“La interpretación del MITECO de la potencia instalada con módulos bifaciales carece de base tecnológica”

Estupor

El 4 de diciembre de 2019 la Dirección General de Transición Energética de la Consejería de Desarrollo Sostenible de la Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha recibió, por parte de una de las empresas asociadas a UNEF, una petición de aclaración en relación a cómo debe realizarse el cálculo de la potencia instalada en plantas FV con módulos bifaciales tomando como base el artículo 3 del RD 413/2014.

La reciente contestación del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) aclarando que la potencia instalada de un módulo bifacial se calcula como “la suma de las potencias máximas unitarias de los módulos fotovoltaicos que configuran dicha instalación, medidas en condiciones estándar según la norma UNE correspondiente” y que para el caso particular de los módulos bifaciales “la potencia instalada resultaría del sumatorio de la potencia máxima de ambas caras”, ha generado estupor en el sector.

pv magazine ha hablado con PI Berlin sobre esta interpretación. La consultora opina que carece de base técnica y advierte de que, en caso de ratificarse, conllevaría un claro perjuicio para promotores y desarrolladores.

No hay nomativa UNE que respalde la suma de la potencia de ambos lados

La norma UNE a la que hace referencia el RD no existe como tal. A día de hoy la única norma UNE relacionada con la medición de módulos FV es la UNE-EN IEC 61853-3:2018[1], la cual fue ratificada por la Asociación Española de Normalización en diciembre de 2018.

Dicha norma, sin embargo, no regula los procedimientos de ensayo bajo condiciones estándar para módulos bifaciales, tal y como afirma el MITECO, sino que lo hace para diferentes condiciones de operación en base al tipo de climatología reinante[2].

“La norma que sí regula la medición de la potencia nominal bajo condiciones estándar y, además, lo hace de forma exclusiva para módulos bifaciales, es la IEC TS 60904-1-2:2019[3]. Dicha norma prescribe dos procedimientos principales para medir la potencia nominal de las caras frontal y trasera, bien de forma individual o simultánea, pero en ningún momento establece que la potencia nominal del módulo se calcule como la suma de las dos caras”, dice a pv magazine Asier Ukar.

Muy pocos fabricantes de módulos dan las mismas garantías para la cara posterior

La ratio de las potencias frontal y trasera medidas en condiciones estándar da como resultado el coeficiente de bifacialidad del módulo, el cual no siempre se especifica en la hoja de datos del fabricante, y cuando se hace, suele verse sujeto a una tolerancia de al menos +/-5%.

“De hecho, es habitual ver en las hojas de datos de módulos bifaciales cómo la potencia de la cara posterior se indica en base a teoréticas ganancias de bifacialidad del orden del 5%, 10% o 20%, sin que exista la posibilidad de saber a priori cuál va a ser la ganancia bifacial real en campo”, añade Ukar, y afirma que ningún fabricante realiza mediciones de potencia nominal en la cara trasera a un número significativo de módulos, “sino solo a un muestreo muy reducido en base al cual se obtiene el ya mencionado coeficiente de bifacialidad”. Todo ello arroja aún más incertidumbre respecto al verdadero comportamiento de la cara trasera de un módulo bifacial.

Como consecuencia, las garantías de potencia ofrecidas por los fabricantes para la cara trasera no son las mismas que para la cara frontal. Mientras la degradación anual máxima de la potencia está perfectamente regulada por contrato para la cara frontal, la cara trasera no goza del mismo estatus, siendo muy inusual que un fabricante de módulos se comprometa a garantizar determinados valores de rendimiento.

“Entendemos, por tanto, que sumar aritméticamente las potencias de las dos caras supone otorgar a ambas el mismo peso tanto técnico como contractual, el cual vistas las circunstancias anteriormente descritas, ha quedado claro que no tienen”, añade el experto.

