Un grupo de investigación dirigido por la Universidad de Ciencias Aplicadas de Suiza (SUPSI) ha llevado a cabo un análisis a largo plazo de seis sistemas fotovoltaicos conectados a la red y orientados al sur, instalados en Suiza a finales de los años 80 y principios de los 90. Los investigadores descubrieron que las tasas de pérdida de energía anual de los sistemas oscilaban entre el 0,16 % y el 0,24 % de media, significativamente inferiores al 0,75 %-1 % anual que se suele indicar en la bibliografía.
El estudio examinó cuatro sistemas de tejado a baja altitud situados en Möhlin (310 m-VR-AM55), Tiergarten Este y Oeste en Burgdorf (533 m-VR-SM55(HO)) y Burgdorf Fink (552 m-BA-SM55). Estas instalaciones utilizan configuraciones de tejado ventiladas o aplicadas a edificios. El análisis también incluyó una planta de mediana altitud a escala industrial en Mont-Soleil (1270 m-OR-SM55) y dos sistemas de alta altitud montados en fachadas en Birg (2677 m-VF-AM55) y Jungfraujoch (3462 m-VF-SM75).
Todos los sistemas están equipados con módulos ARCO AM55 fabricados por la empresa estadounidense Arco Solar, que era el mayor fabricante de energía fotovoltaica del mundo con solo 1 MW de capacidad en ese momento, o con módulos Siemens SM55, SM55-HO y SM75. Siemens se convirtió en el mayor accionista de Arco Solar en 1990. Los módulos tienen una potencia nominal de entre 48 W y 55 W y constan de una lámina frontal de vidrio, capas encapsulantes de etileno-acetato de vinilo (EVA), células de silicio monocristalino y una lámina posterior laminada de polímero.
La configuración de la prueba incluía la monitorización in situ de la potencia de salida de CA y CC, las temperaturas ambientales y de los módulos, y la irradiancia del plano del conjunto medida con piranómetros. En función de las condiciones del emplazamiento, los investigadores clasificaron las instalaciones en zonas climáticas de baja, media y alta altitud.
«A efectos de evaluación comparativa, desde el inicio de la campaña de monitorización se han almacenado dos módulos Siemens SM55 en un entorno interior controlado en el Laboratorio Fotovoltaico de la Universidad de Ciencias Aplicadas de Berna», explicaron los investigadores. También aplicaron el método multianual interanual (multi-YoY) para determinar las tasas de pérdida de rendimiento (PLR) a nivel del sistema.
Los resultados muestran que las PLR en todos los sistemas oscilan entre el -0,12 % y el -0,55 % anual, con una media del -0,24 % al -0,16 % anual, muy por debajo de las tasas de degradación típicas registradas tanto en los sistemas fotovoltaicos antiguos como en los modernos. Los investigadores también descubrieron que los sistemas situados a mayor altitud suelen presentar ratios de rendimiento medio más altos y tasas de degradación más bajas que las instalaciones comparables situadas a menor altitud, a pesar de estar expuestos a una mayor irradiación y radiación ultravioleta.
El estudio reveló además que los módulos del mismo tipo nominal pero con diseños internos diferentes muestran un comportamiento de degradación notablemente diferente. Los módulos SM55 estándar mostraron fallos recurrentes en las uniones soldadas, lo que provocó un aumento de la resistencia en serie y una reducción del factor de llenado. Por el contrario, los módulos SM55-HO se beneficiaron de un diseño modificado de la lámina posterior que proporciona una mayor reflectancia interna y una mejor estabilidad a largo plazo.
En general, los resultados indican que la degradación a largo plazo de los módulos fotovoltaicos de primera generación se debe principalmente al estrés térmico, las condiciones de ventilación y el diseño de los materiales, más que a la altitud o la irradiación por sí solas. Los módulos instalados en entornos más fríos y mejor ventilados demostraron un rendimiento especialmente estable durante varias décadas.
Los resultados de las pruebas se presentaron en el artículo «Three decades, three climates: environmental and material impacts on the long-term reliability of photovoltaic modules» (Tres décadas, tres climas: impacto del medio ambiente y los materiales en la fiabilidad a largo plazo de los módulos fotovoltaicos), publicado en EES Solar.
«El estudio identificó la lista de materiales (BOM) como el factor más crítico que influye en la longevidad de los módulos fotovoltaicos», concluyeron. «A pesar de que todos los módulos pertenecen a la misma familia de productos, las variaciones en la calidad del encapsulante, los materiales de relleno y los procesos de fabricación dieron lugar a diferencias significativas en las tasas de degradación. Los encapsulantes de primera generación sin estabilización UV mostraron un envejecimiento acelerado, mientras que los diseños de módulos posteriores con láminas traseras optimizadas y una calidad de producción mejorada demostraron una estabilidad a largo plazo excepcional».
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