Científicos de la Universidad japonesa de Oita investigaron el impacto de los factores estacionales y meteorológicos en la eficiencia de la generación de electricidad en plantas solares montadas en el suelo.
Para su modelización, los investigadores emplearon el análisis envolvente de datos metafronterizos (DEA), que evalúa la eficiencia relativa de las unidades de toma de decisiones (DMU) -en este caso, centrales eléctricas- frente a sus límites o el mejor rendimiento alcanzable.
«El marco del DEA metafronterizo se aplica para cuantificar el impacto de la estacionalidad y los factores técnicos en la eficiencia de la generación a nivel mensual», explicaron. «Este estudio también combina el método Monte Carlo con DEA para identificar el impacto de los factores variables de entrada y salida en la incertidumbre de los valores de eficiencia de generación y discutir la solidez de los resultados».
Los científicos consideraron seis centrales fotovoltaicas a escala de servicios públicos existentes en Japón, dos en la prefectura de Oita, tres en la prefectura de Kumamoto y una en la prefectura de Yamaguchi. Los datos se tomaron mensualmente desde enero de 2016 hasta diciembre de 2020.
A excepción de una instalación, todas las plantas tenían una relación CC/CA superior a 1, lo que indica que la capacidad nominal del conjunto fotovoltaico supera la capacidad nominal del inversor. Por lo tanto, la generación de electricidad que supera la capacidad del inversor se corta parcialmente cuando la insolación alcanza un determinado nivel, y durante los periodos de menor insolación, mejora la generación de electricidad, ya que no hay cuello de botella en el inversor.
«Las plantas A, B y D se sometieron a una ampliación de los sistemas de energía fotovoltaica, lo que aumentó la capacidad nominal del conjunto fotovoltaico, la relación CC/CA y el número de módulos instalados», destacaron los académicos. «La planta C consta de módulos fotovoltaicos compuestos de células solares monocristalinas, mientras que las otras plantas cuentan con módulos fotovoltaicos compuestos de células solares policristalinas».
Para calcular la ineficiencia de las plantas, los investigadores tuvieron en cuenta cuatro parámetros -irradiación solar, temperatura, número de módulos y capacidad nominal del conjunto fotovoltaico- y los compararon con la producción real de electricidad medida. Para comparar los distintos años y estaciones se utilizó la eficiencia basada en DEA (DBE) de 0 a 1, donde un valor mayor indica un mayor rendimiento.
«Si se observa la media de DBE durante todo el periodo de análisis, la central D tiene el valor de DBE más alto, 0,796, mientras que las centrales B y F tienen medias de DBE de sólo 0,615 y 0,527, respectivamente, para todo el análisis», señalaron los investigadores. «Los factores medios de ineficacia factor intratemporal (ITF), factor estacional (SSF) y factor técnico (TCF) fueron 0,048 [proporción respecto a la ineficacia basada en DEA (DBI): 10,7%], 0,216 (48,5%) y 0,182 (40,9%), respectivamente.»
Según los resultados, la ineficiencia media de la generación de energía durante el periodo de estudio fue de 0,445, debido principalmente a factores estacionales y técnicos.
«Emplear módulos fotovoltaicos con mayores niveles de producción eléctrica puede aumentar la relación CC/CA, incrementando así la generación de energía, mejorando la eficiencia y contribuyendo a un suministro eléctrico estable, reduciendo así las fluctuaciones diarias y estacionales en la generación de energía. Dado que estos factores son difíciles de controlar una vez que la central está en funcionamiento, es importante seleccionar un emplazamiento óptimo para las centrales teniendo en cuenta los datos meteorológicos y geográficos», concluyen los científicos.
Sus resultados se presentaron en «How do seasonal and technical factors affect generation efficiency of photovoltaic power plants?«, publicado en Renewable and Sustainable Energy Reviews.
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