En 2022, el equipo del Laboratorio Fotovoltaico de la UFSC (Universidad Federal de Santa Catarina) puso en funcionamiento una planta solar con el objetivo de evaluar el desempeño de módulos bifaciales en las condiciones climáticas brasileñas e investigar las ganancias energéticas proporcionadas por diferentes tipos de suelo.
El proyecto utilizó paneles solares de última generación, con una potencia individual superior a 600 Wp. Sin embargo, un año después del inicio de las operaciones, los investigadores comenzaron a encontrar una serie de fallas en los vidrios del equipo.
Se identificaron grietas que comprometían la seguridad y el desempeño del sistema de energía solar, con fallas de aislamiento en días de lluvia y la aparición de Puntos calientes. Se reemplazaron los módulos de la planta, pero el problema de las grietas reapareció.
Al igual que en el caso del USFC, también se identificó otro caso similar en la planta piloto de energía solar de USP (Universidad de Sao Paulo). Construida a finales de 2023, la planta tenía más de una cuarta parte de sus módulos con algún tipo de rotura en el cristal.
En una entrevista con Canal Solar, Roberto Zilles, profesor titular del Instituto de Energía y Medio Ambiente de la USP, habló sobre varios aspectos observados sobre el tema. Entre ellas, las consecuencias del fenómeno conocido como "poder falso", factores que contribuyen a la degradación acelerada de los módulos fotovoltaicos y cómo las pruebas de laboratorio ayudan a identificar el nivel de eficiencia de los paneles de energía solar.
Profesor, ¿qué caracteriza el fenómeno conocido como “fake power” en los módulos fotovoltaicos y cuáles son las causas más comunes de este problema?
La llamada “fake power”, la comercialización de módulos con menor potencia que la declarada, puede ocurrir por dos motivos: deshonestidad o falta de conocimiento. Este fenómeno, la comercialización de productos con características inferiores a las declaradas, no es exclusivo de los módulos fotovoltaicos.
La venta de módulos fotovoltaicos con potencia inferior a la declarada es más probable que ocurra en mercados donde no hay control de Seguimiento de Producción y Ventas, como es el caso de Brasil.
Entre las principales causas se encuentra la competencia feroz y algo depredadora, que puede estar afectando con mayor intensidad al mercado de micro y mini generación distribuida.
En su opinión, ¿cuáles son los principales factores que contribuyen a la degradación acelerada de los módulos fotovoltaicos? ¿La calidad de los materiales y el lugar de fabricación juegan un papel importante?
Actualmente, se puede inferir que el principal factor asociado con la marcada degradación está relacionado con la drástica reducción de costos y precios. Esta situación podría haber llevado, en algunas plantas de fabricación, a la interrupción de las inspecciones de calidad para asegurar celdas más económicas.
También existe la posible relajación en el control de calidad de los demás componentes de un módulo fotovoltaico, por ejemplo, EVA, polímeros y vidrio.
¿Cómo ayudan las pruebas de laboratorio a identificar el nivel de degradación de los módulos de energía solar? ¿Existe alguna metodología que considere más efectiva para evaluar la durabilidad?
La identificación de la degradación se puede detectar realizando pruebas de determinación de potencia en condiciones estándar, MQT 06, después de la estabilización inicial MQT 19.1, de IEC 61215/2021. Sin embargo, para ello es necesario haber establecido previamente un protocolo de medición para algunos módulos fotovoltaicos.
Además de los módulos que se instalarán, se recomienda mantener dos módulos testigo que no se instalarán. Con este registro inicial se podrán realizar seguimientos anuales, o a intervalos más cortos si se sospecha de bajo rendimiento.
En general, los fabricantes garantizan una degradación inferior al 2 % durante el primer año, un valor inferior a la incertidumbre de los mejores laboratorios de evaluación de la conformidad que operan actualmente en el país y en el extranjero. Por lo tanto, degradaciones observadas de hasta el 2 % no justifican técnicamente iniciar una disputa con el fabricante/proveedor.
Sin embargo, el protocolo sugerido proporciona la primera información para iniciar el cobro de la garantía debido a una degradación superior al 2%, observando la curva de degradación garantizada por el fabricante. Dependiendo del contrato y del número de módulos afectados, el fabricante puede exigir la evaluación de una muestra de acuerdo con la norma NBR 5746 – Planes y procedimientos de muestreo en la inspección por atributos.
Es importante resaltar que las mediciones sólo tendrán valor técnico/legal en caso de disputa cuando sean realizadas por un laboratorio acreditado por un organismo signatario de la Cooperación Internacional de Acreditación de Laboratorios, ILAC. En nuestro país el INMETRO es el signatario.
La cuestión de las microfisuras en los módulos es ampliamente discutida. ¿Podrías explicarnos cómo se forman estas grietas y cuáles son los impactos directos en la eficiencia de los módulos a largo plazo?
