1. Más sol no significa más generación de energía
La irradiación solar y la temperatura del módulo son los dos factores clave que afectan la potencia de salida de un sistema fotovoltaico.
Aunque en verano los días son más largos y la irradiación es mayor, el aumento de la temperatura ambiente provoca un incremento significativo de la temperatura del módulo, lo que reduce su eficiencia.
En condiciones de alta irradiación durante el verano, la temperatura de la superficie de los módulos en cubierta puede alcanzar los 65–75 °C, muy por encima de los 25 °C de las condiciones estándar de prueba (STC). En la mayoría de los módulos de silicio cristalino, la potencia de salida disminuye aproximadamente un 0,3%–0,35% por cada aumento de 1°C en la temperatura.
Por lo tanto, aunque el verano ofrece excelentes recursos solares, la pérdida de rendimiento provocada por el aumento de temperatura afecta directamente a la producción total de energía. Por ejemplo, en regiones cálidas, la potencia por kilovatio instalado al mediodía en verano suele ser inferior a la registrada en primavera u otoño con el mismo nivel de irradiación. Esto explica por qué más sol no siempre significa más generación de energía.
2. El coeficiente de temperatura determina la diferencia en la generación de energía
La pérdida de rendimiento de los módulos fotovoltaicos en condiciones de alta temperatura se debe principalmente a su sensibilidad eléctrica al calor. Este comportamiento se mide mediante el coeficiente de temperatura de potencia (%/°C), que indica el porcentaje de pérdida de potencia máxima por cada 1°C de aumento de temperatura. Cuanto menor es el coeficiente de temperatura, mayor es la resistencia térmica del módulo.
En los veranos de Europa del Sur, con alta irradiación, la temperatura superficial de los módulos suele superar los 65–70°C, lo que supone un aumento de 35–45°C respecto a los 25°C de las condiciones estándar.
Tomando como referencia un aumento de 40°C, la pérdida de potencia sería:
- PERC: –0,34 × 40 = –13,6%
- HJT: –0,24 × 40 = –9,6%
Esto se traduce en una diferencia de potencia instantánea de aproximadamente 4% a la misma temperatura de funcionamiento. Según simulaciones de PVsyst y datos reales en Europa del Sur, la diferencia anual de generación entre módulos HJT y PERC en climas cálidos suele estar entre 3% y 6%. Con un promedio de 1.500 kWh/kWp al año, esto representa un aumento acumulado de 45–90 kWh/kWp, que impacta directamente en la estructura de costes de LCOE y en los modelos financieros del proyecto.
Además, el coeficiente de temperatura influye en aspectos clave como el diseño eléctrico y la selección del inversor. En proyectos orientados a autoconsumo o rentabilidad estable, ignorar la degradación del rendimiento debido al aumento de temperatura puede llevar a subestimar la producción real, afectando así las proyecciones de ingresos y el cierre técnico del diseño.
3. El diseño estructural influye en el rendimiento térmico
El diseño del módulo fotovoltaico afecta directamente a su estabilidad térmica y eficiencia operativa en condiciones de alta temperatura. Los principales factores que determinan la resistencia térmica del módulo son los materiales de encapsulado, la configuración de las vías conductoras y la uniformidad en la distribución del calor, diferencias que se amplifican especialmente en condiciones de alta irradiación y carga durante el verano.
El material de encapsulado es clave para la capacidad de disipación del calor.
Los módulos de tipo glass-foil (vidrio y polímero), gracias a su madurez tecnológica, bajo peso y buena relación calidad-precio, siguen siendo ampliamente utilizados en Europa Central y en climas templados, con un rendimiento estable. Sin embargo, sus habituales láminas traseras de polímero (como TPT o PPE) tienen una baja conductividad térmica, de solo 0,2–0,3 W/m·K, lo que limita la disipación de calor en condiciones de alta temperatura. Por el contrario, los módulos glass-glass (vidrio-vidrio) utilizan vidrio templado en la parte trasera, con una conductividad térmica mucho mayor, de 1,0–1,4 W/m·K, lo que permite una transmisión y liberación de calor mucho más eficiente. Las mediciones reales muestran que, en condiciones de alta irradiación y baja circulación de aire, la temperatura operativa de los módulos glass-glass puede ser 2–3°C más baja. Para módulos con un coeficiente de temperatura de –0,3 %/°C, esto supone una ventaja adicional de 0,6–0,9 % en potencia mantenida, especialmente notable en el sur de Europa y en las zonas del Mediterráneo.
