L'evento riunisce professionisti provenienti dalla Cina e dall'estero per condividere i risultati delle loro ricerche su silicio, celle solari e distinte base, nonché applicazioni di sistema, ispezione e certificazione e applicazioni. L'articolo approfondisce le celle e i moduli in silicio presentati al CSPV 2021. Silicio granulare Mentre l'intero mercato opta per i pezzi di silicio, GCL Silicon si occupa di silicio granulare da un decennio. Nel febbraio 2021, la società ha annunciato di aumentare la capacità dell'FBR (fluidized bed reactor) da 6.000 MT a 10.000 MT; quindi, a novembre ha aggiunto e commissionato altre 20.000 MT di nuove linee. Con i principali produttori tra cui Longi, Zhonghuan e JA Solar che hanno firmato contratti a lungo termine con GCL Silicon, il silicio FBR ha ricevuto ancora una volta ampia attenzione. Alla conferenza di quest'anno, GCL Silicon ha spiegato il processo FBR, che può ridurre il consumo totale di elettricità del 70% rispetto al processo Siemens convenzionale. Il processo FBR gode dei vantaggi di un processo più breve, tassi di conversione più elevati e un consumo energetico inferiore, aiutando il settore fotovoltaico a muoversi verso un'era a basse emissioni di carbonio. Durante il processo di lingotto, l'infrigidimento da idrogeno ei problemi di rottamazione causati dal silicio granulare impediscono di mettere una grande quantità nel forno. GCL Silicon offre una soluzione ai problemi e un'efficienza altrettanto buona nel segmento delle celle e ha condiviso i risultati della sostituzione dal 75% al ​​100% dell'asta di silicio con silicio granulare, in grado di fornire prestazioni compatibili nel segmento dei lingotti. Nonostante la produzione limitata di silicio FBR, il silicio granulare è principalmente trattato come materiale per riempire gli spazi vuoti nel forno. Poiché GCL Silicon prevede di aggiungere da 200.000 a 300.000 MT di silicio granulare nel periodo dal 2022 al 2023 e il fatto che il consumo energetico della produzione di silicio granulare è solo un terzo di quello del processo Siemens, vale la pena notare e guardare avanti all'ottimizzazione dei costi. Processo di assottigliamento dei wafer più rapido Dopo 19 anni di grande evoluzione del wafer, lo spessore del wafer si è attestato a 170-180 um per almeno tre anni. Nel 2021, la fornitura di poli silicio è insufficiente, i prezzi del polisilicio sono aumentati e le apparecchiature di nuova installazione per l'assottigliamento accelerato dei wafer di grande formato. Secondo la presentazione di Longi alla conferenza, lo spessore principale dei wafer di tipo p M10 è stato ridotto a 160-165 um e la domanda di wafer più sottili è in crescita. La tabella di marcia della tecnologia di assottigliamento dei wafer presentata da Zhonghuan indica che lo spessore dei wafer G12 di tipo p era di 160 um solo nel 2021. Secondo quanto riferito, sia i produttori di wafer che quelli di celle stanno accelerando la transizione a 160 um per il formato G12. Grande concorrenza di wafer. Con l'avanzare della tecnologia per il grande formato in tutta la catena del settore, i prodotti di grande formato hanno ridotto significativamente i costi. Attualmente, l'industria ritiene che il grande formato possa ridurre i costi di 0,07-0,09 RMB/W. Nel frattempo, la crescente concentrazione nel settore ha spinto i principali produttori a stringere alleanze. L'aggiornamento a un formato più grande è inevitabile. Nella seconda metà del 2021 la quota di wafer di grandi dimensioni ha superato per la prima volta il 50% e continua a crescere. Dopo il 2019, Zhonghuan ha introdotto wafer da 210 mm, mentre Longi ha presentato 18xmm. La selezione dei formati è stata un argomento di attualità nel settore e la concorrenza sui wafer di grandi dimensioni è aumentata dopo che l'alleanza per la promozione di moduli da 210 mm ha introdotto moduli con potenza superiore a 600 W. Recentemente, distinta base, inverter e scatola di giunzione, nonché problemi relativi alla temperatura ambiente e al calore spot sono stati meno discussi, mentre il metodo di spedizione e l'affidabilità sono stati ancora dibattuti. Prima