La Universidad Politécnica de Madrid (UPM) ha liderado a lo largo de los últimos tres años el proyecto GRECO de la convocatoria Horizonte 2020 de la Unión Europea junto con una decena de socios de otros centros internacionales. La iniciativa tenía como objetivo primordial demostrar que los conceptos de ciencia abierta y participación ciudadana pueden aplicarse en el ámbito de la investigación en energía fotovoltaica, permitiendo el desarrollo de productos y soluciones tecnológicas innovadoras que además de suponer una mejora en la tecnología sean socialmente responsables y aceptables.
Con este objetivo por delante, los investigadores de la UPM solicitaron a ciudadanos propietarios de instalaciones solares con más de diez años de funcionamiento que éstas se pudieran analizar y así mejorar el conocimiento de este tipo de tecnología energética. La idea era conocer cómo han envejecido con el paso del tiempo estas instalaciones ya veteranas. Más en concreto, se deseaba conocer cuál es su tasa de degradación real tras muchos años de funcionamiento y cuáles son los defectos más comunes que aparecen en los módulos, reduciendo la productividad de la instalación y acelerando el envejecimiento y/o disminución de su vida útil. Y, de entre ellos, detectar cuáles son susceptibles de ser reparados en campo permitiendo mejorar las prestaciones de la instalación y alargando su vida útil.
Hay que tener en cuenta que estas instalaciones son realmente valiosas en cuanto a la información que pueden proporcionar ya que, debido al crecimiento exponencial que ha experimentado esta tecnología en los últimos años, apenas el 3% de la potencia mundial instalada en la actualidad tiene más de 10 años.
Tasa de degradación anual
En relación a la tasa de degradación, el equipo de GRECO seleccionó 25 de las más de 100 instalaciones aportadas por ciudadanos para la investigación. Todas estas instalaciones cumplían los dos criterios fundamentales para ser útiles en este estudio: ser lo suficientemente antiguas y tener datos de monitorización de su funcionamiento o alguna caracterización de su potencia en varios momentos a lo largo de su vida (al menos en sus primeros y últimos años).
En total, se realizó el análisis de un parque de más de 110 MW fotovoltaicos distribuidos por toda Europa, incluyendo instalaciones con más de 30 años, con módulos de diez fabricantes diferentes. Este análisis ha permitido comprobar que las tasas de degradación de estas instalaciones oscilan entre el -0.1%/año y el -0.75%/año. Esto significa que, en general, todos los módulos sin defectos importantes cumplen con la garantía aportada por el fabricante de que sus productos no degradarían más del 20% de la potencia inicial en sus primeros 25 años de funcionamiento (lo que supone una tasa del -0.8%/año).
La degradación promedio obtenida para todo el conjunto es del -0.3%/año, cifra que mejora hasta el -0.25%/año si sólo se consideran aquellas instalaciones en las que no se han detectado defecto alguno en los módulos (como puntos calientes en células, puntos calientes de soldadura, células agrietadas y delaminaciones, principalmente). Es decir, si no surgen problemas graves (situación que es bastante habitual), el envejecimiento de los módulos es considerablemente menor de lo que declaran los fabricantes en su catálogo.
En la Figura 1 se puede observar el resultado de una de las instalaciones analizadas: está localizada en Madrid, tiene una potencia pico inicial de 5.8 kWp, está libre de defectos y presenta una degradación anual de tan solo -0.2%.
Esto supone que las predicciones de producción energética que se realizaban antes de la construcción de las instalaciones eran en general pesimistas. Es por ello que el consorcio de GRECO ha presentado tres posibles escenarios de envejecimiento de los módulos fotovoltaicos a partir de los resultados obtenidos.
• Escenario“conservador”. Se basa en la garantía que ofrece el fabricante: -0.8%/año. Por tanto, se trata de un escenario pesimista, pues asume que los módulos se van a degradar anualmente según el tope marcado por el fabricante. No se contempla un escenario peor ya que en tal caso debería de aplicarse la garantía del fabricante.
• Escenario “ajustado” o arriesgado. Considera que los módulos se van a comportar de la mejor manera y sin degradarse más que el mínimo medido: un -0.25%/año. Por tanto, se trata de un escenario optimista, ya que asume que los módulos no van a desarrollar problema alguno que pueda incrementar esta cifra.
• Escenario “razonable”. Contempla una degradación anual intermedia entre los otros dos, con una tasa del -0.45%/año. De esta manera, se considera que los módulos se van a comportar mucho mejor de lo que declara el fabricante, pero deja un pequeño margen para posibles degradaciones adicionales que se puedan sumar al mínimo observado en el estudio.
