概述：長期以來，晶體硅(c-Si)光伏一直被認為是能源密集型和昂貴的。在過去的幾十年中，制造鏈上的顯著改進使c-Si成為一種不能再被忽視的低成本電力來源。
2020年c-Si組件安裝量超過125GW，占整個光伏市場的95%，累計安裝量超過700GW。有一些強有力的跡象表明，到2040-2050年，c-Si光伏可能成為世界上最重要的電力來源。在這篇評論中，我們調查了與硅光伏組件的材料和工業(yè)加工相關的關鍵變化。在晶圓層面，多晶硅成本的大幅下降以及金剛石線鋸的普遍實施降低了單晶晶圓的成本。在平行下，各種晶圓中的雜質和電子缺陷濃度已降低，從而實現(xiàn)了工業(yè)設備的高效率。生產(chǎn)線清潔度的提高、工具自動化程度的提高以及生產(chǎn)技術和電池架構的改進都有助于提高主流模塊的效率。電池級別的效率提升伴隨著晶圓尺寸的增加和先進組裝技術的引入。這些改進減少了電池到模塊的效率損失，并將加速主流模塊的年度效率增益。最后，我們討論了其他光伏技術在大眾市場上與硅競爭所需的條件。生產(chǎn)線清潔度的提高、工具自動化程度的提高以及生產(chǎn)技術和電池架構的改進都有助于提高主流模塊的效率。電池級別的效率提升伴隨著晶圓尺寸的增加和先進組裝技術的引入。這些改進減少了電池到模塊的效率損失，并將加速主流模塊的年度效率增益。最后，我們討論了其他光伏技術在大眾市場上與硅競爭所需的條件。生產(chǎn)線清潔度的提高、工具自動化程度的提高以及生產(chǎn)技術和電池架構的改進都有助于提高主流模塊的效率。電池級別的效率提升伴隨著晶圓尺寸的增加和先進組裝技術的引入。這些改進減少了電池到模塊的效率損失，并將加速主流模塊的年度效率增益。最后，我們討論了其他光伏技術在大眾市場上與硅競爭所需的條件。電池級別的效率提升伴隨著晶圓尺寸的增加和先進組裝技術的引入。這些改進減少了電池到模塊的效率損失，并將加速主流模塊的年度效率增益。最后，我們討論了其他光伏技術在大眾市場上與硅競爭所需的條件。電池級別的效率提升伴隨著晶圓尺寸的增加和先進組裝技術的引入。這些改進減少了電池到模塊的效率損失，并將加速主流模塊的年度效率增益。最后，我們討論了其他光伏技術在大眾市場上與硅競爭所需的條件。
介紹
光伏發(fā)電是正在進行的能源向低碳排放社會轉型的主要參與者。光伏(PV)效應依賴于使用吸收光并將其轉換為自由電荷載體的半導體材料。盡管有幾種材料可以——并且已經(jīng)——用于制造太陽能電池，但過去生產(chǎn)和今天仍在生產(chǎn)的絕大多數(shù)光伏組件都是基于硅——地殼中僅次于氧的第二豐富元素——在晶體中形式。除了批量制造的快速增長之外，近幾十年來晶體硅(c-Si)技術取得成功的一種解釋是，從石英到模塊的c-Si制造鏈可以很容易地分為單獨的步驟（圖1a）。多年來，與薄膜更容易加工相比，c-Si PV技術中眾多加工步驟的明顯劣勢已轉變?yōu)閮?yōu)勢：每個步驟都可以并且已經(jīng)被準獨立地以大批量和高良率（通常> 98%從晶圓到電池），導致所有步驟的成本顯著降低（圖1b），因為新制造商通常只關注價值鏈中的一兩個步驟——晶圓、電池或模塊制造，或系統(tǒng)安裝——而不是試圖通過垂直整合來鞏固利潤率。
