Aumenta la quota di mercato del fotovoltaico con tecnologia TOPCon grazie ai suoi innumerevoli vantaggi. Ma l'affidabilità compressiva di questi moduli può essere ancora migliorata. Uno studio mostra come
Fotovoltaico TOPCon: tecnologia, quota di mercato, vantaggi e fattori critici
I moduli fotovoltaici TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) sono divenuti la tecnologia dominante in campo solare, scalzando una volta per tutte il predominio delle celle solari PERC (Passivated Emitter and Rear Cell). Secondo un recente rapporto questo segmento ha visto la sua quota di mercato crescere rapidamente nell’ultimo periodo, passando dal 10% nel 2022 a circa il 30% nel 2023, anno in cui la tecnologia PERC deteneva ancora la fetta maggiore (64%). Ma già nel 2024 i ruoli si sono invertiti, spingendo le celle TOPCon di tipo N sopra al 50%. Oggi, sulla base delle ultime proiezioni, il segmento dovrebbe coprire oltre il 70% del mercato globale.
Di fronte a questa repentina crescita appare spontanea una domanda: quanto sono affidabili i pannelli solari TOPCon? A rispondere è oggi un nuovo studio tedesco del Fraunhofer Institute for Energy Systems (ISE) che ha analizzato 20 moduli fotovoltaici con tecnologia Tunnel Oxide Passivated Contact realizzati da produttori diversi. Il risultato? Esistono dei problemi di “degradazione” da risolvere.
Ma andiamo con ordine.
Cosa è la tecnologia TOPCon?
Si tratta di una tecnologia fotovoltaica creata dal Fraunhofer ISE nel 2013. La sigla TOPCon è l’acronimo di Tunnel Oxide Passivated Contact (traducibile come “contatto passivato con ossido di tunnel”) e indica una particolare soluzione strutturale per la cella in grado di ridurre la ricombinazione dei portatori di carica. Migliorandone nel contempo il trasporto.
Nel dettaglio, la tecnologia TOPCon prevede l’introduzione di due elementi all’architettura classica:
- uno strato di ossido di tunnel;
- uno strato di silicio policristallino altamente drogato
L’ossido di tunnel non è altro che una sottilissima (circa 1-2 nanometri) fetta di ossido di silicio (SiO2) posta i contatti metallici e il wafer di silicio. Questo strato passiva la superficie del wafer riducendo la ricombinazione superficiale dei portatori di carica. Inoltre grazie alla sua sottigliezza, permette agli elettroni di attraversarlo con un “effetto tunnel” (da cui il nome).
Sopra all’ossido tunnel viene depositato lo strato di silicio policristallino che ha il compito di migliorare la conduttività elettrica e ridurre le perdite di trasmissione.
Fotovoltaico TOPCon di Tipo N
Come tutte le unità fotovoltaiche, anche le celle solari TOPCon possono essere di tipo P o di tipo N, a seconda che siano drogate con atomi dotati di un elettrone in meno rispetto al silicio o con atomi con un elettrone in più. Per molti anni, le celle di tipo P hanno dominato l’industria solare grazie ad una maggiore facilità produttiva. Tuttavia, sempre più fabbricanti di pannelli fotovoltaici si affidano ora all’N-Type perché promette efficienze più elevate.
Non solo la tecnologia di tipo N regala alle celle solari una minore degradazione indotta dalla potenza (PID) e una maggiore resistenza alla temperatura. Nonché minore suscettibilità alle impurità metalliche nel silicio.
I vantaggi del fotovoltaico N-Type TOPCon
La repentina crescita della tecnologia N-Type TOPCon si deve ad una serie di innegabili vantaggi:
- Perdite di ricombinazione ridotte: grazie allo strato di ossido tunnel, le celle TOPCon mostrano perdite dovute alla ricombinazione di elettroni e lacune, significativamente ridotte.
- Raccolta migliorata dei portatori di carica: lo strato di silicio policristallino fornisce un percorso a bassa resistenza per gli elettroni, migliorando la raccolta.
- Tensione più elevata: le minori perdite di ricombinazione determinano una tensione a circuito aperto (Voc) più elevata.
- Maggiore efficienza di conversione: attualmente, le celle solari TOPCon hanno raggiunto la massima efficienza tra i produttori di fv in silicio, facendo registrare valori record di efficienza oltre il 26%. In confronto, le celle PERC tradizionali si aggirano intorno al 23,2%.
