En esta publicación, se tratará con más detalle de cómo hemos estado probando el rendimiento de los módulos bifaciales 1MIP y validándolos frente a los resultados de otros terceros; en concreto, cómo estamos examinando los pros y los contras de los dos formatos bifaciales más populares: 1MIP y 2 Module In Portrait (2MIP), y cuál es el mejor formato para las ganancias bifaciales.

Montaje solar bifacial 1MIP vs 2MIP

Para definir rápidamente los términos, 1MIP significa 1 módulo en posición vertical y 2MIP, 2 módulos en posición vertical. Un panel bifacial 1MIP se monta a través del seguidor solar, mientras que 2MIP tiene dos paneles separados a cada lado del poste del seguidor y del tubo de torsión.

Con la energía fotovoltaica bifacial, es importante calcular la cantidad de luz que se recibe en la parte delantera de los paneles, pero también la irradiación que se recibe en la parte trasera. Las ganancias de energía bifacial provienen de un aumento de la irradiación total.

Nuestros ingenieros han publicado datos validados por terceros que demuestran que 1MIP recoge más luz en la parte trasera que 2MIP. Utilizando este modelo 2D, han podido calcular qué parte del suelo está a la sombra, qué parte del suelo recibe luz del sol y qué parte de esa luz reflejada captan los módulos fotovoltaicos.

El ratio de irradiación trasera-frontal (BFIR) describe la luz disponible para los bifaciales y es una buena medida del recurso bifacial total disponible. El BFIR depende del albedo, el clima, el índice de cobertura del suelo (GCR) y la relación de aspecto del seguidor (altura/anchura de la fila).

Los resultados de nuestros ingenieros coinciden con los cálculos de PVsyst y con muchos otros libros blancos publicados en el sector, todos los cuales muestran un BFIR más alto para los sistemas 1MIP que para los sistemas 2MIP.

Las pérdidas por sombreado no son nulas, ni siquiera para el 2MIP

Se ha hablado del posible sombreado de los paneles bifaciales en formato 1MIP, y de la idea de que el 2MIP resuelve este problema al espaciar los paneles a ambos lados. ARRAY se asoció con PV Lighthouse para estudiar este tema en detalle. El software SunSolve™ de PV Lighthouse está ampliamente considerado como una de las soluciones de trazado de rayos 3D más avanzadas para la energía fotovoltaica.

Una de las conclusiones importantes del estudio de PV Lighthouse fue que, de hecho, no es una buena idea tener un hueco entre los paneles este y oeste. Cualquier hueco entre los paneles del este y del oeste aumenta efectivamente el ratio de cobertura del suelo cuando se fija la distancia entre filas, y la pérdida de energía por el mayor tiempo de retroceso necesario acaba compensando cualquier beneficio de la reducción de la sombra en la parte trasera. Así pues, una separación este-oeste nula resulta ser la configuración óptima para los módulos de los seguidores 2MIP, en cuyo caso las pérdidas estructurales por sombreado son muy similares a las de los seguidores 1MIP.

Los cálculos de trazado de rayos de PV Lighthouse muestran además que la pérdida de desajuste por sombreado de un tubo de par es pequeña, del orden del 0,2%. Esto se debe a que la irradiación trasera llega al módulo en ángulos elevados desde ambos lados del tubo de torsión, lo que da lugar a una sombra suave que sólo provoca un desajuste muy pequeño de la irradiación total entre celdas.

Hemos llevado a cabo pruebas de terceros para comprobar si el sombreado estructural en condiciones de alto albedo puede causar problemas como puntos calientes o activaciones de diodos de derivación, pero no hemos podido reproducir estos problemas en configuraciones realistas en las que el conjunto es continuamente seguido por el punto de máxima potencia (MPP) con un inversor. En un trabajo anterior se demostró la aparición de puntos calientes debido al sombreado del tubo de par en un módulo cortocircuitado, pero esta configuración no es representativa de lo que ocurre en las condiciones del mundo real.

La especulación que se suele plantear es que la altura desde el suelo marca una gran diferencia en el BFIR. Los estudios de trazado de rayos tridimensionales, así como los enfoques de factor de visión bidimensional (posibles con PVsyst) revelan que esta noción simplemente no es cierta. Es la relación de aspecto (relación entre la altura y la anchura de la hilera) la que impulsa el BFIR, en las mismas condiciones de GCR y albedo.

La luz solar llega al suelo a través de las separaciones entre las filas de seguidores, pero una parte importante de la luz reflejada en el suelo se escapa al cielo a través de esas mismas partes. Es la relación de aspecto, y no la altura absoluta de la fila, lo que determina la relación entre la luz capturada y la perdida.

En los rangos realistas de la altura de la fila, determinados por los costes de los materiales y la capacidad de trabajo en el campo, la relación de aspecto es casi siempre mayor para los seguidores 1MIP que para los seguidores 2MIP, lo que a su vez resulta en que el BFIR es casi siempre mayor para los seguidores 1MIP. Para igualar la relación de aspecto del seguidor 1MIP más corto, el seguidor 2MIP debe construirse con el tubo de torsión a casi 3 metros.

La ganancia bifacial es algo más que 1MIP frente a 2MIP

Teniendo en cuenta todo esto, el 1MIP sale ganando. El 1MIP comienza con un mayor rendimiento solar bifacial (BFIR) que el 2MIP, y las pérdidas subsiguientes, como el sombreado estructural y el desajuste, son similares para ambas configuraciones.

Sin embargo, los proyectos fotovoltaicos a gran escala no deberían seleccionar los seguidores basándose únicamente en la diferencia esperada en la ganancia bifacial. Los costes de instalación, la operación y mantenimiento y el enfoque de gestión del viento de los seguidores pueden tener un impacto significativo en el LCOE de un proyecto y deben tenerse en cuenta.

Para aprender más sobre estos temas, puede ver el 20 de febrero de 2020 un webinar gratuito con Greentech Media.