Um novo processo de metalização reduz a demanda por prata dos módulos em 30%

O Fraunhofer ISE trabalhou com empresas de tecnologia alemãs para melhorar o processo de metalização em células solares de silício. O resultado pode reduzir significativamente os custos do módulo.

Vista do interior de uma máquina de serigrafia. Imagem: Fraunhofer ISE / Dirk Mahler

O Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energia Solar (ISE) colaborou com o Centro de Avaliação de Tecnologia Fotovoltaica para melhorar o processo de serigrafia usado para aplicar dedos de prata em células solares de silício.

O processo de metalização de linhas finas testado em laboratórios no sul da Alemanha permite uma largura de dedo inferior a 19 µm e uma altura de 18 µm em uma única etapa de impressão, em comparação com os atuais 30 µm. Os pesquisadores dizem que sua inovação poderia reduzir o consumo de prata dos módulos em 30%, um número que teria ramificações significativas nos custos gerais de fabricação.

Imagem do microscópio eletrônico de varredura da superfície da seção transversal de um dedo de contato impresso em tela fina. Imagem: Fraunhofer ISE. Imagem: Fraunhofer ISE

“Em colaboração com os parceiros do setor na metalização de serigrafia de linhas finas, em particular com os fabricantes de serigrafia Koenen GmbH e Murakami Co Ltd, bem como com o fornecedor de produtos químicos para serigrafia Kissel + Wolf GmbH, alcançamos reduza a largura dos dedos de contato para menos de 20 micrômetros, o que significa uma redução de 30 a 40% em comparação com o padrão atual do setor ”, disse Andreas Lorenz, gerente de projetos do grupo de tecnologia de impressão Fraunhofer ISE

Os dedos mais finos não apenas reduzem o teor de prata, mas também melhoram as propriedades elétricas, disse a equipe. Quando uma nova tecnologia de impressão é usada com uma tecnologia mais moderna de 8 a 15 barramentos, as perdas de energia nos dedos de contato são significativamente reduzidas.

Um dedo se abrindo em uma malha fina. Imagem: Fraunhofer ISE / Koenen GmbH

A equipe também usou uma nova tela de malha fina para o processo de metalização das células de contato solar do emissor passivo (PERC) em duas séries independentes. Para o experimento PERC, o Fraunhofer ISE usou parâmetros de tela ideais e "uma largura nominal de dedo de 24 µm devido à limitação do número disponível de barramentos na célula solar (neste caso, cinco)". O instituto afirmou que a célula PERC com melhor desempenho no experimento teve uma eficiência de conversão de 22,1%.

"Com o uso de sistemas de triagem e colagem altamente projetados para a metalização de linhas finas, seria possível começar a fabricar células solares com dedos de contato quase invisíveis em escala industrial em um futuro próximo", disse Florian Clement, diretor de tecnologia da produção no departamento de estruturação e metalização do instituto. "Isso representaria uma grande vantagem para aplicações em energia fotovoltaica integrada, onde são necessárias superfícies estéticas e homogêneas do módulo".

A quantidade de prata necessária para produzir pasta condutora de prata para a frente e a traseira da maioria das células fotovoltaicas pode ser reduzida em quase metade até 2028, de uma média de 130 mg por célula em 2016 para aproximadamente 65 mg, de acordo com o Relatório de papel prateado na Revolução Verde, publicado pela CRU Consulting em nome do Instituto Silver.

Demanda de prata

Os autores do relatório explicaram que a quantidade de prata usada na fabricação de células solares já havia diminuído de 400 para 130 mg entre 2007 e 2016. Os autores previram que a produção de células aumentaria de 4,7 W atualmente para 6 W para 2030, contribuindo para uma redução de 10,5 mg no uso de prata por watt.

A necessidade de reduzir o uso de prata foi ilustrada pelos resultados do relatório World Silver Survey de 2019 publicado pelo The Silver Institute. Segundo a pesquisa, os preços da prata cresceram 7% no ano passado, depois de aumentar 4% em 2017. Essa tendência, segundo o instituto, foi reduzida para registrar um crescimento na demanda no setor fotovoltaico.

O projeto de metalização Fraunhofer ISE foi financiado pelo Ministério Federal de Economia e Energia da Alemanha. Resultados mais detalhados da colaboração de pesquisa com Koenen, Kissel + Wolf e Wickon Hightech GmbH foram prometidos na feira PVSEC da UE em Marselha na próxima semana, e na PVSEC em Xi'an, China, no início de novembro.

Longi espera embarques anuais de até 200 MW na América Latina

O fabricante chinês de módulos e o SICES, o maior distribuidor solar do Brasil concordaram em fornecer 200 MW de módulos mono PERC de alta eficiência por ano ao SICES para os segmentos de geração distribuída no Brasil, México e outras regiões.

Células após serem soldadas em uma planta de produção Longi. Em 2018, foi o terceiro maior fabricante de módulos solares do mundo. - Fotografia: Longi Solar

A fabricante chinesa de módulos Longi Solar e SICES, o maior distribuidor solar do Brasil, chegaram a um acordo de cooperação estratégica na Intersolar South America 2019, segundo o qual a Longi fornecerá 200 MW de mono módulos PERC de alta eficiência por ano à SICES para os segmentos por ano de geração distribuída no Brasil, México e outras regiões.

Estes são os módulos Hi-MO 4 mais recentes e avançados com potência de saída de até 440 W e o novo módulo Hi-MO X "shingled", lançado recentemente no mercado, com uma eficiência superior a 20%.

Em maio, Longi anunciou um novo recorde para seus painéis bifaciais: o fabricante disse que seu módulo bifacial de 72 células atingiu uma potência de mais de 450 W na frente. O resultado foi confirmado pelo alemão TÜV-SÜD.

Zhonghuan Semiconductor apresenta a super bolacha de 12 polegadas

O fabricante diz que seu produto Kwafoo melhora a eficiência e, se usado em módulos PERC apropriados do tipo p, pode ter uma potência de 610 W.

Imagem: Zhonghuan Semiconductor

A fabricante de wafer Zhonghuan Semiconductor, com sede em Tianjin, lançou um grande produto: uma bolacha 75% maior que as bolachas G1 convencionais que, segundo ele, em um formato tecnológico ideal, poderiam produzir uma potência de saída de até 610 W.

A bolacha 'Kwafoo' de 12 polegadas pode gerar esse desempenho se for usada em um módulo PERC (contato traseiro do emissor passivado) de 60 peças do tipo 'p' com células solares cortadas pela metade (ou meia célula).

Em sua publicidade para anunciar o novo produto, o fabricante disse que "trabalharia em estreita colaboração com parceiros em toda a cadeia de valor para criar uma plataforma de menor custo e mais eficiente para o mercado solar fotovoltaico".

Melhor quanto maior

O novo produto gerará “um BOS [saldo do sistema] muito mais baixo e um LCOE [custo nivelado de preços de energia para] projetos fotovoltaicos e maior lucratividade”, disse o presidente de Zhonghuan, Shen Haoping, acrescentando : "Isso ajudará a expansão de projetos de paridade de rede e impulsionará significativamente o desenvolvimento de todo o mercado fotovoltaico global".

A bolacha monocristalina de 12 polegadas da série M12 tem um comprimento lateral de 210 mm, em comparação com a bolacha tradicional de 158,75 mm e ainda maior que os produtos de 166 mm produzidos por alguns dos rivais de Zhonghuan desde o ano passado. A medida diagonal é 295 mm, em comparação com os 223 mm convencionais.

Com a reivindicação de Zhonguan de posicionar a bolacha à frente da usada por Longi no módulo de 500 W que ele apresentou na SNEC em Xangai no início deste ano, o fabricante de Tianjin também diz que seu produto pode aumentar a eficiência de conversão de Longi. 0,91% a mais de 20%.

