La tecnologia delle celle solari è al centro dell’attenzione

Fino ad una manciata di anni fa, le tecnologie relative alle celle solari non facevano esattamente parte delle presentazioni e degli argomenti dei produttori di moduli fotovoltaici. C’erano naturalmente aziende come Sunpower o Panasonic che promuovevano le loro differenti tecnologie e i produttori di pannelli a film sottile, che acclamavano i benefici di CdTe, CIGS o silicio amorfo. Ma per la maggior parte dei produttori di moduli, che utilizzavano la tecnologia AI BSF, la cui evoluzione ne incrementava l’efficienza, non c’era molto da dire.

Le cose sono però cominciate a cambiare quando i limiti della tecnologia AI BSF, che era stata alla base dell’industria per almeno 4 decenni, iniziarono ad essere evidenti. I produttori di celle dovettero quindi investire in scelte tecnologiche che aumentassaro l’efficienza dei loro prodotti. Si videro tentativi con la tecnologia MWT (Metal Wrap Through – Spirali metalliche) e per un po’ di tempo gli emittitori selettivi rappresentarono un argomento entusiasmante. Ma fu la trentennale tecnologia PERC, che consentì all’Università Australiana di New South Wales di produrre una cella con un’efficienza record del 25%, quella che alla fine ha raggiunto il mercato, anche grazie ad un processo produttivo replicabile a livello industriale. Mentre il termine PERC veniva menzionato per sottolineare la differenza di potenza con le celle AI BSF e per portare una ventata di novità nel settore, divenne comune anche sostenere che con le celle ti tipo p ci si avvicinava ai livelli di efficienza delle celle di tipo n. Il concetto era che le celle di tipo p erano meno costose delle celle di tipo n.

Anche al giorno d’oggi le differenze tra celle di tipo p ed n continuano a sussistere, poiché i produttori praticano vie diverse per competere in termini di efficienza, costi e proposte tecnologiche. Quindi, mentre le celle mono e multi cristalline di tipo PERC continuano il loro incessante sviluppo, anche i wafer di tipo n proseguono con l’innovazione. ITRPV prevede infatti un recupero in termini di market share, sebbene al di sotto rispetto alle tecnologie più diffuse.

Le differenze tra celle di tipo p e celle di tipo n
Le celle di tipo p sono quelle più diffuse nel mercato, essendo presenti da ormai quattro decenni. Il loro nome fa riferimento al fatto che le celle di tipo p sono costruite su una base di silicio con carica positiva.

Ed infatti il wafer è ‘drogato’ con boro, che ha un elettrone in meno del silicio. La parte anteriore del wafer ha invece carica negativa ed è ‘drogato’ con fosforo che ha un elettrone in più del silicio. Questa architettura della cella aiuta a formare la giunzione p-n che consente il flusso elettrico all’interno della cella fotovoltaica.

Le celle di tipo n sono costruite partendo dal concetto inverso, con il lato a carica negativa come base della cella solare. La prima cella costruita nei Bell Laboratories nel 1954 era di tipo n, con contatti a tergo.
I primi anni videro un aumento importante e rapido relativamente all’efficienza di entrambi i tipi di cella, ma fu la cella di tipo p a segnare il passo nell’industria, storicamente perché usata per applicazioni spaziali per cui risultava essere più adatta, essendo in grado di resistere alle radiazioni. Più tardi il settore strutturò tuttala filiera e questa tecnologia poté beneficiare dell’economie di scala.

Ma quail sono le differenze tra le due?

– Efficienza: le più potenti celle solari attualmente disponibili sul mercato sono quelle di tipo n. La ragione principale che si cela dietro il loro successo è riconducibile al fatto che il vettore ha qui un’aspettativa di vita più estesa, non essendo sottosposto a quello che si chiama la combinazione boro-ossigeno. Quando i lingotti vengono prodotti tendono ad avere grosse concentrazioni di ossigeno dissolto derivanti dal quarzo del nocciolo, dov’era fuso il silicio. In presenza di silico drogato con boro, l’ossigeno forma un’area di ricombinazione, conosciuta come difetto dovuto alla combinazione di boro ossigeno, che ne danneggia l’efficienza. Usando celle di tipo n drogate con il fosforo, questo difetto sparisce. Le celle di tipo n sono inoltre meno soggette alle impurità metalliche del silicio.

– Light Induced Degradation (Degradazione indotta dalla luce solare): Le celle solari di tipo n sono immuni dal LID, proprio per l’assenza del difetto della combinazione di boro-ossigeno.

– Costo: Generalmente, ad eccezione di sottili differenze, il processo di produzione delle celle di tipo p e di tipo n non differisce di molto. Ma l’effetto economie di scala all’origine della filiera è a favore delle celle di tipo p. Il processo di produzione inoltre consta di più passaggi e rende un modulo più costoso con celle di tipo n.

Che cosa cambia per chi compera i moduli?
Se escludiamo il gergo tecnico, per chi acquista le differenze tra celle di tipo p e tipo n non implicano cambi epocali nel comportamento delle stesse. Primo, perché la tecnologia solare, come in ogni settore, tende ad evolversi seguendo una curva ad s. Il che significa, che ad un certo punto tecnologie più nuove sostituiranno quelle più vecchie. Ci saranno innovatori e ritardatari, ma il fondamento logico del settore è quello di migliorare la tecnologia, lo dimostra ad esempio lo sviluppo e l’adozione della tecnologia PERC. Secondo, chi acquista sarà sempre chiamato a scegliere tra le caratteristiche del prodotto che ritengono importanti (efficienza, rese, qualità, resistenza al LID, marchio) e relativo costo. E questo sarà vero sempre, qualunque sia la tecnologia che sta dietro al prodotto.

Sources

– Martin Hermle, Silicon Solar Cells – Current Production and Future Concepts, Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE, BESSY II Foresight Workshop on Energy Materials, 10 October 2016

– Green MA, 2001, Crystalline silicon solar cells, in Archer MD;Hill R (ed.), Clean Electricity from Photovoltaics, edn. Original, Imperial College Press, United Kingdom, pp. 149 – 197

– MacDonald, D 2012, The emergence of n-type silicon for solar cell manufacture, Australia and New Zealand Solar Energy Society Conference (Solar 2012), Australian Solar Energy Society, Sydney NSW, p. 6

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