一個|制造光伏組件的主要步驟：純化多晶硅（poly-Si）制備、晶錠澆鑄或拉制、晶片化、太陽能電池加工和組件組裝。乙|從多晶硅純化到模塊組裝的價值鏈上資本支出的學習曲線。符號表示歷史數(shù)據(jù)，線條表示鈍化發(fā)射極和背面電池(PERC)電池的預測未來趨勢。c |考慮市場上銷售的所有組件，單晶和多晶硅主流組件的平均效率演變。提供了對單晶電池效率未來改進的估計。d |隨著時間的推移，晶圓厚度和硅消耗減少。面板a（西門子反應器）經(jīng)參考許可改編。229，愛思唯爾。面板a（錠）由隆基提供。面板b經(jīng)參考許可改編。230，PP阿爾特馬特。面板c和d經(jīng)參考許可改編。231，弗勞恩霍夫ISE。
框1總結了硅光伏的歷史。在過去十年中，單晶硅和多晶硅的絕對平均效率每年提高0.3-0.4%（圖1c）。2021年銷售的組件的效率通常在17.4%（低檔多晶電池）到22.7%（高性能背接觸電池）1，估計產(chǎn)量最多的技術（鈍化發(fā)射極和背面電池(PERC)單晶）平均為20%。請注意，由于模塊設計的快速發(fā)展，而且由于現(xiàn)有生產(chǎn)線仍在折舊，平均效率低于最先進的效率。最新的主流大型組件的效率值將超過21%，但仍在生產(chǎn)老一代組件，平均效率為19%。效率最高的模塊(>22%)可能需要更復雜的制造，這會使它們的成本和價格增加2到3倍。因此，它們主要與利基應用（例如屋頂或遠程系統(tǒng)）相關，其中效率和功率密度比發(fā)電的平準化成本更重要。
效率提高和成本降低是否會跟上步伐的問題對于光伏作為全球能源的前景至關重要。在這篇評論中，我們基于對材料技術發(fā)展的詳細分析和當前的研發(fā)趨勢，解釋了這種趨勢為何以及如何可能持續(xù)下去。
我們首先回顧了使硅光伏成為低成本電力來源和能源領域主要參與者的關鍵因素。在過去的幾十年中，材料使用量的減少和晶圓質量的提高以及價格的大幅下降同時實現(xiàn)了。然后，我們將討論業(yè)界最喜歡的電池技術在過去幾年中如何從1970年代描述的歷史結構演變?yōu)樾阅芨玫腜ERC結構。我們進一步討論，隨著對高性能和低成本光伏系統(tǒng)的需求，依賴于鈍化觸點的更高效的電池目前如何在強大的工業(yè)參與下快速開發(fā)。然后，我們調查了能夠減少電池到模塊效率損失的模塊的最新發(fā)展，特別是在過去的幾年里。在過去十年中，主流組件效率平均每年增加0.3-0.4%，現(xiàn)在已達到19-22%。此處討論的改進顯著使當今的模塊能夠在不到一年的時間內產(chǎn)生制造它們所需的能量。根據(jù)當今的知識，我們描述了使光伏發(fā)電成本通常達到0.013美元至0.03千瓦時的技術創(chuàng)新-1在全球范圍內的未來十年內。最后，我們簡要討論替代光伏技術如何在大眾市場上與硅競爭。
方框1歷史視角
1954年，美國貝爾實驗室展示了第一個具有實用價值的太陽能電池，效率為6%（參考文獻237）。在接下來的幾年里，硅電池的主要市場驅動力是空間應用，而陸地市場主要局限于離網(wǎng)應用。小批量生產(chǎn)轉化為高價格，阻礙了光伏的大規(guī)模部署。第一座容量為1兆瓦的陸地光伏(PV)發(fā)電廠建于1982年。