Por Vincent Shaw

Os preços dos sistemas fotovoltaicos caíram 8% no Brasil no primeiro semestre do ano

A capacidade instalada cumulativa de instalações fotovoltaicas de até 5 MW de energia atingiu 958 MW no Brasil, segundo a consultoria Greener. Cerca de um terço dessa capacidade foi instalada no primeiro semestre deste ano. A maioria dos projetos de geração distribuída está sendo realizada com módulos PERC e meia célula.

Segundo relatório elaborado pela consultora brasileira Greener, os preços dos projetos fotovoltaicos no telhado e outros projetos fotovoltaicos de geração distribuída continuam em queda no Brasil.

Na primeira metade do ano, a capacidade total implantada de projetos fotovoltaicos de até 5 MW de tamanho foi de 366,2 MW. Isso foi suficiente para elevar a energia instalada cumulativa da geração de energia solar distribuída (DG) para 954,6 MW no final de junho, que quase igualou os 393,5 MW de capacidade solar em pequena escala adicionados ao longo do ano passado .

Os estados com maior potência instalada continuam sendo Minas Gerais, Rio Grande do Sul e São Paulo.

As importações de módulos e investidores continuam crescendo

O relatório também indica que 1.267 MW de painéis fotovoltaicos foram enviados ao Brasil no primeiro semestre, um aumento de 24% em relação ao volume que chegou no mesmo período do ano passado. Segundo o relatório, as importações trimestrais foram muito mais evidentes no segundo trimestre, quando atingiram cerca de 762 MW.

Os módulos policristalinos ainda representam 69% das importações de painéis, seguidos pelos módulos policristalinos PERC, com uma participação de 14%, e os módulos mono e mono padrão PERC padrão, com cotas de 11% e 6%, respectivamente.

Greener também relata um crescimento de 154% nas importações dos investidores, de 412 MW no primeiro semestre do ano passado para 1.069 MW no mesmo período de 2019. Analistas afirmaram que o aumento acentuado deveu-se principalmente ao segmento de a geração distribuída, na qual, no ano passado, foram enviados mais dispositivos produzidos no Brasil.

Os preços continuam caindo

O relatório acrescenta que a redução de custos no segmento de geração distribuída permaneceu constante, pois os preços médios caíram mais 8,9% durante o primeiro semestre.

O preço médio do projeto de 4 kW, por exemplo, caiu de BRL 5,23 (US$ 1,30) /Wp em janeiro para BRL 5/Wp em junho. Desse valor, BRL 1,89/Wp corresponde ao preço do sistema solar e o restante BRL 3,11 é representado pelos custos de instalação.

Para um sistema de 50 kW, o preço caiu de BRL 4,05/Wp para BRL 3,66, enquanto para uma instalação de 1 MW, a conta foi reduzida de BRL 3,62/Wp para BRL 3,26.

O governo brasileiro está apoiando a geração distribuída por meio do Contrato 16/15 (Contrato ICMS 16/2015), que isenta os proprietários de sistemas solares com capacidade de geração de até 1 MW para pagar o imposto estadual sobre as vendas de ICMS sob o regime de medição líquida, que é aberto a projetos de não mais de 5 MW.

O regulador nacional de eletricidade, ANEEL, pretende instalar 886,7 23 sistemas solares sob as regras de medição líquida até 2024.

Escassez de polissilício para wafers mono-Si eleva os preços

Os analistas observaram uma demanda crescente em meio a rumores de escassez de estoque. Enquanto isso, o preço das mono-células caiu ainda mais, embora não o suficiente para as grandes feras da selva do módulo PERC.

A escassez de oferta e os pequenos excedentes estão presentes nos preços da energia solar desta semana, à medida que a batalha entre os produtos mono e multicristalinos continua. Imagem: Faungg / Flickr

Com o site da Trend Energy divulgando ontem rumores de que os fornecedores de polissilício para wafers mono-Si ficaram sem estoque, a empresa de pesquisa de mercado PV Info Link previu hoje que os preços do produto vão subir no mês que vem.

Observando a crescente demanda pela matéria-prima para as bolachas mono-Si , a PV Info Link disse que a escassez de oferta provavelmente afetaria os preços nas próximas semanas.

Foi uma história diferente para o polissilício usado em wafers multicristalinos, de acordo com os analistas de Taiwan, que disseram que a demanda estável e uma expansão na produção dos fabricantes mantiveram o preço estável nos últimos tempos.

No entanto, o PV Info Link observou que os fabricantes não estavam operando a plena capacidade em junho e que os preços deverão cair no próximo mês para o polissilício, se os produtores continuarem aumentando a produção.

Queda no preço da célula

O preço das células mono caiu ligeiramente esta semana, segundo os analistas, abaixo RMB0.02 / W para RMB 1.17-1.19 / W na China e $ 0.155-0.157 / W no exterior e PV Info Link está prevendo um ligeiro excedente no próximo mês com os fabricantes programado para continuar expandindo as capacidades de produção a cada mês este ano .

"No entanto, esse nível de preço ainda é alto demais para os fabricantes de módulos PERC que estão com dificuldades de aumentar os preços e, portanto, os fabricantes de módulos continuarão pressionando os preços das células", alertou a empresa de pesquisa de mercado hoje.

O preço dos módulos mono - que a Bloomberg New Energy Finance reiterou hoje deverá ultrapassar os produtos de polissilício nos termos da instalação no próximo ano - irá reduzir ligeiramente nas próximas semanas, de acordo com PV Info Link, porque o atual boom solar está sendo experimentado na China e no Vietnã está programado para esfriar no final do mês e espera-se que haja um atraso antes que a demanda européia antecipada atinja a folga.

No caso da China, a mudança representa o atraso até que uma série de projetos de 'paridade de rede'entrem no pipeline de desenvolvimento. O Vietnã está correndo para permitir um grande número de projetos antes da expiração de um FIT solar fixo no final do mês.

O PERC ainda é sustentável?

A degradação inicial induzida pela luz nos módulos PERC é atualmente objeto de intenso debate, mas os testes realizados na PI Berlin mostraram que o problema pode ser resolvido. O fundador e CEO, Paul Grunow, explica os efeitos, o foco e os resultados.

Câmara climática em PI Berlin. A degradação do LeTID é testada a temperaturas elevadas. Imagem: PI Berlin

Embora a degradação inicial tenha sido mais uma vez objeto de intenso debate, em essência não é novidade. Normalmente, a degradação induzida pela luz (LID) reduz a eficiência dos módulos em um a três por cento. Isso é subtraído diretamente do valor nominal dos módulos e os especialistas e os bancos levam isso em conta ao calcular as previsões de desempenho. Por este motivo, a medição de LID tem sido um componente chave do nosso teste de painel fotovoltaico.

Com PERC, no entanto, os módulos do problema é a aquisição de um novo urgência por causa do efeito de degradação induzida por luz e temperatura elevada (luz e degradação induzida pela temperatura elevada, LeTID), conhecida desde 2012, e é mais pronunciado no os módulos PERC do que nos LIDs da tecnologia anterior. Temperaturas mais altas e níveis de luz mais intensos podem acelerar bastante este processo no laboratório, daí o nome. Portanto, a velocidade de degradação depende da localização. O gráfico ilustra isso para os módulos sensíveis ao LeTID, comparando os valores medidos na Alemanha fria com a degradação acelerada no Chipre mais quente. LID e LeTID são distinguidos por três características:

• O grau de degradação: é maior para módulos suscetíveis a LeTID (4-10%) e LID do que para módulos que sofrem apenas de LID (1-3%).

• O LeTID ocorre uma ordem de grandeza mais lenta que a LID: Demora cerca de 1.000 horas no laboratório a 75 graus Celsius e no ponto de potência máxima (MPP) para que o LeTID atinja o grau de degradação total. Pelo contrário, a diminuição no desempenho devido ao LID é esgotada depois de alguns dias. As condições do campo são semelhantes, mas dependem do clima. O máximo de LeTID ocorre após 10 anos na Alemanha e quatro anos em Chipre, onde a temperatura média do módulo é 25 graus Celsius maior com uma irradiação proporcionalmente maior. LID, por outro lado, atinge seu máximo após alguns dias no campo em ambos os locais. Felizmente, o LeTID pode ser medido mais rapidamente no laboratório. O efeito pode ser acelerado aumentando a temperatura do módulo em pelo menos um fator de dois para cada 10 graus de temperatura e aumentando a injeção do transportador de carga. Este último pode ser alcançado alterando a operação no ponto operacional máximo para o "modo VOC" sem carga, em que as extremidades dos terminais do módulo formam um circuito aberto. Isso acelera o LeTID por um fator de aproximadamente 10.

