Zacienienie i praca w świetle rozproszonym

01 Skąd biorą się straty od cienia

Ogniwa w module są połączone szeregowo, a prąd łańcucha nie przekroczy prądu najsłabszego ogniwa. Jedno przysłonięte ogniwo ogranicza więc pracę pozostałych w grupie, a cień liścia zabiera dużo więcej mocy, niż wynikałoby z zasłoniętej powierzchni.

Ratunkiem jest dioda bocznikująca: pracuje równolegle do grupy ogniw, z odwrotną polaryzacją, i normalnie jest praktycznie rozwarta. Zaczyna przewodzić, gdy napięcie całej grupy zmieni polaryzację i osiągnie próg przewodzenia diody — prąd omija wówczas grupę. Sama polaryzacja wsteczna jednego ogniwa jeszcze tego nie przesądza.

Diody bocznikujące obejmują grupy ogniw. W module dachowym są zwykle trzy diody, co przy 144 ogniwach połówkowych daje jedną trzecią modułu na diodę. Liczba diod nie jest stała — moduły back contact Aiko z serii Neostar mają trzy, a Maxeon 7 dwie.

Zwarcie diody oznacza utratę typowo jednej trzeciej mocy modułu; jej rozwarcie jest groźniejsze, bo dioda przestaje chronić i hot spot pojawia się szybko.

02 Hot spot — dlaczego zacienione ogniwo się grzeje

Kiedy prąd łańcucha przewyższa prąd zwarcia zacienionego ogniwa, ogniwo przechodzi w polaryzację zaporową i zamiast wytwarzać moc, rozprasza ją w cieple — w skrajnym przypadku całą moc pozostałych ogniw grupy.

Skutki to przebarwienia, uszkodzenia połączeń, pęknięcia ogniw i delaminacja — czyli problem trwałości, nie tylko chwilowego uzysku.

Odporność na hot spot sprawdza m.in. badanie MQT 09. Podawane dalej wyniki SUPSI-PVLab, EPFL i CSEM odnoszą się do konkretnej temperatury modułu podczas próby; nie są temperaturą zwykłej pracy dowolnej instalacji.

03 Co w konstrukcji back contact zmienia zachowanie w cieniu

W ogniwie z kontaktami wyprowadzonymi na tył obszary domieszkowane p+ i n+ stykają się bezpośrednio. Powstaje struktura zachowująca się jak dioda Zenera — wbudowana dioda bocznikująca wewnątrz ogniwa. Napięcie przebicia spada do kilku woltów, a ogniwo nagrzewa się równomiernie, zamiast tworzyć punktowy hot spot i nieodwracalne bocznikowanie.

Pomiary napięcia początku przebicia wstecznego, opublikowane w 2026 r. w EPJ Photovoltaics, pokazują różnicę rzędu wielkości.

Tabela szersza niż ekran — przewiń w bok ↓

Konsekwencja jest praktyczna: w badanych modułach PERC i HJT zacienienie jednego ogniwa wystarczyło, żeby załączyła się dioda i wypadła cała strefa modułu. W module IBC — nie. Nie oznacza to braku potrzeby stosowania diod w module IBC.

Warto rozdzielić dwie rzeczy. Brak siatki na przedniej stronie ogniwa, opisany w części Czym jest technologia back contact, to odzysk kilku procent powierzchni, zależnie od konstrukcji siatki – zysk sprawności, a nie odporność na cień. W cieniu liczy się napięcie przebicia i układ złącz z tyłu, różny w poszczególnych rodzajach ogniw.

04 Ile z tego wynika w liczbach — badania niezależne

Najlepszą dostępną liczbę dało badanie opublikowane 8 lipca 2026 r. w Solar Energy, wykonane w akredytowanym przez CNAS laboratorium TÜV NORD. Porównano moduły o identycznym układzie — 132 ogniwa połówkowe w trzech pasmach — w scenariuszach częściowego cienia.

