Por qué los módulos de tejas solares son productos de construcción en primer lugar, y los productos fotovoltaicos en segundo.

PERC: Una opción tradicional para proyectos con presupuestos ajustados

Las células PERC (Passivated Emitter Rear Contact) fueron la tecnología fotovoltaica dominante a nivel mundial entre 2017 y 2023. Sin embargo, para los compradores que desarrollan nuevos productos de tejas fotovoltaicas integradas en edificios (BIPV) en la actualidad, PERC presenta una advertencia importante: la disponibilidad es cada vez menor. Los principales fabricantes —LONGi, JinkoSolar, Trina Solar— han estado eliminando progresivamente las líneas de producción de PERC desde 2024, cuando TOPCon superó a PERC como la tecnología de células líder a nivel mundial por volumen por primera vez. La cuota de mercado global de módulos PERC enviados cayó de alrededor de 631 TP3T en 2023 a aproximadamente 40-431 TP3T en 2024, y el descenso se está acelerando.^[2]

La tecnología PERC resulta útil en proyectos con presupuestos ajustados y requisitos estéticos básicos, o cuando el inventario de celdas existente la hace viable. La eficiencia de los módulos PERC monocristalinos comerciales se sitúa entre 20 y 221 TP3T. Las barras colectoras y las cintas frontales son visibles a través del vidrio frontal, lo que supone una limitación estética importante para proyectos BIPV de alta gama. Para el desarrollo de nuevos productos de paneles BIPV, la mayoría de los compradores informados descartarán la tecnología PERC desde el principio.

TOPCon: El estándar de volumen actual

La tecnología TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) de tipo N es la opción dominante en la producción de tejas solares convencionales. La cuota de mercado de TOPCon superó a la de PERC por primera vez en 2024 y se prevé que siga siendo la arquitectura de silicio cristalino líder hasta principios de la década de 2030.^[2] Actualmente, la eficiencia de los módulos comerciales oscila entre 22 y 24,51 TP3T, y los productos de última generación de fabricantes de primera calidad están llevando el límite superior más allá de donde se encontraba la tecnología hace tan solo dos años.^[3] TOPCon también ofrece un coeficiente de temperatura mejor que las plataformas tipo P más antiguas —normalmente entre -0,29 y -0,30%/°C— lo cual es importante para las superficies de los tejados orientadas al sur que se calientan significativamente en verano.

Las células TOPCon cuentan con metalización en la cara frontal, por lo que no son ideales para estéticas totalmente negras de alta gama. Sin embargo, para la mayoría de las aplicaciones BIPV residenciales y comerciales, representan un excelente equilibrio entre rendimiento, disponibilidad y rentabilidad por unidad.

HJT: Rendimiento superior para climas exigentes

La tecnología de heterounión (HJT) combina silicio cristalino con capas delgadas amorfas para ofrecer un rendimiento excepcional en condiciones difíciles. A nivel de módulo, la eficiencia de producción en masa de HJT ahora varía desde 22% para productos estándar hasta 24,5% para productos de vanguardia como el Huasun Himalaya 760 HV, que ofrece 760 W y una eficiencia de módulo de 24,5%.^[4] La eficiencia de producción masiva a nivel celular es mayor, oscilando entre 24% y 26,5% para los productores avanzados.

Las principales ventajas de HJT son su coeficiente de temperatura (típicamente de -0,24 a -0,26%/°C, el más bajo de cualquier arquitectura de silicio comercial) y su factor de bifacialidad, que supera regularmente los 90%, en comparación con aproximadamente 80-85% para TOPCon.^[5] Ambas características son importantes para las aplicaciones en azoteas: un coeficiente de temperatura más bajo significa que el rendimiento se degrada menos en los días calurosos de verano, y una alta bifacialidad permite la captación de luz en la superficie posterior de los sustratos de techo de color claro.

La desventaja radica en el coste de fabricación. La tecnología HJT requiere pastas de plata de baja temperatura y procesos de deposición más complejos que TOPCon. Para proyectos BIPV de alta gama en climas cálidos, donde las especificaciones requieren garantías de rendimiento, HJT es una opción atractiva. Sin embargo, para la producción en masa convencional, el sobrecoste con respecto a TOPCon sigue siendo una limitación importante.

Celdas de contacto posterior: La mejor opción para tejas de techo de alta gama.