• Regeneração de LeTID com os mesmos parâmetros: As imagens EL na p. 66 ilustram como a degradação do LeTID é regenerada após atingir o ponto de degradação total - ao contrário do LID - mesmo sem alterar nenhum parâmetro externo. Esse ciclo também pode ser acelerado, aumentando a temperatura e mudando para uma operação sem carga, com a injeção de mais transportadores de carga.

O feedback ajuda?

Como os módulos também se regeneram no campo depois de atingirem o ponto de máxima degradação, é tentador pensar que o problema do LeTID é exagerado. Mas mesmo em um clima como o de Chipre, a regeneração leva oito anos, enquanto na Alemanha pode durar até 20 anos.

Portanto, a regeneração dos módulos sensíveis ao LeTID deve ser acelerada antes do comissionamento. Isso é possível no campo, mas até agora só foi demonstrado em módulos individuais sem carga, isolados termicamente e sem carga. O aumento resultante na injeção da portadora de carga e na temperatura do módulo acelerou o tempo de regeneração na Alemanha para seis meses. Em lugares mais quentes, como Chipre, essa abordagem pode ter sucesso em apenas dois meses. Mas esta não é uma opção muito fácil de usar. Estabilização no nível de célula ou módulo é melhor. O instalador da fábrica deve concordar com isso contratualmente e depois realizar verificações aleatórias aleatórias para garantir que os módulos instalados realmente se estabilizaram.

Embora o mecanismo físico por trás do LeTID ainda não seja totalmente compreendido, é um fato que as células estáveis ​​do LeTID podem ser produzidas pela adaptação do processo de produção da célula. A melhor maneira de conseguir isso é executar o ciclo de Leit em temperaturas suficientemente altas sob irradiação como a etapa final de produção ou condicionamento antes da classificação das células. Este processo foi originalmente desenvolvido para o LID. O processo quase não produz perda de eficiência e pode ser realizado por máquinas de produção disponíveis no mercado para fabricantes de células. Uma vantagem adicional é que também elimina a degradação do LID. A existência e eficácia de tal subprocesso pode ser verificada de forma rápida e eficiente no contexto de uma inspeção de fábrica. Outra possibilidade para os fabricantes de módulos é um ciclo de regeneração da degradação que é realizado aplicando corrente ao laminador. No entanto, esse processo é protegido por uma patente.

A regeneração antes da instalação também é importante, já que as grandes usinas com vários megawatts tendem a ser revendidas no mercado secundário depois de alguns anos. No pior dos casos, a venda ocorreria precisamente no ponto em que a degradação do LeTID atingisse seu máximo.

Se as células não são já regenerado durante a produção, de uma forma prática para o tratamento de degradação pode ser a correção do valor nominal da placa para a saída do módulo, dependendo do grau de degradação LeTID, como tem sido feito com tampa . Alternativamente, em vez de introduzir uma degradação inicial fixa nas simulações de desempenho, uma taxa de degradação anual aumentada pelo LeTID poderia ser introduzida. No exemplo da tabela da página 64, isso significaria subtrair 1,75% ao ano por quatro anos até atingir -7%, mais o valor padrão de -0,5% ao ano, o que explica o envelhecimento. dos materiais de encapsulamento e soldagem. No total, no exemplo anterior, isso significaria -2,3% ao ano em Chipre e -1,2% ao ano na Alemanha. Mas mesmo para esta solução, Os EPCs e investidores devem primeiro conhecer a extensão do efeito no módulo correspondente. Em qualquer caso, os testes são importantes.

Testes LeTID

Para saber como os módulos mais frequentes são protegidos contra o LID e o LeTID, adquirimos seis de cada um dos 10 tipos de módulos PERC no mercado aberto, dois deles policristalinos.

Nós os examinamos sob as condições de teste: Para acelerar o LeTID, expusemo-los na câmara climática a 75 ° C, no escuro sob uma corrente direta no ponto de máximo desempenho sob condições de teste padrão. Este teste acelerado também é proposto atualmente no esboço da segunda edição do padrão IEC 61215-2: Detecção do LeTID sob MQT 23.1, que requer a repetição do teste por 162 horas até a estabilização. Os módulos são considerados estabilizados se a redução de potência for inferior a um por cento da capacidade nominal. Atenção aos detalhes é essencial ao realizar esses testes. Conforme a amperagem aumenta, mais transportadores de carga são injetados e a taxa de degradação aumenta. Mas cuidado: a amperagem excessiva pode fazer com que o ciclo de degradação e regeneração passe despercebido. Frequentemente, os círculos especializados ouvem que os módulos monocristalinos são menos suscetíveis ao LeTID do que os módulos policristalinos. Uma degradação do LeTID superior a sete por cento é relatada, principalmente em módulos multi-PERC [Kersten 2015]. Mas até agora não pudemos observar nenhuma diferença significativa em nossos testes. Na verdade, muitas vezes encontramos o oposto, e um dos módulos multi-PERC sofreu muito pouco o LeTID.

Dos 10 tipos de módulos testados, os dois tipos de módulos policristalinos foram degradados em no máximo dois por cento após 1.000 horas, enquanto a distribuição entre os outros módulos mono-PERC variou de um a quatro por cento (ver o gráfico à esquerda). É possível que os fabricantes de produtos multi-PERC tenham tomado medidas para neutralizar esses efeitos, enquanto alguns fabricantes de produtos mono-PERC continuam concentrando seus esforços principalmente no LID e não estabilizam totalmente as células.

Neste contexto, a degradação adicional causada pelo LeTID é um argumento fundamental contra a tecnologia PERC? Não, a mudança para essa tecnologia era racional e ainda é porque é lucrativa. Mais e mais fabricantes estão omitindo qualquer menção ao PERC em suas próprias folhas de especificações, ou porque agora é padrão de qualquer maneira e não requer nenhuma menção especial, ou para evitar qualquer discussão sobre o LeTID. Além disso, essa degradação adicional pode ser eliminada com medidas de produção de células que são virtualmente neutras em termos de eficiência.

Nossa avaliação da situação é que o PERC é 100% financiado neste caso. Mas esta conclusão deve ser verificada por testes independentes e não apenas para os fabricantes, por meio de auditorias de fábrica e testes de laboratório qualificados.

Por enquanto, a viabilidade dos projetos também deve ser confirmada - por exemplo, por meio de testes aleatórios de laboratório - porque ainda não entendemos o que causa o problema.

No entanto, um esclarecimento científico definitivo do mecanismo deve ocorrer o mais rápido possível, uma vez que aumentaria a credibilidade e a confiabilidade das adaptações do processo para o PERC. Esse esclarecimento é particularmente importante para os fabricantes do PERC que não acreditam que eles sejam afetados, embora seus módulos tenham mostrado sensibilidade ao LeTID além do LID no teste PI Berlin.

tecnologias de geração de célula usando bolacha do tipo n, em vez de pastilhas de p-tipo como a bolacha do tipo n PERC, HJT ou n-PERT são células PERC princípio mais estáveis ​​em termos de degradação induzida luz Pelo menos a PI Berlin e outros laboratórios ainda não encontraram nenhuma indicação em contrário. Essas tecnologias têm um potencial maior de eficiência, mas são mais caras para os fabricantes de celulares devido aos custos mais altos de adaptação. Se o problema for resolvido melhor por melhorar o nosso entendimento da LeTID ou indo para a próxima geração de tecnologias celulares, esperamos que o conhecimento científico para acelerar a busca pela melhor solução.