Las grietas observadas en el vidrio trasero de algunos módulos bifaciales de vidrio-vidrio son objeto de debate y análisis en centros de investigación internacionales y en Brasil. Cabe destacar la investigación realizada por el Laboratorio Fotovoltaico de la UFSC. Este grupo de investigación registró el primer registro de grietas en 2022 y, desde entonces, Marília Braga, investigadora de este grupo, ha dedicado atención a este fenómeno.
En los módulos de vidrio-vidrio, puede producirse un efecto de pinzamiento de laminación en los extremos de las láminas de vidrio superior e inferior, lo que hace que las capas tipo sándwich se vuelvan más delgadas en el borde del módulo, forzando a las capas delantera y trasera a acercarse entre sí, creando una tensión local muy alta en el borde del módulo.
Esta tensión puede provocar la formación de grietas que se propagan y dan lugar a fracturas fácilmente observables. Grieta visible en la parte posterior del módulo. Este efecto se registra en módulos de vidrio de 2 mm, el vidrio de 2 mm no se puede someter al método de templado térmico.
Las placas de vidrio de 2 mm no pueden soportar las altas temperaturas y el enfriamiento del método de templado térmico. Las delgadas placas de vidrio se someten a un “templado químico”, que se produce a menor temperatura mediante intercambio iónico.
En este proceso, la mayor resistencia del vidrio no le confiere la misma robustez que el vidrio templado térmicamente. La aparición de grietas en el vidrio, tan pronto como aparecen, no afecta el rendimiento eléctrico del módulo. Sin embargo, representa una importante preocupación adicional debido a la posibilidad de que entre humedad en las celdas.
Situación que puede acelerar la degradación y provocar que la unidad de conversión CC/CA (inversor) se apague debido a la detección de una falla de aislamiento. Por lo tanto, puede comprometer la seguridad y la producción de energía de la unidad de generación fotovoltaica.
Respecto al transporte e instalación de módulos, ¿qué precauciones son necesarias para minimizar los daños y mantener el rendimiento esperado?
Los módulos deben transportarse en posición vertical, es decir, no apilados en posición horizontal. A medida que aumenta el tamaño de los módulos, también se debe tener mayor cuidado al fijarlos y moverlos en el lugar de instalación. Estas precauciones pueden reducir la formación de microgrietas.
Usted mencionó que un módulo bien protegido debería mantener el 80% de su capacidad después de 25 años. ¿Qué indicadores de calidad pueden garantizar esta durabilidad en el momento de la compra?
Además del cuidado asociado con el transporte y la instalación, que pueden ser responsables de la aparición de microfisuras, los módulos deben buscarse en fabricantes/proveedores que tengan rigurosos controles de calidad en el ingreso de materias primas e inspecciones de parámetros eléctricos durante la clasificación de las celdas.
¿Cómo pueden confundirse problemas del inversor o fallos de instalación con defectos del módulo? ¿Qué medidas se podrían implementar para un análisis preciso del origen del problema?
Este es un problema recurrente, es decir ¿cómo distribuir responsabilidades? Afortunadamente, contamos con la NBR 16274/2014 – Sistemas fotovoltaicos conectados a la red. Requisitos mínimos para documentación, pruebas de puesta en servicio.
Esta norma, actualmente en revisión, proporciona instrucciones para realizar pruebas de puesta en servicio y evaluación del desempeño. Su ejecución es la herramienta con la que podemos identificar y distribuir responsabilidades.
En su opinión, ¿cómo puede el mercado protegerse de los fabricantes que ofrecen módulos de calidad inferior? ¿Existen regulaciones o normas que podrían fortalecerse?
La protección de los productos de calidad se puede incrementar mediante el seguimiento de la producción y la comercialización.
Recientemente hemos visto casos de degradación superiores al 40% en módulos con sólo cuatro años de funcionamiento. ¿Qué acciones inmediatas recomendaría para afrontar problemas de este tipo en el terreno?
Como primer paso se deberá solicitar la sustitución de los módulos y la compensación por el lucro cesante.
Finalmente, ¿cuál es el papel de la innovación tecnológica y las inversiones en I+D en la mejora de la calidad de los módulos fotovoltaicos? ¿Existen tecnologías emergentes que puedan ayudar a mitigar estos problemas?
Las inversiones en I+D son muy importantes para el desarrollo científico y tecnológico de las células fotovoltaicas. En el pasado reciente, los registros de eficiencia y desarrollo celular provenían de laboratorios de investigación de universidades o institutos de investigación.
Actualmente provienen de las propias empresas productoras de células fotovoltaicas. En 2016, comenzó el cambio de células solares BSF (Back Surface Field) a PERC de tipo p y en 2022 se observó el crecimiento de la tecnología TOPCon de tipo n.
Se estima que la tecnología TOPCon tipo n, junto con las células solares de heterojunción, alcanzará el 60% del mercado en 2032. Independientemente de la tecnología que domine el mercado en los próximos años, la degradación se puede mitigar con la adopción de módulos vidrio a vidrio soldados con láser, herméticos y libres de polímeros (tecnología en desarrollo en NREL).
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