Las diferencias en la estructura de conducción también afectan a la uniformidad térmica.
Los módulos convencionales con marco de aluminio utilizan barras colectoras (busbars) en la parte frontal. Cuando se producen sombras parciales, microfisuras o defectos en las soldaduras, es fácil que aparezcan puntos calientes (hotspots) en las zonas con mayor densidad de busbars, generando aumentos locales de temperatura. En comparación, los módulos con conducción trasera, contactos posteriores o distribución de busbars más finos y dispersos, presentan una menor diferencia de temperatura en la superficie (ΔT), lo que ayuda a reducir la concentración de calor y las fluctuaciones en el rendimiento. En pruebas de campo, un diseño optimizado para la gestión térmica puede reducir el ΔT en 1,5–2°C, proporcionando una mayor estabilidad operativa en condiciones de alta temperatura.
El diseño estructural también impacta en la capacidad de liberación de tensiones, la compatibilidad de expansión térmica y la degradación de materiales.
Las pruebas de envejecimiento acelerado (85°C / 85% de humedad relativa durante 2.000 horas) muestran que los módulos glass-glass suelen tener una degradación de potencia inferior al 2%, mientras que algunos módulos de tipo glass-foil pueden llegar hasta el 3–4%. Sin embargo, debido a su mayor peso, los módulos glass-glass imponen mayores exigencias en términos de capacidad de carga de la cubierta y procesos de instalación. En proyectos sobre cubiertas ligeras, es fundamental evaluar cuidadosamente el equilibrio entre la adaptación estructural y las ganancias en rendimiento térmico.
4. Las altas temperaturas amplifican las diferencias tecnológicas
Bajo las condiciones estándar de prueba (STC), las diferencias tecnológicas entre los módulos fotovoltaicos son poco perceptibles. Sin embargo, en entornos de alta temperatura sostenida, estas diferencias se acumulan con el tiempo y se traducen en desviaciones medibles en la producción de energía y en los modelos de rentabilidad del proyecto.
Con una temperatura operativa de 65°C, la diferencia en el coeficiente de temperatura entre PERC y HJT (0,10%/°C) genera una diferencia diaria en la producción de aproximadamente 3–4%. Si los periodos de alta temperatura representan alrededor de un tercio del tiempo de operación anual, la diferencia anual en la generación puede llegar al 2–3%, lo que impacta directamente en el cálculo del LCOE y en los modelos de rentabilidad del proyecto.
En condiciones de alta temperatura y fuerte irradiación, la estructura del módulo tiene un impacto significativo en la eficiencia de disipación térmica y en la velocidad de degradación de los materiales. Los módulos glass-glass, gracias a su mayor conductividad térmica y encapsulado simétrico, presentan una ventaja clara en términos de estabilidad térmica. Las pruebas de envejecimiento acelerado (85°C / 85% de humedad relativa) demuestran que su degradación de potencia suele ser inferior al 2%, mientras que algunos módulos glass-foil pueden alcanzar entre 3% y 4%. No obstante, las diferencias reales dependen del proceso de fabricación y de los materiales utilizados, por lo que la elección de la tecnología debe basarse en factores como la temperatura ambiente, la capacidad de carga de la estructura y el ciclo de vida esperado del proyecto.
Las altas temperaturas también aceleran la formación de hotspots, la propagación de microfisuras y la fatiga térmica en los puntos de soldadura. Si el diseño del módulo no gestiona adecuadamente la distribución del calor y las tolerancias a los esfuerzos térmicos, los bordes del encapsulado se convierten en zonas críticas de acumulación de tensiones, lo que compromete la estabilidad estructural del módulo e incrementa la necesidad de intervenciones de mantenimiento.
En mercados con altas temperaturas como el sur de Europa, el aumento térmico debe considerarse un criterio fundamental para evaluar la idoneidad tecnológica. La capacidad del módulo para mantener una potencia estable a altas temperaturas, garantizar una distribución térmica uniforme y ofrecer una alta resistencia al estrés térmico debe ser un factor clave en la fase de diseño del sistema.
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Referencias:
Fraunhofer ISE. (2024). Photovoltaics Report. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE. https://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/studies/photovoltaics-report.html
NREL. (2020). Temperature Coefficients for PV Modules. National Renewable Energy Laboratory. https://www.nrel.gov/docs/fy20osti/76876.pdf
PVsyst SA. (2023). PVsyst Software Documentation – Thermal Behavior of PV Modules. https://www.pvsyst.com/help/thermal_behavior.htm
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