Se trata de una tecnología prometedora y que presenta ventajas obvias y consistentes

En los últimos años se ha visto una tendencia al alza en el uso de los paneles solares bifaciales. La tecnología ya había sido estudiada desde hace décadas, pero debido a los altos costes involucrados no se ha llegado a expandir hasta el último año, cuando los procesos de fabricación han conseguido optimizar el panel bifacial para competir con el monofacial. La recompensa en generación solar al pasar de uno a otro tipo de panel está actualmente en torno al 8-10%. Dicho porcentaje se conoce como la ganancia bifacial, en la que entran en juego múltiples factores.

Según el departamento de Ingeniería de STI Norland, hay tres parámetros básicos que afectan directamente a la bifacialidad de un proyecto fotovoltaico, los cuales, ordenados de mayor a menor relevancia, serían:

• Cantidad de irradiancia: lógicamente, cuanta mayor sea la cantidad de luz recibida, más recurso solar se va a poder transformar en energía eléctrica. Cabe matizar que la mayor parte de esa irradiancia capturada viene en forma de irradiancia directa, la cual se reflejará en aquellas áreas del suelo en las cuales no afecte la propia sombra de los paneles solares.
• Albedo: define la proporción de irradiancia que efectivamente se refleja desde el suelo. Depende del tipo de terreno presente en cada proyecto y varía a lo largo del año. Como referencia de albedo, en un suelo arenoso común se toma 0,25 como valor medio.
• Factor de vista: depende directamente de la geometría y posición que se tenga de la superficie colectora de irradiancia, los paneles, con respecto a la superficie emisora de irradiancia, el suelo. De ahí que sea clave analizar en profundidad el seguidor solar utilizado, su adecuación a la condición bifacial. O lo que es lo mismo, analizar en detalle la amplitud con la que los paneles del seguidor consiguen captar la irradiancia reflejada en el suelo.

Como se aprecia de la descripción hecha, de estos tres factores esenciales, los dos primeros están implícitamente definidos para cada proyecto. La irradiancia depende de la localización geográfica. En cuanto al albedo, si bien hay técnicas de mejora de este parámetro, hoy en día no se ve claro hasta qué punto la inversión y mantenimiento de mejora de albedo va a ser una aplicación común en proyectos bifaciales.

En cambio, el factor de vista sí varía en un mismo proyecto y con un mismo albedo según el seguidor solar que se use.

Altura normalizada

Según una aproximación analítica, la irradiancia reflejada y capturada por un colector es independiente del tamaño que tenga, siempre que dicho colector se disponga a una distancia proporcional a la superficie que refleja la irradiancia solar, y esta última refleje la luz en un ancho igualmente proporcional. Esto es lo que se conoce como altura normalizada del seguidor solar.

Figura 1. Concepto de altura normalizada.

Sin embargo, por condicionantes ajenos a la bifacialidad como puede ser una altura adecuada de montaje del seguidor, la configuración 2V en el mercado actual se sitúa en un escalón inferior de altura normalizada con respecto a la configuración 1V.

Ello implica que en la configuración 2V se dé una mayor oblicuidad de los rayos que impactan sobre el colector, de manera que la irradiancia reflejada en las células sea de menor intensidad.

La mayor o menor eficiencia de esta condición geométrica está directamente relacionada con su factor de vista.

Por otro lado, existen dos ajustes básicos necesarios para precisar la irradiancia trasera calculada:

• Mismatch. El hecho de que los rayos reflejados impacten sobre las células fotovoltaicas con diferentes ángulos es lo que produce la diferencia en la parte de irradiancia captada. Este desajuste se conoce como mismatch, e implica directamente una reducción en la producción eléctrica de dichas células. Para valores comunes de albedo y geometría de seguidores solares, dicho valor está en torno al 1-3% de desajuste.
• Shading factor. La propia estructura del seguidor también genera una reducción en la generación energética. La viga de torsión y las correas de fijación son, en este sentido, los elementos que más sombra producen. En el mercado actual, en las configuraciones más comunes de seguidores solares, 1V y 2V, estamos hablando de que se tienen, respectivamente, vigas de torsión con elementos cuadrados de 100 mm o 150 mm de ancho situados a escasos 200 mm de la superficie colectora, que es la mesa de paneles fotovoltaicos.

Independientemente del seguidor proyectado, se producirá una afección por sombras en las células fotovoltaicas centrales, más cercanas a la viga de torsión. Para valores comunes de albedo y geometría de seguidores, el valor de shading factor está en el rango del 3 a 6%.

