Las células solares de heterojunción (HJT), conocidas también como heterojunciones de silicio (SHJ) o heterojunciones con capa fina intrínseca (HIT), [1] son una familia de tecnologías de células fotovoltaicas basadas en una heterojunción formada entre semiconductores con brechas de banda diferentes . Son una tecnología híbrida que combina aspectos de las células solares cristalinas convencionales con células solares de película fina .
Los paneles solares basados en heterojunción de silicio se producen comercialmente en masa para los mercados residenciales y de servicios públicos. A partir de 2023 [actualizar], la arquitectura de heterojunción de silicio tiene la mayor eficiencia celular para células solares de silicio de tamaño comercial. [2] En 2022-2024, se espera que las células SHJ superen a las células solares de campo de superficie posterior de aluminio (Al-BSF) en participación de mercado para convertirse en la segunda tecnología de células solares comerciales más adoptada después de PERC/TOPCon (célula trasera de emisor pasivado/contacto pasivado de óxido de túnel), aumentando a casi el 20% para 2032. [3]
Las células solares funcionan absorbiendo luz, excitando el absorbedor. Esto crea pares electrón-hueco que deben separarse en electrones (portadores de carga negativa) y huecos (portadores de carga positiva) por asimetría en la célula solar, proporcionada a través de gradientes químicos [4] o campos eléctricos en uniones semiconductoras . [5] Después de la división, los portadores viajan a terminales opuestos de la célula solar que tienen propiedades de discriminación de portadores (conocidos como contactos selectivos). [6] Para que las células solares funcionen de manera eficiente, las superficies e interfaces requieren protección contra la pasivación para evitar que los electrones y los huecos queden atrapados en defectos de la superficie, lo que de lo contrario aumentaría la probabilidad de aniquilación mutua de los portadores (recombinación).
Las células SHJ generalmente consisten en un sustrato absorbente de silicio cristalino activo que está pasivado por una capa delgada de silicio amorfo intrínseco hidrogenado (denominado a-Si:H; la "capa tampón"), y capas superiores de contactos selectivos de silicio amorfo o nanocristalino dopados adecuadamente . El material de contacto selectivo y el absorbente tienen diferentes brechas de banda, formando las heterojunturas que separan los portadores que son análogas a la unión pn de las células solares tradicionales. La alta eficiencia de las células solares de heterojuntura se debe principalmente a las excelentes cualidades de pasivación de las capas tampón, [7] [8] [9] [10] particularmente con respecto a la separación de los contactos metálicos altamente activos en la recombinación del absorbente. [11] Debido a su estructura simétrica, los módulos SHJ comúnmente tienen un factor de bifacialidad superior al 90%. [12]
Como las capas delgadas suelen ser sensibles a la temperatura, las celdas de heterojunción están limitadas a un proceso de fabricación de baja temperatura. [13] [14] Esto presenta desafíos para la metalización de electrodos , ya que el método típico de serigrafía con pasta de plata requiere una cocción a hasta 800 °C; [15] muy por encima de la tolerancia superior para la mayoría de los materiales de capa intermedia. Como resultado, los electrodos están compuestos de una pasta de plata de baja temperatura de curado o, de manera poco común [3], una pasta de cobre recubierta de plata o cobre galvanizado .
La estructura de heterojunción y la capacidad de las capas de silicio amorfo para pasivar eficazmente el silicio cristalino han sido bien documentadas desde la década de 1970. [9] [16] [17] Las células solares de heterojunción que utilizan silicio amorfo y cristalino se desarrollaron con una eficiencia de conversión de más del 12% en 1983. [18] Sanyo Electric Co. (ahora una subsidiaria de Panasonic Group) presentó varias patentes relacionadas con dispositivos de heterojunción que incluyen capas intrínsecas de a-Si y μc-Si a principios de la década de 1990, registró como marca registrada "heterojunción con capa delgada intrínseca" (HIT). [19] [20] La inclusión de la capa intrínseca aumentó significativamente la eficiencia sobre las células solares de heterojunción de a-Si dopadas a través de la densidad reducida de estados de atrapamiento y redujo las corrientes de fuga de túnel oscuro. [21]
La investigación y el desarrollo de células solares SHJ se suprimieron hasta la expiración de las patentes emitidas por Sanyo en 2011, lo que permitió que varias empresas desarrollaran tecnología SHJ para su comercialización. [22] [11] En 2014, Panasonic desarrolló células HIT con eficiencias de conversión superiores al 25% , que entonces era la más alta para células de silicio cristalino no concentrado. [23] Este récord fue batido más recientemente en 2018 por la corporación Kaneka , que produjo células solares SHJ de contacto posterior interdigitado (IBC) de área grande con una eficiencia del 26,7%, [24] y nuevamente en 2022 y 2023 por LONGi con una eficiencia del 26,81% [25] y del 27,09% [26] respectivamente. A partir de 2023, esta es la eficiencia más alta registrada para células solares de silicio cristalino no concentrado. [2] [27] Se han fabricado módulos de heterounión con una eficiencia de hasta el 23,89 %. [28] En 2023, la SHJ combinada con perovskita en celdas tándem monolíticas también registró la mayor eficiencia de celda de dos uniones no concentradas con un 33,9 %. [29]
Las células solares SHJ se producen ahora en masa a escala de gigavatios. En 2022, los proyectos planificados para el establecimiento o la expansión de líneas de producción de SHJ totalizaron aproximadamente 350 GW/año de capacidad adicional. [30] Más de 24 fabricantes (en su mayoría chinos ) están comenzando o aumentando su capacidad de producción de heterojunción, como Huasun, Risen, Jingang (Golden Glass), LONGi , Meyer Burger y muchos más. [31]
A principios de 2022, la empresa búlgara de ingeniería, adquisición y construcción Inercom completó un parque solar de heterojunción de 150 MW cerca del pueblo de Apriltsi , en la provincia de Pazardzhik (Bulgaria) , el parque solar de heterojunción más grande en ese momento, según un comunicado de prensa del proveedor de módulos Huasun. [32] En 2023, el mismo proveedor anunció otro acuerdo de suministro de 1,5 GW de módulos HJT a Inercom. [33]
