La capacità di produzione di moduli solari back contact potrebbe raggiungere 1 TW entro il 2030 – esperto

In un’intervista rilasciata a pv magazine alla fine del 2022, Radovan Kopecek, cofondatore e direttore dell’ISC Konstanz in Germania, aveva previsto che i moduli solari costruiti con celle basate sulla tecnologia a contatto su entrambi i lati, come i pannelli TOPCon, potrebbero essere potenzialmente estromessi dal mercato dai moduli fotovoltaici con design a contatto posteriore (BC) entro il 2028, con i primi volumi massicci delle tecnologie BC a materializzarsi sul mercato tra il 2025 e il 2028.

A distanza di oltre due anni da quell’intervista, Kopecek è più che mai convinto che le prospettive delineate all’epoca stiano prendendo forma, soprattutto alla luce del fatto che grandi produttori di moduli BC come Longi e Aiko hanno recentemente annunciato risultati sorprendenti in termini di spedizioni. “Sia Longi che Aiko sono convinti che lo scenario da me previsto potrebbe addirittura concretizzarsi nel 2027”, ha dichiarato Kopecek a pv magazine. “Mi attengo alle mie previsioni per il 2028”.

Tabella di marcia

Kopecek afferma che l’industria fotovoltaica passerà da prodotti TOPCon puri a progetti BC che potrebbero essere potenzialmente combinati con TOPCon o con altre tecnologie mainstream come PERC o eterogiunzione. “TOPCon significa che solo il lato posteriore delle celle ha contatti passivanti o contatti selettivi del vettore, mentre le tecnologie BC, che stanno guidando la classifica dei moduli e sono il futuro di cui parlo, hanno tutti i contatti passivanti”, ha spiegato. “Il prossimo passo potrebbe essere il passaggio da una tecnologia TOPCon pura a una tecnologia TOPCon spuria combinata con BC”.

“TOPCon potrebbe essere migliorata posizionando i contatti passivanti sul lato anteriore, il che viene chiamato ‘doppio poli’. Tuttavia, si tratta di un’operazione più complessa di quella che si può fare per il BC, dove i produttori devono solo stampare le dita (finger) sul lato anteriore in modo molto superficiale. Quindi, la logica conseguenza è quella di passare ai moduli BC, soprattutto a quelli bifacciali, per il mercato utility-scale”, ha aggiunto Kopecek. “Inoltre, l’implementazione di metallizzazioni alternative, come il rame (Cu) o l’alluminio (Al), è molto più facile sul lato posteriore senza cannibalizzare l’efficienza del lato anteriore”.

Secondo Kopecek, in passato i processi di produzione di celle e moduli BC erano più complicati. “L’ISC Konstanz ha iniziato a collaborare con il produttore cinese SPIC e abbiamo sviluppato come migliorare ulteriormente la tecnologia dei moduli, a livello di stringer. Negli ultimi quattro anni è stato molto importante che aziende come SPIC, Aiko e Longi siano state coinvolte nello sviluppo di singoli processi. È molto importante produrre pannelli BC con processi di tesatura standard”.

Apparecchiature

Un altro passo fondamentale per l’adozione dei prodotti BC a livello industriale è stato lo sviluppo di nuovi laser veloci. “Un semplice laser per l’ottimizzazione del contatto (LECO) o un laser per emettitori selettivi non sono abbastanza veloci”, ha detto Kopecek. “Inoltre, sarà fondamentale sviluppare strati di poli p-plus a basso costo. Al momento, ad esempio, all’ISC Konstanz depositiamo strati di poli e poi implementiamo il doping con la diffusione del boro. Tuttavia, uno strato polimerico p-plus intrinseco sarebbe estremamente vantaggioso per il processo di produzione. Si prevede che ciò avverrà nei prossimi due anni e sarà una svolta, in quanto avrà un impatto positivo sia sulle prestazioni che sui costi”.

Kopecek ha anche spiegato che, per la produzione di celle BC, il doping in-situ negli strati di poli p-plus depositati tramite deposizione di vapore chimico potenziata al plasma (PECVD) è già stato migliorato in modo significativo, il che renderà l’intero processo di produzione più veloce e in grado di garantire una maggiore produttività a parità di costi. La lavorazione degli strati di poli drogato p è più complicata a causa della bassa solubilità del boro nel silicio, ed è anche il motivo per cui la tecnologia TOPCon si basa su un materiale di tipo n con le dita di poli drogato n passivante sul retro. Tuttavia, il polisilicio drogato con p è in fase di sviluppo ad alta velocità e sarà utilizzato in modo più efficace in futuro.

In termini di efficienza di conversione dell’energia, i ricercatori dell’ISC Konstanz affermano che le celle solari a singola giunzione di silicio si stanno avvicinando ai loro limiti teorici, con celle e moduli che si avvicinano rispettivamente al 27% e al 25-26%. “Ma soprattutto, le celle BC possono raggiungere quasi lo stesso tasso di bifacilità delle celle TOPCon”, ha aggiunto Kopecek. “La convinzione comune è che bifaccialità e BC non vadano d’accordo, ma questo non è vero. Le TOPCon hanno un lato posteriore completamente coperto da un poli-strato assorbente di tipo n, mentre le BC hanno regioni p-plus e n-plus, in alcuni casi anche con alcune regioni non drogate, il che è vantaggioso. L’ombra della metallizzazione è maggiore rispetto a TOPCon, ma l’emettitore per la tecnologia BC si trova sul lato posteriore, il che contribuisce a una maggiore efficienza quantica interna (IQE). Se consideriamo tutti i vantaggi e gli svantaggi, il fattore bifacciale può essere quasi identico a quello di TOPCon, che è di circa 0,8”.