Sobre o autor: Paul Grunow é co-fundador da PI Berlin.

Tipos de módulos começam a definir o mercado

A rentabilidade da energia solar está se tornando uma prioridade absoluta quando se trata de selecionar produtos pelo mercado final, escreve o Lions Shih da EnergyTrend. O resultado? Uma paisagem modular mais variada e diversificada, juntamente com a ascensão contínua do macaco.

Editorial: compartimento do pv / Julia Malcher

Quando começaram a implementar políticas da China no primeiro semestre de 2019, foram desenhando linhas de diferenciação entre o mercado final futuros produtos ao longo de toda a cadeia de abastecimento. No final de 2018, EnergyTrend, uma divisão da TrendForce, ofereceu cinco principais tendências de desenvolvimento para a indústria fotovoltaica. Em meados de 2019, a primeira das nossas previsões é confirmada (ver caixa à esquerda).

Tendências

• Tendência 1: A demanda mundial crescerá ao longo de 2018, sem ser afetada pela "Nova política 531" da China, e atingirá uma nova alta em 2019. 
• Tendência 2: A demanda mundial continua a ser menos centralizada e mais geograficamente distribuída, e o número de mercados a nível GW aumenta para 16. 
• Tendência 3: A quota de mercado da Mono-Si excede a da poli-Si, com a cadeia de fornecimento cada vez mais concentrada em alguns fabricantes: "Os fortes são feitos mais fortes".
• Tendência 4: A capacidade de produtos bifaciais duplica; a série p-PERC ainda tem espaço para inovar e várias tecnologias de micro-módulos emergirão.
• Tendência 5: O custo nivelado da eletricidade (LCOE) torna-se um indicador confiável dos preços dos módulos.

Células bifaciais competitivas

De acordo com a pesquisa EnergyTrend, a capacidade de produção global dos módulos bifaciais aumentará para 17,4 GW. Até 2019, esse número vai mais que dobrar e depois crescer pelo menos 10% ao ano nos próximos três anos.

Os módulos bifaciais já são tecnologicamente maduros e podem fornecer eficiência de energia adicional a quase nenhum custo adicional para o usuário, o que naturalmente leva a um aumento contínuo na relação entre a capacidade designada. Esses módulos têm a vantagem de obter ganhos de eficiência energética tanto na frente quanto atrás, o que será ainda mais vantajoso para os fornecedores do lado da fabricação ao compensar os custos de produção nos cálculos de LCOE. Os compradores não sentem nenhuma diferença perceptível no preço, e é exatamente por isso que os módulos bifaciais trabalharão lado a lado com os módulos padrão em termos de participação de mercado.

Os preços do sistema indicam os preços dos módulos

Actualmente, os dois tipos mais populares de produtos no mercado módulos também são polarizados: mono-Si de alta eficiência (310 W e superior) e poli-Si módulos módulos de baixo custo (270 ~ 275 W). As diferentes condições da usina fotovoltaica levam a diferentes demandas de módulos. Nesse sentido, podemos definir os dois produtos anteriores como módulos altamente rentáveis ​​e módulos acessíveis, já que os primeiros incorporam os ganhos adicionais de potência de saída dos módulos bifaciais e demonstram plenamente sua vantagem de custo-benefício extremamente alta.

Do ponto de vista da oferta e demanda reais do mercado, é possível que os preços subam à medida que a demanda aumenta no próximo semestre. Outros tipos de produtos que caem entre esses extremos podem até ser deslocados e empurrados para preços mais baixos.

No caso dos módulos poli-Si de baixo custo, que já são escassos, a ameaça de serem substituídos por esses produtos mono-Si tornou-se uma realidade. Isto também está de acordo com a tendência de as quotas de mercado de mono-Si ultrapassarem as do poli-Si. Segue-se que, em última análise, os preços de mercado continuam a flutuar, dependendo dos efeitos de equilíbrio entre oferta e demanda em geral. À medida que a oferta começa a aumentar, a demanda pode, de fato, manter os preços sob controle.

O que merece mais atenção é a possibilidade de uma demanda inesperada e urgente durante os períodos de instalação preventiva da China pouco antes do final do primeiro semestre e do segundo. Que uma demanda inesperada e precipitada deve acontecer pode ser o fator mais incerto que leva a flutuações de preços.

O fim de semana dizia: O PERC ainda é rentável?

A degradação inicial induzida por luz nos módulos PERC é atualmente assunto de intensa discussão, mas testes na PI Berlin mostraram que o problema é solucionável. O fundador e CEO, Paul Grunow, explica os efeitos, a abordagem e os resultados.

Câmara climática no PI Berlin. A degradação de LeTD só pode ser testada a temperaturas elevadas. Imagem: PI Berlin

A degradação inicial mbora tornou-se novamente o assunto de intensa discussão, é essencialmente nada de novo. Tipicamente, a degradação induzida pela luz (LID) reduz de um a três por cento a eficiência do módulo. Isso é subtraído diretamente do valor da placa de classificação dos módulos e é levado em consideração por especialistas e bancos ao calcular previsões de rendimento. Por este motivo, a medição do LID tem sido um componente chave de nossos testes de painel fotovoltaico no nível do projeto. O módulo com medições indicadas pelas caixas azuis no gráfico abaixo demonstra esse comportamento típico de LID.

Com os módulos PERC, no entanto, a questão está assumindo uma nova urgência devido ao efeito da degradação induzida por luz e temperatura elevada (LeTID), que é conhecida desde 2012 e é mais pronunciada nos módulos PERC do que na tecnologia anterior. Temperaturas mais altas e níveis de luz mais intensos podem acelerar bastante este processo no laboratório, daí o nome. A velocidade de degradação é, portanto, dependente da localização. O gráfico ilustra isso para os módulos sensíveis ao LeTID comparando os valores medidos na Alemanha fria com a degradação acelerada no Chipre mais quente. LID e LeTID podem ser distinguidos por três características:

1. A extensão da degradação: é maior para módulos suscetíveis a LeTID (4-10%) e LID do que para módulos que sofrem apenas de LID (1-3%).
2. O LeTID ocorre em uma ordem de magnitude mais lenta que a LID: São necessárias cerca de 1.000 horas no laboratório a 75 graus Celsius e no ponto de potência máxima (MPP) para que o LeTID atinja o grau completo de degradação. Em contraste, a queda no desempenho devido ao LID aumenta após alguns dias. As condições de campo são semelhantes, mas dependem do clima. O máximo de LeTD ocorre após 10 anos na Alemanha e quatro anos em Chipre, onde a temperatura média do módulo é 25 graus Celsius maior com irradiação proporcionalmente maior. LID, por outro lado, atinge um máximo depois de apenas alguns dias no campo em ambos os locais. Felizmente, o LeTID pode ser medido mais rapidamente no laboratório. O efeito pode ser acelerado aumentando a temperatura do módulo em pelo menos um fator de dois por Degrau de temperatura de 10 graus e aumento da injeção do transportador de carga. O último pode ser alcançado comutando da operação no ponto operacional máximo para o “modo VOC” sem carga, no qual as extremidades do terminal do módulo formam um circuito aberto. Isso acelera o LeTID por um fator de 10. 
3. Regeneração LeTID com os mesmos parâmetros: As imagens EL na p. 66 ilustram como a degradação do LeTID regenera após atingir o ponto de degradação total - em contraste com o LID - mesmo sem alterar nenhum parâmetro externo. Este ciclo também pode ser acelerado tanto pelo aumento da temperatura como pela mudança para operação sem carga, com a injeção de mais transportadores de carga.

A regeneração ajuda?

Como os módulos também se regeneram no campo quando atingem o ponto de máxima degradação, é tentador pensar que o problema do LeTID é exagerado. Mas mesmo em um clima como o Chipre, a regeneração leva oito anos, enquanto na Alemanha pode levar até 20 anos.

