Guía 2025 sobre la degradación de los paneles solares

Índice

1. LID y recomendaciones para minimizar su impacto
2. PID y recomendaciones para minimizar su impacto
3. Envejecimiento natural de los módulos fotovoltaicos y recomendaciones
4. Microfisuras, efecto de puntos calientes y estrategias de mitigación

Durante el uso, los módulos fotovoltaicos inevitablemente sufren una pérdida de rendimiento, que puede dividirse en degradación inicial y degradación a largo plazo. Los tipos más comunes incluyen la degradación inducida por la luz (LID), la degradación inducida por potencial (PID), los puntos calientes, las microfisuras y el envejecimiento de los materiales. Estos mecanismos están estrechamente relacionados con el dopaje del material, el estrés de voltaje, las condiciones ambientales y la estructura de encapsulado. Si no se controlan adecuadamente, afectarán directamente el rendimiento del sistema a largo plazo y el retorno de la inversión.

Las tecnologías tipo N actualmente más utilizadas (como TOPCon, HJT e IBC) han logrado, mediante la optimización de materiales y procesos, mantener una tasa de degradación anual promedio entre el 0,35 % y el 0,4 %, superando a los módulos tradicionales tipo PERC. Para ayudar a los usuarios a identificar riesgos y optimizar la selección y configuración de módulos, este artículo analiza dichos mecanismos, sus causas, diferencias técnicas y estrategias de mitigación, con el fin de ayudar a las empresas a construir sistemas fotovoltaicos estables y fiables.

Degradación inducida por la luz (LID) y estrategias para minimizar su impacto

La degradación inducida por la luz (LID, Light-Induced Degradation) es una pérdida de rendimiento inicial causada por la exposición a la luz, y se presenta principalmente en células solares de silicio tipo P. Según su mecanismo de formación, puede clasificarse en tres tipos: LID por complejos de boro-oxígeno (BO-LID), degradación inducida por luz y temperatura elevada (LeTID) y degradación inducida por radiación ultravioleta (UVID).

1. BO-LID (Degradación por complejos de boro-oxígeno)

El BO-LID es la causa más común de pérdida de potencia inicial en módulos de silicio tipo P tras su primera exposición a la luz, provocada por la formación de complejos de boro y oxígeno en el silicio dopado. Este proceso ocurre dentro de las primeras horas o días tras la puesta en marcha del sistema, con una pérdida de potencia de entre el 2 % y el 5 %, dependiendo del contenido de oxígeno y la estructura de la célula.

Este tipo de degradación es rápido y tiende a estabilizarse en poco tiempo. Se puede mitigar utilizando silicio dopado con galio en lugar de boro o seleccionando obleas con bajo contenido de oxígeno. También se emplean tratamientos de pre-entrenamiento con luz (light soaking) y recocido en fábrica para estabilizar el rendimiento inicial antes de la entrega.

Una vez estabilizada, la degradación LID entra en una fase lineal dominada por el envejecimiento de materiales, con una tasa media anual de alrededor del 0,35 %–0,4 %. Los módulos de alta calidad fabricados con silicio tipo N (como TOPCon, IBC y HJT), al no contener complejos de boro-oxígeno, son naturalmente inmunes a este fenómeno y ofrecen mayor uniformidad de potencia inicial y estabilidad a largo plazo.

Además, algunos fabricantes añaden una tolerancia positiva de hasta +5 % en la potencia nominal para compensar esta pérdida inicial. Sin embargo, esta reserva es válida solo bajo condiciones estándar de prueba (STC), por lo que su efecto sobre el rendimiento real a largo plazo es limitado. La capacidad real de mitigar la LID sigue siendo un criterio esencial de calidad.

2. UVID (Degradación inducida por luz ultravioleta)

Cuando los módulos solares se exponen durante mucho tiempo a la radiación UV, puede producirse una degradación estructural en los materiales, fenómeno conocido como UVID. Debido a la presencia de óxidos de silicio cristalino, una capa de óxido de boro puede formarse sobre la superficie del módulo al inicio de la exposición, reduciendo la eficiencia. Esta degradación se relaciona con reacciones químicas o fisuras internas en el material, lo que disminuye el rendimiento y la potencia de salida.

Para reducir el riesgo de UVID, los fabricantes suelen usar materiales encapsulantes altamente resistentes a los rayos UV, optimizar los materiales de protección y realizar pruebas de envejecimiento acelerado bajo radiación ultravioleta para verificar la durabilidad.