從1980年到1990年初，在微電子和功率半導體技術的基礎上，開發(fā)了用于實現(xiàn)高性能和/或工業(yè)硅太陽能電池的最重要的技術磚。1985年，單晶太陽能電池在實驗室中的效率達到了20%（參考文獻238），在1988年在100倍濃度下達到了26.2%（參考文獻239）。在此期間，工業(yè)太陽能電池的效率從12%緩慢增長到14.5%。挑戰(zhàn)仍然是找到一種方法，例如1994年的4-5 W -1美元（參考文獻240)至少降低10倍，以使光伏成為具有競爭力的電力來源，這一目標需要技術改進、更大的產(chǎn)量和專門的供應鏈。在全球范圍內，許多國家在過去50年中為光伏產(chǎn)業(yè)做出了重大貢獻：首先，美國擁有龐大的衛(wèi)星光伏市場和第一批大型光伏電站，然后是澳大利亞擁有龐大的遠程光伏通信市場，以及日本擁有第一個重要的住宅光伏市場。21世紀初出現(xiàn)了大幅加速，德國和許多歐洲國家采用了創(chuàng)新和顯著的上網(wǎng)電價補貼241，這引發(fā)了歐盟設備制造商的巨大努力，增強了該行業(yè)的制造能力。最后，通過國際投資者，特別是美國的大量資金支持，中國在制造業(yè)中發(fā)揮了重要作用，支持低成本的大規(guī)模工業(yè)化。
從2000年到2010年，這些激勵計劃引發(fā)了每年超過30%的強勁市場增長，并產(chǎn)生了深遠的影響。2004年光伏行業(yè)首次使用的硅（重量）超過整個半導體行業(yè)，導致2004年至2009年精制多晶硅短缺。太陽能級多晶硅原料價格達到400美元-1，短缺前的30-50公斤-1美元。這引發(fā)了對大型多晶硅生產(chǎn)廠的投資，使價格低至6-12公斤-12021年，與此同時，太陽能電池和太陽能組件的產(chǎn)能增加，主要集中在亞洲，尤其是中國，導致全球投資過剩和供過于求。2010-2015年模塊售價快速下降，迫使許多公司倒閉。大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化在過去十年中以每年約25%的速度增長，到2020年將超過130吉瓦。這相當于630 km 2的晶體硅組件面積，占光伏市場的95%以上10.從1980年到2020年，累計產(chǎn)能每翻一番，光伏組件價格就會下降24%（見圖）。假設利潤率不變，這表明過去40年的學習率在成本方面也是24%。過去十年可以觀察到40%的學習率，這可以解釋為從2000年代初期的短缺中恢復，隨后中國制造業(yè)集群的集中，以及整個供應鏈中工具、流程和設計的標準化。今天，主流晶體硅組件的典型批發(fā)價格在0.17-0.25 W -1美元之間（參考文獻10），具體取決于類型和效率，折算成驚人的低35-50 m -2美元。
直到2021年的數(shù)據(jù)在ref的許可下進行了調整。10，弗勞恩霍夫ISE。
從多晶硅原料到晶圓
對于高效的光伏電池和組件，需要雜質濃度低、晶體缺陷少的硅晶體。給出一個想法，硅中0.02 ppb的間隙鐵，對應于大約10 12 ?cm -3的濃度，可以將c-Si太陽能電池的效率從20%降低到~12%，因為激發(fā)的電子會失去它們的能量鐵相關的重組中心。所需的硅原料純化和以下工藝的清潔度可與微電子技術中的規(guī)范相媲美。
