Moduły słoneczne: technologia ogniw słonecznych PERC kontra TOPCon

Chociaż pierwsze ogniwo słoneczne, opracowane w USA w 1954 roku, było ogniwem typu N, w kolejnych latach dominującym stało się ogniwo typu P. Wynikało to z faktu, że początkowo moduły te były wykorzystywane głównie w przemyśle lotniczym, gdzie okazały się bardziej wytrzymałe. Dopiero w ostatnich latach producenci ogniw słonecznych zaczęli przemyślanie podchodzić do tego zagadnienia ze względu na wyższą moc wyjściową ogniw typu N. Wynika to głównie z dłuższej żywotności tych ogniw, ponieważ, w przeciwieństwie do ogniw typu P, nie są one podatne na „defekt borowo-tlenowy”. Defekt ten prowadzi do spadku wydajności z upływem czasu. Ponadto ogniwa słoneczne typu N są mniej podatne na zanieczyszczenia metaliczne w krzemie.

W technologii fotowoltaicznej (PV) nawet najmniejsze różnice w składzie chemicznym mogą prowadzić do znacznych różnic w wydajności i opłacalności. Doskonałym przykładem jest porównanie ogniw słonecznych typu P i typu N. Różnią się one strukturą: ogniwa typu P oparte są na dodatnio naładowanym podłożu krzemowym, podczas gdy ogniwa typu N są zaprojektowane odwrotnie, gdzie strona z ujemnym domieszkowaniem stanowi bazę ogniwa.

Jednak ogniwa słoneczne typu N są obecnie droższe w produkcji ze względu na dekady koncentracji na ogniwach typu P. Ich produkcja doprowadziła do oszczędności skali w łańcuchu wartości, które wciąż wymagają opracowania w przypadku produkcji modułów typu N. Co więcej, produkcja modułów słonecznych typu N wymaga dodatkowych etapów, co dodatkowo zwiększa koszty. Jednak ze względu na wyższą wydajność, udział ogniw typu N w rynku stale rośnie i prawdopodobnie jest tylko kwestią czasu, zanim zastąpią one ogniwa typu P jako dominującą technologię ogniw słonecznych.

Podobną rywalizację między dwoma typami ogniw można zaobserwować, porównując technologie ogniw słonecznych PERC (Passivated Emitter and Rear Cell) i TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact), które ostatnio wywołały spore poruszenie.

Moduły PERC zwiększają sprawność modułów fotowoltaicznych, ponieważ skuteczniej przetwarzają padające światło na energię. Osiąga się to poprzez odbicie części światła, która dociera do tylnej części ogniwa, z powrotem do ogniwa. Jest to możliwe dzięki warstwie nałożonej na tylną część modułu, znanej jako pasywacja tylna. Wzrost sprawności ogniw PERC w porównaniu z modułami konwencjonalnymi wynosi 1%, co z kolei pomaga obniżyć koszty produkcji w przeliczeniu na kWp.

Aby osiągnąć maksymalną wydajność, ogniwa PERC wykorzystują głównie mono-wafle. Ten typ ogniw słonecznych przeszedł w ostatnich latach znaczny rozwój. Wzrost wydajności doprowadził do niemal całkowitego zastąpienia konwencjonalnych ogniw Al BSF w profesjonalnych systemach fotowoltaicznych. Ogniwa PERC nie są jednak niczym nowym; ich zasada działania została po raz pierwszy opisana w 1983 roku na Uniwersytecie Nowej Południowej Walii w Australii. Dopiero dzięki ciągłemu udoskonalaniu procesów produkcyjnych potencjał tej technologii mógł zostać w pełni wykorzystany w produkcji masowej.

Technologia PERC ma jednak swoje wady. Ogniwa te są bardziej podatne na degradację pod wpływem światła (LID) niż ogniwa konwencjonalne. Efekt LID powoduje spadek wydajności ogniw słonecznych po pierwszej ekspozycji na światło. Ryzyko degradacji pod wpływem napięcia (PID) jest również wyższe. Defekty PID mogą mieć daleko idące konsekwencje, ponieważ mogą znacząco zmniejszyć wydajność całych systemów fotowoltaicznych. Dlatego inwestorzy powinni zwrócić szczególną uwagę na to, aby ogniwa PERC posiadały certyfikat odporności na PID zgodnie z normą IEC TS 62804.