3. LeTID (Degradación inducida por luz y temperatura)

LeTID es una forma específica de degradación que ocurre bajo condiciones de alta irradiación y temperatura, y está relacionada con defectos intrínsecos del material de las células solares. El calor y la radiación activan estos defectos, aumentando la recombinación de portadores y la resistencia, lo que lleva a una pérdida de potencia. Aunque comparte similitudes con LID, LeTID se manifiesta después de 3 a 12 meses de operación real del sistema, con pérdidas acumuladas que pueden alcanzar entre el 4 % y el 6 %.

Si el fabricante no ha implementado mecanismos de control eficaces, LeTID puede ser un foco de reclamaciones durante el periodo de garantía. Para mitigar este riesgo, se recomienda aplicar mejoras en los procesos de fabricación, seleccionar materiales más estables y realizar ensayos específicos de resistencia térmica para garantizar un rendimiento constante bajo altas temperaturas.

Recomendaciones:

· Dar prioridad a tecnologías tipo N

El rendimiento a largo plazo de los módulos solares depende en gran medida del tipo de célula utilizada. Las tecnologías basadas en silicio tipo N —como TOPCon, HJT e IBC— no contienen complejos de boro-oxígeno, por lo que evitan de forma natural la degradación inducida por la luz (LID), ofreciendo mejor estabilidad inicial y mayor fiabilidad a largo plazo.
Tomando como ejemplo la tecnología HJT, su comportamiento de degradación es el siguiente:
· Pérdida del 1 % durante el primer año
· A partir del segundo año, degradación media anual del 0,35 %
· Degradación acumulada en 30 años ≈ 1 % + (29 × 0,35 %) = 11,15 %

Incluso en un ciclo de operación de 30 años, la degradación total puede mantenerse por debajo del 12,6 %, lo que la convierte en una solución ideal para proyectos industriales y comerciales con alta exigencia de estabilidad a largo plazo.

· Prestar atención a la estructura de encapsulado

La radiación ultravioleta, la humedad y el amarilleo de los materiales son factores clave que aceleran la degradación. Se recomienda elegir módulos con alta resistencia a los rayos UV, buena hermeticidad en el encapsulado y que hayan superado pruebas de fiabilidad como las especificadas en la norma IEC 61215 (pruebas de humedad y UV).

· Comprender la tolerancia de potencia

Algunos módulos especifican una tolerancia de potencia positiva del +3 % al +5 %, diseñada para compensar las pérdidas iniciales. Sin embargo, este margen solo se refleja bajo condiciones estándar de prueba (STC) y no sustituye la resistencia real a la degradación durante la operación. Por tanto, al seleccionar un módulo, es preferible basarse en datos reales de degradación medidos en campo.

PID y cómo minimizar su impacto

La degradación inducida por potencial (PID, Potential-Induced Degradation) es un fenómeno de envejecimiento que puede afectar a los módulos solares tras 4 a 10 años de uso. Su causa principal es la diferencia constante de potencial eléctrico entre las células y el marco o el vidrio del módulo. En entornos con alta temperatura y humedad, esta diferencia puede provocar la migración de impurezas como los iones de sodio, lo que daña las capas aislantes y reduce el rendimiento eléctrico de las células, con la consiguiente pérdida de potencia.

El PID es difícil de detectar en sus primeras fases mediante inspección visual o supervisión convencional. Su diagnóstico suele requerir imágenes electroluminiscentes (EL) o análisis de curvas IV. Para quienes no disponen de estos equipos, síntomas como caídas de voltaje o corrientes anómalamente bajas en los string pueden servir como señales de advertencia. Sin intervención, el PID puede provocar pérdidas acumuladas de potencia de hasta un 20 %–50 % en pocos años, y generar disputas por garantías.

Aunque muchos fabricantes ya emplean materiales resistentes al PID y han optimizado sus procesos, pruebas realizadas por entidades independientes como PVEL demuestran que el PID puede seguir apareciendo bajo condiciones extremas de alta tensión, amplias variaciones térmicas y humedad elevada. Esto es especialmente relevante en parques solares de gran escala.

Recomendaciones para los desarrolladores de proyectos al seleccionar módulos:

· Elegir módulos con certificación anti-PID, preferiblemente los que hayan superado ensayos como los de la norma IEC 62804 y hayan demostrado estabilidad en condiciones de alta humedad y tensión.

· Evitar configuraciones con excesiva cantidad de módulos en serie, que pueden elevar demasiado la tensión del sistema. Se recomienda ajustar el número de módulos según las especificaciones del inversor para mantenerse dentro de los límites de seguridad.

· Seleccionar inversores con función de polarización inversa (reverse bias) que permite contrarrestar activamente la acumulación del efecto PID, una solución especialmente útil en instalaciones de gran escala.

