Introducción
El impulso global hacia la energía renovable ha impulsado una rápida expansión de las instalaciones fotovoltaicas (PV) en entornos costeros y marinos. La capacidad fotovoltaica flotante en todo el mundo alcanzó aproximadamente 5,9 GW a finales de 2023 y se proyecta que supere los 10 GW para 2030. La energía fotovoltaica marina ofrece claras ventajas sobre los sistemas terrestres-, incluida la evitación de restricciones de uso de la tierra-y mayores rendimientos energéticos debido al efecto de enfriamiento del agua en los paneles. Sin embargo, el agua de mar introduce una serie de mecanismos de degradación que amenazan fundamentalmente la durabilidad y el rendimiento de los módulos solares de una manera que las instalaciones terrestres rara vez encuentran.
Mecanismos de degradación inducida del agua de mar-
Corrosión del vidrio y pérdidas ópticas
La cubierta frontal de cristal de un módulo fotovoltaico es la primera barrera expuesta al agua de mar. Estudios experimentales han demostrado que después de 98 días de inmersión en agua de mar simulada, la transmitancia del vidrio fotovoltaico disminuye del 91,46 % al 70,35 %-una pérdida de más de 21 puntos porcentuales. Esta dramática degradación óptica es impulsada por un proceso de deposición secuencial: primero se forman capas de sal de magnesio-que aceleran la corrosión local de la superficie del vidrio, seguidas de capas superpuestas de sal de calcio-que, junto con la disolución continua del vidrio, exacerban aún más las pérdidas ópticas y reducen la salida del módulo.
Corrosión electroquímica de componentes metálicos.
El agua de mar es rica en especies iónicas-Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-cuya adsorción o penetración en el módulo inicia procesos de corrosión electroquímica. Los electrodos metálicos, en particular los de plata (Ag) y cobre (Cu), son muy susceptibles a cambios de potencial y difusión de iones, los cuales comprometen la estabilidad a largo plazo-. En las regiones costeras, el principal modo de falla es la corrosión electroquímica y galvánica que ocurre en los contactos y soldaduras del metal, ya que la infiltración de humedad en el panel acelera la oxidación de los contactos metálicos y la degradación de los materiales encapsulantes.
Una manifestación particularmente visible de este proceso es la formación de líneas oscuras o marcas de agua en las superficies de los módulos. La humedad cargada de sal-proporciona un entorno electrolítico para reacciones electroquímicas en la pasta de plata utilizada en la metalización de células solares, lo que lleva a la formación de óxido de plata que aparece como líneas negras visibles, degradando tanto la apariencia del módulo como el rendimiento eléctrico.
Vulnerabilidad del encapsulante y la caja de conexiones
La exposición prolongada a la humedad de la sal provoca la corrosión de piezas importantes del módulo, como marcos, cajas de conexiones y superficies de vidrio, lo que provoca una disminución del rendimiento y una reducción de la vida útil del módulo. Si una caja de distribución, terminal o inversor se infiltra con vapor o niebla salina, eventualmente se oxida debido a los depósitos. Por lo tanto, las cajas de conexiones para aplicaciones marinas deben tener un sellado IP68 para que sean resistentes a la sal y la humedad.
Tasas de degradación aceleradas
Las observaciones de campo de módulos bifaciales en condiciones costeras informan tasas de degradación anual efectiva entre aproximadamente 0,36 % y 0,75 % por año para módulos bien-encapsulados. Sin embargo, la acumulación de sal en los módulos fotovoltaicos marinos acelera la tasa de degradación entre un 0,05% y un 0,13% adicional, lo que potencialmente reduce la vida útil del módulo entre 3 y 5 años. En casos extremos con encapsulación mal diseñada, la degradación inducida por el potencial-de la parte trasera-ha provocado pérdidas localizadas de energía-que superan el 30 %.
Estándares de prueba de la industria
La principal norma internacional que rige la resistencia a la corrosión por niebla salina es IEC 61701, que describe secuencias de prueba para determinar la resistencia de los módulos fotovoltaicos a la corrosión por niebla salina que contiene compuestos de cloruro como NaCl y MgCl₂. El nivel de prueba más severo-Nivel 6: implica ocho ciclos de prueba durante 56 días. Cada ciclo de 7 días consta de cuatro etapas de pulverización de sal que duran dos horas a 35 grados con 93 % de humedad, seguidas de almacenamiento a 40 grados con humedad controlada. Este riguroso protocolo evalúa la degradación de la salida de energía, la continuidad de tierra, la corriente de fuga húmeda, la resistencia del aislamiento y la apariencia.
La tercera edición de IEC 61701, publicada en 2020, introdujo actualizaciones importantes: los métodos de prueba se condensaron y alinearon con las nuevas ediciones de IEC 61215 e IEC 61730, y se agregó un anexo normativo para guiar qué métodos de prueba se aplican a diferentes aplicaciones. Algunos fabricantes han superado voluntariamente los requisitos del estándar, realizando pruebas cíclicas de niebla salina durante hasta 168 días-tres veces la duración del nivel estándar más alto-y logrando una pérdida de energía de solo el 1 %.
