Degradacja roczna to tempo, w jakim moduł fotowoltaiczny traci moc znamionową w każdym kolejnym roku pracy. Na karcie katalogowej stoi zwykle obok osobnej wartości dla pierwszego roku, w której mieści się jednorazowy spadek po pierwszych tygodniach na słońcu (LID, LeTID). Obie liczby to warunki gwarancji na moc, czyli sufit, za który odpowiada producent, a nie pomiar konkretnego egzemplarza.
Ile obiecują karty katalogowe
Mediana dopuszczalnej degradacji rocznej w naszej bazie wynosi 0,40%/rok. Jedna dziesiąta modułów dopuszcza 0,35%/rok albo mniej. Na drugim końcu jedna dziesiąta dopuszcza 0,55%/rok lub więcej. Histogram liczy tylko moduły, których karta podaje tę wartość.
Liczby z wykresu
| Degradacja roczna wg gwarancji (%/rok) | Liczba modeli |
|---|---|
| 0,25 do 0,30 | 132 |
| 0,30 do 0,35 | 505 |
| 0,35 do 0,40 | 779 |
| 0,40 do 0,45 | 5727 |
| 0,45 do 0,50 | 1059 |
| 0,50 do 0,55 | 961 |
| 0,55 do 0,60 | 2138 |
| 0,60 do 0,65 | 128 |
| 0,65 do 0,70 | 241 |
Rozkład nie jest gładki, bo to wartości wybierane przez producentów, a nie pomiary: słupki skupiają się na kilku okrągłych liczbach. Wyższe wartości mają częściej moduły PERC na krzemie typu p, niższe moduły TOPCon i HJT na krzemie typu n.
Co mierzą badania w terenie
Przegląd NREL z 2012 roku zebrał prawie 2000 zmierzonych współczynników degradacji modułów i instalacji z czterech dekad. Mediana wyniosła 0,5% rocznie, średnia 0,8% rocznie, a rozkład ma długi ogon słabych egzemplarzy. Badanie floty z 2022 roku (ponad 7,2 GW instalacji w USA) pokazało spadek wydajności całych systemów o 0,75% rocznie, przy czym w chłodniejszym klimacie mediana wynosiła 0,48%, a w gorętszym 0,88% rocznie. Te wyniki dotyczą głównie modułów starszych generacji, więc porównuje się je z wartością roczną z karty, ale nie traktuje jak prognozy dla nowego modułu.
Moc tracona z roku na rok to suma kilku procesów: żółknięcia i rozwarstwiania enkapsulantu, korozji połączeń, rozwoju mikropęknięć, a w niektórych instalacjach także PID. Raport IEA PVPS z 2025 roku zwraca uwagę na nowszy mechanizm: degradację pod wpływem ultrafioletu (UVID) w części modułów TOPCon i HJT po testach przyspieszonego starzenia. Raport podkreśla, że problem da się rozwiązać, bo część modułów przechodzi te testy bez strat, ale 25 lat danych terenowych dla tych technologii jeszcze nie ma.
Ile to znaczy w kilowatogodzinach
Przy prostej, liniowej degradacji rok y zachowuje 100 - d × (y - 1) procent mocy. Przez 30 lat każde 0,1% rocznie więcej kosztuje około 1,5% energii z całego życia instalacji, bo 0,1 × (0 + 1 + ... + 29) / 30 = 1,45. Jeden punkt procentowy straty w pierwszym roku kosztuje natomiast dokładnie 1% energii. Dlatego przy porównywaniu kart ważniejsza jest wartość roczna niż wartość z pierwszego roku. Wizualizacja poniżej liczy to dla dwóch modułów na żywo.
Ile daje wolniejsze starzenie
Ustaw spadek w pierwszym roku i spadek roczny dwóch modułów, uzysk w twojej lokalizacji i liczbę lat, a zobaczysz produkcję z każdego roku jako schodki, z energią, którą dokłada wolniej starzejący się moduł, zacieniowaną między nimi.
Jak to jest liczone
Energia z kWp w danym roku = uzysk jednostkowy × (100 - spadek w pierwszym roku - spadek roczny × (rok - 1)) / 100, nigdy poniżej zera. Pierwszy rok niesie już cały spadek z pierwszego roku, tak samo jak w kalkulatorze zwrotu, którego model ta ilustracja wykorzystuje. Suma to suma po latach; różnica to suma A minus suma B, a jej udział to różnica podzielona przez mniejszą sumę.
Spadki idą po prostej, czyli kształcie, który rysuje gwarancja mocy. Prawdziwe moduły tak się nie starzeją: wczesne straty przychodzą skokami, a badania terenowe znajdują szybsze starzenie w gorącym klimacie. Uzysk jest taki sam w każdym roku, więc pogoda, zacienienie, zabrudzenie i straty falownika są pominięte; kosztują oba moduły tak samo. Wartości z kart to dopuszczalne spadki, za które odpowiada producent, a nie pomiary tego, jak moduł będzie się starzał.
Model poglądowy, nie pomiar.
Praktyczne wnioski: porównuj degradację roczną dwóch modułów, gdy cena i moc są zbliżone; nie planuj budżetu na linii gwarancji, tylko z zapasem w stronę wyników terenowych; a na gorącym dachu zakładaj raczej szybsze starzenie. Szczegóły i pełny rachunek są w artykule Ile mocy tracą panele fotowoltaiczne co roku?.
Źródła
- Jordan i Kurtz, Photovoltaic Degradation Rates - An Analytical Review, NREL, Progress in Photovoltaics 2012 (rekord OSTI)
- Jordan i in., Photovoltaic fleet degradation insights, Progress in Photovoltaics 30 (10), 2022
- IEA PVPS Task 13, Degradation and Failure Modes in New Photovoltaic Cell and Module Technologies, T13-30:2025, streszczenie
- IEA PVPS Task 13, Review of Failures of Photovoltaic Modules, T13-01:2014