Las células SHJ tienen la mayor eficiencia entre las células solares de silicio cristalino, tanto en laboratorio (récord mundial de eficiencia) [2] [27] [29] como en producción comercial (eficiencia promedio). En 2023, la eficiencia promedio de las células SHJ comerciales fue del 25,0%, en comparación con el 24,9% de las TOPCon de tipo n y el 23,3% de las PERC de tipo p . [34] La alta eficiencia se debe principalmente a voltajes de circuito abierto muy altos (consistentemente por encima de los 700 mV) como resultado de una excelente pasivación de la superficie. Desde 2023, las células inferiores SHJ en tándems de perovskita también tienen la mayor eficiencia de célula de dos uniones no concentradas, con un 33,9%. [29] Debido a su pasivación superficial superior, las células de heterojunción generalmente tienen una densidad de corriente de saturación de diodo más baja que otras células solares de silicio (como TOPCon), lo que permite un factor de llenado y un voltaje muy altos; y, por lo tanto, una alta eficiencia récord. [35]
La bifacialidad se refiere a la capacidad de una célula solar de aceptar luz de la superficie frontal o posterior. La recolección de luz de la superficie posterior puede mejorar significativamente el rendimiento energético en los paneles solares desplegados. [36] Las células SHJ se pueden fabricar con un arco de arco conductor en ambos lados, lo que permite un factor de bifacialidad superior al 90%, en comparación con el ~70% de las células PERC con rejilla posterior. [12] Se espera que los módulos solares bifaciales aumenten significativamente su participación de mercado sobre los módulos monofaciales hasta el 85% para 2032. [3]
En virtud de su alta bifacialidad, los módulos de heterounión de silicio pueden aprovechar más ventajas de los diseños de módulos de vidrio-vidrio en comparación con otras tecnologías de celdas. Los módulos de vidrio-vidrio que utilizan encapsulante EPE son particularmente eficaces para prevenir la entrada de agua, que es una causa importante de degradación del rendimiento en los módulos fotovoltaicos. Cuando se utiliza con el encapsulante de módulo adecuado, generalmente se espera que un módulo SHJ de vidrio-vidrio tenga una vida útil operativa de más de 30 años; significativamente más larga que una lámina posterior de vidrio-polímero (la tecnología de módulo con la mayor participación de mercado a partir de 2023). Los módulos de vidrio-vidrio son más pesados que los módulos de lámina posterior de vidrio, sin embargo, debido a la mejora en las tecnologías de vidrio templado y diseños de módulos, se espera que el espesor del vidrio (y, por lo tanto, el peso) se reduzca, con la tendencia general de 3,2 mm a 2 mm o menos en la década de 2030. [37] [38] Como resultado, se espera que los módulos de vidrio-vidrio se conviertan en la tecnología fotovoltaica dominante a mediados de la década de 2020 según ITRPV (2023).
Por ejemplo, Enel anunció en 2022 módulos de heterojunción de 680 W a escala de servicios públicos con una reducción del rendimiento del 93 % en 30 años. [39]
El coeficiente de temperatura se refiere a cómo cambia la potencia de salida de un módulo solar con la temperatura. Normalmente, los módulos solares sufren una reducción de la potencia de salida y la eficiencia a temperaturas elevadas. Según pruebas de laboratorio y encuestas de hojas de datos de proveedores , los módulos fabricados con células SHJ miden sistemáticamente un coeficiente de temperatura igual o inferior (es decir, la disminución de la eficiencia es menos grave) en comparación con las células solares Al-BSF, PERC, PERT e híbridas PERT/heterojunción trasera. Esto se aplica a una serie de parámetros, incluidos el voltaje de circuito abierto, la potencia máxima del punto de potencia, la corriente de cortocircuito y el factor de llenado. [40] La sensibilidad a la temperatura de las células solares se ha correlacionado inversamente con altos voltajes de circuito abierto en comparación con el potencial de banda prohibida del absorbedor, [41] como señaló Martin Green en 1982: "A medida que el voltaje de circuito abierto de las células solares de silicio continúa mejorando, una ventaja resultante, no ampliamente apreciada, es la sensibilidad a la temperatura reducida del rendimiento del dispositivo". [42] Por lo tanto, la baja sensibilidad a la temperatura de las células SHJ se ha atribuido a contactos altos provenientes de contactos bien pasivados. [43]
Las líneas de producción de SHJ fundamentalmente no utilizan equipos de alta temperatura como hornos de difusión o de curado de pasta metálica, [22] y en promedio tienen un menor consumo de energía por vatio de células fabricadas. Según la Hoja de Ruta de Desarrollo de la Industria Fotovoltaica de China , en 2022, el consumo promedio de electricidad de las líneas de células de heterounión de tipo n fue de 47.000 kWh/MW, mientras que las líneas de producción de PERC de tipo p consumieron alrededor de 53.000 kWh/MW y para TOPCon de tipo n , alrededor de 56.000 kWh/MW. Se estima que para 2030, el consumo de energía de las líneas de producción de células de heterounión de tipo n , PERC de tipo p y TOPCon de tipo n se reducirá a 34.000 kWh/MW, 35.000 kWh/MW y 42.000 kWh/MW respectivamente. [34] Un estudio de 2014 estimó que el tiempo de recuperación de la energía de un módulo SHJ es de 1,5 años, en comparación con los 1,8 años de un módulo monocristalino normal; se estimó que esta cifra se reduciría a 0,94 años frente a 1,2 años respectivamente para un módulo prospectivo en 2020, suponiendo una eficiencia del 25%. De manera similar, se estima que las emisiones equivalentes de CO2 por kWh durante el ciclo de vida de los módulos SHJ de 2020 son de 20 gramos frente a los 25 gramos de un módulo monocristalino normal. [44]
Las obleas de silicio cristalino utilizadas en las células solares suelen tener un espesor de entre 130 y 180 μm. La masa de la oblea de silicio consumida comprende una proporción significativa del coste del módulo solar y, como tal, la reducción del espesor de la oblea tiene el potencial de lograr una reducción significativa de los costes. [45] Se absorben menos fotones en silicio más fino. Sin embargo, siempre que se suprima eficazmente la recombinación de la superficie, las obleas más finas pueden mantener (o incluso mejorar) voltajes de circuito abierto muy altos. [46] Es decir, el aumento del voltaje de circuito abierto puede compensar las pérdidas en la corriente de cortocircuito. Lo hacen fundamentalmente, [47] [48] ya que una mayor proporción de recombinación se produce en la mayor parte del sustrato si las superficies están bien pasivadas, por lo tanto, la reducción del espesor reduce la cantidad de defectos en la masa. [49] Como las células SHJ tienen una pasivación superficial excelente, la reducción del espesor de su oblea es más factible que con otras tecnologías de células solares de silicio cristalino. [22] [12] Como tal, se han reportado altas eficiencias en un amplio rango de espesores de obleas, con un mínimo del orden de 50 μm. [50] En sustratos de tipo n de grado comercial , el espesor óptimo se estima en 40-60 μm. [49] Esta ventaja no se observa en tecnologías con contactos no pasivados o mala recombinación de superficies como PERC, en el que el espesor óptimo es mayor a 100 μm. [45]
