Guía para entender las pérdidas en la producción solar

Cuando se invierte en energía solar, maximizar la producción es un objetivo común. Aurora Solar ofrece pautas para sacar el máximo partido a una instalación solar evitando pérdidas.

KWh Analytics, una empresa de seguros climáticos y gestión de riesgos de las energías renovables, publicó su Índice de Generación Solar 2022 e informó que los activos solares están rindiendo en general por debajo de las expectativas. Los sistemas instalados desde 2015 han tenido un rendimiento entre un 7% y un 15% inferior al esperado, con algunas diferencias regionales. ¿Cómo puede evitarse este bajo rendimiento?

La guía definitiva de Aurora Solar sobre las pérdidas del sistema fotovoltaico incluye conceptos básicos de rendimiento solar, como el efecto de la inclinación, la orientación y la sombra en las métricas de producción. La guía explica cómo los equipos desajustados pueden causar pérdidas y analiza los efectos de los modificadores del ángulo de incidencia, las pérdidas nominales de los módulos, etc.

Inclinación y orientación
El ángulo de los paneles afecta a la cantidad de radiación solar que recibe el sistema a lo largo de un año. Inclinar la instalación hacia el ecuador maximizará la irradiancia incidente y aumentará la producción, señala el informe de Aurora.

Aprovechar al máximo el ángulo de incidencia solar también es importante para la producción. El ángulo de incidencia se refiere al ángulo de la superficie del panel con respecto a los rayos solares. Los ángulos de incidencia afectan a la cantidad de luz solar que atraviesa el cristal de la parte frontal del panel.

Según Aurora, estas pérdidas, medidas como el modificador del ángulo de incidencia, suelen oscilar entre el 3% y el 4,5%. El modelo DeSoto se utiliza para comprender los efectos del modificador del ángulo de incidencia.

Obstrucción
La suciedad, o acumulación de polvo y otros residuos en la superficie del panel, es una de las principales causas de pérdida de energía en algunas regiones. En zonas con largas estaciones secas, puede provocar pérdidas del 5%. En regiones con frecuentes depósitos de polvo, puede añadir entre un 1% y un 2% a esa cifra, y las ubicaciones cercanas a zonas de mucho tráfico suelen tener otro 1% de pérdidas. En regiones donde llueve todo el año, las pérdidas por suciedad suelen rondar el 2%, según Aurora.

Los parámetros de rendimiento del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) sugieren que en EE.UU. es habitual una pérdida por ensuciamiento del 5%.

Según un modelo del NREL, una limpieza anual en un sistema con una pérdida de suciedad del 1,9% reduciría la pérdida a alrededor del 1,5%. Dos limpiezas al año podrían reducir la pérdida media al 1,3%, y tres limpiezas al año la reducirían aún más a una pérdida media anual del 1,2%. Aquí se puede consultar un análisis local del NREL sobre los efectos de la suciedad.

Los pájaros y sus excrementos son otro problema de producción. Los excrementos de pájaros bloquean sustancialmente una o dos células y es posible que no se eliminen con la lluvia. En los módulos sin diodos de derivación, el bloqueo total de una o dos células puede hacer que todo el módulo deje de funcionar. Aurora aconseja una rápida limpieza manual de los excrementos de aves.

Las cargas de nieve son otro factor atenuante. Un estudio del NREL calculó pérdidas que oscilan entre el 10 y el 30% para sistemas de inclinación fija. Los factores de nieve pueden ser difíciles de modelar con precisión sobre una base anualizada, por lo que Aurora recomienda medir en un formato mensual. Aquí puede consultar un estudio local sobre las pérdidas por nieve estimadas en función de la inclinación de los paneles.

El sombreado es otro aspecto de vital importancia para el rendimiento del sistema. Aurora compara una célula solar sombreada con un atasco en una tubería. Cuando una célula está a la sombra, se reduce la corriente que pasa por toda la cadena de células. Los paneles incorporan diodos de derivación, que permiten al conjunto «saltarse» la célula sombreada, pero a costa de renunciar a la producción que podría haberse obtenido de esa célula. Aquí se puede consultar un análisis de la Universidad de Stanford sobre los efectos del sombreado.

Aurora sugiere el uso de electrónica de potencia a nivel de módulo (MLPE) o microinversores para evitar las pérdidas por sombreado.

