“La ganancia potencial de la tecnología bifacial supera ampliamente los riesgos”

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Está comprobado que los módulos bifaciales obtienen más energía que los convencionales. Esta “ganancia” varía desde porcentajes de un solo dígito hasta más del 20 % en comparación con los módulos monofaciales. El porcentaje depende de una amplia gama de variables, anotaron algunos participantes en el taller de bifiPV de 2018.

“Los módulos bifaciales representan, desde la introducción de los seguidores, la mayor mejora en la economía de proyectos con un riesgo tecnológico mínimo”, dijo Jenya Meydbray, vicepresidenta de tecnología solar en Cypress Creek Renewables, con sede en San Francisco.

Este encuentro ha sido el quinto y último taller celebrado en los EE. UU., organizado por el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL), y el Centro Internacional de Investigación de Energía Solar de Alemania (ISC Konstanz). Los participantes discutieron la viabilidad de la tecnología bifacial, el LCOE con bifacial y el modelado y calificación de la tecnología, principalmente en seguidores de un solo eje.

Sorprendente rendimiento en el campo

En la reunión se tomó una instalación de referencia: la planta de 1,25 MW desarrollada con los módulos EarthON de PVG Solutions en Asahikawa, Japón, que ha demostrado una ganancia bifacial de casi el 20 %. El récord mundial hasta el momento según Radovan Kopecek, Presidente Adjunto de la Junta Ejecutiva de ISC Konstanz.

Los fabricantes de paneles bifaciales están entusiasmados con la obtención de mayores rendimientos a corto plazo. “Si podemos obtener un factor bifacial del 20 %, entonces el cielo es el límite”, dice Ashok Sinha, CEO de Sunpreme. El productor de módulos bifaciales de Sunnyvale, California, planea abrir una fábrica de 400 MW.

Con un rendimiento un 20 % mayor, los desarrolladores de proyectos de seguimiento bifacial podrán construir más proyectos debido al aumento de los beneficios, y porque los climas del norte ofrecen el albedo más alto, o la reflexión sobre la nieve, lo que maximiza el rendimiento bifacial.

Aunque la tecnología bifacial puede costar $ 0,05 / W más que la instalación de un sistema fotovoltaico monofacial, una ganancia mínima del 10 % bifacial supera fácilmente el riesgo, señala Scott Stephens, Director de Desarrollo Tecnológico de Clearway Energy, anteriormente NRG Renew, en San Francisco.

NREL estima que la participación de mercado para los sistemas de seguimiento bifacial se expandirá desde una base cercana a cero hoy a una participación de mercado proyectada del 10 % en 2019, y del 30 % para 2025, en comparación con los paneles monofaciales. Michael Woodhouse, analista económico de NREL, calcula que esto haría de la tecnología una industria multimillonaria por sí sola. “Eso representaría un mercado de $ 20 mil millones a $ 110 mil millones para la tecnología bifacial”, dice.

Definición de estándares

Mientras que las pruebas de campo de voltaje actual de los paneles bifaciales con seguidores comenzaron hace varios años, todavía no hay consenso sobre cuáles deberían ser los estándares de prueba de rendimiento. Una vez que se adopta un estándar de prueba internacional, la industria puede adoptar puntos de referencia de rendimiento que informarán la elección comercial.

Entre las pruebas clave para paneles bifaciales se encuentra la prueba flash que clasifica el potencial de rendimiento del lado posterior del panel como un porcentaje del lado frontal. Dependiendo de la producción celular, el factor bifacial medido en un laboratorio puede oscilar entre 50 % y 95 %, dice Kopecek. En el campo, ese factor con frecuencia llega al 15 % ahora, y se espera que aumente en el rango del 20 % a medida que los desarrolladores aprendan cómo adaptar las variables de instalación para optimizar el rendimiento, añade. Los participantes del taller describieron una larga lista de las variables que se someten actualmente a estudio.

El trabajo para establecer una norma internacional pes un tema candente durante los últimos años, y en mayo se distribuyó un borrador interno del IEC 60904-1-2 de la Comisión Electrotécnica Internacional entre los participantes del grupo de trabajo de la industria fotovoltaica de EE. UU. Chris Deline, investigador de ingeniería de NREL, afirmó que se espera que se publique un estudio público en enero de 2019.

Tipo de superficie                             Albedo

Superficie verde (hierba)                23 %

Hormigón                                           16 %

Hormigón pintado de blanco         60-80 %

Grava blanca                                      27 %

Techo de metal blanco                     56 %

Techo de membrana gris claro       62 %

Techo de membrana blanca            > 80%

Fuente: LONGi Solar

Autor: Charles Thurston / de la revista pv magazine, edición de septiembre.