Se estima que los módulos SHJ son aproximadamente entre 3 y 4 ¢/Wp más caros que los módulos PERC (ambos asumiendo la fabricación china; las fuentes citan el punto de referencia de 2018). La mayor parte del aumento del gasto operativo se debe a las diferencias en la tecnología de metalización, que se estimó que era responsable de alrededor de 1,8 ¢/Wp de esa diferencia. [51] El costo de PECVD para a-Si y la pulverización catódica para capas TCO también contribuyeron significativamente a los aumentos de costos. Otros factores incluyen un mayor costo de las obleas de tipo n , así como la preparación de la superficie. [52]
En 2020, el costo de CapEx para SHJ fue mucho más alto que el de PERC. El costo principal (hasta el 50%) de establecer una línea de producción de SHJ se atribuye al equipo PECVD. Sin embargo, el CapEx de la línea de producción de SHJ ha tenido una tendencia a la baja principalmente debido a la reducción en el precio de las herramientas PECVD, de $USD 125 millones antes de 2018 a $USD 30-40 millones a fines de 2020. A partir de 2021, el CapEx de las líneas de producción de SHJ en Europa todavía era significativamente mayor que en China. [52] Un mayor rendimiento de las herramientas también reduce el costo de CapEx por gigavatio. En 2019, la capacidad del equipo PECVD líder fue inferior a 3000 obleas / hora (fabricadas por Meyer Burger, INDEOtec y Archers Suzhou Systems), con herramientas PECVD más nuevas (como las fabricadas por Maxwell y GS Solar) aumentando la capacidad a 5000-8000 obleas / hora. [53]
Aunque las células SHJ de alta eficiencia se pueden fabricar utilizando un sustrato de silicio de tipo p , la restricción de baja temperatura en la producción de SHJ hace que el proceso de eliminación (gestión de defectos de contaminación) sea imposible y la hidrogenación en masa no puede pasivar de manera confiable los defectos excesivos. Para la misma concentración de defectos de metales de transición contaminantes, las obleas de tipo n tienen una vida útil más larga de los portadores minoritarios debido a la sección transversal de captura más pequeña de los huecos (el portador de carga minoritario) en comparación con los electrones. De manera similar, la relación de la sección transversal de captura de electrones a huecos es grande para los estados de superficie (por ejemplo, enlaces colgantes de silicio) y, por lo tanto, es más fácil lograr superficies bien pasivadas en obleas de tipo n. [11] [43] Por estas razones, las obleas de tipo n son fuertemente preferidas para la fabricación, ya que se eliminan los pasos inconvenientes para mejorar las vidas útiles en masa y se reduce el riesgo de desarrollar degradación inducida por la luz. [54] Sin embargo, el costo de las obleas de tipo n se cita generalmente como aproximadamente un 8-10% más alto que el de las de tipo p . [54] [55]
El precio más elevado de las obleas de tipo n se atribuye al menor coeficiente de segregación del fósforo en el silicio durante el crecimiento de lingotes monocristalinos dopados. Esto da lugar a una variación problemática de la resistividad a lo largo de la longitud del lingote [56] y, por tanto, solo alrededor del 75 % del volumen cumple la tolerancia de resistividad requerida por los fabricantes de PV [ 52] . Además, los lingotes de tipo n cultivados en crisoles que se han reutilizado muchas veces (Czochralski recargable; RCz) tienen menos probabilidades de ser aceptables [52] [57]
Uno de los primeros pasos en la fabricación de células solares de silicio cristalino incluye la texturización y limpieza de la superficie del sustrato de la oblea de silicio. Para las obleas monocristalinas, esto implica un grabado químico húmedo anisotrópico utilizando una mezcla de una solución alcalina (generalmente hidróxido de potasio o hidróxido de tetrametilamonio libre de iones metálicos ) y un aditivo orgánico para aumentar la anisotropía del grabado [58] (tradicionalmente alcohol isopropílico , pero ahora se utilizan aditivos patentados). El grabado forma la textura piramidal que atrapa la luz y mejora la corriente de salida de la célula solar terminada. Debido a los estrictos requisitos de limpieza de la superficie para SHJ en comparación con PERC, el proceso de texturización y limpieza es relativamente más complejo y consume más productos químicos. Algunos de estos pasos de tratamiento de la superficie incluyen la limpieza RCA , mezclas de ácido sulfúrico/peróxido para eliminar los orgánicos, la eliminación de iones metálicos utilizando ácido clorhídrico y la limpieza oxidativa con ácido nítrico y el grabado posterior. [59] Los últimos avances en la investigación han demostrado que la limpieza oxidativa con agua ozonizada puede ayudar a mejorar la eficiencia del proceso y reducir el desperdicio, con la posibilidad de reemplazar completamente la limpieza con RCA mientras se mantiene la misma calidad de la superficie. [59] [60]
La gran mayoría de las células solares se fabrican con electrodos de pasta serigrafiados. Las células SHJ están limitadas a un proceso de baja temperatura y, por lo tanto, no pueden utilizar la pasta de plata cocida en horno tradicional para sus electrodos, como la que se utiliza en las células PERC, TOPCon y Al-BSF. La composición de la pasta de baja temperatura compromete varios factores en el rendimiento y la economía de SHJ, como el alto consumo de plata y la menor conductividad de la rejilla. [61] [62] Además, el proceso de serigrafía de pasta de plata de baja temperatura sobre células SHJ también tiene generalmente un rendimiento significativamente menor en comparación con las líneas de serigrafía PERC, ya que los fabricantes suelen utilizar una velocidad de impresión e inundación menor para lograr una rejilla de alta calidad. [63] Se prevé que la energía solar a escala de teravatios consuma una fracción significativa de la demanda mundial de plata a menos que se desarrollen alternativas. [64] Las tecnologías emergentes que pueden reducir el consumo de plata para SHJ incluyen la pasta de cobre recubierta de plata, la tinta de nanopartículas de plata y el cobre galvanizado.
