Secondo uno studio quinquennale condotto da Sandia Labs sul degrado dei moduli solari emerge che 13 tipi di moduli, su 23 testati, hanno una durata effettiva di oltre 30 anni.

Sotto gli auspici del Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti, i Sandia National Laboratories hanno appena completato uno studio quinquennale sul degrado dei moduli solari nelle loro prime fasi di vita. Questo studio ha esaminato 834 moduli fotovoltaici, di 13 tipi diversi e di sette produttori, utilizzati sul campo in tre climi.

Il rapporto, recentemente apparso su Progress in Photovoltaics, ha esaminato 23 sistemi in totale. Sei di questi hanno registrato tassi di degrado che consentiranno loro di superare i limiti fissati dalla garanzia del pannello, mentre 13 sistemi hanno dimostrato la loro capacità di estendere la loro durata oltre i 30 anni. Lo studio definisce "vita" come il periodo durante il quale la produzione elettrica di un pannello è superiore all'80% della sua velocità di produzione iniziale.

Secondo questo documento, il costo dei moduli è diminuito dell'85% dal 2010, a causa di economie di scala, maggiore efficienza nella progettazione delle celle, automazione delle linee di produzione, moduli più grandi e modifiche nella distinta base di componenti come i film posteriori. Il rapporto afferma che costi inferiori avrebbero contribuito a rendere il solare una parte centrale delle infrastrutture energetiche esistenti oggi, ma sottolinea che drastici tagli ai costi di progettazione e modifiche ai materiali potrebbero portare a tassi di efficienza energetica peggiori. degrado, che, a sua volta, potrebbe compensare molti degli aspetti positivi derivanti da questi moduli più economici.

Lo studio indica che il degrado non è affatto lineare nel tempo e che su alcuni tipi di moduli si osservano variazioni stagionali. I valori medi e mediani dei tassi di degrado, rispettivamente −0,62%/anno e −0,58%/anno, sono coerenti con i tassi misurati sui moduli più vecchi.

Secondo il rapporto, la quota di mercato di diversi tipi di cellule è cambiata drasticamente negli ultimi anni. Nel 2018, i modelli convenzionali con un campo di superficie posteriore in alluminio (Al-BSF) hanno rappresentato fino al 90% della produzione globale di celle solari. Nel 2020 la quota di mercato di Al-BSF è scesa solo al 15%, rispetto all'80% di celle ad alta efficienza come PERC (passivated emitter back contact cell), PERL (passivated emitter back cell). diffuso localmente), PERT (cella a retroemettitore passivato completamente diffuso), SHJ (cella a eterogiunzione di silicio) e TOPCon (cella a contatto con ossido di tunnel passivato).

I ricercatori sottolineano che ci sono pochi dati sul campo a lungo termine per queste nuove tecnologie di celle e moduli. Hanno quindi cercato di superare questa mancanza di dati studiando ciascuna di queste tecnologie nel tempo sul campo.

Le variazioni della potenza nominale variavano dal -3,6% al 4% con la stabilizzazione della potenza iniziale che variava dal -3,3% al +0,6%. Le misurazioni della sovratensione flash hanno mostrato prestazioni variabili, amplificate a seconda della stagione.

Nel complesso, la ricerca ha rivelato tassi di degrado dello stesso ordine di grandezza dei valori osservati dal 1979 al 2014 su tecnologie fotovoltaiche convenzionali più costose. Lo studio conclude che i tassi di degrado dei moduli non sembrano risentire del forte calo dei costi registrato negli ultimi dieci anni, almeno per quanto riguarda i moduli studiati.

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