TOPCon vs PERC

D’après pv magazine international.

En Allemagne, des chercheurs de l’Institut Fraunhofer pour les systèmes d’énergie solaire (ISE) ont défini une série de stratégies axées sur les coûts afin d’accélérer l’essor industriel des produits solaires à contacts passivés à oxyde tunnel (TOPCon).

“Le maintien d’un rendement de conversion élevé dans la production de masse est un aspect essentiel pour concurrencer la cellule PERC de pointe en termes de coût du système et de coût lissé de l’électricité”, a déclaré le correspondant de la recherche, Bishal Kafle, à pv magazine. “Les développements récents dans la recherche sur les dispositifs ont creusé l’écart entre les rendements de conversion des cellules TOPCon et PERC. Néanmoins, aucun flux de processus standard pour les cellules TOPCon industrielles n’a encore été établi.”

Selon lui, bien qu’une réduction des coûts de production soit importante, la viabilité économique de TOPCon nécessite une production stable 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7, avec des taux de disponibilité et d’utilisation équivalents à ceux des installations actuelles de fabrication de cellules PERC (passivated emitter rear contact). ” Par ailleurs, une cellule TOPCon sur un substrat de type n nécessite des contacts en argent (Ag) des deux côtés, la réduction de l’utilisation de l’Ag reste également un aspect important pour ce concept, du moins à moyen et long terme “, a-t-il expliqué.

Des processus de production adaptables

Dans l’article TOPCon – Technology options for cost efficient industrial manufacturing, publié dans Solar Energy Materials and Solar Cells, l’équipe de recherche allemande explique que les processus et les équipements existants qui sont couramment utilisés dans la fabrication des cellules PERC peuvent être facilement adaptés à la production de cellules TOPCon en ajoutant deux étapes au processus : la formation d’oxyde tunnel et le dépôt de polysilicium intrinsèque/dopé.

“Les propriétés de ces couches sont essentielles pour concevoir les phases ultérieures de traitement des cellules, afin d’obtenir une tension en circuit ouvert (VOC) élevée et une faible résistance série, comme le promet le concept TOPCon”, expliquent les chercheurs, qui notent que les substrats de type n sont plus coûteux à intégrer que leurs homologues de type p, en raison des coûts plus élevés du processus de diffusion de l’émetteur au bore par rapport au processus de diffusion du phosphore généralement utilisé dans la fabrication des cellules PERC.

“Néanmoins, pour la voie de traitement comportant des couches a-Si/poly-Si déposées in situ par LPCVD, nous identifions une possibilité de combiner le recuit à haute température et l’oxydation de l’émetteur au bore en une seule étape, ce qui rend cette approche économiquement compétitive par rapport à la voie de traitement comportant des couches a-Si/poly-Si déposées ex-situ par LPCVD”, poursuivent-ils.

Les différentes alternatives

Le dépôt chimique en phase vapeur assisté par plasma (PECVD) et le dépôt chimique en phase vapeur sous pression atmosphérique (APCVD) ont été envisagés comme alternatives au LPCVD et l’analyse a montré que les trois technologies se valent. “On observe que le COO de l’étape de dépôt de l’a-Si diminue de manière significative avec l’épaisseur de la couche d’a-Si, mais il est intéressant de noter que la réduction du coût dépend largement de la technologie de dépôt utilisée”, ont déclaré les chercheurs du Fraunhofer ISE. “Une réduction beaucoup plus forte du COO pour les couches plus fines est observée pour les technologies de dépôt PECVD et APCVD, ce qui est principalement lié à leurs taux de dépôt de a-Si nettement plus élevés par rapport au LPCVD.”

Les scientifiques ont également comparé le coût énergétique nivelé (LCOE) pour des installations photovoltaïques au sol de 5 MW reposant sur la technologie PERC bifaciale et les produits TOPCon avec LPCVD, PECVD et APCVD. Leur analyse montre que les technologies TOPCon ont des coûts de 13,5 à 18,6 % plus élevés en ce qui concerne les cellules de 3,6 à 5,5 % plus élevés pour les modules – en comparaison avec la technologie PERC.

“Le surcoût du module TOPCon est principalement lié à une augmentation des dépenses d’investissement et des coûts liés à l’installation pour le site de production de la cellule, à une augmentation significative des coûts des consommables de traitement de la cellule (en raison des étapes de traitement supplémentaires requises par rapport à une cellule PERC) et au prix plus élevé du substrat de plaquette de type n par rapport au substrat de type p du PERC”, ont-ils souligné. “Au niveau du LCOE, toutes les conceptions TOPCon évaluées sous un éclairage monofacial présentent des valeurs légèrement inférieures à celles obtenues avec la technologie p-PERC bifaciale, permettant de poser l’hypothèse que le rendement de la cellule TOPCon est supérieur de 0,5 % à celui de la cellule PERC – atteignant ainsi respectivement 23,5 % et 23,0 % chacune.”

Selon les chercheurs, pour obtenir des performances supérieures à celles du PERC en termes économiques, le modèle TOPCon le plus conservateur devrait atteindre au minimum un gain d’efficacité de 0,55 %. ” En ce qui concerne la conception TOPCon la plus optimiste, un gain d’efficacité de la cellule >0,40 % par rapport au p-PERC bifacial permettrait déjà une fabrication rentable en grand volume des cellules solaires TOPCon “, ont-ils conclu.