A regeneração dos módulos sensíveis ao LeTID deve, portanto, ser acelerada antes do comissionamento. Isso é possível no campo, mas até agora só foi demonstrado em módulos individuais descarregados, isolados termicamente, em modo livre de carga. O aumento resultante na injeção da portadora de carga e na temperatura do módulo acelerou o tempo de regeneração na Alemanha para seis meses. Em locais mais quentes, como Chipre, essa abordagem pode ser bem-sucedida em apenas dois meses. Mas esta não é uma opção muito amigável. Estabilização no nível de célula ou módulo é melhor. O instalador da instalação deve concordar com isso contratualmente e depois realizar verificações aleatórias para garantir que os módulos instalados foram realmente estabilizados.

Embora o mecanismo físico por trás do LeTID ainda não seja totalmente compreendido, é um fato que as células estáveis ​​do LeTID podem ser produzidas pela adaptação do processo de produção da célula. A melhor maneira de conseguir isso é executar o ciclo de Leit a temperaturas suficientemente altas sob irradiação como uma etapa final de produção ou condicionamento antes da classificação de células. Este processo foi originalmente desenvolvido para o LID. O processo resulta em quase nenhuma perda de eficiência e pode ser realizado por máquinas de produção comercialmente disponíveis para fabricantes de células. Uma vantagem adicional é que também elimina a degradação de LID. A existência e a eficácia de tal subprocesso pode ser verificada rápida e efetivamente no contexto de uma inspeção de fábrica. Outra possibilidade para os fabricantes de módulos é um ciclo de regeneração de degradação realizado aplicando corrente no laminador. Este processo é protegido por patente, no entanto.

A regeneração antes da instalação também é importante porque as usinas multi-megawatt em grande escala são geralmente revendidas no mercado secundário após alguns anos. Na pior das hipóteses, a venda ocorreria precisamente no ponto em que a degradação do LeTD atingiu seu máximo.

Se as células ainda não tiverem sido regeneradas durante a produção, uma maneira prática de lidar com a degradação poderia ser corrigir o valor da placa de classificação para a saída do módulo pelo grau de degradação do LeTID, como foi feito com o LID. Alternativamente, em vez de inserir uma degradação inicial fixa nas simulações de rendimento, pode-se inserir uma taxa de degradação anual aumentada pelo LeTID. No exemplo do gráfico da p.64, isso significaria subtrair 1,75% ao ano durante quatro anos até -7% ser alcançado, mais o valor padrão de -0,5% ao ano, o que explica o envelhecimento dos materiais de encapsulação e soldagem . No total, no exemplo acima, isso representaria -2,3% ao ano em Chipre e -1,2% ao ano na Alemanha. Mas, mesmo para essa solução, os EPCs e investidores teriam primeiro que saber a extensão do efeito no módulo correspondente.

Testes LeTID

Para dizer como os módulos atualmente em uso difundido estavam protegidos contra LID e LeTID, obtivemos seis cada um dos 10 tipos de módulos PERC no mercado aberto, dois deles multicrystalline.

Nós os examinamos sob nossas condições de teste: Para acelerar o LeTID, os expusemos na câmara climática a 75 ° C, no escuro sob uma corrente direta no ponto de máximo desempenho sob condições de teste padrão. Este teste acelerado é atualmente também proposto no esboço para a segunda edição da IEC 61215-2: detecção de LeTID sob MQT 23.1, que exige a repetição do teste por 162 horas até a estabilização. Os módulos são considerados estabilizados se a redução de energia for inferior a um por cento da capacidade nominal. Atenção aos detalhes é essencial ao fazer esses testes. Ao aumentar a amperagem, mais transportadores de carga são injetados e a taxa de degradação é aumentada. Mas cuidado: a amperagem excessiva pode fazer com que o ciclo de degradação e regeneração não seja detectado. Nos círculos de especialistas, muitas vezes se ouve que os módulos monocristalinos são menos suscetíveis ao LeTID do que os módulos multicristalinos. Às vezes, a degradação de mais de 7% é reportada, principalmente em módulos multi-PERC [Kersten 2015]. Mas não conseguimos observar nenhuma diferença significativa em nossos testes até o momento. Na verdade, muitas vezes descobrimos que o oposto é verdadeiro, e um dos módulos multi-PERC passou muito pouco pelo LeTID.

Dos 10 tipos de módulos testados, os dois tipos de módulos multicristalinos se degradaram no máximo dois por cento após 1.000 horas, enquanto a distribuição entre os módulos mono-PERC restantes variou de um a quatro por cento (veja gráfico à esquerda). É possível que os fabricantes de produtos multi-PERC tenham tomado medidas para neutralizar esses efeitos, enquanto alguns fabricantes de produtos monoparcidos continuam concentrando seus esforços principalmente na LID e não estabilizam totalmente as células.

Neste contexto, a degradação adicional causada pelo LeTID é um argumento fundamental contra o PERC? Não, a mudança para esta tecnologia foi racional e continua a ser assim porque é rentável. Mais e mais fabricantes estão omitindo qualquer menção ao PERC em suas próprias folhas de especificações, seja porque agora é padrão de qualquer maneira e não requer menção especial, ou para evitar qualquer discussão sobre o LeTID. Além disso, essa degradação adicional pode ser eliminada com medidas de produção de células que são virtualmente neutras em termos de eficiência.

Nossa avaliação da situação é que o PERC é 100% bancável nesse caso. Mas esta conclusão deve ser verificada por testes independentes e não apenas por fabricantes através de auditorias de fábrica e testes de laboratório qualificados.

Por enquanto, a bancarização também deve ser confirmada para projetos - por meio de testes aleatórios de laboratório, por exemplo - porque ainda não entendemos o que causa o problema.

Um esclarecimento científico final do mecanismo é, no entanto, urgente porque aumentaria a credibilidade e a confiabilidade das adaptações de processo para o PERC. Esse esclarecimento é particularmente importante para os fabricantes do PERC que não acreditam que eles sejam afetados, embora seus módulos tenham mostrado sensibilidade do LeTID além do LID no teste PI Berlin.

Tecnologias de células de próxima geração e maior eficiência que usam wafers do tipo n em vez de wafers do tipo p, como PERC, HJT ou n-PERT do tipo n, são em princípio mais estáveis ​​que as células PERC em termos de degradação - pelo menos PI Berlin e outros laboratórios ainda não encontraram nenhuma indicação em contrário. Essas tecnologias têm um maior potencial de eficiência, mas são mais caras para os fabricantes de celulares, devido aos maiores custos de adaptação. Quer o problema seja melhor resolvido melhorando a nossa compreensão do LeTID ou passando para a próxima geração de tecnologias celulares, esperamos que o conhecimento científico acelere a busca da melhor solução.

Sobre o autor: Paul Grunow é o co-fundador da PI Berlin.

Cinco módulos PV quentes e takeaways de células da SNEC

Apesar de não contar com a enxameação de multidões de anos anteriores, a SNEC de 2019 em Xangai permaneceu como um ponto focal da indústria fotovoltaica global quando se trata de fabricação e tecnologia de células solares industriais e módulos. Aqui estão cinco dicas de tecnologia da equipe da revista pv no show floor e nas sessões da conferência.

Módulos pavimentados em exibição na SNEC 2019. Imagem: revista pv / Dave Tacon.

A humilde célula solar percorreu um longo caminho em dez anos e, de certa forma, parece que o ritmo da mudança está se acelerando. No entanto, os fabricantes de energia solar permanecem conservadores quando se trata de novas tecnologias e as mudanças incrementais, e não incrementais, ainda são a norma. Incremental ainda pode ser poderoso, especialmente quando executado em escala.

Eficiência e potência continuam a subir

Aumentos crescentes de eficiência de módulos e células estavam em exibição na SNEC este ano. Já se foram os dias em que os pontos de referência, como um módulo de 400 Wp ou 20% de célula de contato posterior com emissor passivo PERC, eram a palavra final. As melhorias mais recentes parecem estar ocorrendo em um ritmo mais rápido do que anteriormente, com transições de grande escala para conceitos de células de alta eficiência e a adoção de novas tecnologias de módulos sendo implantadas quase da noite para o dia.

