Tabla de contenidos
Introducción
Una irradiación solar intensa no significa necesariamente una alta producción de energía.
Aunque en julio y agosto la radiación solar es más fuerte, las altas temperaturas suelen hacer que la producción de la planta sea inferior a la de la primavera o principios del verano, ya que el aumento de la temperatura reduce de forma significativa la eficiencia de los módulos y dificulta que el sistema mantenga un rendimiento óptimo.
Las condiciones estándar de prueba para los módulos fotovoltaicos son de 25 °C, y los coeficientes de temperatura según la tecnología varían entre -0,24%/°C y -0,44%/°C. Cuando la temperatura sube de 25 °C a 70 °C, la potencia de salida puede disminuir entre un 10% y un 20%, mientras que el rango de 20–30 °C está más cerca de la zona de funcionamiento ideal.
El calor y la humedad elevados del pleno verano no solo reducen la eficiencia de generación, sino que también aumentan la carga térmica de inversores, cables y otros componentes, lo que pone presión sobre la estabilidad a largo plazo de la planta.
¿Por qué el aumento de la temperatura de los módulos fotovoltaicos provoca pérdida de potencia?
Debido a las propias características térmicas de los módulos, el incremento de temperatura provoca una disminución de la potencia de salida. En los días calurosos de verano, la parte trasera del módulo puede alcanzar hasta 70 °C, mientras que la capa de trabajo de las células en el interior puede superar los 80 °C.
La pérdida de potencia a diferentes temperaturas puede calcularse con la fórmula:
PT = PSTC × [1 + γ × (Tc − 25)]
Donde:
PT = Potencia de salida del módulo a la temperatura Tc
PSTC = Potencia nominal en condiciones estándar de prueba (25 °C)
γ = Coeficiente de temperatura de potencia (valor negativo, en /°C, por ejemplo -0,0032 significa -0,32%/°C)
Tc = Temperatura de funcionamiento del módulo (°C)
Ejemplo con un módulo fotovoltaico de 550 W: al subir de 25 °C a 70 °C, la pérdida de potencia es:
Tecnología PERC: Coeficiente -0,35%/°C, pérdida de ~15,8%, salida ~463 W
Tecnología TOPCon: Coeficiente -0,32%/°C, pérdida de ~14,4%, salida ~471 W
Tecnología IBC: Coeficiente -0,29%/°C, pérdida de ~13,1%, salida ~478 W
Tecnología HJT: Coeficiente -0,243%/°C, pérdida de ~10,9%, salida ~490 W
Tanto en plantas comerciales como residenciales, la estructura del tejado influye en el calentamiento de los módulos. En un tejado de chapa, por ejemplo, los módulos de los bordes se mantienen más fríos gracias a la mejor ventilación, mientras que los del centro alcanzan temperaturas más altas. Mediciones de Fraunhofer ISE y TÜV demuestran que esta diferencia puede ser de 5–10 °C, lo que corresponde a una variación de generación del 3%–5%. Fenómenos similares se presentan en cubiertas de hormigón, estructuras de membrana y marquesinas solares; si no se gestionan adecuadamente, pueden reducir el rendimiento de toda la serie, convirtiéndose en un riesgo que debe ser considerado en el diseño y la operación del sistema.
Cuatro efectos del calor extremo en los módulos fotovoltaicos
1. Reducción de la potencia de salida de los módulos
A medida que aumenta la temperatura en una planta fotovoltaica, la potencia de salida de los módulos disminuye de forma continua. Este es el impacto más directo del calor. Según datos medidos por Fraunhofer ISE y NREL, los módulos de silicio cristalino en entornos de unos 20 °C pueden generar entre un 15% y un 20% más de energía que en condiciones de calor extremo de 65–70 °C.
Con la misma irradiación, los sistemas ubicados en regiones más frías suelen producir más electricidad, mientras que en zonas calurosas es común observar una menor generación y caídas de potencia.
¿Cómo reducir el calentamiento de los módulos en verano?
Durante la operación estival, un diseño y mantenimiento adecuados pueden mitigar de manera eficaz las pérdidas de potencia provocadas por el calor:
Mejorar la ventilación: Dejar canales de aire en instalaciones de tejado para evitar islas de calor en la parte central.