Las líneas de producción de SHJ consisten principalmente en equipos nuevos. Por lo tanto, SHJ tiene dificultades para competir con la producción de TOPCon, ya que las líneas de producción de PERC existentes se pueden adaptar para TOPCon con relativa facilidad. Un informe de Wood Mackenzie (diciembre de 2022) predice que TOPCon será favorecido sobre SHJ para la producción de nuevos módulos en los Estados Unidos a la luz de la Ley de Reducción de la Inflación por este motivo, citando un equilibrio preferible entre alta eficiencia y gasto de capital. [65]
Una célula solar de heterojunción de "unión frontal" está compuesta por una pila de capas de silicio dopadas con p–i–n–i–n ; la del medio es una oblea de silicio cristalino de tipo n y las otras son capas delgadas amorfas . Luego, se utilizan capas superiores de un revestimiento antirreflejo de óxido conductor transparente (TCO) y una rejilla metálica para la recolección de luz y corriente. Debido a la alta bifacialidad de la estructura SHJ, los fabricantes también utilizan la configuración similar de "unión trasera" n–i–n–i–p y puede tener ventajas según el proceso. [66] En particular, las configuraciones de unión trasera se prefieren en la fabricación ya que permiten que una mayor proporción de transporte lateral de electrones se realice en el absorbedor en lugar de en el TCO frontal. Por lo tanto, se reduce la resistencia de la lámina del lado frontal y se relajan las restricciones en los parámetros del proceso de TCO, lo que genera beneficios en la eficiencia y los costos. [67] [68]
El sustrato, en el que se forman los pares electrón-hueco, suele ser silicio monocristalino de tipo n dopado con fósforo . En la producción industrial de células solares SHJ de alta eficiencia, se requiere silicio Czochralski de tipo n de alta calidad porque el proceso de baja temperatura no puede proporcionar los beneficios de la captación y la hidrogenación en masa. [15] [69] Los fotones absorbidos fuera del sustrato no contribuyen a la fotocorriente y constituyen pérdidas en la eficiencia cuántica .
El silicio amorfo intrínseco se deposita en ambos lados del sustrato utilizando PECVD a partir de una mezcla de silano (SiH 4 ) e hidrógeno (H 2 ), formando la heterojunción y pasivando la superficie. Aunque las capas intermedias intrínsecas son efectivamente no conductoras , los portadores de carga pueden difundirse a través de ellas ya que el espesor es típicamente inferior a 10 nm. La capa intermedia debe ser lo suficientemente gruesa para proporcionar una pasivación adecuada, pero debe ser lo suficientemente delgada para no impedir significativamente el transporte de portadores o absorber luz. Es ventajoso que la capa pasivante tenga un intervalo de banda más alto para minimizar la absorción parásita de fotones , ya que el coeficiente de absorción depende parcialmente del intervalo de banda. A pesar de las similitudes entre la estructura de la capa intermedia y las células solares de metal-aislante-semiconductor (MIS), las SHJ no dependen necesariamente de la tunelización cuántica para el transporte de portadores a través de la capa intermedia de baja conductividad; la difusión de portadores también es un mecanismo de transporte importante. [11] [70]
Los contactos selectivos (también denominados "capas de ventana") se forman de manera similar mediante la deposición de las capas de silicio amorfo altamente dopado de tipo p y n . [71] [72] Los ejemplos de gases dopantes incluyen fosfina (PH 3 ) para el tipo n y trimetilborano (B(CH 3 ) 3 ) o diborano (B 2 H 6 ) para el tipo p . [73] Debido a su naturaleza defectuosa, el silicio amorfo dopado (a diferencia del intrínseco) no puede proporcionar pasivación al silicio cristalino; de manera similar, el crecimiento epitaxial de cualquier capa de a-Si causa un detrimento severo a la calidad de pasivación y la eficiencia de la celda y debe evitarse durante la deposición. [74]
Los últimos avances en eficiencia de SHJ se han logrado mediante la deposición de películas de óxido de silicio nanocristalino de tipo n (nc-SiO x :H) en lugar de silicio amorfo de tipo n para el contacto electrónico. El material comúnmente denominado "óxido de silicio nanocristalino" es en realidad un material de dos fases compuesto de cristales de silicio a escala nanométrica incrustados en una matriz de óxido de silicio amorfo. El óxido de silicio tiene un intervalo de banda más alto y es más transparente ópticamente que el silicio amorfo, mientras que los nanocristales columnares mejoran el transporte vertical de portadores y aumentan la conductividad, lo que conduce a una mayor densidad de corriente de cortocircuito [66] y una menor resistencia de contacto. [25] El intervalo de banda del material se puede ajustar con diferentes niveles de dióxido de carbono durante PECVD. [75] Algunos fabricantes ya han integrado el reemplazo de silicio amorfo con silicio/óxido de silicio nanocristalino en el tipo n , y en un futuro cercano se incorporará el tipo p (contacto con huecos). [27] Un contacto con huecos nanocristalino optimizado fue fundamental para producir Lin, et al . (2023) Récord mundial de eficiencia de conversión de energía del 26,81 %. [25]
El revestimiento antirreflejo (ARC) de doble propósito y la capa de transporte de portadores, generalmente compuesta de óxido de indio y estaño (ITO), se pulverizan por ambos lados sobre los contactos selectivos. El óxido de indio y estaño es un óxido conductor transparente (TCO) que mejora la conductividad lateral de las superficies de contacto sin impedir significativamente la transmisión de la luz. Esto es necesario porque las capas amorfas tienen una resistencia relativamente alta a pesar de sus altos niveles de dopaje, y por lo tanto el TCO permite que los portadores se transporten desde el contacto selectivo a los electrodos metálicos.
Para obtener propiedades antirreflectivas contra interferencias destructivas , el TCO se deposita con el espesor requerido para una captura óptima de la luz en el pico del espectro solar (alrededor de 550 nm). ). El espesor óptimo para un ARC de una sola capa viene dado por:
donde es el espesor de la capa, es la longitud de onda deseada de mínima reflexión y es el índice de refracción del material .
Dependiendo del índice de refracción del ITO (normalmente ~0,9), [76] el espesor de capa óptimo suele ser de 70 a 80 nm. Debido a la interferencia de película fina , el ITO (un material cerámico gris-negro opaco) aparece de un color azul vibrante con este espesor.
