Исследовательская группа под руководством Швейцарского университета прикладных наук (SUPSI) провела долгосрочный анализ шести малых солнечных фотоэлектрических станций, установленных в Швейцарии в конце 1980-х и начале 1990-х годов.
Результаты представлены в статье «Три десятилетия, три климатические зоны: влияние окружающей среды и материалов на долговременную надежность фотоэлектрических модулей», опубликованной в журнале EES Solar.
Исследователи обнаружили, что среднегодовые потери производительности в этих системах составляли в среднем от 0,16% до 0,24%, что значительно ниже показателей от 0,75% до 1% в год, обычно указываемых в литературе.
Все рассмотренные электростанции ориентированы на юг и оснащены солнечными модулями, доступными на рынке в то время. Это ARCO AM55 производства американской компании Arco Solar, которая на тот момент была крупнейшим в мире производителем фотоэлектрических модулей с годовой производственной мощностью всего 1 МВт, а также солнечные панели Siemens серий SM55, SM55-HO и SM75. Модули имеют номинальную выходную мощность от 48 Вт до 55 Вт и состоят из стекла на лицевой стороне, слоев этиленвинилацетата (ЭВА), монокристаллических кремниевых ячеек и полимерного ламината на задней стороне панели.
В ходе испытаний проводилось наблюдение за выходной мощностью переменного и постоянного тока, температурой окружающей среды и модулей, а также интенсивностью излучения в плоскости массива панелей, измеренной с помощью пиранометров.
Исследователи классифицировали условия размещения объектов по трем категориям: низко- и средневысотное, а также высокогорное.
Низкорасположенные системы установлены в разных населённых пунктах Швейцарии на высоте 310–522 метра над уровнем моря. Это кровельные электростанции, в которых солнечные панели либо интегрированы в крыши, либо стоят на плоских кровлях и свободно вентилируются.
Анализ также включал в себя одну средневысотную электростанцию в Мон-Солей (1270 м, модули SM55) и две высокогорные системы, установленные на фасадах зданий, в Бирге (2677 м, AM55) и Юнгфрауйохе (3462 м, SM75).
Кроме того, «для сравнения два модуля Siemens SM55 хранились в контролируемой внутренней среде в фотоэлектрической лаборатории Бернского университета прикладных наук с начала кампании мониторинга», — сообщили ученые.
Они также применили многолетний метод сравнения результатов (multi-YoY) для определения темпов снижения производительности (PLR).
Результаты показывают, что PLR для всех систем варьируются от −0,12% до −0,55% в год, в среднем от −0,24% до −0,16% в год, что значительно ниже типичных темпов деградации, обычно указываемых в литературе как для старых, так и для современных фотоэлектрических систем.
Исследователи также обнаружили, что системы, установленные на больших высотах, как правило, демонстрируют более высокие средние показатели производительности и более низкие темпы деградации, чем аналогичные установки на малых высотах, несмотря на более высокую радиацию и интенсивность ультрафиолетового излучения.
Анализ также показал, что модули одной серии, но с различной внутренней конструкцией (различные модификации), демонстрируют разное поведение при деградации. Стандартные модули Siemens SM55 демонстрировали повторяющиеся отказы паяных соединений, что приводило к увеличению последовательного сопротивления и снижению коэффициента заполнения (Fill Factor). В отличие от них, модификация SM55-HO выигрывает от изменения конструкции задней панели, которая обеспечивает более высокое внутреннее отражение и улучшенную долговременную стабильность.
В целом, результаты показывают, что долговременная деградация фотоэлектрических модулей раннего поколения обусловлена в большей степени термическими напряжениями, условиями вентиляции и конструкцией материалов, чем высотой размещения или интенсивностью излучения. Модули, установленные в более прохладных и хорошо вентилируемых условиях, продемонстрировали особенно стабильную работу на протяжении нескольких десятилетий.
«В ходе лабораторных измерений было показано, что большинство модулей сохранили более 80% своей первоначальной номинальной мощности после 30–35 лет эксплуатации, что превышает типичный для отрасли гарантийный порог в 80% после 25 лет и демонстрирует потенциал для срока службы, превышающего 50 лет в условиях умеренного климата», — заключают авторы.
Разумеется, факт, что старые модули являются такими качественными, не означает, что и современные столь же хороши. Однако по сравнению с девяностыми значительно улучшились процедуры тестирования и сертификации, а также знания о материалах и их старении. При соответствующем контроле качества и современных материалах модули, продаваемые сегодня на рынке, могут рассчитывать на долгий срок службы.
«Исследование показало, что спецификация материалов является наиболее важным фактором, влияющим на срок службы фотоэлектрических модулей… Несмотря на то, что все модули принадлежат к одному семейству продуктов, различия в качестве герметизирующего материала, наполнителей и производственных процессах привели к значительным различиям в скорости деградации. Герметизирующие материалы ранних поколений без УФ-стабилизации демонстрировали ускоренное старение, в то время как более поздние конструкции модулей с оптимизированными задними панелями и улучшенным качеством производства показали выдающуюся долговременную стабильность».
Сегодня все большее количество производителей солнечных панелей переходит на 30 летнюю гарантию на свою продукцию. Есть и более амбициозные заявки. Например, в феврале 2022 года компания Maxeon объявила, что для своих IBC (Interdigitated Back Contact) солнечных панелей предлагает уникальную гарантию 40/40. То есть 40-летнюю гарантию от производственного брака (от поломок) и 40-летнюю гарантию на производительность.
Высокий срок службы солнечных модулей положительно влияет на экономику фотоэлектрической генерации, снижая LCOE.
