Tecnologia delle celle solari di tipo N: differenze tra TOPCon e HJT

Indice

• Introduzione
• Differenze e tendenze di sviluppo tra celle di tipo P e celle di tipo N
• Tecnologia delle celle TOPCon
• Tecnologia delle celle HJT

Introduzione

Entro il 2025, il baricentro delle tecnologie fotovoltaiche si è gradualmente spostato dalle celle di tipo P a quelle di tipo N.
Rispetto alle tradizionali celle PERC, le celle di tipo N mostrano vantaggi evidenti in termini di efficienza e prestazioni a lungo termine:

• Livello di efficienza: i moduli fotovoltaici di produzione di massa si collocano nell’intervallo del 22–23%, con alcuni prodotti che hanno già superato il 23%, rispetto al limite massimo di circa il 21% delle celle di tipo P;
• Affidabilità: le celle di tipo N presentano migliori prestazioni sul coefficiente di temperatura, sulla risposta in condizioni di bassa luminosità e sul controllo della degradazione;
• Scala industriale: la capacità produttiva globale di celle di tipo N ha già superato i 300 GW, con piani di espansione che si avvicinano agli 800 GW, superando per la prima volta la quota delle celle di tipo P.

In questo contesto, TOPCon e HJT sono diventate le due principali linee tecnologiche del fotovoltaico di tipo N e rappresentano il fulcro della competizione e dell’evoluzione del settore.

Differenze e tendenze di sviluppo tra celle di tipo P e celle di tipo N

1. Storia dello sviluppo delle celle di tipo P e struttura di mercato

Negli ultimi dieci anni, le celle di tipo P hanno dominato l’industria del fotovoltaico, con un percorso tecnologico che ha visto l’evoluzione da BSF a PERC:

• Fase BSF (prima del 2015): utilizzo del campo posteriore in alluminio passivato (Al-BSF), con un’efficienza di circa il 17–18% per il monocristallino e 15–16% per il policristallino; processo maturo ma con forte ricombinazione superficiale e margini di miglioramento limitati.
• Fase PERC (2015–2022): passivazione posteriore con Al₂O₃+SiNx, efficienza della cella fino al 22%, efficienza del modulo fotovoltaico intorno al 21–22%. Secondo i dati di PV InfoLink, la quota di mercato del PERC è passata da circa il 40% nel 2018 a oltre il 90% nel 2022.

La diffusione del PERC ha favorito una riduzione del costo livellato dell’energia (LCOE) ed è stata la chiave per la grid parity del fotovoltaico a livello globale tra il 2015 e il 2020.

Tuttavia, occorre considerare che:

• esiste degradazione LID e LeTID, circa 2% nel primo anno e successivamente circa 0,45% annuo;
• l’efficienza di conversione si avvicina al limite teorico del 24%, con margini di miglioramento ridotti nella produzione di massa.

Con la maturità e l’espansione delle celle di tipo N, il PERC ha gradualmente perso il vantaggio nella nuova capacità produttiva. Secondo le previsioni di InfoLink, entro il 2025 la quota di mercato del PERC scenderà sotto il 30% e dopo il 2026 uscirà progressivamente dal mainstream.

2. L’ascesa delle celle di tipo N e i vantaggi in termini di efficienza

Il principale punto di forza delle celle di tipo N risiede nelle caratteristiche del materiale: il wafer di silicio drogato al fosforo evita i difetti tipici delle celle di tipo P legati ai complessi boro-ossigeno, eliminando quasi del tutto la degradazione indotta dalla luce (LID) e prolungando in modo significativo la vita dei portatori. Questo si traduce nei seguenti miglioramenti:

• Efficienza: i moduli fotovoltaici di produzione di massa hanno raggiunto stabilmente il livello del 22–23%, con alcune aziende che hanno superato il 23%; le celle PERC restano intorno al 21%.
• Affidabilità: la risposta in condizioni di bassa luminosità è superiore rispetto al tipo P e il coefficiente di temperatura è generalmente di circa –0,30%/°C.
• Degradazione: la perdita iniziale dovuta alla luce è quasi nulla e il tasso medio annuo di degradazione è inferiore allo 0,45%/anno delle celle PERC.