Multidões no SNEC deste ano. Imagem: revista pv / Dave Tacon

O impulso por trás do mono PERC estava claro na SNEC. Algumas das conquistas de eficiência alcançadas usando o mono PERC - juntamente com um emissor seletivo - foram excelentes. Produtores como a Risen estão buscando um roteiro de eficiência celular ao norte de 22,5% na tecnologia PERC tipo p. Na parte frontal do módulo, foram implantadas abordagens pavimentadas - onde as células com metade do corte se sobrepõem ligeiramente na vertical. A técnica pavimentada vai por vários nomes, incluindo azulejos ou sem intervalos. Os visitantes também viram a técnica de interconexão de células de solda sem costura, o que exige fitas de interconexão mais flexíveis e alguns provedores de longarina podem fornecer equipamentos automatizados. A vantagem pode ser considerável, com os fabricantes de módulos afirmando que isso poderia levar a saída do módulo de grande formato para 500 W.

Olhando para o futuro, alguns visitantes da SNEC previram que os atuais roteiros de aprimoramento de eficiência de célula e módulo poderiam ser muito conservadores. Alguns acreditam que os módulos de 500 Wp dos fabricantes tradicionais podem ser apresentados já no próximo ano, com wafers maiores e formam um fator. Em termos de célula, a eficiência de conversão de 25% pode não estar muito distante. Para que as eficiências das células atinjam esse marco, novas tecnologias serão necessárias, com o PERC tendo atingido seu limite fundamental. Em comparação, o 10º Roteiro Tecnológico Internacional para o Relatório Fotovoltaico publicado pela Associação Alemã da Indústria de Engenharia Mecânica espera que os módulos de 144 meios celulares atinjam 420 Wp para o PERC mono em 2029.

Mono PERC, TOPCon tipo n, HJT e talvez perovskita

Roteadores de tecnologia de células solares entre os principais fabricantes continuam a incorporar a evolução em vez da revolução, embora haja sinais de que poderiam estar mudando. Atualizações PERC de linhas de células continuam a ser feitas, com mono PERC absolutamente mainstream.

O próximo passo para as linhas de produção parece ser uma mudança para os contatos seletivos de portadores passivados de óxido tipo n e TOPCon - em particular. A atualização de uma linha de célula PERC tipo-p para o TOPCon tipo n não é um desafio pequeno, mas a despesa não é proibitiva, de acordo com alguns fabricantes. Vale a pena notar, porém, que neste estágio de seu desenvolvimento, algumas linhas TOPCon não estão fornecendo um aumento de eficiência tão significativo no PERC - particularmente quando as células são incorporadas em um módulo. Por exemplo, os módulos exibidos pela Trina Solar implementaram o PERC mono e o TOPCon lado a lado na SNEC 2019, com eficiências de módulo de 20,4% e 20,7%, respectivamente.

Para novas linhas celulares, parece haver uma verdadeira tecnologia de apetite por heterojunção (HJT), com os fabricantes executando linhas-piloto ou anunciando planos significativos de expansão de HJT. A Tongwei informou que começará a produção em uma linha de heterojunção de 400 MW em julho, com planos de expansão para 1 GW no próximo ano. Ressuscitou planos de construir uma heterojunção de 2,5 GW com os primeiros 500 MW de equipamentos instalados até o final do próximo ano.

E parece haver um potencial considerável para a HJT fornecer um grande aumento nas eficiências. O fabricante cingapuriano REC divulgou sua linha de módulos Alpha HJT na Intersolar no mês passado. O fornecedor de equipamentos HJT é a Meyer Burger e durante a SNEC o fabricante de ferramentas suíço disse que com engenheiros experientes executando a linha HJT em plena produção, grandes ganhos de eficiência acima dos resultados iniciais de cerca de 22,4% no nível do módulo seriam esperados - 25% de eficiência celular marco pode estar à vista.

Uma perovskita Centrotherm em exibição na SNEC. Imagem: revista pv / Dave Tacon.

Olhando para o futuro, as perovskitas foram amplamente discutidas durante a SNEC e exibidas por um punhado de fabricantes e fornecedores de equipamentos. Centrotherm da Alemanha mostrou suas células de perovskita como "o próximo passo" na fabricação de PV. A equipe PV de Oxford estava presente e o chefe de tecnologia Chris Case fez uma apresentação muito falada sobre o potencial LCOE (custo nivelado de eletricidade) das células HJT tandem de alta eficiência. Para não ficar para trás, as empresas chinesas também estão ativas na tecnologia. O fabricante de células Tongwei está a meio caminho de um projeto de pesquisa e comercialização de três anos e exibiu uma célula de perovskita em seu estande. Startups perovskitas caseiros, como a Hangzhou Microquanta, também estão buscando a tecnologia.

Wafers são grandes e mono-like

Uma maneira aparentemente simples de aumentar a eficiência, particularmente em um nível de módulo, é aumentar o tamanho dos wafers PV. Enquanto os movimentos graduais para aumentar os tamanhos de wafer já foram discutidos há algum tempo, Longi está liderando wafers de 166 mm em um esforço para torná-los o novo padrão. O gigante mono não está sozinho, com a Jinko implantando wafers maiores em sua série Swan.

Os desafios permanecem para os wafers maiores, particularmente quando incorporados em módulos necessariamente maiores. A alteração do fator de forma do módulo pode torná-los inadequados para projetos de repotencialização ou alguns projetos de rooftops comerciais e industriais.

Com o mono continuando a demonstrar uma competitividade superior ao PV multicristalino, o que os fabricantes farão com suas muitas dezenas de GW de capacidade de produção multicristalina? Uma resposta em potencial veio na forma de elenco mono, também conhecido como mono-like ou quase mono. Embora a tecnologia já exista há algum tempo, parece que numerosos produtores de lingotes e bolacha estão dobrando os esforços para aumentar o rendimento semelhante ao mono. Ao contrário do mono, apenas parte do lingote fundido é de estrutura e desempenho monocristalino. A melhor maneira de lidar com as seções externas do lingote, provavelmente multicrystalline de baixa qualidade, permanece uma questão em aberto.

Questões de propriedade intelectual

Foi há apenas um ou dois anos que a tecnologia de módulos shingled era de ponta, porque reduzia o espaço do módulo morto, maximizando a produção. Módulos de telha foram menos prevalentes neste ano, no entanto, com os visitantes atribuindo a mudança para as preocupações de PI. Representantes da SunPower - que demonstrou sua disposição de proteger agressivamente seu IP - estiveram presentes em Xangai, à medida que a empresa busca expandir sua série de módulos Maxeon made-in-China.

Em alguns círculos, a China tem sido descrita como o Velho Oeste quando se trata de tecnologia solar IP. Críticos alegam que produtos falsificados surgiram em toda a cadeia de suprimentos chinesa e, se fosse esse o caso, por que as preocupações com PI só estão surgindo agora?

Poderia haver duas dinâmicas em jogo. Em primeiro lugar, o mercado doméstico chinês tornou-se cada vez mais incerto em face de mudanças regulatórias, exigindo que os fornecedores chineses procurassem no exterior compradores - para mercados onde eles encontrarão pedidos de PI. A segunda é as ações judiciais PERC da Hanwha Q Cells, lançadas em partes da Europa, EUA e Austrália. Pode muito bem acontecer que essa importante ação legal, que afeta alguns fornecedores chineses, possa ter aguçado o foco da indústria em PI.

Consolidação crescente

Embora esteja longe de ser o caso de a indústria de PV da China estar com dificuldades, há sinais de que a consolidação há muito esperada está ganhando força. Curiosamente, parece que isso afetará não apenas as empresas Nível 2 ou 3, mas também os principais participantes, embora saídas potenciais de nível 1, aquisições ou fusões estejam sendo discutidas como rumores nesta fase, em vez de anúncios oficiais. A revista pv estará acompanhando os leads nas próximas semanas.