Análisis financiero
Estos resultados repercuten positivamente en las cifras a la hora de abordar el análisis financiero de una instalación fotovoltaica. De hecho, en GRECO también se ha estudiado el impacto económico resultante de aplicar tasas de degradación más cercanas a la realidad. Para ello se analizó el parque fotovoltaico de la región de Andalucía, con más de 8.000 instalaciones censadas y con una potencia instalada cercana a 1.5 GW.
Se realizaron estudios de productividad sobre sistemas estáticos y en seguimiento en localidades próximas a Sevilla, Córdoba y Almería, donde existe una mayor concentración de instalaciones en la actualidad. El Valor Actual Neto (VAN) de una instalación media de 150 kW con módulos de silicio cristalino puede llegar a ser hasta un 8% superior si se aplica un escenario de envejecimiento “razonable” en lugar del típico escenario “conservador”. Esta cifra se puede elevar hasta el 12% en caso de utilizar un escenario “ajustado” que considera que los módulos van a sufrir la mínima degradación medida. Es decir, los pronósticos de productividad que probablemente se realizaron antes de construir las instalaciones eran pesimistas por suponer entonces una degradación anual casi tres veces superior a la que padecen en la realidad.
De hecho, actualmente las cifras de degradación aseguradas por los fabricantes en sus catálogos son del -0.55%/año durante los primeros 25 años. Según los resultados obtenidos, estas cifras se aproximan más a la realidad de los módulos construidos hace entre 15 y 20 años y no parece descabellado pensar que las degradaciones reales de los módulos actuales sigan siendo algo menores que las declaradas, por lo que los escenarios propuestos parecen bastante atinados.
El motivo por el que los fabricantes declaran en sus catálogos cifras de degradación mucho peores que las que se observan en la realidad debe estar relacionado con la definición de los ensayos de cualificación de módulos en laboratorio que tratan de estimar el alcance de estas pérdidas (ciclados de calor-frío-humedad). Es probable que las pruebas de degradación que se emplean sean equivalentes a periodos de exposición a condiciones climáticas externas más allá de los 25 años propuestos, hecho que permite a los fabricantes incluir estas garantías sabiendo que sus productos en general se degradarán menos.
Defectos más comunes
Durante las visitas a las instalaciones, el equipo de GRECO inspeccionó con detenimiento los módulos que llevan expuestos al sol más de una década, realizando una lista de los defectos más comunes. Algunos de ellos, si bien son muy llamativos, como las babas de caracol y la decoloración –amarilleamiento–, no han mostrado en general evidencias de suponer un problema en la integridad de los módulos, ni de disminuir su capacidad de producción energética.
En cambio, otros sí que repercuten drásticamente en su funcionamiento y/o seguridad, como las roturas de vidrio, la dedegradación inducida por potencial (comúnmente conocida por su acrónimo en inglés, PID), , las delaminaciones, etc. y suelen ser difícilmente reparables. Hay otros defectos que, en caso de ser detectados a tiempo, pueden ser reparados, permitiendo así que el módulo continúe funcionando con normalidad dentro de la instalación. De esta forma se alarga la vida útil de la instalación y, por tanto, se vuelve más rentable.
Los defectos que son susceptibles de ser reparados en la propia instalación son:
• Aquellos que están disminuyendo la potencia entregada por los módulos, como pueden ser diodos de paso defectuosos que están continuamente en conducción.
• Los que, además, suponen un peligro para la integridad de los módulos, como los puntos calientes en célula o soldadura que pueden llegar a derivar en rotura definitiva del módulo.
• Los que atentan contra la seguridad eléctrica de la instalación y obligarían a su retirada, como los módulos con fallo de aislamiento en los bordes.
El interés de reparar los módulos en vez de sustituirlos por otros nuevos estriba en la cada vez más probable carencia de módulos de repuesto con el paso del tiempo, ya que las características mecánicas y eléctricas de los módulos de hace más de una década –y no digamos ya de módulos de hace dos décadas o más– distan notablemente de las que presentan los módulos actuales.
Es por ello que en GRECO se han desarrollado soluciones para reparar, en la propia instalación, módulos con alguno de estos defectos y así reducir notablemente el tiempo y el coste de la reparación: las reparaciones propuestas suponen apenas uno ó dos días de trabajo en caso de realizarse en la propia instalación, mientras que si se envían a reparar a un laboratorio especializado estos tiempos se alargan notablemente (al menos entre 2 o 3 semanas, pues los laboratorios están normalmente muy alejados de la ubicación de las instalaciones).