Debido a la escasez de indio, se están investigando TCO alternativos como el óxido de zinc dopado con aluminio (AZO) para su uso en celdas SHJ. [77] El AZO tiene una sensibilidad química mucho mayor que el ITO, lo que presenta desafíos para ciertos métodos de metalización que requieren grabado, como los grabados de capas de semillas de níquel [61] y, por lo general, tiene un contacto de interfaz más pobre con las capas amorfas de tipo p y n . [78] El AZO puede tener problemas de estabilidad a largo plazo cuando las celdas se utilizan en módulos, que pueden requerir capas de recubrimiento como SiO x . [79] [80]
El óxido de estaño sin dopar (SnO x ) también se ha utilizado con éxito para producir TCO sin indio en celdas SHJ con una eficiencia del 24,91 %. [81]
La mejora de las propiedades ópticas y electrónicas de los TCO basados en óxido de indio se ha logrado mediante el dopaje conjunto con cerio e hidrógeno, lo que da como resultado una alta movilidad de electrones . Estas películas se pueden cultivar a temperaturas suficientemente bajas para ser compatibles con el proceso de producción de SHJ sensible al calor. [82] [80] El óxido de indio dopado con óxido de cerio , óxido de tantalio y óxido de titanio también ha dado como resultado propiedades electrónicas favorables. El proceso se puede ajustar mediante la introducción de vapor de agua en la cámara de pulverización catódica [75] en la que se cree que los radicales hidroxilo en el plasma terminan las vacantes de oxígeno en la película de TCO, lo que conduce a una movilidad de electrones mejorada y una resistencia de lámina menor , sin embargo, la estabilidad y la resistencia de contacto deben considerarse al usar este método en celdas SHJ. [83]
Mediante la evaporación , se puede utilizar un recubrimiento antirreflejo doble de fluoruro de magnesio (MgF 2 ) [84] u óxido de aluminio (Al 2 O 3 ) [76] para reducir aún más los reflejos de la superficie, sin embargo, este paso no se emplea actualmente en la producción industrial. Las capas de recubrimiento AZO como SiO x también pueden actuar como un recubrimiento antirreflejo doble. [79] Estas técnicas se utilizaron para producir celdas SHJ con eficiencias de conversión de energía récord mundial. [25]
La capa TCO para celdas SHJ idealmente debería tener una función de trabajo alta [85] (es decir, la diferencia de energía entre el nivel de Fermi y el nivel de vacío ) para prevenir la formación de una barrera Schottky parásita en la interfaz entre el TCO y la capa amorfa de tipo p . [86] [87] [88] Esto se puede aliviar parcialmente aumentando el dopaje de la capa de tipo p , lo que disminuye el ancho de la barrera y mejora el voltaje de circuito abierto ( ) y el factor de llenado ( ). Sin embargo, el aumento del dopaje aumenta la recombinación de unión, disminuyendo las ganancias. Depositar un TCO con una función de trabajo más alta, como óxido de tungsteno (WO x ) o ajustar los parámetros de deposición de ITO, también puede reducir la altura de la barrera; normalmente se utiliza este último debido a las propiedades ópticas preferibles del ITO. [78]
Se necesitan electrodos metálicos para entrar en contacto con la célula solar y poder extraer electricidad de ella. El TCO por sí solo no es lo suficientemente conductor para cumplir este propósito. Los electrodos de una célula solar bifacial están compuestos por un patrón de rejilla en el lado frontal y el lado posterior, mientras que las células no bifaciales pueden tener toda la parte posterior recubierta de metal. Las células de contacto posterior interdigitado tienen metal solo en la parte posterior. En el caso de las rejillas frontales, la geometría de la rejilla está optimizada para proporcionar un contacto de baja resistencia a todas las áreas de la superficie de la célula solar sin sombrearla excesivamente de la luz solar.
Las células solares de heterojunción se metalizan típicamente (es decir, se fabrican los contactos metálicos) mediante dos métodos distintos. La serigrafía de pasta de plata es común en la industria, al igual que con las células solares tradicionales, con una participación de mercado de más del 98 %. [3] Sin embargo, para las células SHJ se requiere pasta de plata de baja temperatura. Estas pastas consisten en partículas de plata combinadas con un polímero que se reticula a una temperatura de curado de aproximadamente 200 °C. [63] Estas presentan importantes inconvenientes, entre ellos, baja conductividad de la rejilla y alto consumo de plata, [62] [89] costos de producción volátiles [22] o mala adhesión a la superficie frontal. [14] [62] A pesar de su costo significativamente más alto, [61] se ha estimado que la resistividad de las pastas de plata de baja temperatura es de 4 a 6 veces mayor que la de la pasta de plata estándar. [11] Para compensar la conductividad reducida, las pastas de plata de baja temperatura también consumen más plata que las pastas de plata convencionales, [62] sin embargo, el consumo de plata tiende a la baja a medida que el desarrollo de la tecnología de serigrafía reduce los anchos de línea de los dedos. [90] Se espera que las mejoras en la composición de las pastas de baja temperatura reduzcan aún más el consumo de plata, como a través de la pasta de cobre recubierta de plata serigrafiable. Estas pastas funcionan de manera comparable a las pastas de baja temperatura convencionales, con una reducción de hasta el 30% en el consumo de plata. [91] Las pastas de cobre recubiertas de plata se están convirtiendo en una tecnología de metalización cada vez más dominante entre los fabricantes chinos de SHJ en 2030, con una participación de mercado del 50% esperada entre 2024 y 2025. [34]
Se puede utilizar un método sin contacto de impresión con pasta, la impresión por transferencia de patrones por láser, para fabricar dedos estrechos con una relación de aspecto de 1:1. La pasta se presiona en una rejilla y se utiliza un láser infrarrojo para calentar la pasta desde atrás. El disolvente vaporizado expulsa la pasta del molde y la coloca sobre el sustrato de la célula solar. [92] Como la serigrafía por contacto ejerce fuerzas elevadas sobre la célula, esta técnica alternativa puede reducir la rotura de la célula, en particular en el caso de obleas muy delgadas. [93]
La tinta de nanopartículas de plata se puede depositar sobre una célula solar SHJ mediante impresión por inyección de tinta o mediante deposición por contacto con un capilar de vidrio hueco. Se ha informado que la deposición por inyección de tinta reduce el consumo de plata de 200 mg por célula a menos de 10 mg por célula en comparación con la serigrafía tradicional con pasta de plata. Es posible lograr mayores reducciones con la deposición capilar (conocida como "FlexTrail", ya que el capilar es flexible y se desplaza por la superficie de la oblea), lo que permite depositar tan solo 3 mg de plata. [91] Una reducción tan grande de la plata tiene implicaciones para el diseño de la rejilla para compensar la menor conducción, es decir, utilizando un diseño sin barras colectoras.
