Introducción
La energía fotovoltaica está avanzando rápidamente en toda Europa, pero con el tiempo comienzan a surgir riesgos ocultos en los módulos. El efecto hotspot, aunque parezca un problema menor, puede provocar el sobrecalentamiento o incluso la quema de un módulo debido a una sombra parcial o un daño leve. El efecto PID (degradación inducida por potencial) es aún más grave en zonas cálidas y húmedas, pudiendo causar una disminución del rendimiento de más del 30%, lo que afecta directamente al retorno de la inversión.
¿Cómo detectar estos problemas con antelación? ¿Cómo prevenirlos de forma eficaz? Este artículo parte de los mecanismos de formación del hotspot y del PID, y presenta los métodos clave de detección, técnicas de reparación y estrategias de prevención, junto con casos típicos, para ayudar a las empresas a lograr una generación de energía estable y rentable a largo plazo.
1. Mecanismos de formación de los efectos hotspot y PID en los módulos fotovoltaicos
1.1 Efecto hotspot: un problema pequeño que puede derivar en un gran riesgo
El efecto hotspot no es una falla técnica lejana o improbable: suele comenzar con un detalle menor. Por ejemplo, una hoja seca en el tejado o una mancha de excremento de ave no retirada puede hacer que una celda trabaje en sentido inverso, se sobrecaliente continuamente y, con el tiempo, genere marcas de quemadura, se dañe e incluso afecte al rendimiento de toda la cadena de módulos.
En la mayoría de los sistemas instalados en tejados o en pequeñas plantas en suelo, los módulos están conectados en serie. Si una celda falla, las demás deben soportar su corriente. Si esa celda presenta microfisuras, defectos de fabricación o desviaciones de rendimiento, actúa como un punto de bloqueo en una tubería, convirtiendo la corriente en calor: eso es un hotspot.
Aún más peligroso es cuando las diodos bypass están mal configuradas o dañadas, lo que impide que la corriente anómala se desvíe a tiempo y permite que el calor siga acumulándose. Este proceso suele ser silencioso, pero puede intensificarse rápidamente en verano con altas temperaturas o en cubiertas con mala ventilación, reduciendo drásticamente la vida útil del módulo.
En Europa, los efectos hotspot no son raros. Especialmente en viviendas urbanas con tejados inclinados, acumulación de hojas o ventilación deficiente, si no se realizan tareas de limpieza y mantenimiento con regularidad, es fácil que aparezcan marcas de hotspot ya en el segundo o tercer año de operación. Este tipo de pérdidas suele pasarse por alto durante la evaluación inicial del proyecto.
1.2 Efecto PID: una degradación crónica invisible
A diferencia del hotspot, cuyo calentamiento es visible, el efecto PID (Degradación Inducida por Potencial) es un daño crónico e invisible. Suele ocurrir silenciosamente en ambientes con altas temperaturas, humedad elevada y altos voltajes, especialmente en sistemas sin una correcta puesta a tierra o sin materiales resistentes al PID. En muchos casos, se observan signos claros de degradación en menos de tres años de funcionamiento.
El núcleo del PID es la migración de cargas dentro del módulo debido a diferencias de potencial, lo que conduce a una degradación progresiva de la capa pasivante en la superficie de las celdas. Es como si una fina película protectora que debería conservar la eficiencia empezara a desprenderse: incluso con luz solar intensa, no se logra generar corriente.
Las causas del PID son múltiples. La más común es una puesta a tierra incorrecta en el diseño del sistema: cuando un módulo tipo P no se conecta a tierra por el polo negativo, se genera una fuerte diferencia de potencial entre el marco y la celda. Si a esto se le suma brisa marina, alta humedad y fuerte radiación solar en verano, los materiales de encapsulado comienzan a filtrar corriente, acelerando el envejecimiento.
Además, los módulos que utilizan lámina EVA estándar o vidrio sodocálcico son más propensos a sufrir PID. Las celdas tipo P son naturalmente más sensibles, y si se combinan con capas antirreflectantes inestables o resistencias eléctricas desiguales, la degradación es casi inevitable.
2. ¿Cómo detectar con precisión los efectos hotspot y PID?
Detectar los problemas a tiempo y actuar con rapidez es clave para reducir las pérdidas a largo plazo en un sistema fotovoltaico. Los efectos hotspot y PID no siempre se manifiestan mediante una caída brusca de la producción. De hecho, mediante las técnicas adecuadas de detección, muchos de estos problemas pueden identificarse en fases tempranas e invisibles. A continuación, se presentan los tres métodos más comunes y efectivos:
Termografía infrarroja: detección rápida de zonas calientes
El signo más evidente de un hotspot es el aumento de temperatura, por lo que el método más directo para su detección es el uso de una cámara termográfica infrarroja. El personal de mantenimiento puede escanear fila por fila los módulos al mediodía en un día soleado. Si una zona muestra una temperatura significativamente más alta que su entorno (normalmente más de 10 °C), debe considerarse una señal de alerta.