El comportamiento de la cara posterior es altamente sensible al albedo y a detalles constructivos

Aún en el caso en el que la potencia nominal de la cara posterior estuviese perfectamente caracterizada en laboratorio y sujeta a unas garantías contractuales idénticas a las de la cara frontal, sigue siendo muy difícil conocer en plena fase de tramitación el plus de potencia proveniente de la cara posterior.

Esta incertidumbre es mucho mayor que la asociada a la cara frontal debido a, tal y como se especifica en la sección 4 de la IEC TS 60904-1-2:2019, la mayor influencia que el albedo, la altura de los módulos al suelo, la distancia entre filas, el ritmo de crecimiento de la vegetación del suelo, el ángulo de inclinación o el tipo de estructura ejercen sobre la cara posterior.

La irradiación que incide sobre la cara posterior es todo menos constante, y afecta a cada módulo de forma distinta. Un módulo cualquiera puede recibir un 5% de irradiación adicional en la parte posterior, mientras que el módulo adyacente puede estar recibiendo un 10%.

“Es inviable tratar de aclarar estos puntos en la fase de tramitación para acotar la incertidumbre y tratar de modelar con mayor precisión el comportamiento de las dos caras de un módulo bifacial. Por ello, insistimos nuevamente en que la potencia de un módulo bifacial no puede calcularse como la suma de la potencia máxima de ambas caras, ya que cada una se comporta de forma diferente”, dice al respecto Ukar.

Esta incertidumbre es, precisamente, la que hace que un significativo número de entidades financieras ignoren la ganancia bifacial y busquen financiar una planta bifacial como si fuera monofacial.

Consecuencias

En opinión de PI Berlin, “considerar que la potencia de un módulo bifacial es la suma de las potencias unitarias de ambas caras medidas en condiciones estándar, es fundamentalmente sobreestimar con creces la potencia del módulo y suponer que va a operar con un rendimiento teórico muy superior al que mostrará en campo”. Esto conllevaría a una situación en la cual:

• Los promotores se verían obligados a cambiar el diseño básico y de ejecución únicamente de cara a la Administración, sin que esos cambios se vean posteriormente reflejados a nivel técnico.
• Aquellos proyectos que, con el nuevo cálculo de potencia nominal superen la barrera de los 50 MW, tendrían que reiniciar toda su promoción y volver a solicitar todos los permisos debiendo tramitarlos esta vez directamente con el Ministerio para la Transición Ecológica en lugar de con la comunidad autónoma donde se ubica dicho proyecto.
• Aumentaría innecesariamente el importe de los avales proporcionalmente al aumento de la supuesta potencia nominal en base a la interpretación del MITECO.
• Se daría una discrepancia entre la potencia nominal de acuerdo a la interpretación del MITECO y la indicada por el fabricante en la hoja de datos, que viene dada por la potencia nominal únicamente de la parte frontal.

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Asier Ukar es consultor sénior en PI Berlin y Director General de la filial española PI Berlin S.L. Tiene 13 años de experiencia en el asesoramiento de proyectos utility-scale con presencia física en Europa, Asia, América Latina y África. Con PI Berlin ha participado activamente desde 2008 en el diseño, supervisión y refinanciación de proyectos fotovoltaicos a nivel global ofreciendo sus servicios fundamentalmente a entidades financieras, entes gubernamentales, desarrolladores y EPCistas. Tras 12 años residiendo en Berlín, se transladó en 2019 a España para ofrecer servicios de consultoría en el mercado ibérico. Asier Ukar estudió ingeniería industrial en la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de Bilbao y habla cinco idiomas.

[1] Ensayos del rendimiento de módulos fotovoltaicos (FV) y evaluación energética. Parte 3: Calificación energética de los módulos fotovoltaicos

[2] In contrast to the current rating procedure, which determines performance at a single point using standard test conditions (STC), IEC 61853-1 proposes a matrix of performance rating points across a range of temperature and irradiance values intended to represent real-world conditions (IEC 61853-1)

[3] Photovoltaic devices – Part 1-2: Measurement of current-voltage characteristics of bifacial photovoltaic (PV) devices