En caso de solicitar la fabricación ad-hoc de algunos ejemplares, además de exigir más tiempo, el precio también podría dispararse. El equipo de GRECO ha estimado que el coste medio de la reparación de uno de estos defectos en un módulo es de unos 70€ si ésta se realiza en la propia instalación (mano de obra para desmontar y reparar el módulo más el precio de los materiales necesarios para la reparación):
Si se lleva a cabo en un laboratorio especializado sube a los 95€ (el sobrecoste del 35% se debe al transporte; realmente debería ser algo superior pues se ha considerado que el precio de reparación en un centro especializado es el mismo que en el campo); y de 230€ si se solicita un módulo totalmente nuevo (el sobrecoste del 330% está asociado básicamente al precio del módulo, suponiendo un coste de 0.7€/Wp, similar al de los módulos actuales para pequeñas cantidades, aun a pesar de que se trata de un ejemplar de características diferentes a los típicos de la línea de producción ya implementada en la fábrica, lo que realmente encarecería bastante su precio).
Es decir, incluso en el caso más optimista (no hay sobrecoste por la fabricación de un módulo ad hoc) el ahorro de recurrir a la reparación de módulos en vez de su sustitución permite abaratar costes sustancialmente, además de incrementar el tiempo de vida y la rentabilidad de la instalación fotovoltaica.
Principales conclusiones
Se ha podido constatar que la degradación anual en la realidad es mejor que la garantizada por los fabricantes de los módulos. Esto ha dado pie a definir unos modelos de degradación más acordes con la realidad y que se podrían incluir en las simulaciones de producción de energía durante la vida útil de la instalación.
Las simulaciones que se realizan habitualmente se basan en las tasas de degradación aseguradas por los fabricantes y que, como se ha observado, suelen estar sobreestimadas. Es por ello que la producción energética al final de la vida útil de una instalación sin defectos graves es probablemente superior a lo predicho con las estimaciones energéticas tradicionales. Así, estos nuevos modelos de envejecimiento propuestos conducirán a cifras de productividad y rentabilidad mayores, además de ser más precisos, por lo que también podrían repercutir positivamente a la hora de abordar la financiación inicial de este tipo de instalaciones.
Además, se han identificado algunos defectos en los módulos que pueden comprometer la fiabilidad, productividad y seguridad de las instalaciones fotovoltaicas y que son susceptibles de ser reparados en la propia instalación. El equipo de GRECO ha estado investigando acerca de las posibles técnicas de reparación de estos defecto –reparación de puntos calientes en célula o en soldadura; reparación de diodos de paso continuamente en cortocircuito; pérdida de aislamiento en los bordes- y ha preparado múltiples video-tutoriales (ver recuadro) sobre ello. Estas técnicas de reparación no sólo permiten prolongar la vida útil de la instalación, evitando que estos defectos terminen derivando en otros más graves que atenten contra su integridad (rotura definitiva e irreversible del módulo), sino que además pueden permitir la recuperación de parte de la capacidad productiva perdida como consecuencia de la presencia del defecto.
El proyecto GRECO ha sido financiado por el programa de investigación e innovación del Horizonte 2020 de la Unión Europea a través del proyecto Fostering a Next GeneRation of European Photovoltaic SoCiety, bajo el acuerdo de concesión nº 787289. Este trabajo es parte del proyecto MADRID-PV2 (P2018/EMT-4308), financiado por la Comunidad de Madrid con el apoyo de FEDER.
Videos tutoriales
Los autores del proyecto tenían la intención de organizar algunos talleres para mostrar a técnicos y a particulares responsables de la operación y mantenimiento de instalaciones fotovoltaicas estos resultados y estas técnicas de reparación. Sin embargo, la crisis sanitaria de la Covid no aconseja realizar reuniones presenciales, por lo que se ha optado por preparar unos video-tutoriales en diferentes idiomas que muestran los diferentes procesos de reparación propuestos. Todos ellos se pueden consultar de forma totalmente gratuita en el canal de Youtube del proyecto GRECO.
Esta investigación del proyecto GRECO ha estado encabezado por:
• Francisco Martínez-Moreno y Ana Belén Cristobal López, del Instituto de Energía Solar – Universidad Politécnica de Madrid
• Luís Fialho, Renewable Energies Chair – Universidad de Évora
Nikolay Tyutyundzhiev, Academia de Ciencias Búlgara
Este artículo se publicó primero en ER201 (mayo de 2021).