Estrategias de mitigación y protección
Recubrimientos de vidrio avanzados
Los principales fabricantes de energía fotovoltaica han desarrollado revestimientos de vidrio especializados para entornos marinos. Un enfoque notable emplea una capa base densa de SiO₂ combinada con una capa superficial antirreflectante de alta-transmitancia-; la capa base bloquea eficazmente la penetración del vapor de agua y los iones cloruro, mientras que la capa superficial proporciona capacidad de auto-limpieza y mantiene la transmitancia por encima del 94 %. Dichos módulos han pasado la prueba de niebla salina Nivel 8 IEC 61701, superando con creces los requisitos convencionales. Se ha demostrado que un proceso de protección integrado que combina sustrato templado, nano-recubrimiento de doble-capa, deposición de capa atómica, autolimpieza superhidrófoba-y sellado de bordes extiende la vida útil del módulo más allá de los 25 años; el vidrio recubierto de doble-capa demuestra una tolerancia a la niebla salina superior a 1100 horas.
Protección de marcos y estructuras
Los marcos de aluminio de los módulos fotovoltaicos terrestres estándar suelen estar anodizados según la especificación AA10. Para ambientes marinos, esto debe actualizarse a AA20 (20–25 μm de espesor), que se considera el estándar de grado marino-obligatorio para proyectos solares costeros. La actualización de la capa anodizada del marco de AA10 a AA20 mejora drásticamente la resistencia a la corrosión y mejora la confiabilidad estructural bajo exposición prolongada. Los recubrimientos de acero de zinc-magnesio-aluminio también han sido certificados para su uso en entornos marinos C5-M, y el contenido de magnesio del 3 % proporciona una defensa mucho más eficaz contra la corrosión que los recubrimientos con un contenido de magnesio más bajo.
Recubrimientos compuestos autocurativos y anti-UV
Los avances recientes en la tecnología de recubrimiento han introducido capacidades-de autorreparación en los equipos fotovoltaicos marinos. Un recubrimiento compuesto fabricado mediante electrohilado y electropulverización sinérgicos demostró que, durante las pruebas de pulverización de sal-, el área corroída era sustancialmente más pequeña que en los recubrimientos epóxicos en blanco, con una impedancia electroquímica que excedía la del epoxi en blanco en dos órdenes de magnitud. La auto-reparación de las regiones dañadas se logró en un corto período y, después de una prueba de envejecimiento acelerado de 300 horas, el recubrimiento conservó sus propiedades fisicoquímicas y su desempeño protector.
Corrosión estructural e impacto mecánico
Más allá del propio módulo fotovoltaico, los componentes estructurales de los sistemas fotovoltaicos flotantes marinos enfrentan graves desafíos de corrosión. La corrosión marina reduce la capacidad de carga-de las uniones en T-críticas aproximadamente entre un 33% y un 45%. La degradación de la rigidez alcanza hasta el 59,76%, mientras que la capacidad de disipación de energía disminuye entre un 54,6% y un 62,5%. Sin embargo, los recubrimientos de escamas de vidrio-epóxido-modificados y los recubrimientos de zinc y grafeno protegen eficazmente las uniones en T, manteniendo la capacidad de carga-casi sin cambios sin fallar el recubrimiento.
Implicaciones económicas
El coste de la corrosión en las instalaciones fotovoltaicas marinas es sustancial. Una granja solar de 5 MW ubicada a 200 metros de la costa atlántica de Florida sufrió una caída de eficiencia del 5% en su primer año, con costos de mantenimiento que alcanzaron los 15.000 dólares por MW al año. Una especificación adecuada de resistencia a la corrosión-añade entre un 5% y un 10% a la lista-de-materiales por adelantado y cuesta-aproximadamente entre 2 y 4 dólares por módulo-pero esta prima se amortiza sola al evitar la corrosión del marco que, de otro modo, requeriría el reemplazo completo del módulo. En China, los costos de la corrosión en toda la industria-se han estimado en 4 billones de yuanes, lo que representa el 3,34 % del PIB, mientras que una protección eficaz contra la corrosión puede recuperar entre el 25 % y el 40 % de estas pérdidas.
Conclusión
La corrosión debida al agua de mar es una de las dificultades importantes a las que se enfrenta el mercado fotovoltaico costero y marino en rápida evolución. Hay más de una manera de explicar la naturaleza del problema. Aquí se observan diferentes tipos de degradación - corrosión del vidrio, procesos electroquímicos que actúan sobre las partes metálicas del dispositivo, debilitamiento del material encapsulante así como debilitamiento de la estructura del propio dispositivo. La industria enfrenta el desafío desarrollando nuevas tecnologías de protección utilizando revestimientos de vidrio multi-capas y anodización avanzada para las carcasas metálicas. La industria cuenta con el apoyo de estándares internacionales en pruebas de corrosión como IEC 61701. A medida que aumenta el volumen de proyectos marinos, la provisión de protección contra la corrosión confiable y económica se vuelve crucial para la efectividad de las plantas de energía solar.