· Basarse en datos reales de degradación a largo plazo: dar prioridad a productos con resultados demostrados en pruebas de campo realizadas por terceros, que garanticen una baja degradación bajo condiciones reales de operación.

Envejecimiento natural de los módulos fotovoltaicos y recomendaciones

Además de los mecanismos de degradación conocidos como PID y LID, los módulos fotovoltaicos también sufren un envejecimiento natural durante su operación a largo plazo. Este deterioro se debe a procesos físicos o químicos que afectan a componentes clave como las capas de encapsulado, la lámina trasera, el vidrio y las propias células solares, provocando pérdidas de rendimiento irreversibles.

Estas formas de envejecimiento se agravan especialmente en entornos con altas temperaturas, humedad elevada y fuerte radiación ultravioleta, acelerando la pérdida de capacidad de generación de energía. Por tanto, es crucial abordar estos riesgos desde las primeras etapas del diseño del sistema, mediante una selección adecuada de materiales y configuraciones estructurales que aseguren la durabilidad y fiabilidad del módulo a lo largo de su vida útil.

Envejecimiento de las capas de encapsulado

La capa de encapsulado de los módulos fotovoltaicos, al estar expuesta durante largos periodos a la radiación ultravioleta, puede sufrir amarilleamiento, agrietamiento o pérdida de adherencia, reduciendo así la transmitancia de luz. Los materiales de encapsulado más comunes incluyen EVA, POE y EPE (estructura compuesta EVA+POE+EVA):

• El EVA es un material ampliamente utilizado con procesos maduros, pero con resistencia limitada al envejecimiento.
• El POE ofrece mejor resistividad eléctrica y mayor capacidad de barrera al vapor de agua.
• El EPE combina las ventajas de ambos y se ha convertido en una opción predominante para módulos de gama media y alta.

Actualmente, un número creciente de fabricantes opta por encapsulados de POE completo o EPE, para reforzar la estabilidad y resistencia a la degradación en condiciones de alta temperatura y humedad.

Degradación de la lámina trasera

El fallo de la lámina trasera es una de las principales causas de degradación en la etapa media o tardía del módulo. Acelera la infiltración de humedad, la corrosión de las células y el riesgo de fugas eléctricas. Los materiales de lámina trasera más comunes son PET, TPT (PET recubierto con flúor) y PAPF (estructura con lámina de aluminio), cuyas propiedades afectan directamente a la estabilidad a largo plazo del módulo:

• El PET estándar es de bajo costo, pero se hidróliza fácilmente en ambientes cálidos y húmedos, reduciendo la estanqueidad del encapsulado.
• El PAPF tiene buena barrera contra el vapor de agua, pero algunos modelos pueden presentar riesgo de fugas eléctricas, por lo que su selección debe ser cuidadosa.
• Las estructuras de doble vidrio tienen vidrio en ambas caras, logrando una tasa de transmisión de vapor cercana a 0 g/m²·d, lo que garantiza una excelente resistencia a la humedad y a las inclemencias del tiempo. Son ideales para proyectos medianos o grandes con altos requisitos de estabilidad del sistema.

En la selección de módulos, también es fundamental la compatibilidad estructural entre la lámina trasera y el tipo de célula. Las tecnologías N-type como TOPCon o HJT requieren alta integridad de encapsulado y buena transmitancia, por lo que se recomienda utilizar láminas compuestas de alta barrera y resistentes a los UV o directamente estructuras de doble vidrio para garantizar un bajo nivel de degradación óptica a largo plazo.

Deterioro del rendimiento de las células

Como núcleo generador de energía del módulo, la estabilidad de la célula solar determina directamente el rendimiento global. Aunque el diseño típico apunta a una vida útil superior a 25 años y los fabricantes suelen ofrecer garantías en consecuencia, en entornos de alta temperatura, humedad o fuerte radiación UV, la estructura del material puede degradarse, aumentando la tasa de recombinación de portadores y disminuyendo así la eficiencia y la potencia de salida.

Otros efectos adversos incluyen microgrietas, desprendimiento de las líneas metálicas o agravamiento de la degradación, que suelen ser difíciles de detectar en las primeras etapas, pero que con el tiempo conllevan pérdidas acumuladas en la producción.
Para mejorar la resistencia al envejecimiento, se deben optimizar continuamente la pureza del silicio, los procesos de dopaje y la estructura de los electrodos. Además, durante el uso, se recomienda mantener los módulos limpios, evitar sombras y realizar inspecciones periódicas para ralentizar el deterioro del rendimiento.

