Un gruppo di ricerca della Universitat Politècnica de València e della società di ingegneria spagnola Grupotec ha analizzato il divario tra la bifaccialità nominale dei moduli e le prestazioni effettive in condizioni operative negli impianti fotovoltaici utility-scale.
Lo studio “The bifacial gain gap: Nominal and regulatory vs. effective performance across five utility-scale PV sites” è stato pubblicato su Renewable Energy.
I ricercatori hanno analizzato due anni di dati operativi di un impianto fotovoltaico bifacciale da 50 MW dotato di inseguitori monoassiali in Spagna. Hanno poi convalidato i risultati utilizzando i dati di altre quattro installazioni solari in Spagna e nel Regno Unito.
La loro analisi ha rivelato differenze significative tra la bifaccialità nominale dei moduli e le prestazioni bifacciali effettive a livello di impianto, con configurazioni di montaggio, irraggiamento, temperatura e condizioni operative che influenzano tutti il contributo dell’irraggiamento sul lato posteriore alla generazione di energia.
Bifaccialità effettiva
Nell’impianto di riferimento, i moduli hanno un fattore di bifaccialità nominale di 0,70. I ricercatori hanno tuttavia calcolato una bifaccialità effettiva media di 0,610 su base ponderata nel tempo e di 0,599 su base ponderata per irraggiamento, con una riduzione di circa il 13-15% rispetto al valore nominale.
La discrepanza è stata particolarmente marcata a livelli di irraggiamento medi e alti, che rappresentano una quota sostanziale della produzione elettrica annua. Con irraggiamenti superiori a 600 W/m², la bifaccialità effettiva è scesa sotto 0,60, fino a circa 0,55-0,57 per irraggiamenti superiori a 1.000 W/m².
I ricercatori hanno utilizzato registrazioni SCADA (supervisory control and data acquisition) a 15 minuti raccolte nel 2024 e nel 2025, comprensive di misure meteorologiche e dati elettrici a livello di stringa.
L’irraggiamento sul lato posteriore è stato misurato con albedometri dotati di piranometri, mentre le temperature dei moduli sono state registrate con sensori PT100 installati sulla superficie posteriore dei moduli. Il dataset è stato filtrato per eliminare le misure notturne, le letture anomale e i guasti dei sensori, conservando però le fluttuazioni associate alla nuvolosità variabile.
Nelle ore centrali della giornata, l’irraggiamento disponibile sul lato posteriore nell’impianto spagnolo è stato pari a circa il 20-25% dell’irraggiamento medio sul lato anteriore. Pur essendo sostanzialmente inferiore, questo contributo aggiuntivo ha avuto un effetto misurabile sulle condizioni operative elettriche delle stringhe e sulle temperature dei moduli.
Maggiori guadagni sul lato posteriore
I ricercatori hanno calcolato un guadagno di potenza bifacciale (BPG, bifacial power gain) medio ponderato nel tempo di 0,495 nell’impianto di riferimento, con una mediana di 0,511 e un valore al 90° percentile di 0,804. L’analisi ha individuato una relazione inversa tra BPG e bifaccialità effettiva.
Nel secondo trimestre, il BPG ha raggiunto il massimo trimestrale di 0,579, mentre la bifaccialità effettiva è scesa a 0,590. Nel primo trimestre, il BPG è sceso a 0,352, mentre la bifaccialità effettiva è salita a 0,641.
Secondo i ricercatori, i maggiori livelli di irraggiamento in primavera e in estate aumentano il contributo assoluto dell’irraggiamento posteriore alla generazione di energia. Tuttavia, il conseguente aumento della temperatura dei moduli riduce l’efficienza con cui tale irraggiamento aggiuntivo viene convertito in elettricità.
L’effetto si è riflesso anche nelle caratteristiche elettriche dei moduli. All’aumentare dell’irraggiamento posteriore, la corrente di stringa è salita da circa 3,9 A a 8,2 A, con un incremento fino al 110%. Nel contempo, la tensione di stringa è scesa da circa 1.275 V a circa 1.165 V, con una riduzione dell’8-9%. Le temperature dei moduli sono aumentate fino a 3,5°C, con una riduzione stimata del BPG di 0,013.
