El rendimiento a largo plazo de las plantas fotovoltaicas es un factor central para los cálculos de viabilidad económica, las decisiones de inversión y los costes de producción de electricidad. En la práctica, el Degradación de sistemas fotovoltaicos pero a menudo con 0,8 a 1,0 por ciento al año demasiado conservador. Mientras que la mayoría de las veces solo se utilizan los datos del fabricante sobre la degradación de los módulos, un estudio actual de la Universidad Técnica de Brandeburgo en Cottbus-Senftenberg (BTU) demuestra ahora que las pérdidas de rendimiento reales de las instalaciones fotovoltaicas completas están muy por debajo de muchas suposiciones anteriores.
La evaluación a gran escala de más de 1,2 millones de instalaciones fotovoltaicas en Alemania arroja un valor real promedio de aprox. 0,6 por ciento, que incluso se ralentiza con la edad creciente de las plantas. Para los operadores, inversores y planificadores, esto significa: muchos cálculos existentes subestiman la producción de electricidad posible durante la vida útil, con efectos positivos en la rentabilidad, el beneficio climático y la planificación de inversiones de reemplazo.
¿Qué significa degradación en las plantas fotovoltaicas?
procesos de degradación declive gradual del rendimiento una instalación fotovoltaica sobre la duración de funcionamiento. Esto se expresa habitualmente en porcentaje anual. Cada sistema pierde con el tiempo una pequeña parte de su capacidad para convertir la energía solar radiada en energía eléctrica, debido al envejecimiento del material, las condiciones climáticas, los cambios de temperatura, la radiación UV, la suciedad y los procesos de envejecimiento eléctrico. Lo crucial es que incluso pequeñas diferencias en la degradación asumida se suman durante 20 o 30 años de funcionamiento a desviaciones significativas en las cantidades de electricidad esperadas y, por lo tanto, en los ingresos, el costo por kilovatio-hora y la evaluación de las inversiones. Es importante distinguir entre los diferentes niveles de análisis:
Degradación del módulo (consideración física)
La degradación del módulo describe la pérdida de rendimiento de módulos fotovoltaicos individuales en condiciones estandarizadas y, en muchos casos, es el único coeficiente que se tiene en cuenta en el cálculo económico de plantas completas. Las causas típicas que el Eficiencia de las células solares influyen son:
- efectos inducidos por la luz (LID)
- envejecimiento inducido por el material
- Microfisuras y fatiga celular
Tras una degradación inicial de los módulos durante el primer año de funcionamiento (aprox. 1-2 %), la pérdida de potencia anual, según el estudio de la BTU, suele situarse en torno a 0,3–0,5 %. Estos valores se basan predominantemente en pruebas de laboratorio y especificaciones del fabricante y representan una consideración técnicamente aislada.
Degradación del sistema (instalación técnica total)
El estudio de la BTU también amplía la perspectiva a la degradación del sistema, es decir, a toda la infraestructura técnica de la instalación fotovoltaica. Además de los módulos, aquí se tienen en cuenta:
- Inversor (pérdidas de eficiencia, vida útil)
- Cableado de los módulos fotovoltaicos y puntos de contacto
- pérdidas eléctricas y efectos de desajuste
Típicamente, aquí se utilizan tasas de degradación de aproximadamente 0,5–0,8 % al año establecidos. Estos valores son más prácticos, pero a menudo todavía se basan en suposiciones de modelos y menos en datos a largo plazo medidos en la realidad.
Degradación de los rendimientos (decisión económica)
Para operadores e inversores, el rendimiento energético real es, en última instancia, crucial. La degradación del rendimiento describe la disminución de la cantidad de electricidad realmente generada por un sistema. Además de los efectos técnicos, aquí también influyen influencias operativas y específicas del sitio, que el estudio de la BTU también tiene en cuenta:
- Contaminación
- Influencias de la temperatura y el clima
- Mantenimiento y operación
- fallos temporales
El estudio actual se basa en hasta 16 años de datos operativos de 1,25 millones de instalaciones fotovoltaicas con una capacidad total de 34,9 GW, así como en datos abiertos de operadores de redes, el registro de datos del mercado y servicios meteorológicos (DWD, Copernicus). Muestra una degradación promedio del rendimiento de aproximadamente 0,59 % al año (Rango aproximado: 0,52-0,61 % al año).
