Según un estudio de cinco años realizado por Sandia Labs sobre la degradación de los módulos solares, se muestra que 13 tipos de módulos, de los 23 probados, tienen una vida útil efectiva de más de 30 años.

Bajo los auspicios del Departamento de Energía de los Estados Unidos, los Laboratorios Nacionales Sandia acaban de completar un estudio de cinco años sobre la degradación de los módulos solares en sus primeras etapas de vida. Este estudio revisó 834 módulos fotovoltaicos, de 13 tipos diferentes y de siete fabricantes, utilizados en el campo en tres climas.

El informe, que apareció recientemente en Progress in Photovoltaics, analizó 23 sistemas en total. Seis de ellos han registrado índices de degradación que les permitirán superar los límites establecidos por la garantía del panel, mientras que 13 sistemas han demostrado su capacidad para prolongar su vida útil más allá de los 30 años. El estudio define "vida útil" como el período durante el cual la producción eléctrica de un panel es superior al 80% de su tasa de producción inicial.

Según este documento, el costo de los módulos se ha reducido en un 85% desde 2010, debido a economías de escala, mayor eficiencia en el diseño de celdas, automatización de líneas de producción, módulos más grandes y cambios en la lista de materiales de componentes como películas traseras. El informe dice que los costos más bajos habrían ayudado a hacer de la energía solar una parte central de la infraestructura energética actual, pero señala que los recortes drásticos en los costos de diseño y los cambios de materiales podrían conducir a peores tasas de eficiencia energética. degradación, que, a su vez, podría compensar muchos de los aspectos positivos resultantes de estos módulos más baratos.

El estudio indica que la degradación no es en absoluto lineal en el tiempo y que se observan variaciones estacionales en ciertos tipos de módulos. Los valores promedio y mediano de las tasas de degradación, −0,62 %/año y −0,58 %/año, respectivamente, son consistentes con las tasas medidas en módulos más antiguos.

Según el informe, la cuota de mercado de diferentes tipos de células ha cambiado drásticamente en los últimos años. En 2018, los modelos convencionales con un campo de superficie posterior de aluminio (Al-BSF) representaron hasta el 90 % de la producción mundial de células solares. En 2020, la cuota de mercado de Al-BSF cayó a solo el 15 %, en comparación con el 80 % de las células de alta eficiencia como PERC (célula de contacto posterior con emisor pasivado), PERL (célula posterior con emisor pasivado). localmente difusa), PERT (célula de retroemisor pasivada totalmente difusa), SHJ (célula de heterounión de silicio) y TOPCon (célula de contactos de óxido de túnel pasivada).

Los investigadores señalan que hay pocos datos de campo a largo plazo para estas nuevas tecnologías de células y módulos. Por lo tanto, buscaron superar esta falta de datos estudiando cada una de estas tecnologías a lo largo del tiempo en el campo.

Las variaciones en la potencia nominal oscilaron entre −3,6 % y 4 %, con una estabilización de potencia inicial que varió entre −3,3 % y +0,6 %. Las mediciones de sobretensión de destello mostraron un rendimiento variable, amplificado según la temporada.

En general, la investigación ha revelado tasas de degradación del mismo orden de magnitud que los valores observados entre 1979 y 2014 en tecnologías fotovoltaicas convencionales más caras. El estudio concluye que las tasas de degradación de los módulos no parecen sufrir la fuerte caída de costes registrada en los últimos diez años, al menos en lo que se refiere a los módulos estudiados.

Si instala un sistema solar montado en el suelo en su casa, probablemente podrá esperar una vida útil de más de 30 años, y puede ayudarlo no solo a recuperar la inversión para el sistema de montaje en techo inclinado o el balasto duradero. Sistema de montaje , pero gana dinero con él.