La energía solar fotovoltaica (FV) es uno de los recursos clave para evolucionar hacia un nuevo modelo energético. Gracias a los desarrollos tecnológicos, ha sido posible mejorar procesos, reducir costes y mejorar significativamente la eficiencia. En el mercado se pueden encontrar módulos solares con eficiencias superiores al 20% y que ya superan el 46% en el caso de experimentos de laboratorio. La eficiencia está estrechamente relacionada con la potencia de generación. Cuanto mejor mantenido esté un panel, más eficiente será. Por lo tanto, conocer en tiempo real el estado de un módulo fotovoltaico es clave para generar la máxima potencia. Para ilustrar el ejemplo, hagamos un cálculo sencillo: Potencia solar = 1000W/m2, eficiencia del módulo de referencia 20,7%. Si tomamos un tamaño de panel de 2,094m x 1,038m = 2,1735 m2, el módulo solar tendrá un área de 2,1735 m2. Aplicando matemáticas simples, obtenemos que el panel solar tiene una potencia de 1000 x 2,173 x 0,207 = 450W.
A medida que la tecnología evoluciona, el precio de los paneles solares disminuye, pero el coste de oportunidad aumenta drásticamente si el panel deja de funcionar. El coste de oportunidad son las pérdidas que se producen debido a toda la energía que no podremos generar y, por tanto, utilizar si el panel se encuentra en mal estado.
En 2020 había una potencia total instalada de 773GW. Continuando con el ejemplo del módulo que hemos tomado como referencia e imaginando que toda la potencia mundial se produce con paneles de última tecnología, tenemos que hay 773.000.000.000.000W / 450W = 1.717 millones de paneles en el mundo, correspondientes a un área de 1.171 x 2,17 = 3.733 millones de metros cuadrados. Si los módulos estuvieran en posición vertical formando una línea, tendríamos una distancia de casi 18.000 km. Dedicando solo un minuto a cada uno de los módulos y solo una vez, habría que emplear un total de 3.805 años para revisarlos todos.
Para reducir el coste de oportunidad será de gran importancia utilizar estrategias que permitan detectar módulos defectuosos a un coste asequible, ya que la magnitud del problema es grande y cada vez mayor.
Existe un gran número de métodos indirectos que tienen como objetivo acelerar parcialmente la detección de dichos fallos. Llamamos métodos indirectos a todos aquellos que utilizan una magnitud para determinar otra.
- Procesos manuales con termografía por dron: La termografía por dron es imprecisa e indica únicamente «puntos calientes» que posteriormente requieren una inspección manual que implica detener la producción y manipular los cables del módulo FV para conectarlos al dispositivo de medición y extraer la curva IV de los módulos (la información más precisa para el diagnóstico). Las mediciones deben almacenarse manualmente en la memoria SD para su posterior descarga y análisis. Cualquier posible fallo humano podría implicar riesgos laborales críticos y afectar a la fiabilidad de los datos.
- Dataloggers: Son instrumentos genéricos cuyas mediciones se basan en la producción. Normalmente, estas mediciones son complementarias a la función principal, como los inversores (transformar CC a CA) o el MPPT (encontrar el punto de máxima potencia de trabajo). La instrumentación mide automáticamente valores físicos.
- Plataformas de monitorización: Se basan en mediciones de producción de terceros provenientes del datalogger. No existe control de medición ni precisión de datos para el diagnóstico. Los diagnósticos se basan en la producción (un único valor de tensión y corriente) y requieren algoritmos de IA e información histórica para aproximar los posibles fallos presentes. Las plataformas son accesibles de forma remota y flexibles. Los diagnósticos se basan en estimaciones, no en mediciones reales de cada módulo.
Fotovoltaica 4.0: La curva IV a nivel de panel es el único método que permite diagnosticar de forma unívoca un problema en los módulos solares. Por ello, la termografía que mide la temperatura para detectar problemas eléctricos, la electroluminiscencia que utiliza la emisión de radiación luminosa, o la reducción o desviaciones en la producción para señalar posibles fallos, se consideran métodos indirectos. Todos los métodos indirectos tienen en común que deben complementarse con mediciones manuales, muestreando parte de las instalaciones, y que debido al tiempo que requieren, se realizan una o dos veces al año.
En este sentido, las nuevas tecnologías dibujan un nuevo panorama en el sector, lo que se conoce como Fotovoltaica 4.0. Se basan en el Internet de las Cosas (IoT) y la computación en la nube (Cloud Computing) para poder recopilar en todo momento, sin detener ni manipular la producción, información de diagnóstico que permite, con una granularidad de módulo fotovoltaico, conocer perfectamente el fallo, la gravedad y el módulo en el que se produce. La digitalización del proceso permite tener la información accesible de forma sencilla, permitiendo realizar automáticamente diagnósticos precisos en pocos segundos. La digitalización a nivel de panel FV hace posible automatizar el trazado de curvas IV, lo que supondría pasar de un escenario en el que el diagnóstico podría costar 3.805 años, a uno en el que toda la información detallada estaría disponible en pocos segundos.
La Fotovoltaica 4.0 ya está siendo probada por grandes empresas del sector y es la propuesta de empresas como Clever Solar Devices, que ofrecen un salto tecnológico para minimizar la complejidad de las tareas de mantenimiento en las instalaciones.
