Los módulos solares construidos con células basadas en tecnología de contacto bilateral, como los paneles TOPCon, podrían ser reemplazados por módulos fotovoltaicos basados en diseños interdigitados de contacto posterior para fines de esta década, según Radovan Kopecek, cofundador y director del ISC Konstanz de Alemania .
“Esto dependerá del hecho de que el uso extendido de la pasivación de óxido de túnel para ambas polaridades en la parte posterior de un módulo, como para los productos IBC, puede convertirse en la opción más ventajosa”, dijo Kopecek a pv magazine: “Los módulos solares IBC pueden sacar del mercado los paneles TOPCon para 2028”.
Dijo que la transición a los productos IBC podría comenzar ya en 2025, y que los productos basados en contactos bilaterales podrían convertirse en algo del pasado para 2030. Afirma que la participación de mercado global de los módulos IBC podría aumentar de alrededor del dos por ciento en 2022 a alrededor del seis por ciento en 2026, 20 por ciento en 2028 y más del 50 por ciento en 2030.
“Muchos fabricantes de nivel 1 ya están trabajando en IBC además de su desarrollo TOPCon”, dijo. “Dado que ambas tecnologías tienen aspectos muy similares, como el desarrollo de deposiciones de poli-Si rápidas y de un solo lado, la reducción de plata, la mejora de la calidad y los costos de las obleas de tipo n, el cambio será bastante rápido”.
En su opinión, el cambio se producirá añadiendo complejidad a las líneas de producción existentes con equipamiento estándar.
“Nos sorprendió mucho en 2012, cuando comenzamos nuestro taller bifiPV sobre el futuro de los módulos bifaciales en Constanza, que la gente no viera que la energía fotovoltaica bifacial tendrá un gran impacto en el mercado fotovoltaico”, explicó Kopecek. “Ahora, en 2022, estamos igualmente sorprendidos de que la gente no vea que después del próximo dominio de TOPCon seguirá el último paso evolutivo hacia IBC. El siguiente paso al tándem ya no es un proceso evolutivo sino una pequeña revolución. Y aquí creo que pasará un tiempo antes de que esta tecnología sea visible en el mercado”.
El éxito de la tecnología IBC se materializará a través de mejoras en la eficiencia y menores costos de producción, agregó.
“Las ganancias de eficiencia deben garantizarse mediante la implementación de la tecnología de pasivación de poli-Si, mientras que los costos de fabricación más bajos deben provenir de la adopción de contactos metálicos de cobre o aluminio”, dijo Kopecek: “Ya demostramos eficiencias de celdas IBC superiores al 23 por ciento con 20 mg de plata solo usando cobre o aluminio. Sin embargo, creemos que el dominio de la plata continuará y el cambio se producirá solo en un mercado anual de 1 TW a 3 TW a partir de 2028, cuando la industria fotovoltaica se verá obligada a cambiar”.
Dijo que las celdas solares IBC ya alcanzaron niveles de eficiencia superiores al 24,5 por ciento y voltajes de circuito abierto cercanos a los 730 mV, en comparación con el 23 por ciento y 685 mV de las celdas PERC y el 24 por ciento y 710 mV de los dispositivos TOPCon.
“Pero no se trata solo de eficiencia. También se trata del coeficiente de temperatura, la degradación y la bifacialidad”, dijo. “E incluso si la bifacialidad de IBC puede ser ligeramente menor en comparación con TOPCon, la eficiencia del lado frontal, el coeficiente de temperatura y la degradación son factores mucho más importantes”.
Argumentó que la reducción de costos de las obleas de tipo n, en combinación con la implementación de la metalización de cobre y aluminio en las celdas IBC, podría conducir a costos de producción de módulos por debajo de $ 0.20/W.
“Por el momento, los costos de obleas y metalización son las principales diferencias de costos en comparación con la tecnología PERC”, dijo.
Kopecek dijo que también cree que los avances tecnológicos podrían conducir a un costo de energía nivelado (LCOE) en grandes plantas solares montadas en el suelo con paneles IBC bifaciales a menos de $ 0.01 / kWh en muchas partes del mundo en el futuro.
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