¿Cómo es el sistema fotovoltaico conectado a la red más antiguo de Europa?

El sistema fotovoltaico TISO-10 (TIcino SOlare) se conectó a la red en 1982 en el tejado de lo que hoy es el SUPSI PVLab de la Universidad de Ciencias Aplicadas y Artes del Sur de Suiza, situada en el cantón de habla italiana del país, Tesino, donde ha funcionado casi ininterrumpidamente durante casi 40 años.

Las mediciones del rendimiento del conjunto se realizaron durante unos 35 años, desde 1982 hasta 2017, cuando la Oficina Federal de la Energía de Suiza (OFSE) encargó a dos científicos –Alessandro Virtuani, investigador principal de la École Polytechnique Fédérale de Lausanne (EPFL), y Mauro Caccivo, director del propio PVLab de la SUPSI– y a sus equipos que analizaran la enorme cantidad de datos recopilados. “Tuvimos que revisar una torre increíble de papel y tardamos casi dos años en clasificar toda la información relevante”, dijo Caccivio a pv magazine.

Paneles de 40 años

El conjunto se construyó con un coste de unos 284.000 francos suizos (unos 309.000 dólares actuales y 475.000 dólares de la época) y los 288 módulos utilizados para el proyecto costaban unos 21 francos suizos (22,9 dólares actuales y unos 37 dólares de la época) por vatio. Los productos de lámina de vidrio, con una potencia de 37 W cada uno, fueron suministrados por Arco Solar, que primero fue adquirida por el conglomerado alemán Siemens y luego por el fabricante de paneles solares SolarWorld, con sede en Alemania, en 2007. “Cuando se compraron los módulos en 1980, Arco Solar era uno de los mayores fabricantes del mundo y tenía alrededor de 1 MW de capacidad de producción anual”, especificó Caccivio.

Aunque la disposición eléctrica del sistema cambió varias veces, tras las sustituciones de los inversores, todos los módulos envejecieron juntos, siempre expuestos al ambiente exterior y a la luz solar, y nunca se renovaron salvo unas pocas excepciones, en las que se sustituyeron las cajas de conexiones y los diodos de derivación.

“Estos módulos tienen una robustez mecánica impresionante”, afirman Virtuani y Caccivio, y señalan que su peso y dimensiones mecánicas, así como el grosor de sus células solares, no son representativos de lo que podría ocurrirle en términos de grietas a un sistema fotovoltaico construido con módulos fabricados hoy o en los últimos años.  “Pero estos módulos pueden decirnos mucho sobre la penetración de la humedad y el ‘yellowing’” (amarilleo), afirmaron. “Cada panel se encapsuló con una lámina posterior de acero que funciona como barrera contra la entrada de agua, que está intercalada por capas de Tedlar en ambos lados”, explicaron, y añadieron que el producto se acerca más a lo que hoy definiríamos como un panel de vidrio/vidrio que a la de un panel convencional de vidrio/ lámina posterior.

Los módulos, con una eficiencia del 10%, tienen una tensión de circuito abierto de 21,5 V, una corriente de cortocircuito de 2,55 A y un factor de llenado del 68%. Cada uno de ellos mide 121,9 × 30,5 x 3,8 cm, pesa 4,9 kg y se basa en 35 células monocristalinas de 102 mm de diámetro. “Hoy en día las células son mucho más sofisticadas y pueden incluir capas de pasivación superficial o estructuras de patronaje más complejas”, dijo Virtuani. “Esta complejidad puede hacer que las células sean potencialmente más débiles y las exponga a mayores tasas de degradación”.

En total, los inversores se cambiaron cinco veces. Los primeros dispositivos, suministrados por Abacus controls, se sustituyeron después de 10 años por un nuevo producto de Invertomatic y también se modificó el diseño del sistema, con strings más largas y se redujo ligeramente el número de módulos. En una fase posterior, se instalaron inversores de SMA y el diseño del sistema volvió a su configuración original con 288 módulos. Los módulos solares son los únicos componentes del sistema que nunca se han modificado.

Diferentes rendimientos

El rendimiento de los módulos no fue el mismo en todos los paneles y los investigadores pudieron dividirlos en tres grupos: los de mejor rendimiento casi no mostraban signos de amarilleamiento, mientras que los otros dos grupos presentaban niveles medios y altos de amarilleamiento. “En el tercer grupo el amarilleo era tan intenso que algunos paneles acabaron teniendo un color marrón”, dijo Virtuani. “El rendimiento eléctrico a largo plazo y el envejecimiento de los paneles están muy correlacionados con sus respectivos grupos y con el comportamiento del encapsulante utilizado para fabricarlos”.

Los análisis químicos realizados en los últimos años confirmaron que los tres encapsulantes están fabricados con los mismos polímeros de base, pero sus tres proveedores respectivos utilizaron diferentes aditivos en la formulación del encapsulante, lo que explica el variado rendimiento. “Como en muchos casos de instalaciones fotovoltaicas, el diablo está en los detalles”, afirmó Virtuani. “Con cambiar un solo elemento, en este caso el proveedor del encapsulante, todo el rendimiento de un conjunto fotovoltaico puede verse comprometido”, añadió. “Lo que demuestra que los materiales utilizados son importantes. Mucho”.

