68 eV) au-dessus d’une cellule silicium à 1,12 eV. La cellule supérieure capte les photons bleu-vert, la cellule inférieure exploite le rouge et le proche infrarouge. Ce découpage spectral réduit considérablement les pertes par thermalisation, principale source d’inefficacité d’une cellule monojonction. Le NREL estime le plafond théorique du tandem à deux jonctions autour de 43 %, laissant encore près de huit points de marge par rapport au record actuel.

Oxford PV, spin-off de l’Université d’Oxford, a inauguré fin 2024 sa première ligne de production commerciale à Brandebourg-sur-la-Havel (Allemagne) avec une capacité annuelle initiale de 100 MW. L’entreprise cible un rendement module de 24 à 26 % commercialisé en 2025, contre 21 à 23 % pour les modules silicium premium du même format. La japonaise Panasonic, la chinoise Trinasolar et la sino-européenne Qcells ont également confirmé des feuilles de route tandem dans leurs communications 2024. Selon l’étude International Technology Roadmap for Photovoltaic (ITRPV) publiée par VDMA en mai 2024, la part de marché du tandem devrait approcher 10 % en 2030 et 35 % en 2035.

Le verrou de la stabilité pérovskite

Le principal obstacle à l’industrialisation reste la durabilité. Les pérovskites halogénées (structure ABX3 avec X = iode, brome ou chlore) se dégradent sous l’effet combiné de l’humidité, de la chaleur, de la lumière UV et de la polarisation électrique. Les standards IEC 61215 et IEC 61730, qui encadrent la fiabilité des modules, imposent une perte de puissance inférieure à 5 % après 1 000 heures de vieillissement à 85 °C et 85 % d’humidité relative. Les meilleurs prototypes 2024 tiennent cette cible, mais les industriels visent une garantie minimale de 25 ans, soit au moins 10 000 heures équivalentes.

Plusieurs stratégies progressent : ingénierie des cations (remplacement partiel du méthylammonium par du formamidinium et du césium), passivation des joints de grains par des molécules organiques (2-phényléthylammonium, phénéthylammonium iodide), architectures 2D/3D intercalées, encapsulation par oxydes ALD (Al2O3, SiO2) ou par polymères barrière. Les équipes du KAUST, du CEA-INES, du laboratoire IMEC et du NREL publient régulièrement des avancées sur ce front. En 2024, l’équipe du professeur Stefaan De Wolf (KAUST) a démontré la stabilité d’un tandem au-delà de 1 500 heures à 85 °C sans perte mesurable, un jalon majeur.

Les défis du passage à l’échelle

Le dépôt industriel de la couche pérovskite sur wafer silicium 156 × 156 mm ou M10 (182 mm) reste techniquement exigeant. Les procédés explorés incluent le slot-die coating, l’évaporation sous vide, le blade coating et l’impression par jet. La homogénéité d’épaisseur à l’échelle d’un module 2 m² conditionne directement le rendement apparent. Fraunhofer ISE évoquait en 2024 un écart-type visé inférieur à 3 % sur 99 % de la surface. L’intégration d’une couche de recombinaison transparente (typiquement ITO dopé nanométrique) entre les deux sous-cellules complique encore la microfabrication.

Silicium IBC, TOPCon, HJT : la bataille des architectures premium

Le marché mondial du module silicium reste dominé par les cellules PERC (Passivated Emitter and Rear Cell), qui représentaient encore 60 % des livraisons en 2023 selon VDMA. Leur successeur n’est toutefois plus incertain : le TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) a capté 30 % du marché en 2024 et devrait dépasser 60 % en 2026. Le rendement cellule moyen en production est passé de 23,5 % (PERC 2022) à 25,5 % (TOPCon 2024), d’après les mesures publiées par Solarzoom et recoupées par ITRPV.

L’HJT (hétérojonction silicium-silicium amorphe) et l’IBC représentent les deux segments haut de gamme. L’HJT bénéficie d’un budget thermique réduit et d’un excellent coefficient de température (-0,24 %/°C contre -0,34 %/°C pour PERC), ce qui le rend attractif pour les climats chauds. L’IBC reporte tous les contacts électriques à l’arrière, éliminant l’ombrage frontal et libérant la face avant pour une optique optimisée. SunPower (désormais Maxeon) a historiquement tenu ce segment, rejointe par LONGi, Aiko Solar et Trinasolar. En Europe, Meyer Burger produit des modules HJT dans sa ligne de Freiberg.