Una alternativa potencialmente libre de plata [44] a los electrodos impresos utiliza cobre galvanizado. La conductividad del cobre galvanizado es similar a la del cobre a granel. [94] Esto tiene el potencial de aumentar la densidad de corriente de la celda SHJ al disminuir la resistencia de la rejilla. También se puede lograr una geometría de características mejorada. Sin embargo, la producción industrial es un desafío ya que la galvanoplastia requiere un patrón selectivo utilizando una máscara sacrificial impresa por inyección de tinta o derivada fotolitográficamente . [89] [95] Como resultado, las celdas SHJ galvanizadas actualmente no se fabrican comercialmente. El cobre revestido directamente al ITO también sufre problemas de adhesión. Por lo tanto, generalmente es necesario depositar primero una capa de semilla delgada (~1 μm) de níquel a través de pulverización catódica o electrodeposición. [61] [62] [96] [97] Alternativamente, se puede desarrollar una capa de semilla de indio in situ a través de la reducción catódica selectiva del óxido de indio dopado. [98] Las capas de níquel e ITO también actúan como una barrera de difusión contra el cobre en la celda, que es una impureza de nivel profundo que causa una degradación grave. [64] Por lo general, también se requiere una capa de recubrimiento de plata o estaño para evitar la corrosión de los dedos de cobre, especialmente en módulos encapsulados en EVA. [99]
Al igual que todas las células solares convencionales, las células solares de heterojunción son un diodo y conducen la corriente en una sola dirección. Por lo tanto, para la metalización del lado de tipo n , la célula solar debe generar su propia corriente de recubrimiento mediante iluminación, en lugar de utilizar una fuente de alimentación externa. Este proceso se conoce como recubrimiento inducido por luz (LIP), a diferencia del recubrimiento inducido por campo (FIP) para el lado de tipo p . Alternativamente, se puede utilizar un proceso sin corriente eléctrica , que no requiere contacto eléctrico con la célula solar, lo que complica la fabricación. Sin embargo, el recubrimiento sin corriente eléctrica es mucho más lento que la galvanoplastia y puede tardar horas en lugar de minutos en alcanzar un espesor adecuado. [100]
La sensibilidad a la temperatura de los SHJ tiene otras implicaciones para la interconexión de celdas durante la fabricación de paneles solares basados en SHJ. Las altas temperaturas involucradas en la soldadura deben controlarse cuidadosamente para evitar la degradación de la pasivación de la celda. Las pastas de baja temperatura también han sufrido una adhesión débil a los cables o cintas de interconexión, lo que tiene consecuencias para la durabilidad del módulo. La optimización de estas pastas y los parámetros de soldadura por infrarrojos, así como la selección cuidadosa de las aleaciones de soldadura, han llevado a un mayor éxito de los procesos de interconexión en equipos industriales estándar. [101]
Se han fabricado estructuras en tándem de heterojunción- perovskita , y algunos grupos de investigación han informado de una eficiencia de conversión de potencia que supera el límite de Shockley-Queisser del 29,43 % para el silicio cristalino. Esta hazaña se ha logrado tanto en configuraciones de celdas monolíticas como de 4 terminales. [103] [29] En dichos dispositivos, para reducir las pérdidas por termalización , la celda superior de perovskita con banda prohibida amplia absorbe fotones de alta energía, mientras que la celda inferior de SHJ absorbe fotones de menor energía. En una configuración bifacial, la celda inferior también puede aceptar luz de la superficie trasera.
En 2017, se fabricaron células solares en tándem utilizando una celda inferior SHJ y celdas superiores de semiconductores del Grupo III - V con eficiencias de conversión de energía del 32,8 % y 35,9 % para pilas no monolíticas de 2 y 3 uniones respectivamente. [104]
En noviembre de 2023, LONGi estableció el récord de eficiencia para tándems SHJ en 33,9 % utilizando una celda superior de perovskita en una configuración monolítica. [29] Esta es la eficiencia más alta registrada para una celda solar de dos uniones no concentrada.
Aparte de la estructura típica c-Si/a-Si:H, varios grupos han producido con éxito células solares de heterojunción de silicio de contacto pasivado utilizando nuevos materiales semiconductores, como entre c-Si/SiO x , [73] c-Si/ MoO x [105] [106] y c-Si/poli-Si o c-Si/SiO x /poli-Si (POLO; silicio policristalino sobre óxido). [107] [108] Se han producido células solares de heterojunción híbridas inorgánicas-orgánicas utilizando silicio de tipo n recubierto con una base de polianilina esmeralda. [109] También se han producido células solares de heterojunción sobre sustratos absorbentes de silicio multicristalino. [110]
Las células solares de heterojunción son compatibles con la tecnología IBC, es decir, la metalización de la célula está completamente en la superficie posterior. Una célula IBC de heterojunción a menudo se abrevia como HBC. Una estructura HBC tiene varias ventajas sobre las células SHJ convencionales; la principal ventaja es la eliminación del sombreado de la rejilla frontal, lo que mejora la captura de luz y, por lo tanto, la densidad de corriente de cortocircuito . En comparación con PERC, las células SHJ convencionales a menudo sufren de mala calidad con valores que rara vez superan los 40 mA/cm2 , ya que algo de luz se absorbe de forma parásita en las capas de silicio amorfo frontales debido a su alto coeficiente de absorción. [66] Al eliminar la necesidad del contacto metálico frontal, así como el contacto de silicio amorfo frontal, se puede recuperar. Como tal, las células HBC tienen potencial para altas eficiencias; en particular, una célula de heterojunción de largo plazo con un récord mundial empleó una estructura HBC, con una eficiencia del 26,7% fabricada por Kaneka con una de 42,65 mA/ cm2 . [24] [117] A pesar de la alta eficiencia de las HBC, las células de doble cara son comunes en la producción industrial debido a su proceso de fabricación relativamente simple. [75] Sin embargo, las células HBC pueden encontrar aplicaciones especializadas, como en sistemas fotovoltaicos integrados en vehículos , donde hay limitaciones de área significativas. [118]
Las células HBC se fabrican mediante dopaje localizado en la parte posterior, en un patrón alternado de áreas de tipo p y n en un patrón entrelazado. La parte frontal no requiere un perfil de dopaje específico. [119]
Un módulo de heterojunción de silicio bien diseñado tiene una vida útil nominal esperada de más de 30 años, [12] con una relación de rendimiento promedio esperada del 75%. [44] Las fallas, pérdidas de potencia y degradación de las celdas y módulos SHJ se pueden clasificar por el parámetro afectado (por ejemplo, voltaje de circuito abierto, corriente de cortocircuito y factor de llenado). Las pérdidas generalmente se atribuyen a la reducción en la calidad de pasivación o mediante la introducción de defectos, lo que provoca un aumento de la recombinación. Las pérdidas generalmente se atribuyen a pérdidas ópticas, en las que el absorbedor captura menos luz (como por sombreado o daño a las estructuras del módulo). Las pérdidas generalmente se atribuyen a la pérdida de pasivación y a los aumentos en la resistencia en serie o disminuciones en la resistencia de derivación. [12]
Los defectos son sitios en los que los portadores de carga pueden quedar "atrapados" inadvertidamente, lo que aumenta la probabilidad de que se recombinen a través del método Shockley-Read-Hall (recombinación SRH). Es más probable que existan en las interfaces (recombinación de superficie), en los límites de los granos de los cristales y en las dislocaciones, o en las impurezas. Para evitar pérdidas de eficiencia, los defectos deben pasivarse (es decir, volverse química y eléctricamente neutros). Generalmente, esto ocurre mediante la unión de la interfaz del defecto con el hidrógeno intersticial. En las celdas SHJ, el silicio amorfo intrínseco hidrogenado es muy eficaz para pasivar los defectos existentes en la superficie del absorbedor.
