La nueva era del bifacial

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La nueva era del bifacial

Aunque los costes de fabricación de los módulos bifaciales son similares a los de los módulos convencionales, los costes generales del proyecto asociado a los primeros siguen siendo superiores. Sin embargo, en las primeras pruebas de campo con tecnología bifacial se han documentado ganancias de energía de hasta un 20%, incremento que permitiría compensar fácilmente sus mayores costes asociados. A pesar de esto, algunos bancos y fondos de inversión siguen siendo reacios a incluir la tecnología bifacial en sus carteras. ¿A qué se debe? Este artículo tiene como objetivo desmitificar los conceptos clave de la tecnología bifacial, incluyendo temas como el albedo, los fenómenos de degradación, la selección de tecnología y la optimización del diseño para poder responder mejor esta pregunta.

¿Qué es el albedo?

El albedo mide la proporción de irradiación solar que es reflejada por el suelo y depende de diferentes factores entre los que se pueden destacar la naturaleza del suelo o la posición del sol.

Para obtener resultados más representativos, puede ser útil realizar mediciones in situ con un albedómetro u otros sensores relevantes durante al menos 12 meses. Acortar el período de medida sólo tiene sentido en lugares donde el albedo no varía significativamente, como en Oriente Medio, pero no es adecuado, por ejemplo, en zonas con fuertes nevadas. También es importante asegurarse de que el terreno en el que se realice la medición sea representativo de las condiciones a largo plazo, es decir, de las condiciones después de la construcción de la instalación solar, durante la operación de la misma.

Sin embargo, este enfoque no suele ser compatible con las limitaciones de tiempo y presupuesto de los proyectos. Hasta hace poco, el servicio MODIS de la NASA era la única base de datos mundial disponible, pero no era muy fácil de usar y la resolución era baja. Los proveedores de datos climáticos están desarrollando nuevos servicios para satisfacer esta demanda; sin embargo, la incertidumbre de estos datos es mayor que la de las mediciones in situ.

¿Simular un proyecto bifacial?

Si bien hasta la fecha no existe una norma o standard para la simulación de sistemas fotovoltaicos, existe cierto consenso sobre cómo simular este tipo de proyectos. Esto ha permitido el desarrollo de la energía fotovoltaica que conocemos actualmente.

Para simular el funcionamiento de los módulos bifaciales hay que tener en cuenta muchos factores: la modelización del albedo y la irradiación asociada, la degradación de las células solares (con fenómenos que pueden ser diferentes en las caras delantera y trasera), el contenido espectral de la irradiación reflejada, el impacto de la suciedad o la nieve, entre otros. Actualmente, la comunidad fotovoltaica está realizando un gran esfuerzo colectivo para desarrollar y validar modelos que permitan analizar e investigar todos estos efectos. Durante el “Bifi Workshop”, organizado por PVPMC (PV Performance Modelling Collaborative) en Ámsterdam en octubre de 2019, se presentaron un gran número de novedades para simular los sistemas bifaciales de forma más eficiente. Es interesante observar que PVsyst es usado por todos los actores, bien como el único programa de simulación para modelizar sitios de prueba, o bien como referencia para el desarrollo de programas más complejos y precisos. La validación de los diferentes modelos es todavía un trabajo en curso e implica compartir la mayor cantidad de datos de campo posible con el mayor número de actores independientes. A su vez, los resultados de estos análisis deberán ser ampliamente difundidos para permitir el progreso del sector.

La elección de la tecnología

Los principales fabricantes han añadido a su cartera módulos bifaciales “glass-glass” basados en células de alta eficiencia, siendo la tecnología p-PERC la más extendida. Aunque las células n-PERT o la tecnología de “heterojunction” tienen un mejor comportamiento bifacial, su mayor coste parece por el momento descalificarlas para la fabricación en masa.