La France dispose, avec le CEA-INES situé au Bourget-du-Lac, d’un pôle reconnu sur ces architectures. L’institut a co-développé avec les industriels européens du consortium PEPPERONI des procédés de fabrication de cellules tandem compatibles avec les lignes existantes, dans le cadre d’un financement Horizon Europe de 14,5 millions d’euros annoncé en 2023. Voltec Solar, dans le Grand Est, a par ailleurs annoncé en 2023 l’industrialisation d’une nouvelle technologie de panneaux solaires s’appuyant sur l’hétérojonction, confirmant l’ancrage industriel français.

Couches minces, CIGS et CdTe : un segment mature en reconfiguration

Les cellules à couche mince pèsent environ 5 % du marché mondial en 2024, en baisse structurelle face à la domination du silicium. Elles conservent toutefois des niches industrielles pertinentes. First Solar, leader américain du CdTe (tellurure de cadmium), a livré 13,8 GW en 2023 et annonce une capacité de 25 GW à l’horizon 2026. Le rendement module de l’entreprise atteint 19,7 % en 2024 selon ses communications. Le CIGS (cuivre-indium-gallium-sélénium) a culminé à 23,64 % en cellule laboratoire chez Solar Frontier / AIST, mais sa transposition module reste plus délicate, autour de 18-19 %.

L’atout principal des couches minces réside dans leur flexibilité mécanique, leur faible coefficient de température et leur faible empreinte énergétique de fabrication. L’énergie nécessaire à la production d’un module CdTe se situe autour de 170 kWh/m², contre 300 à 400 kWh/m² pour un module silicium monocristallin classique, d’après les analyses de cycle de vie compilées par l’IEA-PVPS Task 12. Ces chiffres se traduisent par un temps de retour énergétique (energy payback time) de 6 à 10 mois en Europe du Sud, contre 12 à 18 mois pour le silicium. Pour une vue d’ensemble des familles de cellules commerciales et de leurs paramètres, l’article dédié aux différents types de cellules solaires photovoltaïques fournit le cadre typologique complet.

Les technologies émergentes : pérovskite, organique, quantum dots, CZTS

Au-delà du tandem et des architectures silicium avancées, la recherche explore une demi-douzaine de voies prometteuses, chacune avec ses verrous spécifiques et son horizon de déploiement.

La pérovskite simple jonction

Seule, la pérovskite vise un rendement théorique de 31 %. Le record certifié 2024 s’établit à 26,7 % (UNIST, Corée du Sud), soit un gain de 22 points en quinze ans, une courbe de progression sans équivalent dans l’histoire du photovoltaïque. Les applications visées incluent les modules légers pour toitures non portantes, les façades colorées, les intégrations mobiles et les couplages tandem avec d’autres pérovskites (tout-pérovskite). Swift Solar, Saule Technologies et Evolar ont levé cumulativement plus de 200 millions d’euros entre 2022 et 2024 pour développer ces marchés.

Le photovoltaïque organique (OPV)

Les cellules OPV s’appuient sur des polymères semi-conducteurs (PCE10, PM6, Y6) déposés en solution. Leur rendement a franchi 19,2 % en laboratoire (Université Jiao Tong de Shanghai, 2023), gain considérable par rapport aux 5 % accessibles en 2010. Leur flexibilité, leur transparence modulable et leur compatibilité avec le roll-to-roll en font des candidats pour la photovoltaïque intégrée aux bâtiments (BIPV), aux objets connectés et aux serres agrivoltaïques. Heliatek, entreprise allemande, commercialise depuis 2023 des films OPV de 40 cm de large atteignant 9 % de rendement sur module, certifiés IEC 61215.

Les points quantiques (quantum dots)

Les cellules à points quantiques exploitent des nanoparticules semi-conductrices (PbS, CdSe, InP) de 2 à 10 nm. Leur bande interdite ajustable par la taille ouvre la voie à des cellules multi-spectrales imprimables. Les rendements certifiés atteignent 18,1 % en 2023 (UNIST / KRICT). La toxicité du plomb et la stabilité aux UV restent les principaux freins. Les applications ciblent les cellules tandem à trois ou quatre jonctions et les capteurs infrarouges couplés.