che si svolgesse il CSPV, Zhonghuan ha presentato il wafer da 218,2 mm. Sebbene l'azienda non abbia parlato molto del nuovo formato durante la conferenza, molti hanno chiesto informazioni a riguardo. Durante una sessione di domande e risposte, un rappresentante di Longi ha affermato che "non ci opponiamo ai wafer di grandi dimensioni, ma ci opponiamo ai moduli di grande formato". Poiché la larghezza dei moduli da 218,2 mm con 5 stringhe di celle è la stessa dei moduli da 182 mm con 6 stringhe di celle, i due formati possono condividere la maggior parte dei materiali nel segmento dei moduli. Tuttavia, le stringhe di celle di moduli da 218,2 mm sono disposte in numero dispari, quindi i produttori sono preoccupati per l'aspetto del modulo con più sbarre collettrici e la modifica dello strumento di lavoro per la produzione di tali moduli. I produttori di celle e moduli non desiderano vedere un altro cambio di dimensione quindi, nessuno annuncia che finora stanno producendo prodotti da 218,2 mm. Resta da vedere se il formato diventerà il prossimo standard. Cellule di tipo N Poiché le efficienze delle celle PERC colpiscono il collo di bottiglia, il settore persegue una maggiore efficienza, spostando l'attenzione dalle celle di tipo p a quelle di tipo n. Finora, la tecnologia delle celle di tipo n ha fatto progressi nella ricerca e nella produzione di massa, con notevoli progressi nell'industrializzazione. Al momento, TOPCON e HJT sono due principali roadmap di tipo n; quale si può superare PERC dipende dall'efficienza della cella e dalla riduzione dei costi.

Nel complesso, la tecnologia LPCVD è attualmente più matura tra tutte, ma PEVCD ha un potenziale maggiore. Per quanto riguarda i problemi incontrati dal PECVD come un contenuto di idrogeno più elevato, Tongwei e Ningbo Material hanno entrambi offerto soluzioni per ridurre o addirittura risolvere i problemi del film sottile PECVD, inclusa l'ottimizzazione della proporzione di SiH4/H2 e della temperatura di deposizione, e sostituire il poli-Si con SiCx. Il drogaggio convenzionale del boro utilizza tecniche di diffusione del boro come BBr3 o BCl3, che forniscono un'uniformità più scarsa e si formano più facilmente ricchi di boro in seguito e richiedono tempi più lunghi. A questi problemi, Ningbo Material ha proposto di migliorare l'uniformità del doping attraverso la diffusione del boro PEVCD; tuttavia, la tecnica è ancora nella fase di ricerca e sviluppo poiché il processo richiede più tempo e finora non sono disponibili apparecchiature per l'industrializzazione. HAC Tech ha proposto di utilizzare il drogaggio termico con boro CVD per formare un drogato in seguito per ottenere una migliore uniformità. HJT La tecnologia delle celle HJT è gradualmente maturata, con ogni produttore che afferma di raggiungere dal 24% al 24,5% dell'efficienza delle celle nella produzione di massa. Huasun e Maxwell hanno condiviso la loro ricerca sulla sostituzione del film sottile a-Si esistente con nc-Si prodotto da VHF-PECVD, che porterà l'efficienza delle celle HJT a oltre il 25,0% nella produzione di massa. Huasun e Golden Glass hanno annunciato di impegnarsi nella tecnologia e entreranno nella produzione di massa nel 2022. Con la graduale crescita della capacità delle celle HJT, sono emersi problemi di assemblaggio dei moduli girevoli. Poiché i produttori di moduli applicano principalmente tecniche di saldatura e assemblaggio per le celle PERC, mancano di uno standard di test per le celle HJT, con conseguente deviazione maggiore dell'efficienza e della CTM rispetto a quella del PERC. Il livello Lowe CTM può anche essere attribuito al fatto che le tecniche di saldatura e assemblaggio esistenti non sono compatibili con le celle HJT. Perdita da cellula a modulo, perdita di marchio comunitario Principali ragioni che hanno causato una riduzione del marchio comunitario: Perdita del bordo: i bordi delle cellule HJT non hanno deposizione ITO e quindi l'area attiva è più piccola. Perdita per affettatura laser: lo strato di passivazione e lo strato di pellicola vengono danneggiati durante l'affettatura, portando a una perdita superiore dello 