Technical Performance and Probabilistic Energy Yield Assessment of a 620 MWp Bifacial Grid-Connected Photovoltaic Power Plant in an Area Located in the Eastern Part of the Absheron Peninsula of Azerbaijan

El sol es un motor vasto y fiable, pero capturar su energía para alimentar una red moderna requiere más que simplemente colocar paneles en un campo. Exige una comprensión precisa de cómo la luz incide sobre una superficie, cómo esa luz se convierte en electricidad y cómo el entorno circundante altera el resultado. En el mundo de la energía solar a gran escala, los ingenieros deben predecir exactamente cuánta energía producirá una planta durante un año, teniendo en cuenta todo, desde el ángulo del sol hasta el polvo que se asienta en el vidrio. Esto es especialmente cierto para los sistemas más nuevos y complejos que utilizan paneles capaces de captar luz por ambos lados, conocidos como módulos bifaciales. Estos paneles pueden cosechar la luz solar reflejada por el suelo, pero su rendimiento depende en gran medida del color del suelo, la altura de los paneles y el espaciamiento entre las filas. Antes de conectar un solo cable a la red, los desarrolladores ejecutan simulaciones computacionales detalladas para pronosticar la producción de la planta, asegurando que el proyecto sea financieramente sólido y técnicamente viable.

En un estudio reciente, los investigadores aplicaron este riguroso método de previsión a una propuesta de una enorme granja solar en el lado oriental de la península de Absheron, en Azerbaiyán. Esta zona, una llanura costera de baja altitud, fue seleccionada para un proyecto diseñado para generar suficiente electricidad para abastecer a cientos de miles de hogares. El equipo utilizó un software sofisticado para modelar una planta con una capacidad de 620 megavatios, un tamaño que la sitúa entre las instalaciones solares más grandes de la región. El diseño consistía en un campo de paneles bifaciales montados en el suelo, orientados hacia el sur para maximizar su exposición al sol a lo largo del día. Crucialmente, los investigadores no esperaron a que la planta fuera construida, ni analizaron una instalación en funcionamiento; en su lugar, realizaron una única revisión de simulación utilizando el software PVsyst para construir un gemelo digital de todo el sistema. Alimentaron este modelo con datos meteorológicos históricos y detalles específicos sobre el equipo para simular un año completo de operación, en lugar de auditar el rendimiento medido de una planta.

La simulación pintó la imagen de un sistema altamente eficiente. Al final del primer año simulado, se predijo que la planta virtual inyectaría 886,81 gigavatios-hora de electricidad en la red nacional. Para poner esto en perspectiva, se esperaba que la planta produjera 1.430 kilovatios-hora de energía por cada solo kilovatio de capacidad instalada. Este alto rendimiento es el resultado de la fuerte luz solar de la ubicación y la cuidadosa ingeniería del diseño de la planta. Los paneles fueron dispuestos en filas con un espaciamiento específico para asegurar que la sombra de una fila no cayera sobre la siguiente durante demasiado tiempo, un equilibrio que permite al sistema capturar luz sin perder demasiado por sombreado. El modelo computacional mostró que la planta operaría con un índice de rendimiento de casi el 90 por ciento, lo que significa que el sistema pierde muy poca energía debido al calor, la resistencia del cableado u otras ineficiencias en comparación con su máximo teórico.

Una característica clave de este diseño es el uso de paneles bifaciales, que pueden generar energía de la luz que golpea su parte posterior además de la frontal. En esta simulación, el suelo debajo de los paneles actuó como un reflector, rebotando la luz solar hacia la parte trasera de los módulos. Los investigadores encontraron que este efecto añadió una ganancia neta del 9,2 por ciento al total de la energía recolectada. Esta ganancia no fue automática; dependía de que el suelo tuviera una cierta reflectividad y de que los paneles estuvieran montados a una altura específica de 1,6 metros para permitir que la luz llegara a la parte posterior. El modelo también tuvo en cuenta el hecho de que los paneles se calentarían en el verano, lo que reduce ligeramente su eficiencia, y que el polvo se acumularía en la superficie, requiriendo una pequeña pérdida en la producción. A pesar de estos factores del mundo real, el sistema se mantuvo notablemente robusto, con la computadora mostrando que los paneles perderían solo una mínima fracción de energía debido a que los inversores, los dispositivos que convierten la electricidad, son ligeramente más pequeños que la potencia total que los paneles podrían generar.

Debido a que el clima varía de un año a otro, una cifra única para la producción anual no es suficiente para los inversores y prestamistas que necesitan saber los escenarios de peor caso. Por lo tanto, los investigadores aplicaron un método estadístico para estimar cuánto podría caer la producción en un año menos soleado. Calcularon que hay un 90 por ciento de probabilidad de que la planta produzca al menos 836,9 gigavatios-hora en cualquier año dado, y un 95 por ciento de probabilidad de que produzca al menos 822,9 gigavatios-hora. Estas cifras proporcionan un margen de seguridad, asegurando que incluso si el sol es menos generoso que en un año promedio, la planta generará suficiente energía para cumplir con sus obligaciones financieras. El estudio también destacó que la mezcla específica de equipos, incluyendo la elección de los inversores y el diseño de los cables eléctricos, fue optimizada para mantener las pérdidas bajas, con el sistema desperdiciando solo una fracción de un porcentaje de energía debido a que los paneles generan más potencia de la que los inversores pueden manejar inmediatamente.

Los autores del estudio tuvieron cuidado de señalar que estos resultados se basan en una única simulación computacional, no en mediciones de una planta de energía en funcionamiento. Si bien los números son prometedores, dependen de supuestos sobre las condiciones del suelo, la limpieza de los paneles y el comportamiento del equipo que aún no han sido probados en el campo. El estudio sirve como un plano, demostrando que el diseño es sólido y la ubicación es adecuada, pero también señala que la confirmación final de estos números solo llegará una vez que la planta sea construida y esté operando. Los investigadores identificaron que el color real del suelo, la cantidad real de polvo y las conexiones eléctricas precisas deberán ser verificadas para asegurar que la planta rinda exactamente como predice el modelo digital. Hasta entonces, la simulación permanece como un fuerte indicador de que este rincón de la península de Absheron es bien adecuado para albergar una importante fuente de energía limpia, capaz de entregar energía fiable a la red con alta eficiencia y un desperdicio mínimo.