Resultados clave del estudio a partir de datos de campo actuales
El nuevo estudio de la BTU „From shine to decline” analizó más de 1,25 millones de instalaciones fotovoltaicas en Alemania con una capacidad total de alrededor de 35 GW y hasta 16 años de funcionamiento, muchos más datos que cualquier estudio anterior. La pérdida de potencia anual promedio (degradación) de las instalaciones completas se sitúa entre el 0,52 y el 0,61 por ciento, menos del 0,8 por ciento que a menudo se menciona en la literatura. Esto significa que el rendimiento general de la instalación está más cerca de los valores de degradación de los módulos de lo que se pensaba anteriormente. Esto sugiere una alta estabilidad general del sistema en las instalaciones fotovoltaicas modernas.
Especialmente relevante es la degradación no lineal. Durante los primeros años de funcionamiento, se producen efectos más fuertes y luego la tasa de degradación se aplana, por lo que las instalaciones después de 10 años solo envejecen entre un 7 y un 13 por ciento más lentamente. Esto da lugar a que las instalaciones funcionen con mayor estabilidad en el funcionamiento posterior de lo que se supone en los modelos clásicos.
Las instalaciones a gran escala en tejados y espacios abiertos en el sector comercial muestran tasas de degradación aproximadamente un tercio más altas que las pequeñas instalaciones privadas en tejados, presumiblemente debido a sistemas más complejos y a la degradación inducida por el potencial (PID). En comparación con las revisiones globales (promedio del 0,8 por ciento), los valores anteriores exageraban la disminución para el clima templado alemán. Para los profesionales, esto significa que después de 20 años, el rendimiento se sitúa típicamente en torno al 90 por ciento; un final de vida técnica después de 20 años es demasiado pesimista.
Implicaciones para la rentabilidad y la planificación.
La menor degradación real conduce a mayores rendimientos energéticos previstos a lo largo de la vida útil de una planta fotovoltaica, con beneficios directos para la rentabilidad y las decisiones de inversión. Asumiendo una disminución anual del 0,6 % en lugar del 0,8 %, una planta típica genera después de 20 años correr 3–5 por ciento más de electricidad, lo que en proyectos más grandes se acumula en miles de euros de ingresos adicionales anuales.
En Coste Nivelado de Electricidad (LCOE) disminuye en consecuencia, ya que la inversión inicial se distribuye entre un mayor número de kilovatios-hora producidos, lo que resulta especialmente atractivo ante el aumento de los precios de la electricidad y las ayudas. Además, esta nueva estimación realista también influye en la rentabilidad de los modelos PPA y Contracting. La menor tasa de degradación aumenta la seguridad en la planificación y mejorar la base de cálculo. En total, los investigadores de Cottbus calculan que solo en Alemania se podrían ahorrar varios cientos de millones de euros al año en costes de mantenimiento y repotenciación hasta 2040.
Influencia del clima y la ubicación en la degradación de los sistemas fotovoltaicos
Además de la edad, los factores meteorológicos y ambientales afectan mediblemente el rendimiento de las placas fotovoltaicas. Cada día extremadamente caluroso superior a los 30 °C, cada día de helada inferior a 0 °C o cada microgramo de partículas finas (PM10) por metro cúbico reduce el rendimiento anual entre 0,038 y 0,101 puntos porcentuales. El estrés por calor afecta especialmente a las instalaciones más antiguas y se agrava con el tiempo, mientras que las heladas y la contaminación del aire afectan más a los sistemas más jóvenes.
Las precipitaciones tienden a tener un ligero efecto positivo en el clima alemán al enfriar y autolimpiar los módulos. Sin embargo, los eventos de lluvia intensa a menudo también generan tensiones mecánicas. Por lo tanto, los operadores deben tener en cuenta que los lugares en el sur de Alemania están sometidos a más calor o que las áreas urbanas sufren una mayor contaminación. Esto requiere un mantenimiento más frecuente, mientras que las instalaciones en el norte de Alemania se benefician en su mayoría de condiciones más leves.
Impactos para la planificación y operación
Para Planificador de proyectos ¿Son los supuestos de degradación del 0,5 al 0,7 por ciento al año para instalaciones solares en tejados alemanes más realistas que el 0,8 al 1,0 por ciento, a menudo conservador, especialmente con componentes de alta calidad, operación optimizada y buen mantenimiento? Incluir datos climáticos locales (por ejemplo, de DWD) en los modelos de rendimiento para valorar los riesgos de calor, heladas y contaminación de forma específica para cada ubicación.
Operador se debería priorizar la gestión del calor; la sombra, la ventilación o los módulos tolerantes al calor ayudan, ya que las instalaciones más antiguas reaccionan de forma especialmente sensible a esto; realizar limpiezas periódicas en zonas industriales o de tráfico para minimizar los efectos del material particulado fino. Sin embargo, los grandes parques solares y las instalaciones en tejados requieren inspecciones más frecuentes debido a su riesgo de degradación un tercio mayor.