0,15% rispetto a PERC. Questo problema può essere risolto, poiché le linee HJT appena installate utilizzeranno celle di grande formato pretagliate. Perdita di decadimento del settore oscuro: l'ammollo della luce può migliorare notevolmente la tensione a circuito aperto e il fattore di riempimento. Tuttavia, c'è ancora lo 0,1-0,2% del decadimento del settore oscuro dopo essere rimasto in piedi. Una tecnica speciale di ammollo della luce può migliorare in una certa misura il problema. Saldatura e laminazione. Inoltre, i produttori di HJT stanno cercando di promuovere SMBB, che potrebbe aumentare l'efficienza delle celle e il CTM attraverso l'assottigliamento delle sbarre collettrici, aumentandone il numero e combinando la tecnica di saldatura delle corde ad alta precisione. Galvanostegia di rame con una maggiore efficienza e una tecnica di produzione più semplice, HJT è stata alla ribalta nel settore fotovoltaico, ma avanzando lentamente verso la produzione di massa grazie ai maggiori costi di produzione, in particolare i costi di metallizzazione. L'elettro placcatura del rame è considerato il modo più probabile per ridurre i costi di produzione delle celle HJT. È più semplice ed economico ma richiede più procedure per fabbricare strati di semi e maschere metalliche. L'industria continua a perseguire un processo di produzione più semplice e costi inferiori per la produzione di massa. Nel frattempo, anche l'affidabilità del rame in sostituzione dell'argento necessita di ulteriori conferme.

Celle Back contact

 Le celle Back contact, TOPCon o HJT, hanno attirato una crescente attenzione di recente, poiché Aiko ha introdotto la cella di contatto posteriore Aiko (cella ABC), con 300 MW di linee pilota in costruzione, e altri produttori leader presumibilmente sviluppano celle di contatto posteriore. Durante la conferenza, l'Università di Zhejiang ha presentato la cella solare HJT mono-Si flessibile a contatto posteriore non drogata con passivazione MoOx e film sottile antiriflesso. Il Dr. Wen-jing Wang ha fornito un'analisi dettagliata dei pro e dei contro delle cellule di contatto posteriore dell'etero giunzione (HBC). Anche se la parte anteriore della cella HBC non è metallizzata e quindi non blocca la luce solare, non generano necessariamente più elettricità delle celle HJT, a causa della bifacciale inferiore. Tuttavia, le celle HBC sono compatibili con la tecnologia priva di indio e hanno una migliore durata per i metalli di base, rendendo più facile ridurre i costi di produzione. Pertanto, HBC potrebbe non essere una tecnologia che porta guadagni di efficienza, ma potrebbe essere una tecnologia che riduce i costi di produzione. Inoltre, affrontando gli elevati costi di produzione di HJT, la conferenza ha visto vari tentativi accademici di sostituire a-Si:H (p) con ossidi di metalli di transizione privi di droganti che hanno un divario di banda più ampio e quindi un coefficiente di assorbimento inferiore, come MoOx e WOx, oppure sostituire a-Si:H (n) con fluoruri alcalini/alcalini o ossidi metallici che hanno una funzione lavorativa inferiore, come TiOx e LiFx. Alcuni ossidi metallici possono fungere contemporaneamente da strato di passivazione e strato antiriflesso e sono ancora in fase di ricerca e sviluppo per il momento. Ci aspettiamo che il prodotto venga commercializzato il prima possibile, riducendo ulteriormente i costi di produzione per i prodotti HJT. Assemblaggio dei moduli Con l'accelerazione della transizione energetica, i progetti di generazione di energia fotovoltaica hanno sempre più scenari applicativi. Le incertezze negli ambienti esterni aumentano i requisiti di resistenza agli agenti atmosferici dei moduli, in particolare quella e la capacità di bloccare l'aria dei materiali di incapsulamento, come EVA e backsheet. Scenari applicativi diversificati portano alla segmentazione della domanda nei mercati EVA e backsheet. Incapsulamento I moduli scelgono EVA in modo diverso, tenendo conto di tre fattori principali: prestazioni anti-PID, tasso di rendimento dell'incapsulamento del modulo e rapporto qualità-prezzo. 220111_it_CSPV_Incapsulamento.