No solo el tubo de torsión, la propia correa también se encuentra a lo largo de la trayectoria de los rayos vienen en diagonal desde el suelo a los paneles solares. Cuanto más grande sea la correa, más interferencia se producirá. En este sentido, una correa 1P común de 440 mm produce menos afección en términos de sombreado que la habitual correa 2P de 2350 mm. Este requisito o restricción de longitud proviene directamente de las opciones de fijación de los módulos, donde es necesaria la fijación en ambas mitades de cada módulo.

Altura de la correa de fijación

Entrando en detalle en la magnitud del sombreado del tubo de torsión, vemos que la altura de la correa puede variar su valor. La correa es la parte del seguidor que conecta los módulos fotovoltaicos al tubo de torsión y crea un espacio entre ellos.

Si se entra a analizar más en detalle la altura de la correa de fijación de paneles, se aprecia que el valor de shading factor se reduce en apenas un 0,1%.

Las sombras generadas por la viga de torsión prácticamente se diluyen de la misma manera en la superficie colectora, independientemente de la distancia a esta, en ese orden de magnitud.

En cuanto a la distribución de las sombras, se aprecia que según se va ampliando la separación entre el elemento que genera sombra y el que la capta, la sombra se va dispersando no sólo en las células intermedias sino también en las contiguas.

En cuanto a la distribución del sombreado, se observa que a medida que aumenta la separación entre el elemento generador de sombra y el elemento absorbente de sombra, el sombreado se disipa de manera más uniforme en las celdas intermedias o centrales, extendiéndose progresivamente a las adyacentes.

La menor altura de la correa produce un pico concentrado más alto en la irradiancia capturada. Esta diferencia eventualmente provoca un desajuste eléctrico que produce una reducción en la producción solar. Como primer enfoque en la magnitud del desajuste, vemos un valor natural debido al efecto de borde de alrededor del 1,4% para los valores de albedo comunes (línea azul en el gráfico bajo estas líneas). Añadiendo el tubo de torsión como elemento de creación de sombra, ese valor aumenta a alrededor del 2-3% (línea naranja).

El diseño actual de STI Norland define la correa con una altura de 60 mm, lo que permite a los paneles bifaciales comunes, de marco de 30 mm, tener una altura libre entre la viga de torsión y la cara trasera del panel en torno a los 90 mm. El mismatch aquí es de un 2,8%.

Como se ve en la distribución, la reducción afecta no solo a las celdas intermedias 6 y 7, sino también a las adyacentes 4, 5, 8 y 9. Esto significa que la sombra de la viga de torsión se extiende por gran parte de la parte trasera del módulo.

Dejar un espacio entre los dos módulos en la configuración 2V no evita esa sombra. Además, implica bajar el factor vista del seguidor a medida que la superficie fotovoltaica aumenta en ancho pero no en altura.

La sombra del tubo de torsión impacta en la parte trasera del módulo, sin dependencia del espacio entre los módulos:

Teniendo presentes los diferentes parámetros bifaciales anteriormente descritos, se puede analizar cómo aumenta la ganancia bifacial en función de la altura normalizada del seguidor solar.

Considerando un albedo común de 0,25, podemos llegar a intuir que la ganancia bifacial aumenta varias décimas porcentuales al aumentar la altura normalizada en 0,05. O lo que es lo mismo, aumentar la altura de nuestro seguidor 1V en 100 mm con un colector de 2 m.

A continuación, se muestran los dos escalones de bifacialidad en el que se encuentran las dos configuraciones habituales en el mercado, 1V y 2V, para la posición puntual de 0º (que a su vez es la más irradiancia trasera produce, en términos absolutos de W/m²):

Como se aprecia en el gráfico, la bifacialidad recompensa la mayor altura normalizada de módulos en seguidores solares. Esto lleva a pensar que, si el coste lo permite, los seguidores se puedan disponer a una altura mayor a la habitual con el panel monofacial con soportes más largos.

Para definir el punto óptimo de altura habría que considerar otros factores técnicos que complican el análisis, como puede ser el tipo de suelo o la carga de viento, además de la dificultad añadida que resulta de tener que montar un seguidor a mayor altura.

En cualquier caso, el panel bifacial ha cogido fuerza estos últimos años y en el futuro próximo veremos dónde se encaja esta tecnología, que sin duda es prometedora y que presenta ventajas obvias y consistentes.