Instalación elevada: Montar los módulos con estructuras que los eleven para aumentar el flujo de aire.
Cubiertas claras o con revestimiento reflectante: Reducir la absorción de calor y bajar la temperatura de funcionamiento general.
2. Impacto en la vida útil de los componentes del inversor
En los sistemas fotovoltaicos, los inversores —al igual que los módulos— son componentes clave extremadamente sensibles a las altas temperaturas. Están formados por numerosos semiconductores de potencia, condensadores, inductores y otros elementos que ya generan calor durante el funcionamiento. Si a esto se suma un exceso de temperatura ambiente, la eficiencia disminuye y la vida útil se acorta con facilidad. Cuando la carcasa del inversor supera los 60–65 °C, el sistema suele activar la protección de reducción automática de potencia para evitar riesgos de fallo. En verano, las plantas fotovoltaicas no solo producen menos energía, sino que también pueden sufrir pérdidas adicionales de ingresos debido al sobrecalentamiento de los inversores.
¿Cómo reducir el sobrecalentamiento del inversor en entornos de altas temperaturas?
La ventilación y la protección adecuadas son esenciales para un funcionamiento estable y duradero del inversor:
Optimización de la instalación y la ubicación: Colocar los inversores en zonas bien ventiladas, evitando la exposición directa al sol del mediodía o las áreas de isla de calor en los tejados.
Combinación de sombra y refrigeración: Utilizar cubiertas protectoras o paneles de sombra que reduzcan la radiación solar directa y garanticen al mismo tiempo la circulación de aire.
Planificación de cables y equipos: Diseñar el cableado de manera adecuada y mantener suficiente separación para evitar acumulación de calor localizada que afecte la disipación general.
Soluciones avanzadas de refrigeración: En grandes plantas, los inversores con refrigeración líquida están sustituyendo progresivamente a los de refrigeración por aire; en aplicaciones comerciales e industriales, la refrigeración inteligente por aire y los conductos de ventilación optimizados se han convertido en la tendencia principal para hacer frente al calor cada vez más frecuente.
3. El efecto de los puntos calientes y su impacto en la vida útil de los módulos
Un exceso de temperatura localizada puede desencadenar el efecto de punto caliente, lo que podría reducir la vida útil de los módulos entre un 20% y un 30%. El mecanismo se debe a que las células sombreadas soportan corriente en sentido inverso dentro del circuito, transformándose en calor y provocando un aumento rápido de la temperatura local.
Con el funcionamiento prolongado, estas zonas calientes aceleran el envejecimiento del encapsulante, provocan grietas en las células y, en casos graves, incluso el fallo completo del módulo. Durante las temporadas de altas temperaturas, los módulos fotovoltaicos son más vulnerables a excrementos de aves, hojas caídas, acumulación de polvo o incluso sombras parciales. Aunque la temperatura ambiente sea solo de 35 °C, las zonas locales pueden superar rápidamente los 100 °C, reduciendo la potencia de toda la cadena.
¿Cómo detectar y prevenir el efecto de puntos calientes en los sistemas fotovoltaicos?
Para evitar pérdidas de potencia y riesgos de seguridad asociados a los puntos calientes, es necesario aplicar medidas en varias etapas de diseño y operación:
Termografía infrarroja: Realizar inspecciones periódicas con cámaras térmicas durante el verano para detectar a tiempo zonas con sobrecalentamiento local.
Diseño y selección optimizados: Mejorar la disposición de las matrices en la fase de diseño para reducir riesgos de sombreado parcial.
Protección y limpieza de los módulos: Limpiar regularmente excrementos de aves, polvo y residuos para disminuir la probabilidad de obstrucción.
Diodos de derivación y nuevos materiales: El uso de diodos de derivación de alta calidad y procesos de encapsulación mejorados puede reducir eficazmente los efectos destructivos de los puntos calientes.
4. El efecto PID y la falla de los componentes
El efecto PID (Potential Induced Degradation), también llamado degradación inducida por potencial, es un fenómeno de pérdida de rendimiento en los módulos fotovoltaicos causado por la migración de iones bajo condiciones de alto voltaje, alta temperatura y elevada humedad. Suele manifestarse en una rápida caída de la potencia del módulo a corto plazo y, a largo plazo, acelera su fallo. En entornos extremos, el PID puede reducir la eficiencia de los módulos entre un 10% y un 30% y acortar significativamente su vida útil.
