Especial TOPCon: “Se están observando mecanismos de degradación que requieren un análisis profundo y transparente por parte de la industria”

La tecnología TOPCon se está posicionando con fuerza en el mercado y se espera en 2023 llegue a representar más de un 75% de la capacidad de N-type, según compartió con pv magazine Edurne Zoco, de S&P Global Commodity Insights (antes IHS Markit).

Los principales fabricantes con sede en China han apostado por esta tecnología, y los inversores, IPPy fondos ya empiezan a familiarizarse con ella.

A este hecho ayuda que en los últimos dos años el precio ha bajado hasta quedarse en torno a 1 céntimo de euro / W por encima de PERC; y desde el punto de vista de los indicadores clásicos y más “tangibles”, TOPCon supera a PERC en el coeficiente de bifacialidad, la eficiencia, los coeficientes de temperatura y la degradación anual. Es decir, todos los datos “tangibles” del datasheet de un módulo fotovoltaico hacen que un modelo financiero basado en TOPCon genere un ROI más atractivo que el de PERC. “Y este es, en muchos casos el main driver para apostar por esta tecnología”, dice a pv magazine Asier Ukar, director de la sede española de PI Berlin.

No obstante, “es clave poner el foco no solamente en los datos del PAN file, sino también en su comportamiento a largo plazo influido por mecanismos de degradación, a priori menos evidentes, que requieren un análisis profundo y transparente por parte de la industria”, añade.

Riesgos de la tecnología

Todo avance tecnológico conlleva beneficios y también retos asociados –lo hemos experimentado con PERC, con los módulos bifaciales o con los módulos de grandes dimensiones (como ya avanzó pv magazine en su día), y con TOPCon no va a ser diferente–: pv magazine ya adelantó en febrero que “el N-Type está mostrando problemas que nadie se esperaba” y confirma ahora que los fabricantes no están especialmente motivados en dar a conocer esos riesgos. PI Berlin comparte con este medio los principales riesgos que se han observado:

Corrosión causada por humedad

Se debe a la presencia de aluminio en los contactos entre células, los cuales se ubican en la parte frontal de la célula (precisamente donde más humedad se acumula debido a la lluvia y el rocío). Puede detectarse mediante pruebas de calor húmedo en cámara climática y la subsiguiente prueba de electroluminiscencia. Las células TOPCon son más sensibles al vapor de agua, por lo que para módulos glass-glass se recomienda POE en la cara delantera, mientras que para módulos glass-backsheet, se recomienda POE en ambas caras.

Interrupciones de los finger causadas en el proceso de soldadura

La presión para reducir plata en los búsbars en células TOPCON implica el uso de búsbars más finos que conllevan, a su vez, un agarre menos robusto a la célula, así como daños mecánicos en el printing. Este fenómeno es detectable mediante pruebas de electroluminiscencia.

Potential Induced Degradation (PID-p)

La cara frontal de TOPCon tiene una estructura similar a la cara posterior de PERC y se vería por tanto afectada también por PID-p (tipo polarización, no tipo shunt). Se espera que los mecanismos de degradación y recuperación sean similares a los de la tecnología PERC.

Degradación inducida por UV

Este punto ya lo adelantó pv magazine: El óxido de aluminio de las capas de pasivación son propensas a la degradación por UV. En PERC no es grave porque el aluminio se encuentra en la parte trasera, pero en TOPCon es un problema porque está en la parte frontal, justamente donde incide la luz.

Disolución de oxígeno en el ingot

Este fenómeno está relacionado con la concentración de oxígeno proveniente del crisol y su distribución en el ingot. Durante el proceso productivo de TOPCon la temperatura se eleva hasta los 1.000 °C y disuelve el oxígeno que se ha difundido desde el crisol de cuarzo. Al disolverse, se distribuye en la célula y crea recombinación y trampas de portadores. En PERC no es tan grave porque la temperatura solo se sube hasta 760 °C.

Tareas pendientes de la industria

“El control de calidad durante la fabricación de TOPCon requiere de ciertos ajustes respecto al ‘típico’ alcance para módulos PERC”, dicen a pv magazine desde PI Berlin. Estos ajustes se centran en el tamaño de muestras y en el tipo de pruebas que se deben realizar en laboratorio, para poder así adaptarlo más a los riesgos inherentes a TOPCon. Las pruebas de duración extendida tales como Damp Head, Thermal Cycling o Humidity Freeze son claves para poder evaluar la fiabilidad de los módulos a largo plazo, más allá de los datos estándar especificados en la hoja de datos.

Por otro lado, dentro de la BOM (Bill of materials) de los módulos TOPCon, uno de los componentes clave es el encapsulante, pues “un encapsulante inadecuado o de baja calidad puede anular completamente los beneficios de TOPCon respecto a PERC”, dice Asier Ukar. De hecho, los resultados de durabilidad extendida realizados por PVEL en su scorecard de 2023 –la prueba de PID192h– muestran variaciones sustanciales entre una BOM u otra, aun tratándose del mismo fabricante. “Solo bastó un cambio de proveedor para aumentar la pérdida de potencia del PID de menos del 1% a casi el 4,5%”, añade el director de PI Berlin en España.

Además, “hemos observado cómo algunos fabricantes relajan los criterios de aceptación y rechazo en TOPCon respecto a PERC para el mismo fallo. Y esto lo hacen para no perder en productividad más de lo inicialmente planeado (minimizar el “yield loss”)”, explica Ukar.

No obstante, y a pesar de los riegos, si los módulos TOPCon se fabrican adecuadamente, superan en prestaciones a PERC y apenas muestran fenómenos de degradación: en el scorecard de PVEL de 2023, 37 módulos TOPCon han sido ya clasificados como TOP performers, y algunos de los fenómenos de degradación detectables en PERC, como LID o LeTID, han sido superados y apenas son visibles en TOPCON. “Para aprovechar al máximo las ventajas de TOPCon hay que identificar y tratar sus riesgos a tiempo, a ser posible, con la mayor transparencia posible por parte de la industria”, concluye.