12,9 %

Druga połowa wyniku jest równie ważna: przy czterech i więcej zacienionych ogniwach obie technologie tracą ok. 50 % mocy i przewaga back contact znika. Wcześniejsza praca Trina SKL i Uniwersytetu w Nanchang z Solar Energy (2025 r.; współautorem jest producent modułów TOPCon) wskazała inny, ściślej opisany próg: przewaga występuje tylko poniżej trzech zacienionych ogniw w podłańcuchu, a przy zacienieniu rzędowym wyniki obu technologii są identyczne. Próg wynika z napięć — ogniwo back contact przebija przy ok. 5 V, a do załączenia diody potrzeba ok. 15 V.

Lepiej udokumentowana jest przewaga w temperaturach. W badaniu SUPSI-PVLab, EPFL i CSEM z 2024 r., w teście MQT 09 przy temperaturze modułu 75 °C, hot spot w module IBC ledwie przekroczył 105 °C, w HJT osiągnął 180–190 °C, a w PERC 150–180 °C. Po 13 miesiącach ekspozycji w zabudowie dachowej bez wentylacji maksymalne hot spoty wyniosły: IBC 97,6 °C, PERC półogniwowy 143,4 °C, HJT 156,5 °C — a uszkodzenia bocznikujące wykryto w elektroluminescencji tylko w PERC i HJT.

Na dachu różnice bywają dużo mniejsze. W teście polowym MC Electrical w Brisbane z 2025 r. zestawiono dziewięć modułów Aiko z dziewięcioma modułami odniesienia. Po korekcie o dodatnią tolerancję mocy przewaga zestawu back contact wyniosła ok. 0,2 % energii.

05 Co deklarują producenci i jak to czytać

Producenci opisują ten sam mechanizm własnym słownictwem. Aiko nazywa go „Partial Shading Optimization” w materiałach produktowych. LONGi używa dla serii Hi-MO X10 określeń „Self-Bypass” i „soft breakdown design” w ulotce produktowej. Maxeon deklaruje, że we własnym laboratorium jego moduły IBC były przy częściowym zacienieniu średnio 67 °C chłodniejsze od porównywanych konstrukcji.

Wszystkie te liczby pochodzą z materiałów producentów, także wtedy, gdy powołują się na laboratorium zewnętrzne. Kierunek jest zgodny z pomiarami niezależnymi, ale wartości się nie pokrywają, bo warunki badań są różne.

Certyfikat nie jest wyróżnikiem jednej technologii: w czerwcu 2026 r. JinkoSolar ogłosił dla modułu TOPCon ocenę A+. Nie ma też podstaw do obietnicy zastąpienia optymalizatorów: w teście polowym MC Electrical przy zasłonięciu jednej trzeciej modułu diody zadziałały tak samo w obu technologiach.

06 Światło rozproszone i słabe — co z tego działa w Polsce

W polskim klimacie sporą część energii dostarcza światło rozproszone. Z obliczeń na danych PVGIS v5.3 (SARAH3, lata 2005–2023) wynika, że jego udział w rocznej sumie na płaszczyznę poziomą wynosi 48,7 % w Warszawie i 50,6 % w Suwałkach; od maja do sierpnia ok. 46 %, a od listopada do lutego 60–68 %.

Dla typowej połaci w Warszawie, nachylonej 35° na południe, 12,4 % rocznej energii słonecznej dociera przy natężeniu poniżej 200 W/m², a 27,8 % poniżej 400 W/m². Sprawność katalogowa, mierzona przy 1000 W/m², opisuje więc tylko część roku — więcej w części Sprawność modułu a uzysk energii.

Tu pojawia się wynik niewygodny dla back contact. Niezależne mediany Kiwa PVEL ze Scorecard 2026, dla zestawień materiałowych z lat 2023–2025, pokazują przy 200 W/m² odchylenie sprawności −5,4 % dla modułów xBC wobec −3,8 % dla TOPCon i −3,6 % dla PERC. To najsłabszy z trzech wyników, choć PVEL zaznacza, że próbka xBC jest znacznie mniejsza i ma szeroki rozrzut.

−5,4 %

Producenci obu stron publikują liczby wprost przeciwne. JinkoSolar podaje, że przy 200 W/m² względna sprawność modułów back contact wynosi 93–95 %, a jego modułu TOPCon 96–97 %; producenci back contact deklarują odwrotnie. Obie strony to materiały marketingowe, a niezależnego porównania według serii IEC 61853 nie ma. Przewagi back contact w słabym świetle nie da się więc dziś wykazać. Skala zjawiska jest zresztą niewielka: według danych polowych NREL straty te są mniejsze niż 2 % dla większości modułów i występują we wszystkich technologiach.