Pérdidas ambientales
Los coeficientes de temperatura son otro factor a tener en cuenta en el rendimiento. Un coeficiente de temperatura se mide como el porcentaje de disminución de la producción de energía por cada aumento de 1 grado centígrado por encima del punto de referencia de 25 grados centígrados.

Algunos materiales de cubierta absorben más calor que otros, lo que afecta a su rendimiento. Los ángulos de los paneles pueden alterar la temperatura y, según Aurora, los paneles montados en plano suelen calentarse más. El tipo de panel también influye. Los paneles de capa fina suelen tener un coeficiente de temperatura más bajo que los paneles solares monocristalinos o policristalinos.

Módulos
Los módulos de los sistemas con cadenas desajustadas o largas pueden perder entre un 0,01% y un 3% de la producción total. Aurora utiliza una hipótesis del 2% en sus modelos para esta categoría de pérdidas. Los módulos desajustados con tolerancias de potencia ajustadas pueden provocar otro 1% de pérdidas en el sistema.

La degradación inducida por la luz se produce cuando las características eléctricas de las células solares de silicio cristalino cambian cuando se exponen a la luz. Las pérdidas oscilan entre el 0,5% y el 1,5% y se producen en las primeras horas de exposición del nuevo panel.

Las pérdidas de potencia nominal del módulo representan la pérdida debida a la diferencia entre la potencia declarada del módulo y su rendimiento real en condiciones de prueba estándar. Aurora sugiere que no se producen pérdidas en esta categoría para los módulos modernos, ya que la mayoría reflejan con precisión los resultados de las pruebas estándar.

Sin embargo, algunos proveedores pueden indicar un rango de rendimiento, denominado «tolerancia de potencia». Suele expresarse como un porcentaje más o menos. Por ejemplo, un panel de 250 W con una tolerancia de potencia de +/- 5% puede producir entre 237,5 W y 262,5 W.

Cables
Las pérdidas en el cableado suelen contribuir en otro 2% a las pérdidas del sistema. Si el proyecto utiliza cables más gruesos en tramos cortos, esas pérdidas pueden acercarse al 1%.

«Varios componentes pueden provocar una caída de tensión en los circuitos, como las conexiones, los fusibles y las resistencias. Las diferencias de longitud o tamaño de los cables entre las cadenas paralelas también pueden introducir una caída de tensión», según Aurora.

Según un estudio del NREL, las pérdidas en las conexiones pueden contribuir a otro 0,5% de pérdida. Los conectores del cableado y los diodos de derivación tienen imperfecciones físicas que causan resistencia, lo que provoca pequeñas caídas de tensión.

Inversores
La eficiencia de los inversores mide la eficacia con la que la energía de CC se convierte en energía de CA. Los fabricantes de inversores proporcionan tanto un índice de eficiencia máxima para el rendimiento en condiciones ideales, como un índice de eficiencia ponderada para su rendimiento en una serie de condiciones.

«Es importante tener en cuenta la eficiencia ponderada porque la eficiencia de un inversor cambiará en función de la capacidad que transporte. La mayoría de los inversores alcanzan su punto máximo en torno al 20% de carga y descienden ligeramente a medida que la carga alcanza el valor nominal de entrada máximo», señala el informe de Aurora.

La saturación del inversor suele producirse en los sistemas en los días más soleados. Cuando la salida de CC de los paneles es superior a la cantidad de potencia de CC que puede convertir el inversor, se produce una pérdida por recorte. El informe de validación NEC de Aurora puede ayudar a dimensionar correctamente los inversores.

Varios
El modelo de rendimiento del sistema PVWatts, disponible públicamente, utiliza un valor por defecto del 3% de pérdida de disponibilidad del sistema. Aurora afirma que los sistemas con operaciones y mantenimiento o sistemas de alerta de fallos configurados pueden experimentar pérdidas de disponibilidad de sólo el 0,5%. La disponibilidad incluye paradas o fallos del inversor, cortes de red y otros eventos que desconectan el sistema fotovoltaico.

La dilatación y contracción térmicas, la luz ultravioleta y los daños causados por las partículas arrastradas por el viento reducirán la producción con el tiempo. Las garantías de producción de los fabricantes de paneles solares proporcionan una estimación conservadora de la producción en caso de degradación de los paneles con el paso del tiempo.

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