Más que la elección de la tecnología, el principal obstáculo para el desarrollo de los módulos bifaciales es la falta de normas adaptadas. La norma IEC 60904-1-2:2019, publicada a principios de 2019, llena parcialmente este vacío y define cómo se deben testar los módulos de doble cara y cuáles son los criterios para caracterizar la potencia y rendimiento de la parte trasera. Sin embargo, todavía hay muchas incógnitas, ya que las normas sobre seguridad y durabilidad (IEC 61215 y IEC 61730) no están adaptadas a los módulos bifaciales. Todavía se necesitan muchos esfuerzos y, mientras tanto, parece razonable pedir a los proveedores que aporten los resultados de pruebas realizadas por laboratorios independientes que cuantifiquen el incremento de potencia pico de los módulos bifaciales.

¿Un nuevo enfoque del diseño?

El diseño detallado debe tener en cuenta factores específicos para paneles bifaciales, tanto para los sistemas instalados en tejados como para los instalados en terreno. Los módulos bifaciales ofrecen un amplio abanico de posibilidades para construir instalaciones integradas: barandillas, marquesinas, fachadas, barreras acústicas, etc. Pero también hay que replantearse el diseño de las instalaciones sobre suelo.

Mientras que en los tejados planos el albedo puede mejorarse instalando una membrana blanca impermeabilizante, el aumento del albedo para un sistema sobre suelo es más complejo debido a los costes adicionales asociados al mantenimiento (limpieza, corte del césped o mantenimiento del suelo en caso de usar gravilla blanca) o al incremento de la inversión por la necesidad de rediseñar las estructuras, ya que se deben reducir las sombras en la parte trasera. Por todo ello, hay que tener en cuenta en la etapa del diseño qué decisiones – como por ejemplo instalar los módulos a mayor altura para capturar mayor irradiación – tendrán un impacto en la inversión (estructuras) y en la operación y el mantenimiento (limpieza). Adicionalmente, la inclinación óptima de las estructuras fijas puede ser diferente para los módulos bifaciales con respecto a los convencionales. Algunos desarrolladores incluso proponen la instalación vertical de los módulos, lo que también podría reducir las pérdidas por sombreado debidas a la nieve acumulada. En el caso de los seguidores de un solo eje, el seguimiento posterior o “backtracking”, una estrategia de seguimiento para minimizar la sombra que unos módulos causan sobre la parte delantera de otros, puede que ya no sea la solución óptima para maximizar la producción y la distancia óptima entre filas puede también diferir respecto a la de los sistemas convencionales.

El veredicto

Aunque la tecnología bifacial todavía plantea muchas preguntas sin respuesta, no parece haber ningún obstáculo importante para su desarrollo. A pesar de la madurez de la industria fotovoltaica, ésta no se ha vuelto complaciente y la mayoría de las preguntas planteadas son solo cuestiones iniciales listas para ser resueltas con un poco más de experiencia. Dentro de unos años, la mayoría de los costes adicionales de desarrollo, diseño o BoP, en comparación con los de los sistemas monofaciales desaparecerán. Si los sistemas fotovoltaicos bifaciales pueden aumentar la producción en un 10% o más de una manera predecible, se espera que la comunidad financiera se encuentre más cómoda al respecto.  Para lograrlo, los centros de investigación y la industria deben trabajar en conjunto para conseguir la mayor cantidad posible de datos reales y compartir los resultados con toda la comunidad fotovoltaica. La pregunta acerca de la tecnología bifacial no es si despegará, sino más bien a qué ritmo crecerá y si superará los pronósticos.

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Nicolas Chouleur, Everoze Partners

Nicolas comenzó en el sector fotovoltaico en 2006. Antes de unirse al equipo de Everoze, trabajó en Sunpower EMEA como ingeniero de rendimiento. Gestionó los informes de O&M para una cartera de proyectos de 450MWp en Europa y Sudáfrica. Su experiencia abarca una gran variedad de proyectos, desde pequeños sistemas residenciales hasta grandes plantas solares en todo el mundo.

The views and opinions expressed in this article are the author’s own, and do not necessarily reflect those held by pv magazine.