Le CZTS et les alternatives sans indium

La raréfaction de l’indium (environ 900 tonnes de production mondiale annuelle) pousse les chercheurs à explorer des matériaux de substitution au CIGS. Le CZTS (Cu2ZnSnS4) utilise des éléments abondants. Son rendement plafonne toutefois à 13 % en 2024 (UNSW Australia), un niveau encore insuffisant pour le passage à l’échelle commercial. Les travaux 2023-2024 portent sur la substitution partielle Sn par Ge et la maîtrise des défauts anti-site Cu-Zn, responsables d’une part significative des pertes.

Les cellules bifaciales et transparentes

Les modules bifaciaux, qui captent la lumière diffusée sur leur face arrière, ne relèvent pas d’une technologie cellulaire distincte mais d’une architecture d’encapsulation. Leur part de marché a franchi 35 % en 2024 selon ITRPV, avec un gain énergétique de 5 à 20 % selon l’albédo du sol. Les cellules transparentes (MIT 2022, Michigan State 2023) atteignent 8 à 9 % de rendement sur verre clair et visent l’intégration aux fenêtres de bureaux, avec un potentiel de surface estimé à 7 milliards de mètres carrés aux États-Unis par le DOE.

Les axes stratégiques de la R&D : matériaux, procédés, durabilité

Au-delà des architectures cellulaires, la recherche photovoltaïque se structure autour de trois axes transversaux qui conditionnent la réussite du passage à l’échelle.

L’ingénierie des matériaux et des interfaces

La purification du silicium métallurgique vers un grade solaire (6N minimum, soit 99,9999 % de pureté) consomme historiquement 30 à 50 kWh/kg. Les procédés upgraded metallurgical grade (UMG) et les fours Siemens optimisés ont abaissé ce seuil à moins de 25 kWh/kg. La réduction de l’épaisseur du wafer de 180 μm (standard 2015) à 130 μm (standard 2024), et bientôt 100 μm, diminue la consommation matière de 40 %. Le découpage par fil diamanté remplace désormais quasi intégralement le fil abrasif, réduisant les pertes de coupe (kerf loss) de 200 à 65 μm par trait.

Sur les pérovskites, l’enjeu se déplace vers les contacts sélectifs : les couches de transport d’électrons (SnO2, TiO2, PCBM) et de trous (Spiro-OMeTAD, PTAA, NiOx) conditionnent la tension en circuit ouvert et la durabilité. Le NREL a publié en 2024 une étude comparative démontrant qu’une couche NiOx dopée au lithium permet d’atteindre 25,8 % de rendement avec une stabilité T90 (perte de 10 %) supérieure à 1 200 heures sous illumination continue.

Les procédés de fabrication bas carbone

L’empreinte carbone d’un module silicium chinois s’établit autour de 580 kg CO2eq/kWc, contre 350 à 400 kg CO2eq/kWc pour un module européen bas carbone selon l’ADEME (2023). L’écart s’explique par le mix électrique (charbon dominant en Chine) et les choix procédés. L’Union européenne, via le Net-Zero Industry Act adopté en mai 2024, cible 40 % de capacité PV fabriquée sur le continent à l’horizon 2030. Le CEA-INES, en partenariat avec HoloSolis et Carbon, développe des lignes intégrées silicium-cellule-module aux émissions divisées par deux par rapport au standard chinois.

La durabilité et le recyclage

Un module PV est garanti 25 à 30 ans, avec une perte de puissance linéaire annuelle de 0,4 à 0,7 %. L’IEA-PVPS Task 13 a documenté en 2024 des modules des années 1990 encore opérationnels à plus de 80 % de leur puissance initiale après 30 ans. Le recyclage devient un enjeu majeur : la directive européenne DEEE impose depuis 2012 la collecte et le traitement des modules usagés. L’usine ROSI Solar (Grenoble) a inauguré en 2023 un procédé récupérant l’argent, le silicium et le cuivre à plus de 95 %, contre 70-80 % dans les filières antérieures focalisées sur le verre et l’aluminium.

Les acteurs clés de la recherche photovoltaïque mondiale

La cartographie des grands centres de recherche éclaire la dynamique d’innovation. Aux États-Unis, le NREL (National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado) anime le Solar Energy Technologies Office du DOE avec un budget annuel supérieur à 300 millions de dollars. En Allemagne, le Fraunhofer ISE (Freiburg) emploie 1 400 chercheurs et détient le plus grand parc européen de lignes pilotes. Le Helmholtz-Zentrum Berlin (HZB) a pris la tête mondiale sur le tandem pérovskite-silicium, en étroite coopération avec Oxford PV.