A livello di mercato, le celle di tipo N stanno sostituendo le P come tecnologia dominante:

• 2023: la capacità produttiva pianificata a livello globale per le celle di tipo N ha superato i 600 GW;
• 2024: la capacità effettiva ha superato i 300 GW, con una quota per la prima volta superiore al tipo P;
• Previsioni: entro il 2025–2026, oltre il 70% delle nuove capacità produttive sarà costituito da celle di tipo N.

3. Classificazione delle tecnologie di celle di tipo N e percorsi principali

Le celle di tipo N offrono vantaggi quali alta efficienza, elevato coefficiente di bifaccialità, basso coefficiente di temperatura, assenza di degradazione indotta dalla luce, buona risposta in condizioni di scarsa luminosità e lunga durata dei portatori.

Le principali tecnologie oggi disponibili sono:

• Tecnologia TOPCon: efficienza in produzione di massa tra il 21–23%, ottenibile con la conversione delle linee PERC, quindi con investimenti ridotti. Nel 2024 la capacità globale ha superato i 300 GW, rappresentando l’attuale standard di mercato per i moduli fotovoltaici.
• Tecnologia HJT: grazie a un coefficiente di temperatura più basso e a un’elevata bifaccialità, alcuni produttori hanno raggiunto con i pannelli fotovoltaici di serie un’efficienza del 23% o superiore, leggermente oltre il limite di TOPCon, sebbene con costi più alti.
• Tecnologia IBC: priva di griglie metalliche sul lato anteriore, consente una riflettanza della luce fino a circa l’1,7%. Ideale per applicazioni di fascia alta e BIPV, può mantenersi stabilmente tra il 22–23,5% ed è competitiva nei segmenti medio-alti.

In sintesi, TOPCon continuerà a dominare nel breve termine, mentre HJT e IBC vengono considerate soluzioni con maggior potenziale nel medio-lungo periodo.

Tecnologia delle celle TOPCon

La TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) è un’evoluzione basata sul processo delle celle di tipo N. Il suo principio chiave consiste nella formazione di uno strato ultrasottile di ossido e di un contatto in silicio policristallino drogato sul lato posteriore del wafer, riducendo la ricombinazione dei portatori e aumentando la tensione a circuito aperto e l’efficienza complessiva.

Vantaggi principali

• Livello di efficienza: l’efficienza in produzione di massa si colloca generalmente tra il 21–23%, rappresentando lo standard del settore; alcune aziende leader hanno già superato il 23%, mentre i record di laboratorio si avvicinano al 25–26%. Rispetto alle celle PERC, le TOPCon mostrano prestazioni migliori in condizioni di scarsa luminosità, nel coefficiente di temperatura e nella stabilità.
• Compatibilità dei costi: le linee PERC possono essere aggiornate direttamente, con un investimento aggiuntivo di circa 7–14 milioni di euro/GW; buona compatibilità con i processi ad alta temperatura, evitando costi sommersi su larga scala.
• Affidabilità a lungo termine: i moduli fotovoltaici hanno un tasso di degradazione ridotto e una produzione energetica più stabile, adatti a progetti di fotovoltaico aziendale e grandi impianti a terra.

Avanzamento dell’industrializzazione

• Scala produttiva: entro la fine del 2024, la capacità globale delle celle TOPCon ha superato i 300 GW, dominando le nuove installazioni.
• Principali aziende: Longi, Jinko, Trina, Zhonglai, Risen e altre hanno già completato la produzione di massa su larga scala.
• Previsioni di mercato: tra il 2025 e il 2026, la quota di TOPCon nel mercato globale delle celle supererà il 60%, mantenendo una posizione dominante.

Significato di mercato

• Spinge l’efficienza dei moduli fotovoltaici, fornendo un supporto chiave per ridurre i costi e aumentare la resa dei sistemi.
• Con il continuo calo del LCOE, la TOPCon è già diventata la tecnologia N-type con il miglior rapporto qualità-prezzo.

Tecnologia delle celle HJT

La HJT (Heterojunction with Intrinsic Thin layer) è una tecnologia di celle di tipo N che utilizza una struttura a eterogiunzione composta da substrato in silicio cristallino e strati sottili di silicio amorfo. A differenza della TOPCon, basata sull’aggiornamento delle linee PERC, la HJT richiede nuove linee di produzione e un percorso di processo completamente indipendente.

