La degradación inducida por el calentamiento global podría aumentar el costo normalizado de la energía solar en tejados hasta en un 20 %

Un estudio realizado por un equipo internacional de investigadores concluye que el cambio climático aumentará los riesgos de altas temperaturas, degradación acelerada y mayores costos para la energía fotovoltaica en azoteas a nivel mundial. Al combinar modelos climáticos con degradación fotovoltaica y simulaciones económicas, los investigadores proyectaron qué regiones del mundo de la energía solar en azoteas se verían más afectadas e identificaron dónde es probable que los módulos sufran más por el aumento de las temperaturas.

“Este es el primer análisis global que cuantifica cómo el cambio climático afectará los riesgos de las altas temperaturas para los paneles solares en azoteas, que son particularmente vulnerables a la degradación debido a que los estrechos huecos de montaje retienen el calor”, declaró el autor principal, Haochi Wu, a pv magazine. “Estudios previos examinaron las pérdidas de eficiencia causadas por el calentamiento o los cambios en la irradiancia solar, factores que causan impactos moderados y a menudo inciertos. Abordamos un punto débil: la degradación acelerada causada por las altas temperaturas operativas sostenidas, que nadie había modelado sistemáticamente a escala global bajo escenarios climáticos futuros”.

Wu destacó que sus hallazgos demuestran que la industria solar necesita “urgentemente” adaptar sus estándares de riesgo de altas temperaturas para un futuro más cálido.

“La norma internacional actual IEC-63126 define dónde se produce el riesgo de altas temperaturas basándose en datos meteorológicos históricos, aproximadamente del período 1998-2020”, afirmó. Nuestro análisis muestra que esta norma representa solo el 74 % de la capacidad global en riesgo con un calentamiento de 2 °C y tan solo el 48 % con un calentamiento de 4 °C. Si las normas no se actualizan para reflejar las proyecciones climáticas futuras, tanto los inversores como los instaladores subestimarán el riesgo de degradación, lo que provocará activos inutilizados y costos de reemplazo inesperados.

Para realizar sus proyecciones, el equipo utilizó una cadena de modelos con varios componentes. El primero incorporó datos climáticos futuros de 20 modelos CMIP6, una colección de simulaciones climáticas de vanguardia que proyectan las condiciones hasta 2100, con corrección adicional de sesgos. Siguiendo el creciente consenso sobre la cuantificación de los impactos climáticos, evaluaron los efectos con un calentamiento de 1 a 4 °C, en intervalos de 0,5 °C, en relación con el período preindustrial.

A continuación, los modelos operativos fotovoltaicos calcularon la temperatura que alcanzarían los sistemas de tejado. Utilizando las entradas del modelo climático —incluida la irradiancia solar proyectada, la temperatura del aire y la velocidad del viento—, estimaron las temperaturas de los módulos y la generación de energía por hora en todo el mundo. Todas las simulaciones se basaron en módulos de silicio cristalino (c-Si) sobre techos con una inclinación de 20° y orientados hacia el ecuador (acimut 180° o 0°). Según las normas de la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI), se produce un riesgo de alta temperatura (RTA) estándar cuando el percentil 98 de la temperatura del módulo supera los 70 °C, mientras que se produce un RTA extremo por encima de los 80 °C.

Finalmente, el equipo aplicó el modelo físico-químico de Arrhenius para simular el envejecimiento del módulo en función de la temperatura. Suponiendo una degradación base del 0,66 % anual y definiendo un módulo como inutilizable tras una pérdida de potencia del 20 %, calcularon el costo normalizado de la electricidad (LCOE) para los módulos que experimentan temperaturas más altas, una vida útil más corta y una producción anual reducida.

“La magnitud del aumento del LCOE fue realmente notable. Con un calentamiento de 2,5 °C, algunas regiones experimentan aumentos del costo normalizado de hasta el 20 %, aproximadamente tres veces mayores que los impactos derivados de los cambios en la eficiencia o la irradiancia, en los que se centraron las investigaciones previas”, afirmó Wu. La inequidad de este aumento también fue evidente. Las zonas económicamente desfavorecidas —África, el sur de Asia y partes de Sudamérica— se enfrentan a aumentos de costos sustancialmente mayores que las regiones más ricas. Con un calentamiento de 4 °C, el calentamiento duplica la carga del LCOE en las regiones más vulnerables, en comparación con las menos vulnerables. La industria solar suele presentar la energía fotovoltaica distribuida como una herramienta para la equidad energética, pero nuestros resultados muestran que, sin adaptación, el cambio climático podría socavar esa promesa. El cambio climático no solo aumenta la degradación a nivel mundial, sino que amplía la brecha entre regiones.

El equipo también descubrió que, con un calentamiento de 4 °C, la capacidad global de energía fotovoltaica en tejados expuesta al riesgo de altas temperaturas casi se duplica en comparación con los niveles históricos.

“Proporcionamos mapas de referencia globales actualizados que podrían servir de base para las revisiones de las normas”, concluyó. “Durante nuestra investigación, hemos estado en contacto con expertos del Comité Técnico 82 de la IEC -organismo responsable de las normas para sistemas de energía solar fotovoltaica-. Expresaron un gran interés en nuestro trabajo de mapeo del riesgo de altas temperaturas en escenarios climáticos futuros. Esperamos profundizar la colaboración con el comité para ayudar a traducir estos hallazgos en directrices actualizadas”.

Los hallazgos de la investigación se presentaron en el artículo “Climate change will increase high-temperature risks, degradation, and costs of rooftop photovoltaics globally” (El cambio climático aumentará los riesgos de altas temperaturas, la degradación y los costos de la energía fotovoltaica en azoteas a nivel mundial), publicado en Joule. Científicos de la Universidad de Pekín y la Universidad de Zhejiang (China), así como de la Universidad de Michigan y la Universidad de Purdue (Estados Unidos), han contribuido a la investigación.

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