Table of Contents
Introducción
Para 2025, el enfoque de la tecnología de celdas fotovoltaicas ha pasado gradualmente del tipo P al tipo N.
En comparación con el PERC tradicional, las celdas tipo N muestran ventajas claras en cuanto a eficiencia y rendimiento a largo plazo:
Nivel de eficiencia: los módulos de producción en masa se sitúan en el rango del 22–23%, y algunos productos ya han superado el 23%, por encima del límite del tipo P de alrededor del 21%;
Confiabilidad: las celdas tipo N presentan un mejor coeficiente de temperatura, mejor respuesta en condiciones de poca luz y un control superior de la degradación;
Escala industrial: la capacidad mundial de producción de celdas tipo N ya supera los 300 GW, con una capacidad planificada cercana a los 800 GW, superando por primera vez a las de tipo P.
En esta gran tendencia, TOPCon y HJT se han consolidado como las dos principales rutas tecnológicas del tipo N, y constituyen el núcleo de la competencia y de la evolución de la industria.
Diferencias y tendencias de desarrollo entre las celdas tipo P y tipo N
Historia del desarrollo y panorama de mercado de las celdas tipo P
Durante la última década, las celdas tipo P dominaron la industria fotovoltaica, siguiendo una trayectoria tecnológica que evolucionó de BSF a PERC:
Etapa BSF (antes de 2015): uso de pasivación trasera de aluminio (Al-BSF). La eficiencia de las monocristalinas rondaba el 17–18%, y la de las policristalinas, el 15–16%. El proceso era maduro, pero sufría una fuerte recombinación superficial, lo que limitaba su mejora.
Etapa PERC (2015–2022): con pasivación trasera mediante Al₂O₃ + SiNx, la eficiencia de las celdas aumentó hasta 22%, y la de los módulos hasta 21–22%. Según datos de PV InfoLink, la cuota de mercado de PERC creció de alrededor del 40% en 2018 a más del 90% en 2022.
La adopción masiva de PERC impulsó de manera decisiva la reducción del costo nivelado de la energía (LCOE), siendo un factor clave para lograr la paridad de red mundial entre 2015 y 2020.
No obstante, es importante señalar:
Degradación LID y LeTID: alrededor del 2% en el primer año, seguido de aproximadamente 0,45% anual;
Límite de eficiencia: la eficiencia de conversión se acerca al límite teórico del 24%, lo que reduce el margen de mejora en producción masiva.
Con la maduración y expansión de las celdas tipo N, PERC ha ido perdiendo ventaja en nuevas capacidades. Según las previsiones de InfoLink, para 2025 la cuota de mercado de PERC caerá por debajo del 30% y, a partir de 2026, saldrá progresivamente del mercado principal.
El auge de las celdas tipo N y sus ventajas en eficiencia
La principal ventaja de las celdas tipo N radica en sus propiedades de material: las obleas dopadas con fósforo evitan los complejos boro-oxígeno comunes en las de tipo P, lo que prácticamente elimina la degradación inducida por la luz (LID) y prolonga de manera significativa la vida útil de los portadores de carga. Esto aporta las siguientes mejoras de rendimiento:
Eficiencia: la producción en masa se ha estabilizado en 22–23%, con algunas empresas superando el 23%; PERC se mantiene en torno al 21%.
Confiabilidad: mejor respuesta en condiciones de poca luz frente a las de tipo P; coeficiente de temperatura en torno a -0,30%/°C.
Degradación: la degradación inicial por luz es casi nula y la tasa anual es inferior al 0,45% de PERC.
En el plano de mercado, el tipo N está sustituyendo al tipo P como estándar:
2023: la capacidad mundial planificada de tipo N superó los 600 GW;
2024: la capacidad real superó los 300 GW, por primera vez por encima del tipo P;
Previsión: para 2025–2026, la proporción del tipo N en nuevas capacidades superará el 70%.
Clasificación y rutas principales de la tecnología de celdas tipo N
Las celdas tipo N cuentan con alta eficiencia, elevada bifacialidad, bajo coeficiente de temperatura, ausencia de degradación lumínica, buena respuesta en condiciones de poca luz y larga vida de los portadores. Actualmente, las rutas tecnológicas principales son:
Tecnología TOPCon: eficiencia en producción masiva de 21–23%; puede lograrse mediante la adaptación de líneas PERC con baja inversión. En 2024, la capacidad mundial superó los 300 GW, consolidándose como la tecnología dominante.
