Evaluación del desempeño de módulos fotovoltaicos bifaciales verticales este-oeste en comparación con módulos bifaciales inclinados y monofaciales en la costa de Perú

Abstract

Este estudio presenta una evaluación anual del desempeño de un módulo fotovoltaico bifacial instalado en posición vertical con orientación este–oeste, en comparación con módulos bifaciales inclinados y monofaciales, en un sitio costero, desértico y de baja latitud (Lima, Perú). Para las tres configuraciones se monitorizaron, con una resolución temporal de cinco minutos, las curvas de corriente–voltaje (I–V), la irradiancia frontal y trasera, así como la temperatura de los módulos. A partir de estas mediciones se calcularon los indicadores estándar de evaluación energética: rendimiento de referencia (𝑌𝑟𝑒𝑓), rendimiento del módulo (𝑌𝑑𝑐 ) y coeficiente de desempeño del módulo (𝑀𝑃𝑅). Asimismo, se aplicaron correcciones del 𝑀𝑃𝑅 por temperatura y bifacialidad para descomponer las pérdidas asociadas a estos efectos, y se empleó un modelo de un diodo (𝑆𝐷) para la reconstrucción de las curvas 𝐼 − 𝑉. Este enfoque permite capturar de manera implícita pérdidas adicionales asociadas a efectos ópticos y espectrales, tales como sombras parciales, dependencia con el ángulo de incidencia (𝐴𝑂𝐼), variaciones espectrales de la irradiancia y desajustes eléctricos entre celdas. El módulo bifacial vertical alcanzó un 𝑌𝑑𝑐 anual de 2,82 𝑘𝑊ℎ/𝑘𝑊/𝑑í𝑎, valor inferior al obtenido por el módulo bifacial inclinado (3,79 𝑘𝑊ℎ/𝑘𝑊/𝑑í𝑎) y por el módulo monofacial (3,56 𝑘𝑊ℎ/𝑘𝑊/𝑑í𝑎), a pesar de registrar un 𝑌𝑟𝑒𝑓 comparable al del módulo monofacial. La descomposición de pérdidas muestra que las pérdidas por temperatura son del mismo orden de magnitud para las distintas configuraciones (aproximadamente 3–4 %), por lo que no explican la brecha de desempeño observada. En el módulo vertical, las perdidas por bifacialidad reducen el 𝑀𝑃𝑅 en aproximadamente un 11,6 %, mientras que el modelo 𝑆𝐷 identifica pérdidas adicionales del orden del 6,5 %, asociadas mayoritariamente al autosombreado del marco y de las cajas de conexiones, lo que equivale a unas pérdidas netas por autosombreado cercanas al 4,8 %. En contraste, el módulo bifacial inclinado presenta pérdidas del 3,4 % asociadas a la bifacialidad, del 4,9 % por efecto de la temperatura y del 1,7 % atribuibles a otros factores capturados por el modelo 𝑆𝐷, mientras que el módulo monofacial registra pérdidas del 3,7 % por temperatura y del 1,4 % por efectos adicionales de naturaleza similar. En conjunto, los resultados indican que, bajo condiciones costeras de baja latitud y elevada fracción de irradiancia difusa como las de Lima, la configuración bifacial vertical con orientación este–oeste no resulta competitiva en términos de energía anual frente a arreglos inclinados. Este menor desempeño se explica principalmente por la limitada contribución efectiva de la cara posterior —condicionada por el coeficiente de bifacialidad— y por los efectos de autosombreado estructural. La comparación detallada del 𝑀𝑃𝑅, corregido por temperatura, bifacialidad y pérdidas ópticas implícitas, permite identificar los mecanismos que penalizan a las configuraciones verticales y proporciona criterios técnicos para su aplicación en contextos donde la restricción de espacio, la integración arquitectónica o la baja ocupación del suelo —característica de sistemas agrovoltaicos o de fotovoltaica integrada en edificios (𝐵𝐼𝑃𝑉)— constituyen factores de diseño prioritarios.