En France, le CEA-INES fédère les travaux silicium et tandem. Le CNRS, à travers des unités mixtes comme l’IPVF (Institut Photovoltaïque d’Île-de-France) co-fondé avec EDF, TotalEnergies et l’École polytechnique, pilote des programmes sur les couches minces, la pérovskite et les architectures tandem III-V. Au Royaume-Uni, le SPECIFIC (Swansea) et Oxford University portent des projets orientés BIPV. En Asie, l’UNSW Australia reste une référence silicium historique (source des records PERC historiques), tandis que l’UNIST et le KRICT en Corée, Jiao Tong et Nankai en Chine, et l’AIST et le NEDO au Japon dominent les publications sur la pérovskite et les quantum dots.

Côté industriel, la hiérarchie 2024 place LONGi (Chine) en tête avec plus de 100 GW de livraisons annuelles, suivi par Jinko Solar, Trinasolar, Canadian Solar, JA Solar, Qcells et First Solar. Les pure players de la rupture (Oxford PV, Swift Solar, Saule Technologies, Heliatek) progressent en parallèle avec des capitalisations entre 100 millions et 1 milliard d’euros. Le duo formé par LONGi et Oxford PV illustre la complémentarité entre volume industriel chinois et innovation européenne.

Perspectives 2025-2035 : rendements, coûts et déploiement

Les trajectoires publiées par l’IEA, l’IRENA et le VDMA convergent vers un scénario ambitieux. L’ITRPV 2024 anticipe un rendement module commercial moyen passant de 22 % en 2024 à 25 % en 2030 et 27 % en 2035 pour le silicium, avec un basculement progressif vers le tandem à partir de 2027. Le coût LCOE (Levelized Cost Of Electricity) du solaire au sol en Europe, estimé à 45-55 €/MWh en 2024 selon Fraunhofer ISE, devrait tomber sous 30 €/MWh d’ici 2030 dans les régions les mieux ensoleillées.

Pour tenir les objectifs du scénario Net Zero by 2050 de l’IEA, la capacité photovoltaïque mondiale annuelle devra atteindre 650 GW/an en 2030, contre 440 GW en 2023. Cette industrialisation suppose un doublement de la capacité de polysilicium, un triplement de la capacité de production de verre solaire et la sécurisation des approvisionnements en argent (utilisé dans la métallisation à hauteur de 10 à 15 mg par cellule). Les travaux du Fraunhofer ISE sur la métallisation cuivre (électrodéposition, LIFT) visent à éliminer l’argent d’ici 2030.

Sur le volet usage, l’agrivoltaïque (combinaison culture et production d’électricité) fait l’objet d’une trentaine de projets pilotes en France à fin 2024, totalisant 500 MW installés ou en cours selon l’ADEME. Le flottant photovoltaïque, qui exploite des plans d’eau artificiels, a franchi 5 GW installés mondialement en 2023 avec des gains de productible de 5 à 12 % grâce au refroidissement. L’intégration bâtiment (BIPV) devrait décoller à partir de 2026 avec l’arrivée des tandems et des pérovskites colorées.

Les freins industriels et géopolitiques à la transition photovoltaïque

La recherche ne se déploie pas dans un environnement neutre. L’industrie PV mondiale est caractérisée par une concentration géographique extrême : la Chine détient plus de 80 % de la capacité de production de polysilicium, de wafers, de cellules et de modules selon l’IEA Special Report on Solar PV Global Supply Chains (2022, mise à jour 2024). Cette asymétrie fragilise la résilience des chaînes d’approvisionnement et pèse sur les marges des acteurs européens.

Les tensions commerciales se traduisent par des droits de douane (États-Unis, Inde) et des mécanismes de correction (Mécanisme d’ajustement carbone aux frontières européen, CBAM) qui monteront en puissance entre 2026 et 2034. L’approvisionnement en matériaux critiques — argent, indium, gallium, tellure — constitue un second point de vigilance. Le gallium et le germanium ont été placés sous contrôle d’exportation chinois en juillet 2023, provoquant une hausse de 30 à 50 % de leur prix en six mois.