I costi

I prodotti BC sono ancora più costosi dei prodotti TOPCon, anche se il divario di prezzo tra le due tecnologie si è ridotto notevolmente nell’ultimo anno. “Ma in termini di costo per watt sarà più basso in futuro”, afferma Kopecek. “Ciò richiederà la creazione di una nuova catena di fornitura di BC, esattamente come abbiamo visto per TOPCon. È così che ha funzionato in passato per tutte le tecnologie solari e dovrebbe funzionare anche per la BC nel 2028”.

Al momento, secondo le sue stime, la tecnologia BC di ISC Konstanz è più costosa del 30% rispetto a TOPCon. “Ma presto scenderemo al 15-20%”, ha aggiunto.

L’attuale capacità produttiva globale di moduli BC è di circa 50 GW e, secondo Kopecek, potrebbe raggiungere addirittura 1 TW entro il 2030. “Entro il 2028, TOPCon e BC puri potrebbero avere una quota di mercato di 50:50”, sottolinea. “A quel punto, la maggior parte dei produttori potrebbe decidere di passare al BC, anche se non sarà facile ottenere una transizione rapida. Potrebbe non essere una semplice conversione da una tecnologia di produzione a un’altra, come abbiamo visto per il passaggio da PERC a TOPCon. I produttori cinesi potrebbero preferire acquistare attrezzature nuove di zecca, è così che agiscono di solito, e la transizione potrebbe richiedere dai due ai quattro anni”.

In termini di distribuzione geografica, Kopecek ha notato che l’India sta ancora passando da PERC a TOPCon, mentre la Cina potrebbe vedere presto un passaggio da TOPCon a BC. “In futuro la Cina sarà, come sempre, la più veloce nella transizione alle nuove tecnologie fotovoltaiche. Sarà poi seguita dall’India e, in ultima fase, dagli Stati Uniti”, sottolinea.

Tandem

In prospettiva, Kopecek ritiene che la BC possa trovare applicazione nelle celle solari tandem a tre o quattro terminali, anche se finora i progetti a due terminali sembrano essere la soluzione preferita sia dalla ricerca che dall’industria.

“Tuttavia, prevedo anche che la commercializzazione di moduli solari tandem su larga scala non avverrà prima del 2030-2035”, ha affermato. “Gli attuali produttori, come Oxford PV, stanno servendo mercati di nicchia e una vera svolta potrebbe arrivare solo con fabbriche su scala GW. Ma se il tandem a due terminali sarà la tecnologia vincente, abbiamo ancora la tecnologia TOPCon che può essere facilmente utilizzata con questo design. In caso di successo, il tandem potrebbe essere il prossimo fattore di disturbo. Non vedo il problema di passare di nuovo alla produzione TOPCon”.

Gli standard

La standardizzazione è un altro passo nello scenario delineato da Kopecek. “A questo proposito, credo che i livelli di standardizzazione accettabili possano essere raggiunti nel 2026”, afferma. “A quel punto, tutto dovrebbe essere più o meno standardizzato. All’inizio anche la TOPCon era suddivisa in molti percorsi diversi, poi è diventata standard. Le aziende attive nel settore BC stanno ancora seguendo percorsi diversi e l’anno prossimo dovrebbe essere chiaro a tutti quale sarà la direzione”.

La standardizzazione è auspicabile anche per quanto riguarda la denominazione delle tecnologie back-contact. Prima dell’ingresso di nuovi operatori come SPIC, Longi o Aiko Solar, questa tecnologia era solitamente denominata interdigitated back-contact (IBC) ed era per lo più associata alla tecnologia delle celle sviluppata dalla Maxeon di Singapore, ora parte della cinese TCL Zhonghuan. “Abbiamo dato l’etichetta IBC anche alle nostre prime celle solari Zebra, che non hanno contatti passivanti”, ha spiegato Kopecek. “L’IBC, tuttavia, è troppo costoso, anche a causa della placcatura. Ora siamo passati al poli Zebra, che si basa su TOPCon con design BC e viene prodotto tramite serigrafia”.

L’industria sta attualmente ricorrendo alla definizione xBC, il che significa che i diversi tipi di celle possono avere lettere diverse prima dell’usuale acronimo BC, come ad esempio all-back-contact (ABC) per Aiko e hybrid passivated back contact (HPBC) per Longi. “Tuttavia, BC dovrebbe essere l’unica definizione che utilizzeremo in futuro, e stiamo lavorando in questa direzione in workshop e conferenze”, ha detto Kopecek. “Per un po’ abbiamo provato a chiamarlo tunnel back-contact (TBC), ma abbiamo deciso che BC è una soluzione molto più semplice”.

Problemi di brevetto

Anche se i produttori di TOPCon e BC sembrano essere più esposti a potenziali problemi di brevetto, Kopecek è fiducioso che lo scenario attuale, in cui diversi giganti della produzione si stanno facendo causa l’un l’altro per la maggior parte dei progetti TOPCon, non porterà a brutte sorprese per i produttori di moduli BC.

“I brevetti sulle tecnologie back-contact scadranno, anche se non completamente, nel 2028, il che significa che da quest’anno tutti potranno produrre prodotti BC senza dover acquistare una licenza”, ha sottolineato Kopecek. “La tecnologia è stata brevettata quasi 20 anni fa da Sunpower/Maxeon e i brevetti più critici scadranno tra soli tre anni. Ecco perché ritengo che il 2028 sarà un anno di svolta per questa tecnologia, in quanto le capacità potranno essere incrementate rapidamente”.

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