- Basso tasso di degradazione: la tecnologia TOPCon di tipo N possiede substrati di silicio drogati con fosforo anziché boro. Quindi la cella non va incontro alla formazione di centri di ricombinazione correlati a boro-ossigeno, causa solitamente di una maggiore degradazione indotta dalla luce.
In cosa differisce dalla tecnologia PERC?
Rispetto alla PERC, il processo di produzione delle celle fotovoltaiche TOPCon richiede 2 o 3 fasi aggiuntive, ovvero la deposizione di uno strato di ossido tunnel (SiO2 ultrasottile, da 1 a 2 nm), la deposizione di uno strato di passivazione intrinseco di silicio policristallino (da 60 a 100 nm) e il drogaggio con fosforo.
L’efficienza del fotovoltaico N-Type TOPCon
Il risultato migliore a livello di cella è stato ottenuto a febbraio 2026 da una serie di atenei e dagli scienziati della Jinko Solar. Il team ha messo a punto un dispositivo fotovoltaico TOPCon di taglia industriale (wafer in silicio M10) con un’efficienza di conversione del 26,66%. Si tratta del valore più alto al mondo per questo segmento tecnologico.
Per ottenere questo risultato, i ricercatori hanno implementato un raffinamento elettrico su entrambi i lati della cella. Nel dettaglio, sul lato anteriore hanno abbinato emettitori di boro ad alta resistenza di strato a griglie ottimizzate, migliorando la passivazione superficiale e riducendo le perdite dovute al trasporto dei portatori.
Sul lato posteriore, hanno creato uno “scudo” in silicio-polisilicio per mitigare la degradazione indotta dalla metallizzazione. Infine, il team ha assottigliato lo strato di polisilicio in punti specifici, permettendo alla cella di essere più trasparente sul retro.
Queste innovazioni sinergiche hanno permesso all’unità industriale TOPCon di raggiungere un’efficienza record, una tensione a circuito aperto (Voc) di 744,6 mV e un fattore di riempimento (FF) dell’85,57%. Inoltre, hanno ulteriormente aumentato la bifaccialità della cella all’88,3%, migliorando la resa energetica complessiva.
I problemi di degradazione
Tra i punti ancora critici per questa tecnologia vi sono alcuni effetti di degradazione causati dall’ingresso di umidità e dai raggi ultra violetti (UV) durante i test di invecchiamento accelerato. Durante l’esposizione ai raggi UV nei test indoor, ad esempio, studi di settore hanno osservato un nuovo schema di degradazione; lo schema mostra gravi perdite (fino a meno 12% dopo 120 kWh/m2), seguite da un recupero dopo il test di congelamento dell’umidità, che può influenzare le prestazioni all’aperto e i risultati dei test di certificazione (IEC 61730-2, Sequenza B). I risultati evidenziano le aree in cui è necessario un test più mirato e un perfezionamento tecnologico.
I problemi di degradazione correlati all’umidità sembrano invece dovuti alla sensibilità della corrente delle paste di metallizzazione. Sensibilità che potrebbe essere attenuata nelle future generazioni di pannelli solari TOPCon.
Lo studio è reperibile su Progress in Photovoltaics.
Il consumo di argento nel fotovoltaico TOPCon
I ricercatori del Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE hanno recentemente tagliato un traguardo tecnologico di primaria importanza per il settore energetico, sviluppando una variante del fotovoltaico TOPCon a bassissimo contenuto d’argento. L’innovazione permette di ridurre l’impiego del prezioso metallo a soli 1,1 mg/Wp. Un valore drasticamente inferiore rispetto ai 10-12 mg/Wp solitamente necessari per i contatti di questa tecnologia.
Il risultato è stato ottenuto attraverso l’implementazione di un inedito processo di metallizzazione in linea, capace di abbattere l’uso della materia prima critica senza compromettere l’efficienza di conversione dei moduli.
L’urgenza di ottimizzare il consumo d’argento nelle celle TOPCon deriva dalla rapida trasformazione del mercato, che dal 2019 sta progressivamente abbandonando lo standard p-type PERC in favore della tecnologia n-type TOPCon. Sebbene quest’ultima garantisca prestazioni superiori, essa presenta la criticità di richiedere contatti serigrafati su entrambi i lati, comportando un fabbisogno di argento superiore del 40-60% rispetto ai sistemi tradizionali.