Inversores beneficiarse de mayores rendimientos esperados de electricidad. Esto significa que las plantas existentes son más valiosas de lo que se pensaba y los nuevos proyectos se rentabilizan más rápido.
Sobre el estudio
El estudio analizado „From shine to decline – Degradation of over 1 million solar photovoltaic systems in Germany” se publicará en 2026 en Economía de la energía publicado. Examina todos los datos mediante regresiones de panel de efectos fijos de alta dimensionalidad, lo que la distingue significativamente de trabajos anteriores. En comparación con estudios previos, la supera por el enorme tamaño de la muestra (millones frente a miles de instalaciones), el largo período de observación (16 años continuos) y la consideración de factores ambientales y de degradación no lineal. Basándose en fuentes de datos abiertas como el registro de datos del mercado, la transparencia de la red y el DWD, proporciona así resultados altamente robustos y relevantes para la práctica en el clima templado alemán.
Comparación directa con estudios anteriores
| Estudio de BTU sobre instalaciones fotovoltaicas completas | Suposiciones previas basadas en la degradación del módulo | Diferencia | |
| Altura de la degradación | Ø 0,52–0,61 % al año (≈ 0,59 %) | Ø ~0,8–1,1 % al año (datos de la bibliografía ~1,09 %) | ~40–50 %: degradación menor de lo que se pensaba hasta ahora |
| Evolución de la degradación (lineal vs. no lineal) | La degradación no es lineal; la pérdida disminuye con el tiempo. A los 10 años: 7-13 %; menor degradación anual. | Trayectoria mayormente lineal (pérdida anual constante) | La fase inicial se ve más afectada, luego estabilización – Los modelos lineales son: demasiado optimista a corto plazo demasiado pesimista a largo plazo |
| Resultado después de 20 años | 88,9 % | 81,79 % (a razón de 1% al año) Los fabricantes garantizan: incluso más del 85 % después de 30 años % | tras 30 años, con 1 % = 74 % Tras 30 años a 0,59 % = 83,74 % |
| Influencia del tamaño de la planta | Grandes instalaciones (>30 kWp): ~1/3 de degradación mayor | Enfoque casi exclusivamente en: pequeñas instalaciones (<30 kWp) escasa diferenciación por tamaño | Los efectos de escala actúan negativamente en la degradación |
| Influencia de la temperatura | El calor y el frío causan pérdidas adicionales medibles De −0,038 % a −0,101 % por día extremo | Factores ambientales a menudo: simplificados o ni siquiera integrados sistemáticamente | Influencia cuantificada y significativa, la decisión de ubicación será más crucial |
| Influencia de la contaminación del aire | Claro efecto negativo (PM10) | A menudo: descuidado o solo considerado cualitativamente | Influencia cuantificada y significativa, la decisión de ubicación será más crucial |
| Influencia de la precipitación | Sin efecto claro: Enfriamiento y Limpieza vs. Dispersión y Humedad | A menudo valorado positivamente en general (efecto de limpieza) | la realidad es considerablemente más compleja |
| Interacciones | Los efectos cambian con la edad: Calor → más fuerte en instalaciones antiguas Frío y contaminación → más fuerte en plantas nuevas | En su mayoría no se consideran interacciones dinámicas. | La degradación es un proceso dinámico |
| Base de datos | 1 millón de sistemas, ~35 GW datos operativos de hasta 16 años de antigüedad | oft: pocas instalaciones (7-2.000) y períodos cortos (2-7 años) | Datos más robustos: representativos y más cercanos a la operación real |
| Valoración económica | Degradación mucho más económica: −4,8 % LCOE respecto a las hipótesis anteriores En términos macroeconómicos: ~638 millones de € de ahorro/año posibles | Se contemplan costos más altos para reemplazo y repotenciación | Mayor rendimiento incluso después de largos plazos de funcionamiento, incluso si se reemplazan componentes de hardware |
Degradación no lineal ahora estándar
En comparación con estudios anteriores, este estudio los supera por el enorme tamaño de la muestra (millones frente a miles de instalaciones), el largo periodo de observación (16 años de forma ininterrumpida) y la consideración de factores ambientales, así como de la degradación no lineal. Basándose en fuentes de datos abiertas, como el registro de datos maestros del mercado, la transparencia de la red y el DWD, ofrece así resultados muy sólidos y relevantes para la práctica en el clima templado de Alemania. Un estudio de la Universidad de Ciencias Aplicadas del Sur de Suiza (SUPSI) de 2026 arrojó un resultado similar. También en este caso, tras un periodo de vida útil de entre 25 y 30 años, las instalaciones fotovoltaicas seguían alcanzando el 80 % de la potencia nominal original.