硅加工從冶金級硅（約1%的雜質）開始，它與HCl反應生成三氯硅烷（SiHCl 3或TCS），這是一種沸點為32 °C的液體。一系列蒸餾循環(huán)（通常為3-5個）用于獲得純度為9N至12N的TCS，即每十億個原子的雜質少于一個（在12N的情況下為萬億分之一）。隨后，TCS與H 2一起進料進入冷壁反應器，在其中將高純度硅絲（幾毫米寬）加熱到1,150 °C。TCS在熱硅細絲的表面熱解離，硅沉積使細絲變粗成直徑為10-20厘米的棒。該工藝通常稱為西門子工藝，是硅光伏鏈中成本高昂且能源密集型的部分，但內部罐反射涂層的改進和反應器尺寸的增加降低了其成本和能源需求。在最大的反應器中，現(xiàn)在可以在約100小時內生產(chǎn)多達10噸的高純硅，能耗為35-45 kWh kg -1（參考文獻2）。然后將硅棒壓碎成塊并用于硅錠的生長。根據(jù)影響材料質量的蒸餾循環(huán)次數(shù)，太陽能級硅的價格通常在低質量硅的6-7 kg -1和高質量硅的10-12 kg -1之間。- 2020年的優(yōu)質硅。進一步降低成本2是可能的，例如，通過使用更大的管狀硅絲，由于它們增加的初始表面積3而減少了沉積時間。流化床反應器構成了一種沉積硅的替代方法，可以將這一步的能源需求減半4，但它們的市場份額很小5.采用最先進的工藝并從沙子開始，生產(chǎn)1 kg純化多晶硅原料的總電力消耗約為60 kWh（11 kWh kg -1用于制造冶金級硅，49 kWh用于純化和生產(chǎn)多晶硅）。
然后使用兩種主要技術來制備硅錠（方框2 ）：定向凝固(DS)和Czochralski (Cz)方法6、7，其中Cz方法使用的電量大約是DS技術的四倍（32對7 kWh kg -1的結晶硅）。隨后將塊和錠切割成典型邊長為156-210毫米的（偽）方形磚，然后使用多線鋸技術將其鋸成晶片。在這里，一根細鋼絲在導向圓柱體上纏繞多次，以同時鋸切多達數(shù)千個晶片。1980年代開發(fā)的原始工藝使用乙二醇溶液中的碳化硅顆粒漿料來切穿硅8.這個過程有顯著的切口損失（線徑加上碳化硅顆粒直徑的兩倍），加起來高達120–200 μm。2015年至2019年期間，金剛石線（與金剛石微粒結合的鋼絲）成為新標準9，將切口損失降低到50–70 μm，并為近年來晶圓價格的下降做出了重大貢獻。結合電池厚度的減小和電池效率的提高，原始硅的數(shù)量從2000年的14 g W -1顯著下降到今天的3.0 g W -1（圖1d，所有功率值均指標準測試條件下的峰值功率）。總結從沙子到晶片的所有電力消耗，產(chǎn)量略低于100 kWh kg -1（包括用于晶圓切割的5 kWh m - 2），即0.3 kWh W -1。這種能量消耗會在2到4個月內在野外得到補償，具體取決于輻照度。總而言之，對于DS和Cz生長技術的標準安裝，如今在南歐國家，硅光伏系統(tǒng)的能源投資回收時間不到1年（北歐為1.2年），DS生長的硅具有輕微優(yōu)勢，因為到較低的能源需求10、11，并且僅考慮模塊部分遠低于1年。
因此，與10年前相比，每平方米模塊面積的硅片成本現(xiàn)在低得驚人。以170 μm的典型晶圓厚度為例，2020年現(xiàn)貨市場上優(yōu)質晶圓的多晶硅售價為每片0.13美元至0.18美元，單晶硅為每片0.30美元至0.35美元，其中，典型尺寸為158.75 × 158.75 mm 2 ，相當于6-13 m - 2美元。這一價格為方框2中討論的替代晶片技術設定了高基準。值得注意的是，對硅原料的強勁需求導致2021年價格大幅上漲2到3倍（方框1）。加上光伏玻璃短缺，這導致整個光伏產(chǎn)業(yè)鏈的價格上漲，預計隨著新產(chǎn)能的增加，價格將在2022年和2023年再次下降。
框2不同種類的硅
