Investigadores de la Universidad de Ottawa (Canadá) han estudiado los efectos del uso de un reflector artificial en el suelo en plantas fotovoltaicas bifaciales a gran escala y han descubierto que puede aumentar la generación de energía de una instalación hasta un 4,5%.
Según Mandy Lewis, autora principal de la investigación, “es fundamental que estos reflectores se coloquen directamente debajo de los paneles solares, no entre filas, para maximizar este beneficio”. “Estos resultados son especialmente significativos en Canadá, donde la capa de nieve persiste entre tres y cuatro meses al año en grandes ciudades como Ottawa y Toronto, y el 65% de la superficie del país está cubierta de nieve más de la mitad del año”.
El equipo de investigación llevó a cabo su análisis en un sistema bifacial de 75 kW basado en el seguimiento horizontal de un solo eje (HSAT) y situado en una instalación de pruebas del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL, por sus siglas en inglés) del Departamento de Energía de EE.UU. en Golden (Colorado). “Estudiamos una única fila de módulos PERC+ con un factor de bifacialidad del 70%”, explicó, señalando que las pruebas se realizaron durante 4 meses. “Los datos de potencia y meteorológicos a nivel de módulo se midieron a intervalos de 1 minuto y se promediaron a la derecha para obtener valores de potencia de 15 minutos”.
Los científicos utilizaron un material reflector artificial de polietileno de alta densidad (HDPE), resistente a los rayos UV y de alto albedo , suministrado por la empresa alemana Solmax Geosynthetics. Su reflectividad ponderada al sol alcanzó aproximadamente el 70%. Evaluaron cinco configuraciones diferentes del reflector: con una cobertura del suelo del 100%; con una cobertura del suelo del 50% y el 25%, ambas centradas en el tubo de torsión; y con una cobertura del suelo del 50% y el 25%, ambas centradas en el centro del terreno abierto entre hileras.
El rendimiento de las partes del sistema fotovoltaico que dependen del reflector se comparó con el de las filas de módulos sin reflector. El modelado presentó un error cuadrático medio (RMSE) del 5,4% por hora y mostró un aumento de la irradiancia total anual del 8,6% y un rendimiento energético anual de hasta el 4,5% cuando se añade un material reflectante del 70% a un sistema de seguimiento de un solo eje. La colocación óptima del reflector resultó ser la centrada directamente bajo el tubo de torsión para todos los tamaños de reflector.
Un análisis económico más detallado también reveló que la tecnología de reflectores puede alcanzar unos costes de instalación rentables de entre 2,50 y 4,60 dólares por m2. “En sistemas con un LCOE inicial más elevado es posible alcanzar costes de material más elevados. Por ejemplo, en Seattle (Washington), con un 60% de material reflectante, los costes de instalación alcanzados son de entre 3,40 y 6,00 dólares por m2”, subrayan los investigadores.
Además, destacaron que la rentabilidad de los reflectores depende estrictamente de la ubicación, y que los niveles de radiación solar desempeñan un papel clave. También recomendaron evitar el despliegue de los reflectores en proyectos con recorte del inversor, que se produce cuando la energía de CC de un sistema fotovoltaico es mayor que el tamaño máximo de entrada del inversor. “El recorte del inversor afecta significativamente a los sistemas que incorporan reflectores artificiales, reduciendo la ganancia de energía anual y desplazando la ubicación ideal de los reflectores más pequeños en algunos lugares”, advirtieron.
Sus experimentos se describen en el artículo “Artificial Ground Reflector Size and Position Effects on Energy Yield and Economics of Single Axis Tracked Bifacial Photovoltaics” (Efectos del tamaño y la posición del reflector de tierra artificial sobre el rendimiento energético y la economía de la energía fotovoltaica bifacial con seguimiento de eje único), publicado en Progress in Photovoltaics. “Estos resultados son especialmente valiosos para Canadá y otros países típicamente nublados, ya que se observaron aumentos de potencia del 6,0% en la nublada Seattle, frente al 2,6% en la árida Tucson”, subrayan los investigadores.
Otro grupo de investigación de la Universidad de Ottawa ha desarrollado recientemente una nueva técnica para medir el rendimiento energético de los sistemas fotovoltaicos bifaciales. El nuevo método de irradiancia trasera escalada (SRI) supuestamente mejora las mediciones IEC al tener en cuenta los efectos del albedo espectral de las diferentes cubiertas del suelo en su cálculo de la irradiancia trasera del sistema bifacial.
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