Enfin, l’acceptabilité sociale et foncière des grandes centrales au sol devient un sujet politique. La France a adopté en mars 2023 la loi d’accélération des énergies renouvelables qui instaure les zones d’accélération et cherche à prévenir les conflits d’usage avec l’agriculture. L’Allemagne, via l’EEG 2023, priorise les surfaces déjà artificialisées et les toitures. Le déploiement massif des prochaines décennies reposera autant sur les avancées de laboratoire que sur la capacité à intégrer le photovoltaïque dans les territoires.

Ce qu’il faut retenir de la recherche photovoltaïque actuelle

Les trois dernières années ont confirmé la capacité de la recherche photovoltaïque à franchir des paliers jusque-là considérés comme lointains : tandems au-delà de 34 %, silicium IBC-HJT au-delà de 27 %, premières lignes tandem industrielles opérationnelles. La trajectoire 2025-2035 ne tient plus à une rupture unique mais à une combinaison : matériaux avancés, architectures hybrides, procédés bas carbone, circularité des modules. Les laboratoires français, européens, nord-américains et asiatiques travaillent dans une compétition-coopération documentée trimestre par trimestre par le NREL et ses homologues. Suivre cette recherche, c’est observer en direct la maturation d’une technologie devenue pilier de la décarbonation mondiale.

FAQ — Recherche et tendances des cellules photovoltaïques

Quel est le rendement record actuel d’une cellule photovoltaïque ?

Le record toutes catégories appartient au NREL avec une cellule multijonction III-V à six jonctions atteignant 47,1 % sous concentration de 143 soleils (2020) et 39,5 % sous un soleil. Sur architectures terrestres, le record tandem pérovskite-silicium s’établit à 34,6 % (LONGi, avril 2024). Pour le silicium seul, LONGi a atteint 27,3 % en IBC-HJT en 2024, se rapprochant de la limite Auger de 29,4 %.

Quand les modules tandem pérovskite-silicium arriveront-ils sur le marché ?

Oxford PV a inauguré sa première ligne commerciale fin 2024 à Brandebourg-sur-la-Havel avec une capacité initiale de 100 MW. Les premiers modules tandem certifiés IEC sont annoncés pour 2025, avec un rendement ciblé de 24 à 26 %. Selon l’ITRPV 2024 du VDMA, la part de marché du tandem devrait approcher 10 % en 2030 et 35 % en 2035, à mesure que la stabilité pérovskite atteint les garanties 25 ans.

Quelle est la principale limite de la pérovskite en photovoltaïque ?

La stabilité reste le verrou majeur. Les pérovskites halogénées se dégradent sous humidité, chaleur, UV et polarisation. Les standards IEC 61215 exigent moins de 5 % de perte après 1 000 heures à 85 °C et 85 % d’humidité. Les meilleurs prototypes 2024, issus du KAUST, tiennent plus de 1 500 heures sans dégradation mesurable grâce à la passivation des joints de grains et aux encapsulations barrière.

Qui sont les principaux acteurs de la recherche photovoltaïque mondiale ?

Les quatre grands pôles publics sont le NREL (États-Unis), le Fraunhofer ISE et le Helmholtz-Zentrum Berlin (Allemagne), le CEA-INES (France) et l’AIST / NEDO (Japon). Côté industriel, LONGi, Trinasolar, Jinko Solar et JA Solar (Chine), First Solar (États-Unis), Qcells (Corée), Oxford PV (Royaume-Uni/Allemagne) et Meyer Burger (Suisse/Allemagne) pilotent l’innovation. UNSW Australia et KAUST complètent le dispositif académique international.

Les cellules organiques ou à points quantiques vont-elles remplacer le silicium ?

Pas à moyen terme. Leurs rendements (19,2 % pour l’OPV, 18,1 % pour les quantum dots en 2023) restent inférieurs au silicium et leur stabilité pose problème. Elles cibleront plutôt des niches à forte valeur : intégration bâtiment, objets connectés, fenêtres photovoltaïques, serres agrivoltaïques. Le silicium et le tandem pérovskite-silicium conserveront le marché de masse jusqu’en 2035 au moins, d’après les projections IEA et ITRPV.

Pour approfondir : cet article a été préparé à partir d’une synthèse publiée par Alternative Urbaine sur les tendances de la recherche photovoltaïque, enrichie des dernières données laboratoires 2023-2024.