El PID ocurre con mayor facilidad en zonas costeras con alta humedad y concentración de salinidad en el aire, y el riesgo se incrementa si se combina con el calor del verano. Sin embargo, este fenómeno fue identificado ya en 2005 y, tras años de investigación y mejoras en materiales, los módulos modernos de alta calidad han reducido de forma considerable dicho riesgo.
¿Cómo prevenir el efecto PID en los módulos solares?
La práctica en la industria demuestra que las siguientes medidas pueden reducir de forma eficaz la probabilidad de aparición del PID:
Diseño eléctrico: Una correcta conexión a tierra o la aplicación de un voltaje inverso durante la noche para neutralizar las cargas acumuladas.
Estructura vidrio-vidrio: El uso de doble vidrio disminuye la penetración de humedad y la migración de cargas, mejorando de manera significativa la fiabilidad a largo plazo.
Maysun Solar ofrece módulos fotovoltaicos y soluciones de alta calidad, que abarcan desde cubiertas industriales hasta sistemas de balcón. Con tecnologías IBC, HJT y TOPCon, garantizamos una alta eficiencia y fiabilidad incluso en condiciones de altas temperaturas.
Referencia
Fraunhofer ISE. (2025). Photovoltaics Report 2025. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems. https://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/studies/photovoltaics-report.html
National Renewable Energy Laboratory (NREL). (2025). Photovoltaic Performance: Real-Time PV Solar Resource Testing. U.S. Department of Energy. https://www.nrel.gov/pv/real-time-photovoltaic-solar-resource-testing.html
DNV. (2021). PV Module Reliability Scorecard 2021. DNV Energy Systems. https://2021modulescorecard.pvel.com/2021-pv-module-reliability-scorecard/
Kiwa PVEL. (2025). PV Module Reliability Scorecard 2025. Kiwa PVEL. https://scorecard.pvel.com/
Maysun Solar. (2025). Solarmodul-Hotspot-Risiken und Prävention – Leitfaden. Maysun Solar Deutschland Blog. https://www.maysunsolar.de/blog/solarmodul-hotspot-risiken-und-praevention-leitfaden
Lecturas recomendadas
430–460W o 600W+? ¿Cómo elegir la potencia de los módulos solares para proyectos en tejados?
Este artículo compara módulos solares 430–460W y módulos solares 600W en cubiertas comerciales e industriales, destacando que la selección de módulos solares debe basarse en la compatibilidad con el tejado y la estabilidad del sistema.
Cambios en la política y el mercado fotovoltaico en Europa en 2026
En 2026, los ajustes en la política fotovoltaica europea y en las normas de conexión a la red impulsan un modelo de ingresos más orientado al mercado. Este artículo analiza cómo estos cambios influyen en la lógica de selección de módulos y en la valoración de tecnologías como TOPCon, HJT e IBC en distintos escenarios.
Por qué los EPC europeos están reevaluando los paneles fotovoltaicos de gran tamaño
Los EPC europeos están revisando los paneles fotovoltaicos de gran tamaño. El tamaño del panel influye directamente en el riesgo de instalación, la compatibilidad del sistema y la estabilidad del ROI del proyecto.
¿Los módulos bifaciales en instalación vertical realmente generan un rendimiento adicional?
Los sistemas fotovoltaicos bifaciales en disposición vertical están ganando cada vez más atención en Europa. Este artículo analiza en qué condiciones una configuración vertical puede aportar valor adicional, cómo el rendimiento bifacial depende de las condiciones del emplazamiento y qué tipos de proyectos son más adecuados para este diseño.
¿Cuándo pueden los paneles solares de 700W+ suponer un riesgo en cubiertas?
Análisis de los límites de aplicación de paneles solares de alta potencia superiores a 700W en cubiertas residenciales y comerciales, y de cómo el espacio, la capacidad de carga, el autoconsumo y el mantenimiento influyen en el retorno real.
Noticias de febrero del sector fotovoltaico
Panorama de la evolución del mercado fotovoltaico europeo en febrero: tendencias de precios de módulos, recuperación del mercado PPA en Alemania, avance de proyectos agrovoltaicos en Italia y cambios regulatorios en Francia, con los principales indicadores del sector.