07 Praktyka: komin, drzewo sąsiada, optymalizatory

Najczęstszy przypadek na polskim dachu to wąski, wędrujący cień komina, anteny albo lukarny. Przy niewielkim cieniu back contact może ograniczyć stratę, ale zależy to od zasięgu cienia w podłańcuchach konkretnego modułu. Progi opisanych badań nie są uniwersalną liczbą ogniw do policzenia na dachu. Przy szerokim cieniu komina liczą się rozmieszczenie modułów i podział na łańcuchy. Znaczenie ma też orientacja: w module z ogniwami połówkowymi obie połowy pracują równolegle, więc cień pełzający po dolnej krawędzi dotyka w układzie poziomym mniejszej części modułu.

Drzewo sąsiada to inny problem: cień powtarza się codziennie w tym samym miejscu, więc obok strat uzysku dochodzi zmęczenie materiału w punkcie przegrzania. Autorzy badania SUPSI/EPFL zalecają w takich instalacjach moduły z krótszymi łańcuchami ogniw na diodę — diody ograniczają skutki hot spotów, ale ich nie eliminują.

Przy doborze optymalizatorów i mikrofalowników rozstrzyga prąd modułu, a ten zależy od formatu, nie od technologii ogniwa: domowe moduły back contact 54–60-ogniwowe mają prąd zwarcia 14,8–15,3 A, tyle samo co moduły TOPCon o tych wymiarach. Optymalizatory SolarEdge S440 i S500 przyjmują do 14,5 A, modele S500B i S650B do 15 A, a duże moduły 72-ogniwowe potrafią te limity przekroczyć.

Jeśli dach ma poważny problem z cieniem, tańsze bywa przesunięcie modułów, inny podział na łańcuchy albo elektronika mocy niż dopłata do droższej technologii ogniwa — więcej w częściach Czy warto dopłacić i Porównanie technologii.

— Źródła

1. E. Özkalay i in., The effect of partial shading on the reliability of photovoltaic modules in the built-environment, EPJ Photovoltaics 15, 7 (2024), SUPSI-PVLab, EPFL, CSEM.
2. B. Jaeckel i in., Characterization and analysis of reverse breakdown voltage onset of solar cells with different cell architectures, EPJ Photovoltaics 17, 4 (2026); R. Klasen i in., Low-breakdown-voltage solar cells for shading-tolerant photovoltaic modules, Cell Reports Physical Science (2022), Politechnika w Delft.
3. A comparative study on the performance of BC and TOPCon modules under partial shading conditions, Solar Energy (2026) — badanie laboratorium TÜV NORD, omówienie pv magazine International, lipiec 2026; wcześniejsza praca Trina SKL i Uniwersytetu w Nanchang, Solar Energy (2025); test polowy MC Electrical, Brisbane 2025.
4. Kiwa PVEL, PV Module Reliability Scorecard 2026, dział PAN Performance.
5. F. Mavromatakis, F. Vignola, B. Marion, Low irradiance losses of photovoltaic modules, Solar Energy (2017), dane polowe NREL.
6. IEC 61215-2:2021 Terrestrial photovoltaic (PV) modules — Design qualification and type approval, Part 2: Test procedures (badanie MQT 09); IEC TS 63126:2020; IEC 61853-1:2011; specyfikacja TÜV Rheinland 2 PfG 2926.
7. PVGIS v5.3, baza PVGIS-SARAH3, Komisja Europejska — Joint Research Centre, dane 2005–2023 (obliczenia własne redakcji).
8. Materiały producentów: karty katalogowe AIKO Neostar 3S+ 54 (DSDr_EN_2405_V1.5, 2024), LONGi Hi-MO X10 LR7-72HVH (2024) i Maxeon 7 (551184 REV A, 2024) oraz ulotki i komunikaty prasowe AIKO, LONGi, Maxeon i JinkoSolar z lat 2024–2026.