Este método permite localizar rápidamente problemas sin desmontar los módulos y detectar posibles riesgos como sombreado, microfisuras o desequilibrios en la corriente. En proyectos en tejado o estructuras complejas, la cámara termográfica se ha convertido en un estándar en cada inspección.
Prueba de curva IV: el informe de salud del módulo
La curva IV (corriente-tensión) refleja el estado real de salida del módulo y es una herramienta habitual para diagnosticar el efecto PID. Si el módulo está afectado, la curva presenta un menor gradiente, un desplazamiento evidente del punto de máxima potencia (MPP) y una caída significativa del factor de llenado (FF).
Mediante un analizador portátil, se pueden recopilar datos string por string y generar gráficos comparativos entre distintos periodos de tiempo, lo que permite identificar posibles tendencias de degradación eléctrica. En comparación con la termografía, este método es más adecuado cuando el problema ya ha alcanzado cierta magnitud y se necesita un análisis más profundo.
Detección por EL: revelando microfisuras ocultas y degradación
La electroluminiscencia (EL) es una técnica común para detectar microgrietas y degradación localizada. El módulo se coloca en una sala oscura, se estimula con una corriente eléctrica y se toma una imagen que muestra claramente los cambios estructurales internos.
Especialmente en el caso de manchas oscuras causadas por PID, la comparación de imágenes EL antes y después permite visualizar qué celdas han perdido pasivación y qué zonas han empezado a mostrar pérdidas de rendimiento. Se recomienda realizar esta prueba al inicio de la operación de la planta y nuevamente en el tercer año, para captar señales tempranas de degradación.
Desde la aparición de anomalías hasta la pérdida de potencia y la confirmación del PID, el proceso de detección suele seguir una ruta diagnóstica bien definida. El siguiente diagrama resume las etapas típicas de detección del PID:
Caso práctico:
Una instalación fotovoltaica en tejado de 2,4 MW en Sicilia (Italia) mostró, tras dos años de operación, una caída anormal en la eficiencia de los módulos. Las imágenes de EL revelaron amplias zonas oscurecidas en los bordes de los módulos, confirmando una degradación provocada por PID. Algunos módulos habían perdido más del 25% de su potencia. Tras sustituir los módulos dañados y ajustar el sistema de puesta a tierra, se estima que en los siguientes tres años se evitarán pérdidas superiores a 40.000 euros.
Comparación del impacto de los riesgos PID y hotspot en el mercado europeo
3. Guía rápida para el tratamiento de anomalías en los módulos
Cuando los efectos hotspot o PID ya están afectando el rendimiento de generación, una actuación rápida y escalonada es clave para evitar una ampliación de las pérdidas. Las siguientes medidas son aplicables a sistemas que presentan una disminución significativa de potencia o signos evidentes de descontrol térmico.
1. Medidas para módulos afectados por hotspot
- Hotspot leve (diferencia de temperatura inferior a 10 °C): se puede reubicar el módulo afectado al final de la cadena, reduciendo así su corriente de operación y prolongando su vida útil.
- Hotspot grave (decoloración de EVA o quemaduras en la parte trasera): se recomienda reemplazar directamente el módulo, para evitar riesgos de incendio o fallos eléctricos durante el funcionamiento prolongado.
- Eliminación de fuentes de sombreado in situ: sombras de árboles, nieve, excrementos de aves o polvo deben eliminarse regularmente. También se puede ajustar el ángulo de inclinación del soporte para reducir el riesgo de sombreado.
2. Reparación de emergencia ante fallos por PID
- Regeneración con campo eléctrico inverso: en casos leves de PID, se puede aplicar un voltaje inverso nocturno de +800 V a +1000 V, con lo cual la mayoría de los módulos puede recuperar más del 90 % de su potencia en 24–48 horas.
- Reemplazo en zonas de alto riesgo: en módulos que no puedan ser reparados o sufran una caída de potencia repentina, se recomienda sustituirlos por productos con certificación PID-Free, para evitar que afecten al rendimiento del resto de la cadena.
- Inspección de la estructura eléctrica: revisar el sistema de puesta a tierra, el envejecimiento del aislamiento, la oxidación de terminales u otros problemas eléctricos que puedan provocar una reincidencia del fallo.
4. De la planificación al mantenimiento: claves para prevenir hotspots y PID
El control eficaz de los problemas de hotspots y PID depende de una gestión integral y continua, que abarque desde la selección de componentes hasta el diseño del sistema y el mantenimiento rutinario. Esto es especialmente importante en proyectos europeos expuestos a altas temperaturas, humedad y sombreado. La planificación de los riesgos debe anticiparse desde el inicio.