用于光伏的硅晶片可以通過它們的結晶方式來區(qū)分。在過去的二十年里，通過定向凝固(DS)制造的多晶硅(mc-Si)晶圓平均占據(jù)了大約60%的市場份額。在DS中，熔融硅在方形坩堝中從底部到頂部緩慢結晶，該坩堝由涂有氮化硅(SiN x )的熔融石英制成（見圖，左圖）。每次凝固都需要一個新的坩堝。坩堝底部含有晶種以影響晶體生長38 , 242 , 243.這種“孵化層”由小塊硅、二氧化硅、氮化硅、碳化硅或其他高溫材料制成，用作種子以獲得通常為幾毫米的相對較小的晶粒，這些晶粒比晶體位錯更容易松弛。大顆粒。這種類型的硅被稱為高性能多晶（"HP-multi"）材料。或者，使用單晶晶種導致大部分晶錠具有單晶結構（“準單晶”或“鑄造單晶”材料）（見圖，中間面板）244。坩堝的尺寸不斷增加：可固化高達1,650 kg的鑄錠。
受高效鈍化發(fā)射極和背面電池太陽能電池的發(fā)展（需要更高質量的基板）的推動，以及能夠實現(xiàn)多次充電和多次拉晶的Czochralski (Cz)工藝的最新改進，2018年出現(xiàn)了硅片市場發(fā)生重大變化。當前市場的主要份額現(xiàn)在基于通過Cz方法生長的單晶錠（見圖，右圖）。在這里，將晶種浸入包含在旋轉石英坩堝中的熔融硅中，然后慢慢向上拉，產(chǎn)生約2米長的圓柱形單晶，直徑通常為200-300毫米。坩堝可以在仍然熱的時候再充電，并且可以拉出三到五個錠而不冷卻和破壞受控氣氛245，246、247。__最終，有害金屬雜質由于其在液相中較高的溶解度而積聚在熔體中，因此必須更換帶有殘余熔體的坩堝。晶種的斷裂強度（其典型直徑為3毫米）限制了最大鑄錠重量，因此也限制了其長度。
由于更高的吞吐量和更低的能耗，DS工藝以比Cz方法更低的成本生產(chǎn)硅錠。然而，到目前為止，由于雜質從坩堝擴散，DS硅比Cz硅有更多的缺陷，而且還有取決于鑄錠中的位置和外部參數(shù)（例如冷卻速度）的沉淀物、位錯和晶界。然而，在電池制造過程中可以顯著提高硅的質量。作為指示，DS晶錠的世界紀錄太陽能電池效率為mc-Si的22.8%和準單晶硅的24.4%（參考文獻74）。相反，Cz錠中的主要雜質是氧和碳，其濃度可達10 18 ?cm -3和5×10 16 ?cm-3，分別為248；通過拉拔器7的精心設計，可以降低濃度。由于成本考慮和Cz硅的材料質量改進，通常用于在實驗室中達到高性能的浮區(qū)晶體生長技術目前未用于光伏行業(yè)。
幾種避免晶錠鋸切步驟的晶圓技術正在開發(fā)中。在直接外延249中，處理單晶硅襯底以形成多孔硅層。在熱處理之后，使用硅烷或氯硅烷將外延硅沉積到所需的厚度。之后，生長層可以被剝離250。對于帶狀硅251，將mc-Si薄片從熔體中拉出并切割成晶片。Direct Wafer技術252通過選擇性地冷卻表面和剝離固化片材從熔體中生長多晶硅片。
硅中的載流子壽命
硅的間接帶隙僅產(chǎn)生中等的吸收，因此需要100–200μm的晶圓厚度來吸收大部分能量高于帶隙的光。為了使光生少數(shù)載流子以最小的復合損耗向選擇性接觸擴散，（有效）少數(shù)載流子擴散長度Leff應比晶圓厚度大幾倍；Leff是根據(jù)少數(shù)載流子擴散率D和有效剩余載流子壽命τeff定義的?L Dτ=eff eff。