Comprender el comportamiento de los defectos y cómo interactúan con el hidrógeno a lo largo del tiempo y en los procesos de fabricación es crucial para mantener la estabilidad y el rendimiento de las células solares SHJ.
El comportamiento de la pasivación de defectos sensibles a la luz en redes de silicio amorfo ha sido un tema de estudio desde el descubrimiento del efecto Staebler-Wronski en 1977. [120] Staebler y Wronski encontraron una disminución gradual en la fotoconductividad y la conductividad oscura de películas delgadas de silicio amorfo tras la exposición a la luz durante varias horas. Este efecto es reversible tras el recocido oscuro a temperaturas superiores a 150 °C y es un ejemplo común de degradación inducida por luz (LID) reversible en dispositivos de silicio amorfo hidrogenado. Se propuso que la introducción de nuevos estados de brecha de banda, que causan una disminución en la vida útil del portador, fuera el mecanismo detrás de la degradación. Estudios posteriores han explorado el papel de la migración de hidrógeno y los defectos de atrapamiento de hidrógeno metaestable en el efecto Staebler-Wronski. [121]
Entre muchas variables, la cinética y el alcance del efecto Staebler-Wronski dependen del tamaño del grano de los cristalitos en la película delgada [122] y de la iluminancia que absorbe la luz. [123]
Algunos dispositivos de silicio amorfo también pueden observar el efecto opuesto a través de LID, como el aumento observado en células solares de silicio amorfo [124] [125] y, en particular, en células solares SHJ [126] tras la absorción de luz. Kobayashi, et al. (2016) propone que esto se debe al desplazamiento del nivel de Fermi de la capa intermedia intrínseca más cerca de los bordes de la banda cuando está en contacto con los contactos selectivos de silicio amorfo dopado, [126] señalando que Scuto et al. (2015) observaron una inversión similar del efecto Staebler-Wronski cuando los dispositivos fotovoltaicos de silicio amorfo hidrogenado se absorbieron con luz bajo polarización inversa. [127]
El recocido deliberado de las celdas de heterojunción en un paso de posprocesamiento industrial puede mejorar la vida útil y disminuir la velocidad de recombinación de la superficie. Se ha sugerido que el recocido térmico hace que el hidrógeno intersticial se difunda más cerca de la heterointerfaz, lo que permite una mayor saturación de los defectos de enlace colgante . [128] Tal proceso se puede mejorar utilizando iluminación durante el recocido, sin embargo, esto puede causar degradación antes de que se logre la mejora en la vida útil de los portadores y, por lo tanto, requiere una optimización cuidadosa en un entorno comercial. [129] El recocido iluminado a altas temperaturas es fundamental en el Proceso de hidrogenación avanzada (AHP), una técnica en línea para la mitigación de defectos desarrollada por la UNSW .
El defecto LID del complejo boro-oxígeno es un problema generalizado con la eficiencia y estabilidad de las obleas de tipo p baratas y una de las principales razones por las que se prefiere el tipo n para los sustratos SHJ. La estabilización de obleas contra LID B–O mediante el proceso de hidrogenación avanzada ha tenido un éxito variable y problemas de fiabilidad. [55] Por lo tanto, se ha propuesto el galio como un dopante de tipo p alternativo económicamente viable para su uso en absorbedores SHJ. [130] [54] Las células dopadas con galio tienen potencial para una mayor estabilidad y una menor densidad de defectos que el boro, y los grupos de investigación han logrado superar los 730 mV en SHJ de tipo p dopados con galio . [55] Sin embargo, el galio tiene una menor eficiencia de segregación que el boro en lingotes de silicio cultivados con Cz, por lo que tiene un problema similar al tipo n en el sentido de que se utiliza una menor longitud de lingote. [56]
El factor de llenado se refiere al rendimiento de la célula solar en su punto de máxima potencia en comparación con condiciones de circuito abierto o cortocircuito.
El factor de llenado en las células solares de alta eficiencia se ve afectado por varios factores clave: resistencia en serie; vida útil de los portadores masivos; densidad de corriente de saturación; resistividad de la oblea y espesor de la oblea. Estos factores a su vez afectan el factor de idealidad del diodo . Para lograr un factor de llenado superior al 86%, una célula de heterojunción de alta eficiencia debe tener una resistencia de derivación muy alta, una resistencia en serie despreciable, silicio masivo de alta calidad con una vida útil de los portadores minoritarios muy larga (~15 ms), excelente pasivación (densidad de corriente de saturación por debajo de 0,8 fA/cm 2 ).
El factor de idealidad del diodo se acercará a 2/3 cuando aumente la vida útil de la oblea, lo que implica que la recombinación Auger se convierte en el mecanismo dominante cuando la densidad de defectos en masa es muy baja. Un factor de idealidad inferior a 1 permitirá factores de llenado superiores al 86 %, siempre que la vida útil en masa sea alta. Es más fácil lograr vidas útiles muy altas cuando se reduce el espesor de la oblea. Con vidas útiles suficientemente altas, también es ventajoso disminuir la concentración de dopaje en masa (aumentar la resistividad de la oblea > 0,3 Ω·cm) de modo que la oblea esté en condiciones de inyección altas (la cantidad de portadores generados es alta en comparación con la concentración de dopante). [35]
Los módulos solares están expuestos a diversos factores estresantes cuando se instalan en exteriores , como la humedad , los ciclos térmicos y la luz ultravioleta . Se puede esperar que los módulos solares estén en servicio durante décadas, y estos factores pueden reducir la vida útil del módulo si no se tienen en cuenta. Los mecanismos de degradación incluyen la pérdida de eficiencia en la propia celda debido al agrietamiento, la corrosión gradual o la activación de defectos; la delaminación de las capas del módulo; la degradación por rayos UV de la celda o la laminación; la fragilización o decoloración del encapsulante; y la falla de los conductores metálicos (dedos, barras colectoras y lengüetas). [131] Algunas consideraciones de diseño importantes para la longevidad del módulo están en la elección del encapsulante, con reducciones significativas en el costo nivelado de electricidad (LCOE) del módulo para encapsulantes con menos efectos adversos en la eficiencia del módulo. [132]
La degradación inducida por potencial (PID) se refiere a la degradación causada por estrés de alto voltaje en módulos solares. Es uno de los principales mecanismos de degradación de módulos solares. [133] Las cadenas de módulos en serie pueden acumular hasta 1000 V en un sistema fotovoltaico, y dicha diferencia de potencial puede estar presente en una pequeña distancia entre las células solares y un marco de módulo conectado a tierra , lo que causa corrientes de fuga. La PID es principalmente un proceso electroquímico que causa corrosión [134] y migración de iones [135] en un módulo solar y células, facilitada por la entrada de humedad y la contaminación de la superficie. [136] [137] Los iones de sodio, que se sospecha que se filtran del vidrio sodocálcico, son particularmente problemáticos y pueden causar degradación en presencia de humedad (incluso sin alto potencial eléctrico). [138] Esto conduce a la reducción de la eficiencia y la vida útil de un sistema fotovoltaico.