Vidrio frontal: soporte estructural y protección ambiental

El vidrio de los módulos no solo brinda soporte estructural y protección frente a factores ambientales, sino que actúa como primera barrera contra el polvo, la humedad y los impactos. Las opciones principales son:

• Vidrio templado de 3.2 mm, con alta resistencia a impactos y dilatación térmica, ideal para estructuras monovidrio con exigencias mecánicas elevadas.
• Vidrio semitemplado de 2.0 mm o 1.6 mm, con mayor planitud y menor tensión interna, ideal para laminación bifacial, mejorando el rendimiento y la uniformidad óptica.

Los módulos de doble vidrio, con vidrio tanto frontal como trasero, tienen una transmisión de vapor casi nula, lo que proporciona mayor resistencia a la humedad y al envejecimiento en ambientes calurosos y húmedos. Son la opción preferida para tecnologías N-type como HJT, que requieren alta transparencia y estabilidad estructural. En estos casos, las láminas traseras plásticas son claramente inferiores en cuanto a barrera de vapor y rendimiento óptico.

Además, el tratamiento de la superficie del vidrio y el diseño antirreflectante afectan directamente la resistencia ambiental y la transmisión de luz a largo plazo. Se debe verificar que los módulos hayan pasado ensayos de fiabilidad ambiental, como choques térmicos, niebla salina o erosión por arena.

El envejecimiento natural será el principal factor de pérdida de eficiencia a lo largo de los años. Por tanto, se recomienda que desde el diseño del proyecto se seleccionen estructuras de encapsulado de alta estabilidad con datos reales de degradación, adaptadas a las condiciones ambientales, para garantizar un rendimiento estable a lo largo de la vida útil del sistema.

¿Por qué prestar atención a la tasa de degradación del módulo?

Una diferencia anual de solo 0,2% en la tasa de degradación puede tener un impacto acumulativo importante en un sistema de larga duración. Por ejemplo, al comparar un módulo con 1,5% de degradación en el primer año y 0,4% anual, con otro que tiene una tasa anual del 0,5%, la diferencia acumulada en generación eléctrica puede ser de 8%–10% en 25 años, afectando directamente el retorno de la inversión.
Por tanto, la tasa de degradación no es solo un indicador de calidad, sino un factor clave que define el límite de rentabilidad de un proyecto fotovoltaico.

Microgrietas y efecto de puntos calientes: causas y recomendaciones

Durante el funcionamiento de los paneles solares, pueden aparecer microgrietas que, con el tiempo, desencadenan la formación de puntos calientes (hot spots). Estos defectos estructurales suelen ser consecuencia de errores durante la instalación, daños por transporte o cargas extremas de viento. Aunque en sus primeras fases son difíciles de detectar, las microgrietas aceleran el envejecimiento del módulo, reducen la potencia de salida e incluso pueden suponer un riesgo de seguridad.

Microgrietas

Las células solares tienen un grosor aproximado de 160 micras, lo que las hace vulnerables a daños por golpes o presiones durante el transporte e instalación (como pisadas, impactos o carga eólica). Las microgrietas incipientes suelen no afectar el funcionamiento inmediato del módulo, pero a medida que se acumulan ciclos térmicos y humedad, pueden ampliarse e interrumpir el camino de la corriente, elevando la resistencia e impidiendo el flujo de portadores, lo que deriva en pérdida de potencia y calentamiento interno.

Cuando estas grietas persisten, se convierten en focos de generación de puntos calientes, especialmente si coinciden con zonas sombreadas, contaminadas o húmedas. La interrupción local del flujo eléctrico puede generar corrientes inversas, provocando sobrecalentamiento localizado y acelerando el fallo del módulo.

Actualmente, la industria adopta soluciones como células partidas (half-cut), barras colectoras múltiples (multi-busbar) o tecnología shingled (superposición de células), que aumentan la tolerancia estructural frente a microgrietas. En particular, los módulos de alto rendimiento como los de tipo IBC, con electrodos traseros distribuidos y sin líneas frontales, presentan mejor resistencia a grietas y redundancia en la conducción eléctrica.

Recomendaciones

Para prevenir la pérdida de rendimiento y los riesgos derivados de las microgrietas, se sugiere:

• Elegir módulos con estructuras optimizadas, como tecnología de media celda, multi-busbar o shingled, que ofrecen mayor resistencia mecánica.
• Seguir estrictamente los protocolos de instalación y transporte, evitando fuerzas desiguales o impactos sobre los módulos.
• Implementar monitoreo térmico regular (termografía) durante la operación, combinando el análisis de sombras con un diseño adecuado para evitar disparadores combinados de grietas y puntos calientes.

