Con el rápido desarrollo de la tecnología fotovoltaica basada en celdas de tipo p a n, la diferencia en la generación de energía de los diferentes productos de tecnología de celdas atrae cada vez más atención. En la actualidad, las principales tecnologías de celdas son PERC, TOPCon y HJT. Cada una de ellas tiene sus propias ventajas y desventajas, pero la investigación comparativa en cuanto a generación de energía sigue careciendo de una comparación sistemática del ciclo de vida completo basada en la perspectiva de escenarios de aplicación globales.

Con esa finalidad, se recopilan los parámetros centrales de las tres tecnologías mencionadas anteriormente y Risen Energy Co., Ltd mide la generación de energía de las plantas a escala de servicios públicos con estos tres paneles con tecnología de celdas diferentes durante un ciclo de vida de 25 años en 21 países y regiones típicos con distintos entornos climáticos en todo el mundo, para crear un mapa comparativo de ganancias de generación de energía globales.

I. Mapa global de ganancias de generación de energía ( HJT vs. PERC/TOPCon )

A nivel mundial, los productos con tecnología HJT ofrecen mayor generación de energía, a razón del 4,37 % al 6,54 % más que PERC y del 1,25 % al 3,33 % más que TOPCon. y su rendimiento en cuanto a generación de energía es más destacado, especialmente en regiones con temperaturas altas (p. ej., Oriente Medio, Australia y el sudeste de EE. UU.), con más del 6 % de ganancia en comparación con PERC y 3 % más en comparación con TOPCon. Tal como se muestra en la Figura 1.1.

Figura 1.1 Mapa de ganancias globales por generación de energía

II. Análisis técnico de los módulos 

Con base en las características de los módulos, la brecha de generación de energía entre las diferentes tecnologías de celdas en cada región del mapa obedece principalmente a tres factores: coeficiente de temperatura, factor bifacial y degradación de potencia, por lo que los módulos HJT pueden ofrecer mayores ganancias de generación de energía y una producción de energía más estable para el sistema fotovoltaico gracias a su coeficiente de temperatura extremadamente estable, mayor factor bifacial y más retención de energía.

2.1 Coeficiente de temperatura extremadamente estable

En comparación con el coeficiente de temperatura de potencia de -0,35 %/°C para PERC y -0,32 %/ºC para TOPCon, los módulos HJT tienen un coeficiente de temperatura de potencia más estable de -0,24 %/°C, lo que significa que los módulos HJT tienen menor degradación de potencia en comparación con los módulos PERC y TOPCon a medida que aumenta la temperatura operativa del módulo, lo que reduce la pérdida de generación de energía, y esta ventaja de ganancia de generación de energía será especialmente en caso de alta temperatura del entorno operativo, como se muestra en la Figura 2.1.

• Con una temperatura operativa de 60 °C, la potencia relativa de los módulos HJT es un 2,8 % superior a la de los módulos TOPCon y un 3,5 % superior a la de los módulos PERC.
• Con una temperatura operativa de 65 °C, la potencia relativa de los módulos HJT es un 3,2 % superior a la de los módulos TOPCon y un 4 % superior a la de los módulos PERC.

Figura 2.1 Curvas de potencia y correspondencia de temperatura de PERC/TOPCon/HJT

2.2  Mayor factor bifacial 

Con una estructura simétrica natural, la celda HJT es intrínsecamente una celda bifacial y es la tecnología de celdas con el mayor factor bifacial en la actualidad, como se muestra en la Figura 2.2. En el mismo escenario de aplicación, cuanto más alto sea el factor bifacial, mayor será la ganancia de generación de energía de la parte posterior. El factor bifacial de los módulos HJT es alrededor del 85 %, lo que significa que es aproximadamente un 15 % superior a los módulos PERC y aproximadamente un 5 % superior a los módulos TOPCon, como se muestra en la Tabla 2.1.

Figura 2.2 Estructura de la celda HJT

Tabla 2.1 Factor bifacial de los módulos PERC/TOPCon/HJT

En el mismo escenario de aplicación de centrales eléctricas montadas en tierra a escala de servicios públicos, el factor bifacial más alto de los módulos HJT ofrece una alta ganancia de generación de energía en comparación con la de los módulos PERC y TOPCon.

2.3 Mayor retención de energía 

Con base en las curvas de degradación de potencia de las tres diferentes tecnologías de celdas, es evidente que al final del año 25, la tasa de retención de energía de los módulos HJT es del 92 %, mientras que la de los módulos PERC es del 87,2 % y la de los módulos TOPCon es del 89,4 %. Esto significa que los productos HJT tienen la mejor retención de salida de energía en todo el ciclo de vida de las centrales eléctricas a escala de servicios públicos, lo que puede conducir a una generación de energía más estable y relativamente mayor, como se muestra en la Figura 2.3.