Se ha observado PID en todos los tipos de células solares de silicio cristalino, así como en células solares de película delgada , células CIGS y células CdTe . En la investigación, el PID se puede replicar en pruebas de envejecimiento acelerado aplicando altos voltajes de polarización a un módulo de muestra, especialmente en una cámara ambiental . En las células SHJ, el PID se caracteriza principalmente por la reducción causada por pérdidas ópticas y, a diferencia del PID observado en otras tecnologías de módulos, el PID es mayormente irreversible en los módulos SHJ con solo una pequeña recuperación al aplicar la polarización opuesta. Esto indica que algún componente del PID ocurre a través de un mecanismo diferente en los módulos SHJ. Se ha sugerido que las pérdidas ópticas son causadas por la precipitación del metal indio en el TCO. Los módulos degradados también han medido altas concentraciones de iones de sodio más profundamente en la celda, lo que es consistente con el PID causado por polarización negativa. [133]
Los encapsulantes son materiales termoplásticos que se utilizan para encapsular células solares en módulos para lograr estabilidad. En el proceso de laminación, las células se colocan entre la película encapsulante y esta se funde. Tradicionalmente, se ha utilizado el económico copolímero etileno-acetato de vinilo (EVA) en módulos de silicio cristalino como encapsulante. [139] Después de una exposición prolongada a la humedad, el EVA puede hidrolizarse y lixiviar ácido acético [140] con el potencial de corroer los terminales metálicos [141] o la superficie [142] de una célula solar.
Los módulos no bifaciales están compuestos por un frente de vidrio texturizado y una lámina posterior de polímero estabilizado a los rayos UV (comúnmente fluoruro de polivinilo ), mientras que los módulos bifaciales tienen más probabilidades de ser de vidrio-vidrio. [12] La lámina posterior de polímero, a pesar de ser más permeable a la entrada de humedad que los módulos de vidrio-vidrio (lo que facilita la hidrólisis del EVA), supuestamente es "transpirable" al ácido acético y no permite que se acumule. Como los módulos basados en SHJ tienen más probabilidades de ser bifaciales de vidrio-vidrio, se afirma que el riesgo de acumulación de ácido acético es mayor; [139] sin embargo, los fabricantes han descubierto que la impermeabilidad de los módulos de vidrio-vidrio es generalmente suficiente para prevenir la degradación del EVA, lo que permite que los módulos pasen pruebas de envejecimiento acelerado. Algunos estudios también han descubierto que la construcción de vidrio-vidrio reduce el grado de degradación en los módulos encapsulados en EVA frente a la lámina posterior de vidrio. [143]
Además, el ITO utilizado en las células SHJ puede ser susceptible al grabado con ácido acético, lo que provoca pérdidas. [142] [144] A pesar del mayor costo, los encapsulantes sin acetato y con baja permeabilidad al vapor de agua, como los elastómeros de poliolefina (POE) o las olefinas termoplásticas (TPO), muestran una degradación reducida después de las pruebas de calor húmedo en comparación con el EVA. [139] [143] Se ha estimado que el uso de POE o TPO sobre EVA puede reducir el LCOE en casi un 3% como resultado de una mayor longevidad del módulo. [132]
También se han desarrollado diseños de módulos sin encapsulante con potencial para reducir la degradación a largo plazo y la huella de CO2 . Sin embargo, pueden surgir pérdidas por reflexión debido a la falta de acoplamiento óptico entre el vidrio frontal y la celda que proporciona el encapsulante. [145]
El POE tiene una mayor resistencia a la entrada de agua en comparación con el EVA y, por lo tanto, evita la PID y otros problemas relacionados con la humedad. Sin embargo, el tiempo de laminación es más largo y la adhesión entre el POE y la celda o el vidrio es inferior al EVA. La delaminación del encapsulante debido a una mala adhesión puede provocar fallas en el módulo. Por lo tanto, el POE se usa cada vez más como capa central en un encapsulante de polímero coextruido de tres capas con EVA, conocido como EPE (EVA–POE–EVA), que implica los beneficios de ambos polímeros. [146] [147]
La luz ultravioleta puede causar la degradación de los encapsulantes y láminas posteriores de los módulos, lo que provoca decoloración, fragilización y delaminación que reducen la vida útil y el rendimiento del módulo. Los portadores calientes generados por la absorción de rayos ultravioleta también pueden causar la oxidación de dichos materiales. Además, en las células solares de alta eficiencia, incluida la heterojunción, los rayos ultravioleta provocan cambios en la pasivación que pueden reducir el rendimiento del módulo. Los estudios que implican la inmersión prolongada en luz ultravioleta de los módulos de heterojunción indican que son más susceptibles al daño por rayos ultravioleta que los módulos PERC o PERT, donde se observaron pérdidas significativas en el factor de llenado y los voltajes de circuito abierto. El mecanismo propuesto es la redistribución del hidrógeno desde las interfaces de la superficie pasivada hacia las capas amorfas. [148]
Las películas encapsulantes con protección UV se han utilizado para proteger las células SHJ de la degradación UV, sin embargo, la energía UV de dichos materiales no es utilizada por las células solares. En 2023, se introdujeron películas encapsulantes que contienen fósforos que reducen la conversión de UV , como el silicato de magnesio y estroncio dopado con europio/disprosio (Sr 2-x MgSi 2 O 7-x : Eu 2+ , Dy 3+ ) para aplicaciones de células solares de heterojunción, como en los encapsulantes EPE. Dichos materiales no solo protegen de la degradación UV, sino que también brindan ganancias ópticas a partir de los fotones visibles generados. [149] Los fabricantes chinos de encapsulantes de heterojunción están investigando dichas películas para uso comercial, donde las pruebas de módulos de 60 células observaron aumentos de potencia de 5 vatios (aproximadamente 1,5 %) utilizando la película de conversión UV. [150] [151]
El siguiente es un glosario de términos asociados con las células solares de heterojunción.
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