Las tecnologías de contacto posterior — IBC (Interdigitated Back Contact), ABC (All Back Contact) y HPBC 2.0 — trasladan todos los contactos eléctricos a la superficie posterior de la celda. Sin barras colectoras. Sin líneas de cinta. Sin metalización frontal de ningún tipo.

Para las tejas solares, esto es de vital importancia. Una célula de contacto posterior produce una superficie negra perfectamente lisa y uniforme. Esto no solo es estéticamente superior, sino que permite aplicar capas de vidrio de colores y con diseños sobre la célula sin interrupciones, posibilitando una verdadera integración arquitectónica. Además, elimina las pérdidas por sombreado en la superficie frontal causadas por las interconexiones de cinta, lo que contribuye a una mayor densidad de potencia efectiva en formatos de tejas compactas.

La plataforma HPBC 2.0 (plataforma de contacto posterior pasivado híbrido de LONGi) logra una eficiencia de módulo comercial de 24,8% en la producción en masa, con el Hi-MO X10 que ofrece hasta 670 W.^[6] La misma plataforma ostenta el récord mundial, certificado de forma independiente, de eficiencia de módulos de silicio cristalino con 25,4%, verificado por el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (Fraunhofer ISE) en Alemania y confirmado en la tabla de eficiencia de módulos campeones del NREL.^[7] La serie ABC Gen 3 (Neostar 3P) de AIKO alcanza una eficiencia de módulo igual o superior a 25%, siendo el primer formato de módulo de silicio comercial en superar ese umbral a escala de producción en masa.^[8]

Estas cifras son significativas para las tejas compactas, donde cada centímetro cuadrado de superficie activa debe rendir al máximo.

La disyuntiva es clara: las células de contacto posterior cuestan más y requieren una fabricación más precisa que las TOPCon. Para proyectos residenciales, patrimoniales y arquitectónicos de alta gama con paneles fotovoltaicos integrados en edificios (BIPV), este sobreprecio está plenamente justificado. Sin embargo, para proyectos con presupuestos ajustados y líneas de cubierta sencillas, las TOPCon son la opción más práctica.

Nota sobre la película delgada CIGS

Las células de película delgada de CIGS (seleniuro de cobre, indio y galio) ofrecen una flexibilidad inigualable por el silicio cristalino. Esto las hace idóneas para perfiles de tejas curvas o no planas que los laminados rígidos de vidrio-vidrio no pueden soportar. Su eficiencia es menor —normalmente entre 14 y 181 TP3T en aplicaciones BIPV— y su densidad de potencia es limitada. Si bien el CIGS es una opción especializada, para geometrías de techo complejas suele ser la única alternativa viable.

Las tejas pequeñas (de aproximadamente 400 a 600 mm) ofrecen una auténtica integración con el tejado. Se integran perfectamente con las tejas de arcilla o pizarra convencionales y cumplen con la normativa urbanística local que exige que los tejados nuevos armonicen con el entorno urbano existente. Además, son más fáciles de manipular durante la instalación y más sencillas de reemplazar en caso de daños.

La contrapartida: a mayor número de piezas por tejado, más conexiones eléctricas, más cajas de empalme, más empalmes de cables y, por consiguiente, mayor mano de obra para la instalación. El coste por vatio suele ser superior para las tejas pequeñas que para las de gran formato.

Las baldosas de mayor formato (600–1300 mm) reducen el número de conexiones. y agilizar la instalación. El coste por vatio mejora. Pero las unidades de vidrio más grandes requieren mayor atención estructural: los cálculos de carga de viento y nieve se vuelven más exigentes, la protección de los bordes durante el transporte cobra mayor importancia y las tolerancias de planitud del techo son más estrictas.

⚠ Información clave de un profesional

El tamaño óptimo de las tejas no viene determinado únicamente por el laminado fotovoltaico. Depende de la combinación del solapamiento de las tejas, la separación entre listones, la disposición de las celdas, el espacio libre para la caja de conexiones y las prácticas de instalación locales. Una teja con un diseño atractivo como laminado fotovoltaico puede resultar ineficaz como producto para cubiertas si la caja de conexiones se ubica en la misma zona que un listón del tejado.

Los bordes de vidrio de las tejas deben sellarse y biselarse para eliminar las microfisuras. Estas microfisuras pueden propagarse con los ciclos térmicos repetidos, lo cual representa un grave problema en un producto que se espera que resista 30 años de fluctuaciones de temperatura en el tejado.