Wschodzącą gwiazdą w technologii ogniw słonecznych jest TOPCon, opracowany w Fraunhofer ISE we Fryburgu. Ogniwa te mogą być zarówno mono-, jak i bifacjalne i, w przeciwieństwie do PERC, wykorzystują głównie wafle typu N. Wykazują one wyższy potencjał wydajności w porównaniu z PERC. Chiński producent Jinko Solar zademonstrował w zeszłym roku, jak wysoki może być ten potencjał, prezentując monokrystaliczny, bifacjalny moduł słoneczny TOPCon typu N o sprawności do 23,53%. Moduł TOPCon firmy Longi Solar, zaprezentowany w 2021 roku, osiągnął jeszcze wyższą wydajność. Wykorzystując ogniwo TOPCon typu P, ustanowił nowy światowy rekord wydajności dla tej technologii, osiągając 25,19%. Biorąc pod uwagę szybki postęp, pobicie tego rekordu jest prawdopodobnie tylko kwestią czasu. Intensywne badania nad tymi modułami zapewnią, że rozwój będzie kontynuowany przez długi czas.

Chociaż wydajność ogniw słonecznych TOPCon jest trudna do pobicia, technologia PERC nadal dominuje na rynku. Prawdopodobnie utrzyma się to jeszcze przez jakiś czas dzięki stałemu wzrostowi wydajności ogniw i jednoczesnemu obniżaniu kosztów produkcji.

Ogniwa TOPCon zyskują jednak na popularności dzięki swojej wyjątkowo wysokiej wydajności. Obecnie wysokie koszty produkcji stanowią wadę tego typu systemów fotowoltaicznych. Oczekuje się jednak znacznych korzyści skali wraz ze wzrostem produkcji masowej, co pozwoliłoby modułom TOPCon stać się poważną konkurencją dla technologii PERC w Niemczech. Potwierdzają to naukowcy z Instytutu Fraunhofera ds. Systemów Energii Słonecznej (ISE). Według nich, oprócz obniżenia kosztów produkcji, konieczne jest zwiększenie produkcji do poziomu ogniw PERC, aby uzasadnić ekonomiczną opłacalność modułów TOPCon.

Według ustaleń naukowców, technologia TOPCon powoduje wzrost całkowitych kosztów ogniw słonecznych o 13,5–18,6% oraz o 3,6–5,5% w porównaniu z PERC w naziemnych systemach fotowoltaicznych o mocy 5 megawatów. Niemniej jednak naukowcy z Fraunhofer ISE zauważyli, że wyższa o 0,4–0,55% sprawność ogniw słonecznych TOPCon w porównaniu z dwustronnymi ogniwami p-PERC umożliwia opłacalną produkcję masową.

Niezależnie od tego, czy stosowane są ogniwa słoneczne typu N, czy P, istnieje sposób na znaczne zwiększenie wydajności modułów fotowoltaicznych: technologia bifacjalna. W przeciwieństwie do ogniw monofacjalnych, które generują energię fotowoltaiczną tylko wtedy, gdy ich górna powierzchnia jest oświetlona, ​​ogniwa bifacjalne są zaprojektowane tak, aby generować energię zarówno z górnej, jak i dolnej powierzchni. Ta zwiększona absorpcja światła znacznie poprawia wydajność modułu.

Oczywiście, sprawność po stronie dolnej nie jest tak wysoka, jak po stronie górnej, zwróconej w stronę słońca. Niemniej jednak, w zależności od lokalizacji, odległości od podłoża i warunków zewnętrznych, sprawność może wzrosnąć o ponad 19% ze względu na zwiększone natężenie promieniowania po stronie dolnej. Może to prowadzić do wzrostu całkowitej mocy systemu o 10–30 Wp. Na przykład, moc wyjściowa modułu, który wcześniej dostarczał 290 Wp, wzrasta do 320–360 Wp.

Podczas montażu systemów bifacjalnych należy zadbać o ich odpowiednią odległość od podłoża, aby zapewnić dodatkową transmisję światła. W przypadku powierzchni o niskim lub średnim współczynniku odbicia, takich jak dach pokryty dachówką lub trawa, minimalna odległość powinna wynosić co najmniej 40 centymetrów. W przypadku powierzchni silnie odbijających światło (np. śnieg), odległość od podłoża powinna być większa niż 1,5 metra.

W związku z tym:

• Dwustronne i przezroczyste moduły solarne typu szkło-szkło/podwójnie oszklone, idealne do systemów fotowoltaicznych w rolnictwie, systemów montowanych na ziemi, wiat solarnych i ogrodzeń solarnych

Wszystko z jednego źródła, zaprojektowane specjalnie z myślą o rozwiązaniach solarnych dla dużych parkingów. Refinansuj lub zrekompensuj przyszłe koszty dzięki własnej produkcji energii elektrycznej.

Znajdź porady i rozwiązania tutaj 👈🏻

Konsultacje i planowanie, w tym niezobowiązująca wycena. Łączymy Cię z silnymi partnerami w dziedzinie fotowoltaiki.

Znajdź porady i rozwiązania tutaj 👈🏻

Jesteśmy obecni regionalnie w całym niemieckojęzycznym świecie. Mamy sprawdzonych partnerów, którzy doradzą i zrealizują Państwa życzenia.

Skontaktuj się z nami 👈🏻