O Tongwei fica em Xangai. Imagem: revista pv / Dave Tacon.

Juntamente com esses rumores informais, também houve transações significativas de fornecimento e transações anunciadas durante a SNEC. Uma participação majoritária na GCL New Energy Holding foi vendida para a China Huaneng Group, um dos maiores grupos estatais de energia da China. A GCL também anunciou 6 GW de contratos de fornecimento mono wafer para a CSI, Chint, Sunport e Akcome.

O gigante de telefonia celular Tongwei Group disse que fez uma parceria com a Longi em uma parceria estratégica que dará a este último acesso preferencial ao polissilício da Tongwei, enquanto a Tongwei pode garantir o fornecimento de wafers mono da Longi para seu negócio de células.

O sol nasce no mercado de módulos bifaciais

Gráfico: IHS Markit / Harald Schütt

Com a penetração do mercado excedendo as expectativas em 2018, a tecnologia bifacial está configurada para responder por um terço da produção global de módulos solares até 2022, escreve Edurne Zoco, diretor de pesquisa da IHS Markit. Tecnologias bifaciais e de meia-célula estão rapidamente ganhando impulso devido a suas melhorias na produção de energia, juntamente com suas baixas barreiras de implementação e exigências mínimas de capex.

Em 2018, a quota de mercado das células solares de contacto traseiro com emissor passivado de elevada eficiência (PERC) combinadas com as tecnologias de módulo de meia célula e bifacial aumentaram mais rapidamente do que o previsto. Surpreendentemente, o forte crescimento dessas tecnologias de célula e módulo de maior eficiência foi principalmente o subproduto de um declínio acentuado nos preços dos módulos.

Os preços dos módulos caíram quase 30% no segundo semestre de 2018 e as margens para os fornecedores de módulos diminuíram significativamente. No terceiro trimestre, a estagnação do mercado acelerou a migração da maioria dos principais players para a produção de produtos de maior eficiência, área em que esses fabricantes ainda poderiam se diferenciar e atingir algumas margens positivas.

Como resultado, o crescimento das tecnologias de alta eficiência foi impulsionado não apenas pelo aumento da demanda do mercado, mas também por um forte impulso do lado da oferta.

PERC up

Como conseqüência deste impulso de fim de ano, o PERC tornou-se a tecnologia de células mainstream, superando o campo de back-surface (BSF). Além disso, um número crescente de fornecedores líderes está entrando em iniciativas de pesquisa e desenvolvimento para células do tipo n de maior eficiência.

No entanto, devido ao elevado capex exigido, aos balanços esticados, às barreiras tecnológicas e à pequena escala, o custo dos produtos do tipo n ainda é alto demais para suportar um módulo com preços atraentes para a maioria dos investidores do projeto. Uma nova tecnologia, os contatos passivados com óxido de túnel (TOPCon), que agora são aplicados apenas a células do tipo n, pode se transformar em um grande avanço se os fabricantes conseguirem aplicá-lo na produção em massa de células PERC.

Redução de LCOE

Para os fornecedores de módulos, a principal estratégia de mercado continua a reduzir o custo nivelado da eletricidade (LCOE). Os fornecedores estão conseguindo isso por meio de diferentes abordagens que são usadas em combinação para maximizar a redução de LCOE. Nos últimos anos, essas abordagens incluíram a alteração das especificações do módulo - como passar de 60 para 72 células, ou de 1.000 V para 1.500 V. Os fornecedores também mudaram para módulos de wafer maiores ou mudaram o layout das células, ou seja, adotando configurações de meia-célula, bifacial e cascalho.

O IHS Markit prevê um grande impulso da cadeia de suprimentos para células e módulos maiores, a fim de aumentar a eficiência do módulo. Ao reduzir o espaço entre as células sem aumentar o tamanho do módulo, alguns fabricantes podem alcançar tamanhos de célula de até 157,4 mm por 157,4 mm, em comparação com o tamanho padrão atual do wafer de 156 mm por 156 mm. No momento, 157,4 mm é o tamanho máximo da pastilha para um módulo de tamanho convencional, mas os fabricantes também estão empenhados em pesquisas para alcançar tamanhos de célula de 158,75, 161,7 ou mesmo 166,7 mm, embora ainda existam alguns desafios técnicos e materiais. resolver antes de atingir a produção em massa.

Portanto, os principais fabricantes estão promovendo módulos wafer / cell maiores, mas estão fazendo isso gradualmente, enquanto esperam que o custo de alguns materiais do módulo se torne mais competitivo.

Módulos bifaciais ganham destaque

A tecnologia de módulos bifaciais está rapidamente ganhando terreno dentro da indústria de PV, uma vez que permite um aumento significativo da potência total do módulo e é compatível com quase todos os tipos de tecnologia celular. Tal como acontece com a tecnologia de meia-célula, a fabricação de módulos bifaciais não representa um grande afastamento dos processos de produção existentes. A principal mudança é que os módulos bifaciais exigem a substituição da folha traseira tradicional por vidro ou uma folha traseira transparente. Com os preços de vidro mais finos declinando, mais fabricantes bifaciais estão favorecendo o vidro de vidro agora, o que lhes permite estender 30 anos de garantia de saída de energia, o que é superior à média da indústria de 25 anos.

Por todas as razões acima, os fabricantes estão mudando cada vez mais para linhas de produção bifaciais e promovendo ativamente essa tecnologia para EPCs e desenvolvedores. Diferentes tipos de células e tecnologias têm diferentes taxas de bifacialidade, que definem a relação entre a eficiência do lado frontal e a eficiência da parte traseira. No geral, o HJT do tipo n tem a bifacialidade mais alta, com mais de 90%, enquanto o PERT do tipo n pode atingir até 90%. A tecnologia PERC está aproximadamente na faixa de 70% a 80%.

Apesar de sua taxa de bifacialidade mais baixa, o PERC deverá impulsionar o boom na adoção da tecnologia bifacial durante os próximos anos, devido aos seus custos de produção mais baixos. Além do aumento da potência do módulo, esta tecnologia oferece todas as vantagens dos módulos tradicionais de vidro-vidro, incluindo menor degradação induzida por potencial (PID) e degradação induzida pela luz (LID). No caso das células do tipo n, o PERC oferece maior resistência e maior tolerância para ambientes adversos, especialmente com módulos solares com quadros.

Barreiras bifaciais

A maior barreira para o crescimento de módulos bifaciais é a falta de padrões para testar e rotular o desempenho da parte traseira do módulo. Esse aumento de desempenho pode variar de 5% a 30%, o que afeta a bancarização de projetos usando módulos bifaciais. É um desafio modelar o desempenho de um módulo bifacial para desenvolvedores ou instituições financeiras, uma vez que é fortemente influenciado pelo método de instalação e localização. Há esforços significativos em andamento para desenvolver alguns padrões e certificações do setor pela Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC), mas ainda não há aprovação final.

Apesar da falta de um padrão industrial, a tecnologia bifacial foi a maior vencedora na terceira rodada do programa Top Runner na China em 2018, com mais de 40% dos projetos vencendo as licitações, incluindo módulos bifaciais. O IHS Markit espera que o bifacial aumente de forma constante nos próximos três anos, especialmente depois que os padrões forem finalmente estabelecidos e os projetos de demonstração na China fornecerem dados de campo que convencerão as instituições financeiras e apoiarão a ampla adoção da tecnologia fora da China.

Forte perspectiva de longo prazo para a tecnologia bifacial

A tecnologia bifacial enfrenta alguns obstáculos de curto prazo, principalmente custos de produção mais altos e dificuldades na padronização da fabricação de produtos. No entanto, à medida que a consolidação continua entre os fornecedores de módulos, a IHS Markit viu os fabricantes acelerarem a promoção e a aceitação de novos produtos bifaciais no mercado.

A combinação de tecnologia bifacial e half-cell será a tendência dominante entre as tecnologias de módulos avançados em 2019 e além, devido a suas baixas barreiras tecnológicas, requisitos de capex pequenos e ganhos significativos na saída de potência do módulo.