Especificación recomendada para tejas de vidrio-vidrio

Usar POE (elastómero de poliolefina) o EPE (EVA-POE-EVA). El POE no produce ácido acético, ofrece una resistencia superior a la humedad y proporciona una excelente resistencia a la degradación inducida por potencial (PID). El EPE combina las propiedades de barrera del POE con la adhesión ya establecida de las capas exteriores de EVA.

Nota sobre EN 50583 frente a IEC 63092

La norma EN 50583 es la norma europea BIPV y se basa directamente en la norma IEC 63092; el propio texto de la norma IEC indica que “se basa en la EN 50583-1”. Para el marcado CE según el Reglamento de Productos de Construcción de la UE (CPR 305/2011), la norma EN 50583-1 es la aplicable en los mercados europeos.^[12] Los compradores que tengan como objetivo la distribución europea deben confirmar el cumplimiento de la norma EN 50583, y no solo de la IEC 63092.

Los requisitos de certificación deben definirse al inicio del proyecto, no una vez finalizada la fabricación de las herramientas. El templado del vidrio es permanente: no se pueden añadir agujeros ni recortes posteriormente. Si una prueba estructural posterior requiere un punto de fijación diferente, las herramientas de vidrio deben rediseñarse por completo. Esto supone un coste elevado y requiere mucho tiempo.

• ✓Los módulos de tejas solares son, ante todo, productos de construcción. Cada decisión de diseño debe satisfacer simultáneamente los requisitos de rendimiento tanto del tejado como del sistema eléctrico.^[1]
• ✓Las celdas de contacto posterior (HPBC 2.0, ABC Gen 3) ofrecen la estética completamente negra más limpia, la mayor densidad de potencia y la eficiencia del módulo certificada récord mundial de 25,4% (HPBC 2.0, Fraunhofer ISE).^[7] TOPCon ofrece un sólido equilibrio entre volumen de producción y eficiencia de módulo de hasta 24,5%.^[3]
• ✓La tecnología PERC está en declive y su oferta es cada vez más escasa.^[2] Los nuevos proyectos de desarrollo de paneles fotovoltaicos integrados en edificios (BIPV) deberían optar por la conexión TOPCon o el contacto posterior desde el principio.
• ✓La construcción con doble acristalamiento es la arquitectura adecuada para la mayoría de las aplicaciones de tejas fotovoltaicas integradas en edificios (BIPV). Ofrece mayor resistencia a la humedad, mejor comportamiento ante el fuego y mayor estabilidad dimensional a largo plazo que los diseños de un solo acristalamiento.
• ✓Especifique encapsulantes POE o EPE en laminados de vidrio-vidrio, de proveedores de primer nivel reconocidos. La liberación de ácido acético del EVA es un riesgo documentado para la fiabilidad a largo plazo en estructuras selladas de vidrio-vidrio.^[9]
• ✓La caja de conexiones es un elemento de diseño fundamental. Su ubicación, altura, grado de protección IP y enrutamiento de cables deben definirse antes de la fabricación de las herramientas, no después.
• ✓El tamaño del módulo debe estar determinado por la arquitectura del sistema de techado, y no únicamente por la conveniencia de la disposición de las celdas.
• ✓Para los mercados europeos, confirme el cumplimiento de la norma EN 50583-1, y no solo de la IEC 63092-1, para el marcado CE según el Reglamento CPR 305/2011.^[12]
• ✓Defina los objetivos de certificación al inicio del proyecto. La adaptación al cumplimiento normativo una vez que se ha finalizado el diseño de las herramientas de vidrio es costosa y requiere mucho tiempo.

Trabaja con un equipo que conozca ambas partes.

El diseño de un módulo de teja solar que funcione correctamente tanto en el tejado como en el mercado requiere un profundo conocimiento de la ingeniería fotovoltaica y la integración en edificios. Las decisiones de diseño descritas en esta guía interactúan entre sí. La elección de la tecnología de las células afecta a los requisitos del encapsulante. La posición de la caja de conexiones afecta al trazado del cableado y al flujo de trabajo de la instalación. Las especificaciones del vidrio afectan al peso, lo que a su vez afecta al cálculo de la carga estructural.

Lograr que estas interacciones funcionen correctamente desde el principio ahorra mucho tiempo, costes de herramientas y gastos de pruebas.

Couleenergy se especializa en el desarrollo de módulos de contacto posterior y de alta eficiencia para aplicaciones BIPV, personalizadas y OEM. Nuestro equipo de ingeniería colabora con compradores y desarrolladores desde el concepto inicial hasta el prototipo, la producción piloto y la ampliación a gran escala.

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