長壽命需要低水平的重組損失。復合損失不僅來自于塊體性質（框3），還來自于表面的懸掛鍵。通過化學表面鈍化，這些懸空鍵可以與其他原子結合，例如，當表面被二氧化硅鈍化時，這些懸空鍵可以與氧結合。氫還可以非常有效地鈍化懸空鍵。然而，氫鈍化在高溫或紫外線下可能不穩(wěn)定。相比之下，場效應表面鈍化依賴于具有合適極性的固定電荷（n型表面的正電荷，如SiNx，或p型表面的負電荷，如Al2O3）的層，這些層通過帶彎曲累積多數(shù)載流子并耗盡少數(shù)載流子表面，因此，通過從表面移除一種載體12來減少復合。原則上，表面鈍化也可以通過反轉來實現(xiàn)，但這種鈍化的效率低于積累，對電荷變化更敏感，并且當層因寄生分流而局部打開接觸時，會被破壞13,14。
方框3硅太陽能電池的主要損耗
一個完美的太陽能電池除了物理或熱力學規(guī)定的損失外不會有任何損失。在半導體中，能量低于帶隙的光子不會被吸收。對于吸收的光子，超過帶隙的部分能量在稱為熱化的過程中消散為熱量。太陽能電池的理論效率極限然后由輻射復合控制，這是吸收的相互過程。對于帶隙為1.1 eV的半導體，該工藝產(chǎn)生的極限效率為32% 253 , 254.對于晶體硅來說，限制復合過程不是輻射復合而是俄歇復合，這與襯底的純度和完美程度無關。因此，為了評估最大理論效率，必須準確確定俄歇過程的參數(shù)。已經(jīng)提出了幾種模型255 , 256 , 257，將效率限制置于29.5% 256 , 257 , 258左右。除了這些基本損耗機制之外，其他實際損耗限制了實際太陽能電池的效率。這些包括缺陷處的復合、光損耗和電阻損耗。
通過測量過量電荷載流子的體壽命τ bulk來評估體中的復合損失。前部和后部的晶體表面會產(chǎn)生額外的復合損失，這些損失通常由表面復合速度S f和S r表示。表面的熱氧化是減少界面處載流子復合的極好方法。多年來，該工藝步驟被認為過于昂貴，無法用于低成本太陽能電池的工業(yè)制造。然而，它最近在氮化硅（SiN x:H)沉積。傳統(tǒng)上，減少界面處載流子復合的低成本方法是引入高-低摻雜分布，以降低界面處的少數(shù)載流子密度，例如，在背面場中。場致累積或反轉層具有降低有效表面復合的相同效果。當前的高效硅太陽能電池將薄的氧化硅層與用于n型Si的SiN x :H層結合在一起，或者將帶有負電荷的氧化硅層與用于p型Si的Al 2 O 3層結合在一起。
所有復合路徑并行疊加，導致有效載流子壽命τ eff的定義，在具有相當良好表面鈍化的器件上的均勻載流子濃度的情況下，可以寫為：
其中τ bulk包含輻射復合、俄歇過程和陷阱相關載流子壽命的貢獻，而τ表面根據(jù)S f和S r以及器件厚度W定義。τ eff的高值確保所產(chǎn)生的過量電荷載流子的低復合率，因此能夠建立高內部電壓。
金屬觸點的遮蔽(~3–4%)、表面反射(~3%)、介電層和觸點中的寄生吸收(<1%)、自由載流子吸收(<1%)或不完美的光會導致光學損耗管理（<1%）。一個良好的光捕獲方案，結合抗反射涂層、表面紋理、良好的內表面反射率、對紅外波長的高反射金屬和低摻雜以避免自由載流子吸收，應用于顯著增加弱吸收的路徑長度，長波長的光子，并保證它們可以被硅晶體吸收。此外，理想情況下，應反射波長大于1,200 nm的子帶隙光子，以避免太陽能電池不必要的加熱。
串聯(lián)電阻可能是另一個重要的功率損耗來源，特別是在發(fā)射極、金屬指和互連中。這些損耗通過不斷的技術改進得到緩解，例如減小指間距（同時減小指寬度以保持低陰影）、多母線或導線互連（9到20）以及將電池切成兩半甚至更小的子電池。
增加加工過程中的有效壽命