Dado que los resultados mencionados anteriormente se consideran con la actual degradación del 2 % del primer año, la ventaja de la ganancia de generación de energía será más considerable, ya que la mejora de la tecnología y los materiales de encapsulación de celdas y módulos puede conducir a una degradación menor de los productos HJT en el primer año.

Figura 2.3 Garantía de producto del módulo PERC/TOPCon/HJT

Este es un breve análisis del rendimiento de las celdas y módulos HJT. Sin embargo, ¿cuáles son los principales factores que afectan la generación de energía de los módulos? ¿Qué tan significativo es el impacto? Risen Energy intentó realizar más análisis con PVSYST. 

III . Análisis PVSYST

En términos de factores de influencia para la generación de energía, se seleccionarán para el análisis, respectivamente, escenarios típicos de aplicación con temperaturas altas y bajas.

3.1 Escenarios de aplicación a baja temperatura

Harbin es elegido como un ejemplo típico para el escenario de aplicación de baja temperatura, que se ubica cerca de 45,9 °N con una temperatura media anual de 4,7 °C y una radiación horizontal total de 1.347 KWh/m2. La central eléctrica se diseñó con una relación CC/CA de 1,25 y una capacidad instalada de 4 MW (con pequeñas variaciones en el diseño real), y se empleó un soporte fijo con ángulo de inclinación óptimo e inversores de cadena adecuados. Para el año 25, la ganancia de generación de energía de TOPCon es del 3,94 % y la ganancia de generación de energía de HJT es aún mayor, del 7,73 % en comparación con la de PERC, como se muestra en la Tabla 3.1.

Tabla 3.1 Comparación de la ganancia de generación de energía de PERC/TOPCon/HJT

Según la comparación de pérdidas, el factor más importante que afecta la generación de energía en aplicaciones de baja temperatura es la degradación de potencia. Al final del año 25, la degradación de potencia es del 12,86 % (1,6 % + 11,26 %) para los módulos PERC, 10,6 % (0,6 % + 10 %) para los módulos TOPCon y 7,87 % (1,6 % + 6,27 %) para los módulos HJT. Véase la Figura 3.1.

Figura 3.1 Comparación de las principales pérdidas de PERC/TOPCon/HJT con baja temperatura

3.2 Escenarios de aplicación a alta temperatura

Abu Dhabi en Oriente Medio es elegido como un ejemplo típico para el escenario de aplicación a alta temperatura, que se ubica cerca de 24,4 °N con una temperatura media anual de 28,5 °C y una radiación horizontal total de 2.015,1 KWh/m2. La central eléctrica se diseñó con una relación CC/CA de 1,05 y una capacidad instalada de 4 MW (con pequeñas variaciones en el diseño real), con un ángulo de inclinación óptimo para el soporte fijo e inversores de cadena adecuados. Para el año 25, la ganancia de generación de energía de TOPCon es del 4,52 % y la ganancia de generación de energía de HJT es aún mayor, del 9,67 %, en comparación con la de PERC, como se muestra en la Tabla 3.2.

Tabla 3.2 Comparación de la ganancia de generación de energía de PERC/TOPCon/HJT

Según el gráfico de comparación de pérdidas, además de la degradación de potencia, la pérdida de temperatura operativa es otro factor importante que afecta la generación de energía en escenarios de alta temperatura. Al final del año 25, la degradación de potencia de los módulos PERC es del 12,86 % (1,6 % + 11,26 %), mientras que la de los módulos TOPCon es del 10,6 % (0,6 % + 10 %) y la de los módulos HJT es del 7,87 % (1,6 % + 6,27 %); la pérdida de temperatura operativa de los módulos PERC es del 8,31 %, mientras que la de los módulos TOPCon es del 7,26 % y la de los módulos HJT es del 5,81 %, como se muestra en la Figura 3.2.

Figura 3.2 Comparación de las principales pérdidas de PERC/TOPCon/HJT a alta temperatura

El análisis anterior muestra que, en escenarios de aplicación a baja temperatura, la degradación de potencia del módulo es uno de los principales factores que afectan la generación de energía del producto; y en escenarios de aplicaciones a alta temperatura, la temperatura operativa es otro factor importante. Debido al coeficiente de temperatura extremadamente estable, el factor bifacial más alto y la mayor retención de potencia de los módulos HJT, la ventaja de la generación de energía de HJT es evidente en zonas con temperaturas altas, y en zonas con temperaturas bajas, HJT también muestra una ganancia de generación de energía relativamente alta, lo que dará lugar a una mayor ganancia de generación de energía y una producción de energía más estable en el sistema fotovoltaico.