Después de 30 años en clima cálido y árido, los módulos solares Arco aún entregan cerca de la mitad de su potencia original

Investigadores del Centre de Développement des Energies Renouvelables (CDER) de Argelia realizaron una evaluación posterior al envejecimiento de módulos solares de 30 años de antigüedad del fabricante fotovoltaico estadounidense Arco Solar, que han funcionado en condiciones climáticas cálidas y áridas, y descubrieron que aún podían proporcionar alrededor del 53% de la potencia original.

Arco Solar fue uno de los primeros pioneros de la energía fotovoltaica comercial. Como informó pv magazine en su cobertura del sistema fotovoltaico conectado a red más antiguo de Europa, la empresa estadounidense se encontraba entre los mayores fabricantes de módulos del mundo en 1980, pese a contar con una capacidad de producción anual de apenas alrededor de 1 MW, una indicación de la modesta escala de la industria en aquel momento. Sus productos se utilizaron en proyectos emblemáticos como el sistema TISO de 10 kW en Suiza, donde 288 módulos Arco funcionaron durante décadas.

Posteriormente, Arco Solar pasó a estar bajo el control de Siemens, y sus operaciones de fabricación terminaron formando parte de SolarWorld. Mientras tanto, investigaciones sobre el sistema TISO mostraron que las diferencias en las formulaciones de los encapsulantes dieron lugar a resultados muy diversos, lo que subraya la importancia de los materiales y de las condiciones ambientales para el rendimiento de los módulos a largo plazo.

“Aunque nuestro estudio experimental se llevó a cabo bajo el clima desértico cálido y árido de Argelia, sus principales conclusiones no se limitan a los entornos desérticos”, declaró a pv magazine el autor principal e investigador del CDER Hichem Hafdaoui. “Los mecanismos de degradación observados, el enfoque de diagnóstico integrado y las implicaciones para la evaluación de la confiabilidad, la seguridad eléctrica, la evaluación de la vida útil y el mantenimiento son relevantes para los módulos fotovoltaicos de silicio cristalino que funcionan bajo otras condiciones climáticas exigentes. Sin embargo, la tasa de degradación medida y la gravedad de cada modo de falla siguen dependiendo del clima y del emplazamiento”.

Hafdaoui explicó que los 64 módulos evaluados en el estudio fueron fabricados por Arco Solar a principios de la década de 1980 y que cada módulo contenía 36 células solares de silicio monocristalino.

Explicó que los paneles se instalaron inicialmente a mediados de la década de 1980 en Adrar, en el suroeste de Argelia, como parte de un sistema fotovoltaico aislado con almacenamiento en baterías. Funcionaron durante 20 años bajo el clima desértico cálido y seco de la región.

A mediados de la década de 2000, los módulos fueron retirados y trasladados al CDER, en Argel, al norte de Argelia. El emplazamiento costero tiene un clima mediterráneo y se encuentra a una altitud aproximada de 400 metros. En el centro de investigación, los módulos funcionaron durante unos cinco años en un sistema híbrido solar-eólico con almacenamiento en baterías. Una vez desmontado el sistema, permanecieron al aire libre durante otros cinco años bajo condiciones de tensión de circuito abierto.

“Posteriormente analizamos los 64 módulos para identificar sus modos de falla y mecanismos de degradación”, dijo Hafdaoui. “Calculamos una tasa anual de degradación de entre el 1% y el 2% durante el periodo de 30 años. Aunque supera las tasas normalmente cubiertas por las garantías de rendimiento de los módulos modernos, los resultados deben considerarse en el contexto de una exposición prolongada a duras condiciones desérticas, incluidas altas temperaturas, intensa radiación solar y arena transportada por el viento. A pesar de estas tensiones, los módulos seguían operativos después de tres décadas”.

Placa de características del módulo Arco.

El análisis combinó inspecciones visuales, caracterización eléctrica, pruebas de aislamiento y de fuga en húmedo, y termografía infrarroja. Cada módulo tenía una potencia nominal original de 43 W en condiciones estándar de prueba. Siguiendo las directrices IEC 61215, los investigadores registraron y clasificaron los defectos visibles según su gravedad. Los 64 módulos mostraban decoloración de las barras colectoras y oscurecimiento de las células, mientras que algunos también presentaban células agrietadas o cajas de conexiones desprendidas.

Los investigadores registraron curvas I–V y P–V para determinar la potencia máxima, la corriente, la tensión y el factor de llenado. Calcularon las tasas de degradación comparando la potencia máxima medida con el valor original indicado en la placa. Todos los módulos ensayados superaron la prueba de resistencia de aislamiento en seco, pero solo el 63% superó la prueba de fuga en húmedo, lo que apunta a posibles problemas de seguridad en condiciones de exposición a la humedad. La termografía infrarroja también detectó puntos calientes u otras anomalías térmicas en alrededor del 46% de los módulos.

Las pruebas mostraron una variación considerable en el rendimiento de los módulos después de tres décadas de servicio. La potencia máxima de salida osciló entre 15,91 W y 29,75 W, frente a la potencia nominal original de 43 W. Por tanto, el módulo de menor rendimiento conservó alrededor del 37% de su potencia nominal inicial, mientras que el mejor conservó aproximadamente el 69%.

En la muestra de 64 módulos, la potencia máxima media fue de 22,77 W, lo que corresponde a una retención media de potencia de aproximadamente el 53% y una pérdida media de alrededor del 47%. La degradación total de los módulos individuales osciló entre aproximadamente el 31% y el 63%, equivalente a una tasa anual estimada de degradación de alrededor del 1% al 2%.

La amplia dispersión de la potencia medida indica que los módulos no envejecieron de manera uniforme, y que las diferencias en los defectos físicos, el deterioro de los materiales y las pérdidas eléctricas probablemente contribuyeron a su rendimiento desigual.

“Consideramos aceptable una tasa anual de degradación de la potencia máxima de hasta el 1%, mientras que las tasas superiores al 1% son excesivas”, afirmó Hafdaoui. “Las pérdidas de potencia observadas pueden estar directamente relacionadas con fallas de los módulos, y se identificaron la corrosión y la decoloración como los principales modos de degradación. La exposición a condiciones ambientales adversas acelera la degradación de los materiales de los módulos, comprometiendo finalmente el rendimiento general”.

Los resultados de la evaluación de los módulos se presentaron en “Testing and degradation assessment of mono-crystalline silicon PV modules after 30 years of operation in a desert climate” (Ensayos y evaluación de la degradación de módulos fotovoltaicos de silicio monocristalino tras 30 años de funcionamiento en clima desértico.), publicado en Next Energy.

“Los hallazgos experimentales aportan evidencia valiosa sobre el comportamiento de los módulos fotovoltaicos en una etapa avanzada de envejecimiento y contribuyen a una mejor comprensión de la degradación a largo plazo bajo condiciones climáticas adversas”, señalaron los académicos. “Los resultados pueden contribuir a evaluaciones más realistas de la vida útil, al modelado de la confiabilidad y a la planificación del mantenimiento de sistemas fotovoltaicos que operan en entornos desérticos y otros entornos exigentes”.