在太陽能電池加工過程中，晶圓塊內的缺陷密度會發(fā)生顯著變化。根據(jù)加工溫度，沉淀物可以溶解或形成，具體取決于它們的溶解度和擴散性15，吸雜過程可以通過將過渡金屬吸引和收集到溶解度更高的“水槽”中來去除過渡金屬16。內部吸雜是指在擴展缺陷或高摻雜區(qū)域中的分離，而外部吸雜利用晶片表面處的層，例如摻雜玻璃17或SiN x :H層18。
除了在表面鈍化中的作用外，氫對體重組也有積極影響。它可以通過等離子體增強化學氣相沉積(PECVD)沉積的富含H的SiN x :H層引入，然后進行短時間退火（燒制）以將氫釋放到體硅中。氫化可有效改善缺陷密度較高的區(qū)域，方便地支持通過吸雜實現(xiàn)的改進，盡管局部缺陷結構非常重要19。還發(fā)現(xiàn)氫化在更清潔的樣品中更有效地提高了τ eff，尤其是在降低晶界20、21、22的復合活性時。
整體壽命退化現(xiàn)象
在太陽能電池制造過程結束時達到高τ eff很重要，但這不足以確保長期有效的太陽能發(fā)電。例如，具有高氧濃度的硼摻雜p型c-Si，例如在Cz材料中，在光照下容易退化23。這種效應在載流子注入的幾個小時內降低了τ eff ；它與硼濃度幾乎呈線性關系，與間隙氧濃度大致呈二次方關系24 , 25.這個過程被稱為硼氧（BO）相關的光致降解（LID），這是一種誤導，因為它也發(fā)生在黑暗中的電池偏置下，因為只需要存在過量的電荷載流子，而不是光子本身. BO-LID施加的基本壽命限制是通過研究完全降解后的體積壽命26建立的。2006年，發(fā)現(xiàn)BO-LID后的壽命可以通過在150–300 °C下在樣品中存在氫氣的情況下涉及過量電荷載流子的過程來再生27、28。降解-再生循環(huán)的動力學可以通過三態(tài)模型（退火、降解和再生狀態(tài)）29和更通用的模型30來描述.通過在200 °C以上的高光強度下暴露少于1分鐘（參考文獻31、32）或在黑暗中將電池偏置在200° C左右（例如，在堆疊配置中），可以使缺陷失活33、34。__失活是長期穩(wěn)定的，因此，BO-LID不再是硼摻雜Cz硅太陽能電池的主要限制。此外，最近鎵幾乎完全取代了用于制造p型晶片的硼，從而避免了BO-LID問題，即使鑄錠中的鎵分布不如硼分布35均勻。
2012年發(fā)現(xiàn)的體硅中的另一種降解機制（參考文獻36）僅在室溫以上的可測量時間尺度上發(fā)生，主要發(fā)生在p型材料中。因此，它被稱為LeTID（光和高溫誘導的降解）。與BO-LID類似，它基于過量電荷載流子的存在，但對摻雜或氧含量沒有明確的依賴性37，并且也可以觀察到再生。這種效應在多晶材料36中更為明顯（圖2a），其中其強度會受到吸雜和局部缺陷結構38、39的影響，但在Cz（包括摻雜鎵）甚至更高純度的浮區(qū)（FZ）材料40、41（圖2b）中也觀察到。最近，LeTID也被報道用于基于n型晶片的樣品結構，前提是它們包含高度摻雜的p型或n型層42，而具有中等n型摻雜的樣品似乎不受影響41。硅塊體中氫的存在被認為是缺陷形成43的先決條件，峰值燒制溫度和升溫速率對LeTID 39、44的強度有很大影響（圖2b）。早期模型假設擴散物質參與過程44。最近的研究結果產(chǎn)生了一個四態(tài)模型，其中“水庫”狀態(tài)確定了用于退化的缺陷前體的可用性45。在p型太陽能電池中避免LeTID的可能措施是使用較低的燒制&
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