Quanto incide il prezzo dell’argento sul FV?
Attualmente, il costo della pasta d’argento incide per oltre il 50% sull’intero processo di conversione da wafer a cella. Tale pressione economica è alimentata da un mercato dei metalli estremamente volatile: dopo una crescita costante iniziata nell’ottobre 2025, il prezzo dell’argento si è attestato intorno ai 79 dollari l’oncia, dopo aver toccato il record di 116 dollari nel gennaio 2026. La scarsità di forniture e l’incertezza sulla disponibilità a lungo termine rischiano di spingere al rialzo i costi dei moduli e il Levelized Cost of Energy (LCOE).
Metallizzazione con paste ibride
La ricerca globale sta tentando di sostituire l’argento con materiali alternativi come rame, alluminio o nichel tramite la classica serigrafia. Tuttavia l’applicazione su silicio per la tecnologia TOPCon è risultata complessa, a differenza di quanto avvenuto per le celle a eterogiunzione (HJT) o a contatti posteriori (IBC).
Per superare questo ostacolo, il Fraunhofer ISE e RENA Technologies GmbH hanno introdotto un approccio ibrido che unisce la galvanostegia all’incisione laser. Il sistema utilizza una strutturazione laser UV a impulsi ultracorti per creare solchi estremamente precisi, successivamente riempiti tramite deposizione elettrochimica di una combinazione metallica stratificata. In questa architettura, il nichel agisce come barriera contro la migrazione del rame, il rame assicura la conducibilità elettrica e una minima quantità di argento protegge il contatto dall’ossidazione.
La sperimentazione condotta su una linea di produzione reale ha confermato la validità del metodo, generando celle solari in formato M10 con un’efficienza del 24% e un fill factor dell’82,1%. Parametri del tutto paragonabili agli standard della serigrafia tradizionale. I test di degrado eseguiti secondo la norma IEC 61215 hanno inoltre certificato la stabilità della soluzione.
Quando arriverà sul mercato il TOPCon a basso contenuto d’argento?
Secondo il dottor Sven Kluska, responsabile dei processi elettrochimici presso il Fraunhofer ISE, la galvanostegia nichel-rame potrebbe diventare uno standard di mercato entro i prossimi due o tre anni, a patto che i produttori sostengano l’investimento iniziale per l’integrazione degli impianti.
Oltre ai benefici economici, questo progresso tecnologico favorirebbe l’autonomia strategica europea, poiché macchinari e reagenti chimici necessari sono di produzione occidentale, riducendo così la dipendenza dalle forniture asiatiche e promuovendo catene di approvvigionamento più resilienti.
FAQ: Tutto sul Fotovoltaico TOPCon
La differenza risiede nell’architettura della cella: la tecnologia TOPCon aggiunge uno strato di ossido di tunnel (1-2 nm) e uno di silicio policristallino drogato. Questo permette di ridurre drasticamente la ricombinazione dei portatori di carica, portando l’efficienza di conversione a un record del 26,1%, contro il 23,2% circa dello standard PERC.
Le celle N-Type utilizzano substrati drogati con fosforo anziché boro. Questo elimina la formazione di centri di ricombinazione boro-ossigeno, garantendo una minore degradazione indotta dalla luce (LID), una maggiore resistenza alle alte temperature e una minore sensibilità alle impurità del silicio.
Secondo gli studi di settore alcuni moduli mostrano sensibilità all’umidità e ai raggi UV. Nei test di invecchiamento accelerato, l’esposizione UV ha causato perdite di prestazioni fino al -12%.
Tradizionalmente, questa tecnologia richiede dai 10 ai 12 mg/Wp di argento, circa il 40-60% in più rispetto ai moduli PERC. Tuttavia, nuove ricerche del Fraunhofer ISE hanno dimostrato la possibilità di abbattere questo consumo fino a soli 1,1 mg/Wp tramite processi di metallizzazione ibridi (galvanostegia nichel-rame).
La tecnologia TOPCon è in rapida ascesa: è passata dal 10% del mercato nel 2022 a circa il 30% nel 2023, ed oltre il 68% nel 2024, divenendo lo standard dominante. Nel 2026 la quota dovrebbe assestarsi ben sopra il 70%.
Leggi anche Modulo fotovoltaico HPBC, efficienza record al 25,4%
Articolo del 22 novembre 2025, aggiornato il 19 aprile 2026