A demanda de módulos bifaciais continua a crescer

Tecnologias de módulos como bifacial, half-cut, barramento múltiplo (MBB) e shingled estão amadurecendo após dois anos de aprimoramento. Comparando tecnologias de módulos, vemos que a metade do corte tem um alto grau de maturidade em equipamentos de produção, altas taxas de rendimento e aumento de produção desde o início de 2018. Do final de 2018 a 2019, a maioria das empresas expandiu ou melhorou suas carteiras ao emparelhar cortar tecnologia com tecnologia MBB.

Corrine Lin é Analista Chefe da PV InfoLink de Taiwan. Ela trabalha em condições de mercado, preços de mercado à vista, expansões de capacidade e tecnologia de produção em toda a cadeia de suprimentos. Revista Dave Tacon / pv

A pesar meia-cut + MBB capacidade de produção ainda não tem aumentado significativamente, mais e mais fabricantes estão se movendo para algumas linhas meia-cortados com MBB. A produção provavelmente não aumentará substancialmente até o final de 2019, embora seja esperado um aumento na capacidade de mais de 13 GW. A SunPower e a DZS Solar são fabricantes de módulos que utilizam a tecnologia shingled. No entanto, além desses dois poucos módulos shingled estão rolando fora os tempos de produção em massa, uma vez que ainda leva tempo para a tecnologia amadurecer e alcançar custos mais baixos. Além disso, há problemas de patente surgindo para a tecnologia de módulos shingled. Estima-se que haverá 7-8 GW de expansão de capacidade shingled este ano, mas com produção real limitada.

Células bifaciais são naturalmente essenciais para a criação de módulos bifaciais. Ao fazer um pequeno ajuste nas linhas de módulo de vidro-vidro existentes, haverá capacidade suficiente para atender a todas as demandas bifaciais sem a necessidade de novas expansões de modulação. Além disso, o bifacial é compatível com as tecnologias mencionadas acima, bem como com todas as tecnologias tradicionais.

No entanto, ainda é difícil para a bifacial expandir sua participação de mercado, porque não há consenso para um padrão para geração de energia no lado traseiro e apenas um pequeno número de projetos solares bifaciais foram instalados até agora. Felizmente, o Programa Top Runner da China em 2018 incentivou a implementação da tecnologia bifacial, permitindo que os fabricantes chineses acumulassem mais experiência. Também graças ao Programa Top Runner, o bifacial agora é aplicado principalmente em módulos tipo PERC tipo p ao invés de módulos n.

A montagem do módulo bifacial pode ser dividida em vários tipos, incluindo moldura de vidro, moldura de vidro sem moldura e folha traseira transparente com estrutura. Entre todos os tipos, o vidro de vidro tornou-se o mainstream para módulos bifaciais. Tais módulos têm vantagens como um ciclo de vida mais longo, baixa degradação, resistência a intempéries, alta resistência ao fogo, boa dissipação de calor, fácil limpeza e maior eficiência.

Além disso, o PERC tipo b bifacial também pode reduzir os custos das células, devido à redução do consumo de pasta no verso. Esta é uma das razões pelas quais os fabricantes de células e módulos continuam a expandir a produção de módulos bi-faciais.

Mercado de módulos bifaciais

De acordo com dados aduaneiros chineses, as exportações do módulo bifacial da China diminuíram no primeiro semestre de 2018. A Europa e o Japão continuaram sendo os principais destinos de exportação. As exportações tiveram um aumento significativo no segundo semestre de 2018. A Longi e a JA Solar enviaram o maior volume de módulos PERC bifaciais mono para o Egito, revelando que a China ampliou seu alcance em termos de módulos bifaciais.

As notícias do final de 2018 até o início deste ano também mostraram que a China manteve o status de maior mercado final de módulos bifaciais, enquanto a demanda mundial também aumentou. Os Estados Unidos, o Brasil e a Grã-Bretanha, por exemplo, usaram módulos bifaciais para usinas fotovoltaicas em escala utilitária recentemente. Com base na tendência atual do mercado, podemos ver o bifacial ampliando seu alcance geográfico da Europa e do Japão para mercados emergentes e em todo o mundo.

Analisando as remessas de módulos bifaciais da China no ano passado, a produção de módulos bifaciais da Solargiga, Longi e da JA Solar ultrapassou 500 MW, tornando-os os três principais fabricantes de módulos bifaciais no ranking global. Além disso, adicionando a expedição de 2018 de mais de 3 GW alcançada pela Solargiga, Longi, JA Solar, Trina, Jinko e Canadian Solar, os embarques totais de módulo bifacial em 2018 alcançaram 5 GW. Calculado em instalações globais de 98,2 GW em 2018, a quota de mercado bifacial aumentou 5%.

Perspectiva da cadeia de suprimentos

Olhando de uma perspectiva da cadeia de suprimentos, a capacidade de produção dos módulos PERC estava em torno de 66,3 GW até o final de 2018. Este ano, a capacidade global acumulada para as células PERC deve chegar a 100 GW. Enquanto isso, mais e mais fornecedores vão atualizar suas linhas de células PERC para produzir produtos PERC bifaciais. Além disso, com o aumento gradual da capacidade de produção das tecnologias de heterojunção e TOPCon a cada ano, o suprimento de células bifaciais é sempre suficiente para atender à demanda de módulos bifaciais sob o cenário de alto crescimento.

No geral, o padrão para módulos bifaciais ainda não foi finalizado, de modo que sua participação no mercado e os volumes reais de remessas estão no estágio inicial de crescimento. Materiais como backsheet transparente e POE ainda exigem otimização de custos. No entanto, o PV InfoLink projeta que os módulos bifaciais terão um crescimento rápido nos próximos dois a três anos e representarão 22% de participação de mercado em 2022.

Além disso, como as células bifaciais são montadas unilateralmente para reduzir o custo das células e aumentar a eficiência do dispositivo através da refletividade, é importante notar que alguns fabricantes chineses podem adotar a mesma abordagem para obter redução de custos e aumentar a potência do módulo neste ano. Desenvolvimento da LG sob tal modelo ao longo dos últimos anos.

Intersolar Europe 2019 - Antecipando a onda TOPCon

Enquanto os produtores de produção de células são poucos e distantes entre si na Europa, os provedores de equipamentos de produção da região estão se preparando para a próxima onda de atualizações de linhagem celular.

E depois que o óxido de alumínio ativou o PERC, o que vem a seguir? TOPCon, responda a muitos. O TOPCon refere-se a uma arquitetura de célula PERC, que passiva os contatos da célula - Contatos Passivados de Óxido de Túnel, daí o nome.

A Meyer Burger está apresentando uma versão de laboratório de sua ferramenta CaIA PECVD na Intersolar, e relata que já forneceu uma das ferramentas para um cliente na Ásia. A produção em larga escala da CaIA deverá ser lançada ainda este ano. O fornecedor suíço diz que permite que as linhas de células PERC implementem ferramentas PECVD para passivação AlOx para atualizar para maior eficiência TOPCon

"Há uma enorme capacidade de PERC, que foi adicionada à indústria nos últimos anos", disse Adam Ge, chefe de vendas globais da Meyer Burger. “A capacidade de PERC [usando AlOx] pode chegar a 110 GW até o final deste ano, mais ou menos 10 GW dependendo de com quem você fala. O TOPCon é uma atualização dessa capacidade existente para o próximo nível de eficiência. ”

Para o próximo passo após o PERC, Ge diz que a heterojunção é a escolha óbvia. “Para greenfield [produção de células [as pessoas estão mais inclinadas para o HJT.” Mas, novamente, o fabricante de ferramentas suíço diria isso.

A Meyer Burger está participando do lançamento do novo módulo REC às 16h de hoje (estande A2.380). O módulo de 60 células chega a 380 Wp e implementa a tecnologia HJT da Meyer Burger, juntamente com sua interconexão de células Smartwire. REC tem como alvo 600 MW de produção de seu novo módulo HJT.