Tecnología HJT: gracias a un coeficiente de temperatura más bajo y mayor bifacialidad, algunos fabricantes alcanzan eficiencias de módulos del 23% o más, ligeramente superiores al límite de TOPCon, aunque con mayores costos.
Tecnología IBC: sin contactos metálicos en el frente, la reflectancia de la luz puede reducirse a ~1,7%. Adecuada para aplicaciones de alta gama y BIPV, logra de forma estable entre 22–23,5%, con ventajas en el segmento medio y alto del mercado.
En conclusión, TOPCon ocupa la posición dominante a corto plazo, mientras que HJT e IBC son considerados opciones con mayor potencial en el mediano y largo plazo.
Tecnología de celdas TOPCon
TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) es una ruta tecnológica mejorada basada en los procesos de celdas tipo N. Su núcleo consiste en formar una capa ultrafina de óxido y una capa de contacto de silicio policristalino dopado en la parte trasera de la oblea, lo que reduce la recombinación de portadores, aumenta la tensión en circuito abierto y mejora la eficiencia general.
Ventajas clave
Nivel de eficiencia: la eficiencia en producción masiva suele situarse entre 21–23%, lo que la convierte en el estándar de la industria. Algunos líderes ya han superado el 23%, mientras que los récords de laboratorio se acercan al 25–26%. En comparación con PERC, TOPCon presenta mejores resultados en condiciones de poca luz, coeficiente de temperatura y estabilidad.
Compatibilidad de costos: las líneas de producción PERC pueden actualizarse directamente, con una inversión adicional de unos 7–14 millones de euros por GW. La alta compatibilidad con procesos de alta temperatura evita costos hundidos a gran escala.
Fiabilidad a largo plazo: los módulos tienen bajas tasas de degradación, lo que garantiza una generación de energía más estable en el tiempo, adecuada para instalaciones fotovoltaicas comerciales, industriales y grandes plantas en suelo.
Avances en la industrialización
Escala de capacidad: para finales de 2024, la capacidad mundial de celdas TOPCon superó los 300 GW, dominando de manera absoluta las nuevas instalaciones de capacidad.
Principales empresas: Longi, Jinko, Trina, Zhonglai, Risen, entre otras, ya han completado el despliegue de la producción en masa a gran escala.
Pronóstico de mercado: se prevé que en 2025–2026 la cuota de TOPCon en el mercado mundial de celdas supere el 60%, manteniendo su posición de liderazgo.
Significado en el mercado
Impulsa la mejora de la eficiencia de los módulos fotovoltaicos, proporcionando un soporte esencial para la reducción de costos y el aumento del rendimiento de los sistemas.
Con la continua disminución del LCOE, TOPCon se ha consolidado como la tecnología de celdas tipo N con la mejor relación costo-eficiencia en la actualidad.
Tecnología de celdas HJT
HJT (Heterojunction with Intrinsic Thin layer) es una tecnología de celdas tipo N que combina un sustrato de silicio cristalino con capas delgadas de silicio amorfo en una estructura de heterounión. A diferencia de TOPCon, que parte de la evolución de PERC, HJT requiere nuevas líneas de producción y sigue un proceso totalmente independiente.
Ventajas clave
Proceso de fabricación corto: solo incluye texturizado, deposición de silicio amorfo, deposición TCO e impresión serigráfica, frente a las 10 etapas de PERC y las 12–13 de TOPCon. Esto facilita que nuevos fabricantes entren rápidamente en el mercado.
Gran potencial de desarrollo: en 2023 alcanzó un récord de laboratorio del 26,8% y ofrece potencial de combinación con IBC y tándem de perovskita, con eficiencias teóricas superiores al 30%.
Baja degradación: alrededor del 1% en el primer año y 0,35% anual posteriormente, claramente inferior a PERC (2% inicial y 0,45% anual). A lo largo de su vida útil, la generación de energía por unidad supera en un 2% a la de los PERC bifaciales.
Adaptabilidad ambiental: coeficiente de temperatura bajo (≈ -0,243%/°C), con un rendimiento estable en condiciones de alta temperatura y baja irradiancia.
Avances en la industrialización
HJT no es compatible con los procesos PERC y requiere líneas nuevas, lo que implica mayores inversiones, aunque representa una ventaja para nuevos actores, que no deben asumir amortización de equipos PERC.
Para finales de 2024, más de 20 empresas —incluyendo China Resources Power, CNBM, Runyang, Huasheng New Energy y Akcome— han anunciado planes de capacidad superiores a 100 GW en total, con varios fabricantes ya en producción masiva a escala de gigavatios.