Geometria di montaggio
Per valutare l’applicabilità più ampia dei risultati, gli scienziati hanno confrontato i dati di cinque installazioni fotovoltaiche utility-scale con la stessa tecnologia di modulo – moduli bifacciali a mezze celle in silicio monocristallino – ma con diverse configurazioni di montaggio e condizioni climatiche.
Le installazioni comprendevano tre impianti spagnoli dotati di inseguitori monoassiali e due impianti fotovoltaici a inclinazione fissa nel Regno Unito. Nei cinque siti, la bifaccialità effettiva ponderata per irraggiamento è variata da 0,464 a 0,722, equivalente a circa il 66-103% del fattore di bifaccialità nominale di 0,70. I valori mediani di BPG sono variati da 0,229 a 0,535.
I ricercatori hanno osservato una relazione comune tra bifaccialità effettiva e irraggiamento in tutte le installazioni. La bifaccialità effettiva è inizialmente aumentata con l’irraggiamento, raggiungendo un picco a circa 400-500 W/m², per poi diminuire a livelli di irraggiamento più elevati. La forma di tale relazione variava tuttavia a seconda della configurazione di montaggio. Gli inseguitori a fila singola hanno mostrato la risposta più marcata, seguiti da quelli a doppia fila, mentre i sistemi a inclinazione fissa hanno evidenziato una relazione più piatta.
I risultati suggeriscono che la geometria di montaggio e il fattore di vista del lato posteriore svolgono un ruolo importante nel determinare le prestazioni bifacciali effettive, insieme ad albedo del suolo, distanza tra le file, ombreggiamento, sporcamento ed elettriche perdite.
Fattore bifacciale regolatorio
Lo studio ha inoltre esaminato la relazione tra le prestazioni bifacciali misurate e il fattore bifacciale di 1,15 stabilito dal Regio Decreto 997/2025 della Spagna. I ricercatori sostengono che il fattore regolatorio debba essere interpretato come un coefficiente amministrativo di conversione della capacità, piuttosto che come un’indicazione del guadagno di potenza atteso durante l’effettivo funzionamento dell’impianto.
Nell’impianto di riferimento da 50 MW, nessuno dei valori di BPG osservati si è avvicinato a 1,15. Il BPG medio è stato 0,495, mentre il valore al 90° percentile ha raggiunto 0,804.
Gli autori avvertono inoltre che il BPG non dovrebbe essere interpretato direttamente come guadagno di resa energetica rispetto a un impianto fotovoltaico monofacciale equivalente. Lo descrivono invece come una metrica per caratterizzare il contributo bifacciale in condizioni operative reali.
Implicazioni per la progettazione dei sistemi fotovoltaici
I ricercatori affermano che i risultati hanno implicazioni per la modellazione della resa energetica, la progettazione lato DC dei sistemi e la valutazione delle prestazioni fotovoltaiche. In particolare, affidarsi a un singolo fattore di bifaccialità nominale potrebbe portare a sovrastimare i contributi del lato posteriore nelle condizioni di irraggiamento responsabili di una quota sostanziale della produzione elettrica annua.
Hanno raccomandato di incorporare nei modelli di prestazione fotovoltaica la dipendenza della bifaccialità effettiva dall’irraggiamento e dalla temperatura, anziché assumere un valore nominale costante in tutte le condizioni operative.
I ricercatori hanno inoltre proposto di utilizzare metriche di prestazione basate su dati di campo, per consentire confronti più significativi tra installazioni fotovoltaiche con diverse configurazioni di montaggio e condizioni climatiche.
I risultati sottolineano l’importanza di distinguere tra specifiche nominali dei moduli, fattori di conversione regolatori e contributo effettivo dell’irraggiamento posteriore alla generazione di elettricità negli impianti fotovoltaici bifacciali utility-scale.
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