Fonte: 2021 CSPV. Fatto salvo il processo di reticolazione più lento di POE e prestazioni di incapsulamento inferiori, più produttori scelgono EPE, una poliolefina coestrusa, rispetto a POE. Durante la conferenza, Sveck ha promosso la sua pellicola riflettente divario. Il prodotto aumenta la potenza in uscita dell'1% in meno rispetto al vetro a griglia e richiede apparecchiature automatizzate per incollare la pellicola. Pochi produttori di moduli utilizzano tale prodotto, poiché ritengono che il suo ROI sia basso. Tutte le istituzioni analitiche prevedono una breve fornitura di particelle EVA il prossimo anno, suggerendo che più produttori di moduli passeranno a nastri più sottili. L'adozione di SMBB prevarrà più rapidamente, mentre un numero maggiore di produttori tenterà di ridurre ulteriormente il peso dell'EVA sul lato posteriore dei moduli. Backsheet Il backsheet detiene ancora il 50% della quota di mercato tra i materiali di incapsulamento per il lato posteriore dei moduli nonostante l'aumento della produzione di moduli vetro-vetro, poiché il numero di centrali elettriche di distribuzione residenziali e C&I aumenta, mentre il backsheet trasparente è un materiale di incapsulamento dei moduli bifacciali. Il backsheet si è evoluto da KPK a KPC/KPf, CPC/FPf, PPE/PPC/PPf e backsheet in poliolefina (backsheet in poliolefina coestrusa, backsheet a base di film E/O). Attualmente, oltre il 95% del backsheet proviene dalla Cina. La struttura delle celle e il layout dei moduli si evolvono, determinando la segmentazione del mercato, come backsheet trasparente, backsheet a griglia, backsheet nero, backsheet ecologico, backsheet senza fluoro e backsheet con strato di alluminio sviluppato specificamente per i prodotti HJT. Il backsheet privo di fluoro viene utilizzato solo da alcune stazioni di generazione distribuita a causa di problemi di resistenza agli agenti atmosferici e mancanza di test all'aperto. Il backsheet del fluoro domina ancora il mercato. TPT/KPK sono stati gradualmente eliminati a causa dei costi elevati. Solo alcune aziende statali utilizzano backsheet di tipo laminazione. Attualmente, il backsheet PVDF KPC/KPf domina circa il 35% della quota di mercato. Il backsheet PVF TPC occupa circa il 15% della quota di mercato. Cybrid Technologies ha previsto nel suo rapporto che l'R142b, la materia prima per il PVDF, vedrà un rallentamento della fornitura nel terzo trimestre del 2022. I prezzi del backsheet della struttura KPf diminuiranno a circa 1 RMB/m2 rispetto al backsheet della struttura CPC/PPf. Secondo il rapporto di Jolywood, la quota di backsheet CPC/FPf con fluoro su entrambi i lati rappresentava il 30% nel 2021. Si prevede che la quota di tale backsheet aumenterà ulteriormente nel 2022 a causa della scarsa disponibilità di materia prima per il PVDF e dell'aumento dei costi.

Fattori tra cui la carenza di vetro alla fine del 2020, le preoccupazioni per il peso dei moduli di grande formato e la riduzione del prezzo del backsheet trasparente hanno indotto più produttori di moduli a produrre moduli bifacciali con backsheet trasparente. Nel 2021, la quota di backsheet trasparente dovrebbe superare per la prima volta il 20% nel mercato bifacciale, con una produzione totale che raggiungerà circa 13 GW. Conclusione Avendo promesso di raggiungere il picco delle emissioni entro il 2030 e la neutralità del carbonio entro il 2060, la Cina dovrà mobilitare tutte le sue risorse per aumentare il dispiegamento di energie rinnovabili per raggiungere gli obiettivi "3060". Dopo che la Cina ha pubblicato le "Proposte del Comitato Centrale del Partito Comunista Cinese sulla formulazione del quattordicesimo piano quinquennale per l'economia nazionale", il paese ha posto maggiore enfasi sulle energie rinnovabili. Con l'avanzare della tecnologia solare, si prevede un boom del settore solare globale.