Un estudio encuentra una degradación mucho menor-de lo-esperado en los módulos solares de los años 80 y 90
Feb 02, 2026
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 orientados al sur-conectados a la red-instalados en Suiza a finales de los años 1980 y principios de los 1990. Los investigadores encontraron que las tasas de pérdida de energía anual de los sistemas promediaban entre 0,16% y 0,24%, significativamente más bajas que el 0,75% a 1% anual comúnmente reportado en la literatura.
El estudio examinó cuatro sistemas de tejados de baja-altitud ubicados en Möhlin (310 m-VR-AM55), Tiergarten East y West en Burgdorf (533 m-VR-SM55(HO)) y Burgdorf Fink (552 m-BA-SM55). Estas instalaciones utilizan configuraciones de techo ventiladas o aplicadas-en edificios. El análisis también incluyó una planta de servicios públicos-de altitud media-en Mont-Soleil (1270 m-O-SM55) y dos sistemas montados en fachada-de gran-altitud-en Birg (2677 m-VF-AM55) y Jungfraujoch. (3462m-VF-SM75).
Todos los sistemas están equipados con módulos ARCO AM55 fabricados por Arco Solar, con sede en EE. UU.-, que era el mayor fabricante de energía fotovoltaica del mundo con solo 1 MW de capacidad en ese momento, o módulos Siemens SM55, SM55-HO y SM75. Siemens se convirtió en el mayor accionista de Arco Solar en 1990. Los módulos tienen potencias nominales 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 incluyó-monitoreo in situ de la salida de energía de CA y CC, las temperaturas ambiente y del módulo, y el plano-de-la irradiancia del conjunto medida mediante piranómetros. Según las condiciones del sitio, los investigadores clasificaron las instalaciones en zonas climáticas de baja-, media- y alta-altitud.
"Para fines de evaluación comparativa, desde el inicio de la campaña de monitoreo se almacenaron dos módulos Siemens SM55 en un ambiente interior controlado en el laboratorio fotovoltaico de la Universidad de Ciencias Aplicadas de Berna", dijeron los investigadores. También aplicaron el método multi-anual-on-año (multi-YoY) para determinar las tasas de pérdida de rendimiento (PLR) a nivel del sistema-.
Los resultados muestran que los PLR en todos los sistemas oscilan entre -0,12 % y -0,55 % por año, con un promedio de -0,24 % a -0,16 % por año, muy por debajo de las tasas de degradación típicas reportadas tanto para los sistemas fotovoltaicos más antiguos como para los modernos. Los investigadores también encontraron que los sistemas de mayor altitud generalmente exhiben índices de rendimiento promedio más altos y tasas de degradación más bajas que las instalaciones comparables de baja altitud, a pesar de la exposición a una mayor irradiancia y radiación ultravioleta.
El estudio reveló además que módulos del mismo tipo nominal pero con diferentes diseños internos muestran un comportamiento de degradación marcadamente diferente. Los módulos SM55 estándar exhibieron fallas recurrentes en las uniones de soldadura, lo que generó una mayor resistencia en serie y un factor de llenado reducido. Por el contrario, los módulos SM55-HO se beneficiaron de un diseño de hoja posterior modificado que proporciona una mayor reflectancia interna y una estabilidad mejorada a largo plazo.
En general, los hallazgos indican que la degradación-a largo plazo en los módulos fotovoltaicos-de primera generación se debe principalmente al estrés térmico, las condiciones de ventilación y el diseño del material, más que a la altitud o la irradiancia únicamente. Los módulos instalados en entornos más frescos y mejor-ventilados demostraron un rendimiento particularmente estable durante varias décadas.
Los resultados de las pruebas se presentaron en el artículo "Tres décadas, tres climas: impactos ambientales y materiales en la confiabilidad 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 del módulo fotovoltaico", concluyeron. "A pesar de que todos los módulos pertenecen a la misma familia de productos, las variaciones en la calidad de los encapsulantes, los materiales de relleno y los procesos de fabricación dieron como resultado 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 posteriores optimizadas y una calidad de producción mejorada demostraron una excelente estabilidad a largo-plazo".