Significado en el mercado
HJT se considera una tecnología con gran potencial a medio y largo plazo, con ventajas en aplicaciones de tándem, BIPV y en entornos de altas temperaturas y baja radiación.
Con la maduración de procesos como la sustitución de pasta de plata, el galvanizado de cobre y el uso de obleas más finas, HJT podría reducir costes en el futuro y competir directamente con TOPCon.
Nota sobre los datos: Las cifras de capacidad de celdas tipo N provienen de estimaciones públicas de InfoLink, EnergyTrend y TaiyangNews. Existen diferencias entre metodologías (capacidad nominal vs. real, global vs. regional), por lo que los valores son solo orientativos. La tendencia general coincide: desde 2024, la capacidad tipo N supera a la tipo P, con TOPCon dominando a corto plazo y HJT e IBC mostrando un mayor potencial de crecimiento a medio y largo plazo.
A medida que la eficiencia de PERC se acerca a su límite, la industria fotovoltaica acelera la transición hacia las tecnologías tipo N. HJT, con su mayor potencial de eficiencia, menor tasa de degradación y compatibilidad con IBC y perovskita, se perfila como una de las principales candidatas de próxima generación. No obstante, el límite teórico de las celdas monocristalinas es de 29,43%, y tanto TOPCon como HJT ya se sitúan en laboratorios en torno al 26–27%. Para superar este umbral, será necesaria la evolución hacia tecnologías en tándem.
Maysun Solar se centra en el mercado europeo, ofreciendo a sus socios un suministro fiable y módulos en todas las gamas de potencia basados en celdas tipo N, incluyendo tecnologías IBC, TOPCon y HJT, con el fin de proporcionar la solución fotovoltaica más adecuada para tu tejado.
Referencia
Fraunhofer ISE. (2024). Photovoltaics report. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems. https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/Photovoltaics-Report.pdf
IEA. (2024). Renewables 2024: Analysis and forecast to 2029. International Energy Agency. https://www.iea.org/reports/renewables-2024
PV InfoLink. (2023). Explosive growth of TOPCon capacity accelerates p-n technology transition. PV InfoLink. https://www.infolink-group.com/energy-article/solar-topic-explosive-growth-of-topcon-capacity-accelerates-p-n-technology-transition
Lecturas recomendadas
430–460W o 600W+? ¿Cómo elegir la potencia de los módulos solares para proyectos en tejados?
Este artículo compara módulos solares 430–460W y módulos solares 600W en cubiertas comerciales e industriales, destacando que la selección de módulos solares debe basarse en la compatibilidad con el tejado y la estabilidad del sistema.
Cambios en la política y el mercado fotovoltaico en Europa en 2026
En 2026, los ajustes en la política fotovoltaica europea y en las normas de conexión a la red impulsan un modelo de ingresos más orientado al mercado. Este artículo analiza cómo estos cambios influyen en la lógica de selección de módulos y en la valoración de tecnologías como TOPCon, HJT e IBC en distintos escenarios.
Por qué los EPC europeos están reevaluando los paneles fotovoltaicos de gran tamaño
Los EPC europeos están revisando los paneles fotovoltaicos de gran tamaño. El tamaño del panel influye directamente en el riesgo de instalación, la compatibilidad del sistema y la estabilidad del ROI del proyecto.
¿Los módulos bifaciales en instalación vertical realmente generan un rendimiento adicional?
Los sistemas fotovoltaicos bifaciales en disposición vertical están ganando cada vez más atención en Europa. Este artículo analiza en qué condiciones una configuración vertical puede aportar valor adicional, cómo el rendimiento bifacial depende de las condiciones del emplazamiento y qué tipos de proyectos son más adecuados para este diseño.
¿Cuándo pueden los paneles solares de 700W+ suponer un riesgo en cubiertas?
Análisis de los límites de aplicación de paneles solares de alta potencia superiores a 700W en cubiertas residenciales y comerciales, y de cómo el espacio, la capacidad de carga, el autoconsumo y el mantenimiento influyen en el retorno real.
Noticias de febrero del sector fotovoltaico
Panorama de la evolución del mercado fotovoltaico europeo en febrero: tendencias de precios de módulos, recuperación del mercado PPA en Alemania, avance de proyectos agrovoltaicos en Italia y cambios regulatorios en Francia, con los principales indicadores del sector.