Un control coordinado a lo largo de todo el proceso —selección, instalación y operación— permite ralentizar significativamente el envejecimiento del sistema, manteniendo la estabilidad operativa y la eficiencia de generación eléctrica.

Puntos calientes: causas, riesgos y recomendaciones

Los puntos calientes (hot spots) se forman cuando una zona del panel solar interrumpe la salida de corriente, forzando el paso de corriente inversa por una o más células defectuosas en una cadena en serie. Esta corriente se convierte íntegramente en calor localizado, generando un aumento anormal de temperatura. Si no se controla, puede provocar carbonización del encapsulante EVA, daño en las soldaduras, rotura del vidrio e incluso incendios.

Causas comunes

Además de las microgrietas, los puntos calientes también pueden originarse por:

• Sombreamiento puntual causado por excrementos de aves, hojas caídas, estructuras cercanas o acumulación de polvo;
• Desajuste de corriente debido a una configuración incorrecta del inversor o fallos en el seguimiento MPPT.

A medida que aumentan la potencia del sistema y el tamaño de los módulos, también se intensifican los efectos negativos de los puntos calientes sobre la eficiencia y la seguridad del sistema.

Medidas técnicas recomendadas

Para mitigar estos riesgos desde la fase de diseño, se recomienda:

• Utilizar módulos con respuesta rápida de bypass, como los que integran interruptores MOS en lugar de diodos tradicionales, capaces de cortar rápidamente el paso de corriente inversa durante un sombreado parcial.
• Preferir módulos IBC, cuyo diseño permite el flujo lateral de corriente por la parte trasera de la célula. Incluso bajo sombreado parcial, esta arquitectura mantiene la continuidad eléctrica y reduce significativamente la formación de puntos calientes.
• Diseñar el sistema con espacio de ventilación suficiente, realizar análisis de sombras y prever mecanismos de monitoreo térmico como la termografía infrarroja, para mantener controladas las temperaturas de operación a largo plazo.
• Realizar mantenimiento periódico, que incluya la limpieza de los módulos y la eliminación o prevención de fuentes de obstrucción, para minimizar los disparadores externos.

Recomendaciones prácticas

• Desde la fase de diseño, realizar análisis de trayectorias de sombra para evitar que los módulos queden expuestos a sombras prolongadas provenientes de árboles, salidas de ventilación, hojas o estructuras.
• En la selección de componentes, priorizar aquellos con protección activa contra puntos calientes, como los módulos con interruptores MOS integrados o arquitectura IBC.
• Durante la instalación, dejar espacio suficiente para ventilación natural, mejorando la disipación térmica.
• En la fase operativa, implementar inspecciones por termografía y sistemas de monitoreo de temperatura, junto con limpiezas regulares y estrategias para eliminar fuentes de sombra o suciedad.

Detección temprana de microgrietas y puntos calientes

Para mejorar la identificación de riesgos estructurales o térmicos, se sugiere realizar evaluaciones periódicas del sistema mediante:

• Termografía infrarroja, para detectar zonas con sobrecalentamiento;
• Imágenes EL (Electroluminiscencia), para identificar microgrietas no visibles;
• Análisis de curvas IV, para reconocer desviaciones en corriente o voltaje.

Estas medidas permiten anticipar fallos antes de que se manifiesten pérdidas severas, protegiendo tanto la eficiencia energética como la seguridad del sistema fotovoltaico.

El aumento de temperatura causado por los puntos calientes puede generar riesgos de seguridad, como incendios.

Para abordar este problema, Maysun Solar ha incorporado interruptores de bypass MOS en su serie de módulos fotovoltaicos Venusun, reemplazando los diodos de bypass tradicionales. Estos interruptores responden rápidamente a los cambios en las condiciones de irradiación, ajustando el flujo eléctrico para minimizar el impacto del sombreado en el rendimiento del módulo.

La imagen a continuación muestra a un instalador en Bélgica colocando un panel solar Venusun Full Black de 410W.

Los módulos solares IBC de Maysun están diseñados con electrodos metálicos positivos y negativos dispuestos en la parte trasera, lo que permite una conducción de corriente estable incluso en condiciones de sombreado parcial. Gracias a la ausencia de rejillas metálicas en la parte frontal, se eliminan los problemas de sobrecalentamiento local causados por la resistencia del contacto frontal, lo que reduce significativamente el riesgo de puntos calientes.

Esta serie de productos incluye una garantía de potencia de 25 años, con una degradación inferior al 1,5% en el primer año y una degradación lineal anual no superior al 0,4% a partir del segundo año. Es ideal para aplicaciones comerciales y residenciales de gama alta que buscan un rendimiento estable a largo plazo.

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.

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