Uno studio rileva un degrado molto inferiore-del-previsto nei moduli solari degli anni '80 e '90

Un gruppo di ricerca guidato dalla Scuola universitaria professionale svizzera (SUPSI) ha effettuato un'analisi a lungo-termine di sei impianti fotovoltaici-collegati alla rete-esposti a sud e installati in Svizzera tra la fine degli anni '80 e l'inizio degli anni '90. I ricercatori hanno scoperto che i tassi annuali di perdita di potenza dei sistemi erano in media compresi tra lo 0,16% e lo 0,24%, significativamente inferiori rispetto allo 0,75%-1% annuo comunemente riportato in letteratura.

Lo studio ha esaminato quattro sistemi su tetto a bassa-altitudine situati a Möhlin (310 m-VR-AM55), Tiergarten East e West a Burgdorf (533 m-VR-SM55(HO)) e Burgdorf Fink (552 m-BA-SM55). Queste installazioni utilizzano configurazioni sul tetto ventilate o applicate all'edificio. L'analisi ha incluso anche un impianto di pubblica utilità-a media altitudine a Mont-Soleil (1.270 m-OR-SM55) e due sistemi ad alta-altitudine, montati su facciata-a Birg (2.677 m-VF-AM55) e Jungfraujoch (3462 m-VF-SM75).

Tutti i sistemi sono dotati di moduli ARCO AM55 prodotti da Arco Solar, con sede negli Stati Uniti-, che era il più grande produttore di fotovoltaico al mondo con solo 1 MW di capacità all'epoca, o di moduli Siemens SM55, SM55-HO e SM75. Siemens è diventata il maggiore azionista di Arco Solar nel 1990. I moduli hanno una potenza nominale compresa tra 48 W e 55 W e sono costituiti da un foglio frontale in vetro, strati incapsulanti di etilene-vinilacetato (EVA), celle di silicio monocristallino e un laminato polimerico del foglio posteriore.

La configurazione del test includeva il monitoraggio in loco-della potenza in uscita CA e CC, della temperatura ambiente e del modulo e dell'irradianza del piano-del-array misurata utilizzando piranometri. In base alle condizioni del sito, i ricercatori hanno classificato le installazioni in zone climatiche a bassa-, media- e alta-altitudine.

"A scopo di benchmarking, dall'inizio della campagna di monitoraggio due moduli Siemens SM55 sono stati conservati in un ambiente interno controllato presso il Laboratorio fotovoltaico dell'Università di Scienze Applicate di Berna", hanno spiegato i ricercatori. Hanno inoltre applicato il metodo multi-annuale-su-anno (multi-YoY) per determinare i tassi di perdita di prestazione (PLR) a livello di sistema.

I risultati mostrano che i PLR in tutti i sistemi vanno dallo -0,12% allo -0,55% all'anno, con una media dal -0,24% al -0,16% all'anno, ben al di sotto dei tassi di degrado tipici riportati sia per i sistemi fotovoltaici più vecchi che per quelli moderni. I ricercatori hanno anche scoperto che i sistemi ad alta quota generalmente mostrano rapporti di prestazione medi più elevati e tassi di degrado più bassi rispetto agli impianti comparabili a bassa quota, nonostante l’esposizione a una maggiore irradianza e radiazioni ultraviolette.

Lo studio ha inoltre rivelato che i moduli dello stesso tipo nominale ma con design interni diversi mostrano un comportamento di degrado notevolmente diverso. I moduli SM55 standard presentavano guasti ricorrenti dei legami di saldatura, con conseguente aumento della resistenza in serie e riduzione del fattore di riempimento. Al contrario, i moduli SM55-HO hanno beneficiato di un design del backsheet modificato che fornisce una maggiore riflettanza interna e una migliore stabilità a lungo termine.

Nel complesso, i risultati indicano che il degrado a lungo-termine dei moduli fotovoltaici di prima-generazione è causato principalmente dallo stress termico, dalle condizioni di ventilazione e dalla progettazione dei materiali, piuttosto che solo dall'altitudine o dall'irradiazione. I moduli installati in ambienti più freschi e meglio-ventilati hanno dimostrato prestazioni particolarmente stabili per decenni.

I risultati dei test sono stati presentati nel documento "Tre decenni, tre climi: impatti ambientali e materiali sull'affidabilità a lungo termine- dei moduli fotovoltaici", pubblicato su EES Solar.

"Lo studio ha identificato la distinta-del-materiale (BOM) come il fattore più critico che influenza la longevità dei moduli fotovoltaici", hanno concluso. "Nonostante tutti i moduli appartengano alla stessa famiglia di prodotti, le variazioni nella qualità degli incapsulanti, nei materiali di riempimento e nei processi di produzione hanno comportato differenze significative nei tassi di degradazione. Gli incapsulanti di prima generazione-senza stabilizzazione UV hanno mostrato un invecchiamento accelerato, mentre i progetti successivi di moduli con backsheet ottimizzati e qualità di produzione migliorata hanno dimostrato un'eccezionale stabilità a lungo-termine."