Debido a que la extracción de los polímeros del módulo es una técnica destructiva, los investigadores solo pudieron realizar el análisis químico en un número limitado de módulos, pero excluyeron otras causas de degradación, ya que el amarilleo es un problema relacionado exclusivamente con los materiales encapsulantes. “Por otra parte, los módulos no han mostrado signos de penetración de humedad”, explicó Caccivio.

Los tres encapsulantes se basaban en butiral de polivinilo (PVB), un polímero termoplástico que se utiliza desde principios de los años 80 para encapsular módulos fotovoltaicos y que ha sido sustituido por el acetato de vinilo y etileno (EVA). “Un antiguo directivo de Arco Solar confirmó que, en aquel momento, el encapsulante probablemente era PVB y que la empresa utilizó tres proveedores diferentes de PVB”, destacaron los científicos.

Tres grupos

Alrededor del 21,5% de los módulos mostraron una degradación anual de -0,2% al año, que debería corresponder al valor prometido por el fabricante, mientras que otro grupo que representa el 72,9% de los paneles mostró una degradación anual de entre -0,2% y -0,7% al año. “La mayoría de los paneles del segundo grupo también han tenido un buen comportamiento, cumpliendo con las expectativas iniciales”, declaró Caccivio, señalando que este grupo puede dividirse a su vez en dos subgrupos relacionados con los diferentes encapsulantes.

De 1982 a 2017, los módulos del primer grupo se degradaron en general como máximo un 13% y los del segundo hasta un 21%, aunque la mitad de ellos no superaron el umbral del 20%. Según el grupo suizo, alrededor del 70% de los módulos utilizados en el conjunto seguirían satisfaciendo una garantía de rendimiento que los fabricantes de módulos están considerando aplicar a la tecnología del futuro, lo que significa una vida útil de 35 años.

El análisis también mostró que el 87,5% de los módulos sufrió algún tipo de delaminación frontal menor y problemas con varias cajas de conexión, pero estos problemas se distribuyeron por igual entre los tres grupos. El sobrecalentamiento de las cajas de conexiones, sin embargo, tuvo un impacto menor en los módulos del primer grupo. Además, algunos módulos presentaban grietas, degradación de la lámina posterior, corrosión del circuito interno, puntos calientes y marcas de quemaduras, entre otros.

La primera y más importante lección aprendida del estudio de la instalación y los módulos fotovoltaicos “es que la lista de materiales (BOM) es importante”, afirmaron los investigadores, añadiendo que la elección de los materiales es tan crucial hoy como hace cuarenta años.

¿Renovación o sustitución?

Cuando se les preguntó por el futuro de este sistema fotovoltaico y el de las instalaciones envejecidas en general, y si renovar o repotenciar puede ser una mejor opción que dejar que los viejos conjuntos sigan generando energía, aunque con menor rendimiento, los dos científicos ofrecieron perspectivas diferentes.

“Desde el punto de vista económico, puede ser preferible renovar y repotenciar las instalaciones, o sustituirlas por un sistema completamente nuevo”, dijo Caccivio. “Sin embargo, la Comisión Europea ha establecido un ciclo de vida de 40 años para los módulos solares y, razonablemente, tenemos que utilizar los productos solares hasta el final de su ciclo de vida o hasta que ofrezcan el 80% de su rendimiento original”. El sistema fotovoltaico estudiado ha demostrado que una parte de él solo ha perdido el 0,2% de su rendimiento original y sigue superando ampliamente este umbral de 40 años, añadió.

Según Virtuani, es posible prolongar el ciclo de vida de un sistema fotovoltaico con un mantenimiento adecuado. “Si el sistema fotovoltaico funciona bien, puede funcionar durante más de 40 años”, explicó. “Por otra parte, varios planes de negocio, actualmente, se desarrollan en un plazo de 30 años. Pero nada nos impide prolongar el funcionamiento del sistema fotovoltaico durante más tiempo del previsto, si los sistemas y los módulos funcionan bien”.

También dijo que prolongar la vida de un sistema fotovoltaico por encima del límite de 30 años puede depender de las aplicaciones que tenga el sistema fotovoltaico. Por ejemplo, un conjunto que alimenta una bomba de agua no necesita funcionar a pleno rendimiento y probablemente se utilice durante mucho más tiempo del que su propietario espera.

Los resultados de los dos investigadores se presentaron en dos artículos diferentes: “35 years of photovoltaics: Analysis of the TISO-10-kW solar plant, lessons learnt in safety and performance-Part 1” y “35 years of photovoltaics: Analysis of the TISO-10-kW solarplant, lessons learnt in safety and performance-Part 2”, ambos publicados en Progress in Photovoltaics.