<div dir="ltr"><div dir="ltr">Hi Nathan (and Kent),</div><div dir="ltr"><br></div><div dir="ltr">Back around 2020, I reached out to Sarah Kurtz about degradation dependencies, and she offered the following:<br><div><div style="font-variant-ligatures:normal;text-decoration-style:initial;text-decoration-color:initial">"The <span class="gmail-il">degradation</span> depends on the technology and, indeed, on the specifics of the product... The historical observation that silicon module <span class="gmail-il">degradation</span> was dominated by short-circuit current is changing - more recent data suggest that the newer cells are more likely to lose fill factor and/or voltage."</div></div><div style="font-variant-ligatures:normal;text-decoration-style:initial;text-decoration-color:initial"><br></div><div style="font-variant-ligatures:normal;text-decoration-style:initial;text-decoration-color:initial">We base our calculations on the Vmp value at STC and on the ASHRAE 2% dry bulb temperature averaged over the 'summer' months (June/July/August). In order to estimate the cell temperature, we add the following according to the array type:</div><div style="font-variant-ligatures:normal;text-decoration-style:initial;text-decoration-color:initial">  - Canopy / ground / pole +25 °C</div><div style="font-variant-ligatures:normal;text-decoration-style:initial;text-decoration-color:initial">  - Roof (rack/tilt-up) +30 °C</div><div style="font-variant-ligatures:normal;text-decoration-style:initial;text-decoration-color:initial">  - Roof (flush/low-slope) +35 °C</div><div style="font-variant-ligatures:normal;text-decoration-style:initial;text-decoration-color:initial">To predict future Vmp values, we apply an assumed 0.25% annual degradation rate. Given the overall uncertainty with the dependencies, I believe this assumption can be considered both reasonable and perhaps slightly conservative.</div><div><br></div><div>Corey Shalanski</div><div>Cherry Street Energy</div><div>Atlanta, GA</div><div><br></div></div><br><div class="gmail_quote gmail_quote_container"><div dir="ltr" class="gmail_attr">On Thu, Apr 10, 2025 at 6:46 PM Kent <<a href="mailto:kent@coveoregon.com" target="_blank">kent@coveoregon.com</a>> wrote:</div><blockquote class="gmail_quote" style="margin:0px 0px 0px 0.8ex;border-left-width:1px;border-left-style:solid;border-left-color:rgb(204,204,204);padding-left:1ex"><br><u></u>

  
  <div>
    Nathan,<br>
    <p><a href="https://www.nrel.gov/docs/fy12osti/51664.pdf" target="_blank">In the
        NREL report Photovoltaic Degradation Rates — An Analytical
        Review by Dirk C. Jordan and Sarah R. Kurtz</a> the conclusion
      is that the 0.5% or so annual degradation of PV module output is
      mostly due to changes in PV module current. Other studies have
      come to the same conclusion. So, long term changes in voltage
      might not be worth worrying about. <br>
    </p>
    Kent Osterberg<br>
    Blue Mountain Solar
    <p><br></p>
    <div>On 4/10/2025 4:31 PM, Nathan J. Stumpff
      via RE-wrenches wrote:<br>
    </div>
    <blockquote type="cite">
      
      Hi wrenches,
      <div dir="auto"><br>
      </div>
      <div dir="auto">I used to do these kind of calcs all the time but
        am wicked rusty. What assumptions do you use for future
        (degraded) hot temp Vmp of a PV string to check if you will
        still be able to operate inside a given MPPT range? Specifically
        interested in assumed yearly degradation to Vmp, assumed actual
        operating cell temp, and if it is appropriate to use STC value
        as the starting point and if not what would be better (NOCT?)</div>
      <div dir="auto"><br>
      </div>
      <div dir="auto">Thanks,</div>
      <div dir="auto">-Nathan</div></blockquote></div>
</blockquote></div></div>