Vantaggi principali

• Processo produttivo breve: comprende solo quattro fasi — testurizzazione, deposizione di silicio amorfo, deposizione TCO e serigrafia — rispetto alle 10 della PERC e alle 12–13 della TOPCon, risultando più semplice e favorevole per i nuovi operatori che vogliono entrare rapidamente nel mercato.
• Grande potenziale di sviluppo: nel 2023 il record di laboratorio ha raggiunto il 26,8%, con il potenziale di combinarsi con IBC e perovskite in configurazioni tandem, puntando a un’efficienza teorica superiore al 30%.
• Bassa degradazione: circa l’1% nel primo anno e successivamente circa lo 0,35% annuo, nettamente inferiore alla PERC (2% nel primo anno e 0,45% annuo); la produzione energetica nell’intero ciclo di vita è superiore di circa il 2% rispetto alla PERC bifacciale.
• Adattabilità ambientale: coefficiente di temperatura basso (circa –0,243%/°C), con prestazioni stabili in condizioni di alta temperatura e scarsa luminosità.

Avanzamento dell’industrializzazione

• La tecnologia HJT non è compatibile con i processi PERC e richiede nuove linee produttive, con costi di investimento più elevati; tuttavia è più favorevole per i nuovi entranti, che non devono sostenere l’ammortamento delle apparecchiature PERC.
• Entro il 2024, oltre 20 aziende tra cui China Resources Power, CNBM, Runda, Huasheng New Energy e Akcome Technology hanno annunciato piani produttivi: la capacità totale pianificata di HJT ha superato i 100 GW, con alcuni produttori già entrati nella produzione di massa a livello GW.

Significato di mercato

• La HJT è considerata una tecnologia ad alto potenziale nel medio-lungo termine, con vantaggi nelle configurazioni tandem, nel BIPV e nei mercati caratterizzati da alte temperature e bassa luminosità.
• Con la maturazione di processi come la sostituzione della pasta d’argento, la galvanizzazione del rame e l’uso di wafer sottili, la HJT potrà ridurre i costi in futuro e competere con la TOPCon, offrendo nuove opportunità per pannelli fotovoltaici destinati anche a progetti di impianto fotovoltaico per azienda.

Dati di riferimento: I dati sulla capacità produttiva delle celle di tipo N riportati in questo articolo provengono da previsioni pubbliche di InfoLink, EnergyTrend e TaiyangNews. Esistono differenze tra i vari istituti (ad esempio capacità nominale vs capacità effettiva, statistiche globali vs regionali), pertanto i valori numerici sono da considerarsi solo come riferimento. La tendenza complessiva è chiara: dal 2024 la capacità delle celle di tipo N ha superato quella delle P, con la TOPCon che domina nel breve termine, mentre HJT e IBC mostrano un potenziale di crescita nel medio-lungo periodo.

Con l’efficienza delle celle PERC ormai vicina al limite, l’industria del fotovoltaico sta accelerando la transizione verso le tecnologie di tipo N. Tra queste, la HJT, grazie al maggior potenziale di efficienza, al tasso di degradazione più basso e alla compatibilità con IBC e perovskite, è considerata una candidata chiave di nuova generazione. Tuttavia, il limite teorico per le celle a giunzione singola in silicio è del 29,43%, mentre le efficienze di laboratorio di TOPCon e HJT sono già prossime al 26–27%. Ulteriori miglioramenti dipenderanno dalle tecnologie tandem.

Maysun Solar è focalizzata sul mercato europeo e fornisce ai partner soluzioni affidabili con moduli basati su celle di tipo N in tutte le gamme di potenza, comprese le tecnologie IBC, TOPCon e HJT. L’azienda offre i pannelli fotovoltaici più adatti al tuo tetto e soluzioni per il fotovoltaico per le aziende.

Reference

Fraunhofer ISE. (2024). Photovoltaics report. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems. https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/Photovoltaics-Report.pdf

IEA. (2024). Renewables 2024: Analysis and forecast to 2029. International Energy Agency. https://www.iea.org/reports/renewables-2024

PV InfoLink. (2023). Explosive growth of TOPCon capacity accelerates p-n technology transition. PV InfoLink. https://www.infolink-group.com/energy-article/solar-topic-explosive-growth-of-topcon-capacity-accelerates-p-n-technology-transition

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