1. Optimización en la selección de módulos y materiales de encapsulado
El origen de los problemas de PID y hotspots suele estar en la resistencia a condiciones climáticas, la consistencia eléctrica y la estructura de encapsulado del módulo. Por ello, es fundamental controlar los siguientes factores en la fase de selección:
- Priorizar módulos con certificación PID-Free, y asegurar que los materiales clave (EVA, backsheet, vidrio) ofrezcan alta resistencia dieléctrica y baja permeabilidad al agua. En zonas cálidas y húmedas, se recomienda el uso de módulos de doble vidrio o tipo N.
- Evitar la incorporación de células con microfisuras o parámetros eléctricos inconsistentes en la producción, mediante pruebas de clasificación y ensayos de electroluminiscencia (EL).
- Para proyectos con alto nivel de sombreado o condiciones de instalación complejas (como tejados inclinados o fachadas irregulares), se puede optar por módulos con arquitectura IBC. Por ejemplo, los módulos sin líneas frontales de Maysun Solar con tecnología IBC ofrecen claras ventajas en entornos de baja irradiación o sombreado, adecuados para aplicaciones residenciales y comerciales.
2. Optimización del sistema de puesta a tierra y de la estructura de instalación
- Usar herramientas de simulación como PVsyst para modelar el sombreado, optimizar las distancias entre filas y ajustar la inclinación de los módulos, evitando sombras fijas o estacionales que generen hotspots locales.
- Diseñar un sistema de puesta a tierra apropiado: se recomienda tierra negativa para módulos tipo P y tierra positiva para módulos tipo N, para reducir el diferencial de potencial entre el marco y las celdas y prevenir el efecto PID desde el origen.
3. Refuerzo del mantenimiento y controles periódicos
- Limpiar periódicamente la superficie de los módulos para eliminar polvo, excrementos de aves y otros contaminantes. En zonas áridas se recomienda limpiar una vez al mes; en regiones húmedas y costeras, al menos una vez por trimestre, junto con la revisión de posibles elementos de sombreado.
- Usar termografía infrarroja regularmente para localizar rápidamente puntos calientes. Complementarlo con inspecciones EL para detectar de forma temprana hotspots, microfisuras y signos iniciales de PID. Se recomienda realizar una inspección general anual y establecer un historial de mantenimiento básico.
4. Formación del usuario y concienciación
- Fomentar el conocimiento sobre hotspots y PID entre los usuarios finales mediante formaciones online y talleres técnicos. Compartir casos reales y métodos de resolución ayuda a mejorar la capacidad de los equipos de operación y mantenimiento para identificar riesgos y aplicar medidas preventivas adecuadas.
Conclusión
En los sistemas fotovoltaicos europeos, los efectos hotspot y PID rara vez son fallos repentinos: suelen ser problemas crónicos que se acumulan silenciosamente desde las primeras fases del proyecto, y que finalmente tienen un impacto real en los ingresos por generación eléctrica. Aunque sus causas pueden ser múltiples, todas apuntan a un mismo origen: desequilibrios en el diseño del sistema y el control de calidad desde el inicio.
Para minimizar realmente las pérdidas, no basta con controlar la calidad en la fase de adquisición y configuración. Es igualmente esencial establecer mecanismos de detección temprana y respuesta eficaz durante todo el ciclo operativo. En el futuro, la generalización de materiales resistentes al PID, el desarrollo de tecnologías sin líneas frontales, y la aplicación de herramientas inteligentes de diagnóstico aportarán una mayor estabilidad y rentabilidad a los sistemas fotovoltaicos.
Desde 2008, Maysun Solar se ha dedicado a la producción de módulos fotovoltaicos de alta calidad. Nuestra gama de paneles solares, que incluye IBC, HJT, TOPCon y estaciones solares para balcones, se fabrica con tecnología avanzada, ofreciendo un rendimiento excepcional y calidad garantizada. Maysun Solar ha establecido con éxito oficinas y almacenes en numerosos países, además de forjar alianzas a largo plazo con los principales instaladores. Para cotizaciones actualizadas sobre paneles solares o cualquier consulta relacionada con fotovoltaica, contáctenos. Estamos comprometidos a brindarle el mejor servicio, y nuestros productos ofrecen una garantía confiable.
Referencias:
MDPI Sensors – L. Wang, H. Li, Y. Zhao et al., “Comprehensive assessment of hotspot and PID degradation in crystalline silicon photovoltaic modules using infrared thermography and electroluminescence,” Sensors 23(21), 8780 (2023) https://www.mdpi.com/1424-8220/23/21/8780
OFweek Solar – “Analysis of PV module degradation: hot spot, PID and aging mechanisms” (2022/01/06)
http://www.ofweek.com/solar/article-2022-01/ART-310079
ASTM International – ASTM E2481-12 “Standard Test Method for Hot Spot Protection Testing of Photovoltaic Modules”
https://www.astm.org/e2481-12r18.html
PVsyst SA – “PVsyst User’s Guide” (latest edition) https://www.pvsyst.com/
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