Un equipo de investigación internacional ha presentado un nuevo método capaz de determinar la inclinación y el acimut de los paneles fotovoltaicos (PV) en tejados mediante el análisis de datos operativos de potencia. La información precisa sobre la orientación es crítica para estimar la generación de electricidad y detectar fallos en el sistema, sin embargo, los registros de instalación suelen faltar o ser incorrectos, mientras que las inspecciones físicas en el sitio siguen siendo imprácticas para grandes carteras de energía fotovoltaica.
El autor principal, Hanrong Huang, explicó que el estudio ofrece una solución práctica para recuperar la orientación de los paneles sin necesidad de realizar una visita al sitio, incluso teniendo en cuenta el sombreado parcial y los límites geométricos en ángulos de inclinación bajos. El equipo validó el enfoque utilizando datos operativos recopilados en 2025 de 17 sistemas comerciales en tejados en Australia, donde las orientaciones fueron verificadas de forma independiente. El conjunto de datos consistió en mediciones de potencia continua (DC) registradas a intervalos de cinco minutos para cada seguidor del punto de máxima potencia (MPPT).
Para estimar la irradiancia solar sobre los paneles en varios ángulos, los investigadores utilizaron el modelado de cielo despejado de pvlib junto con datos meteorológicos ERA5. Al seleccionar períodos con alta irradiancia directa y mediciones suficientes por la mañana y por la tarde, un algoritmo de optimización identificó la orientación que mejor coincidía con la potencia medida, ajustando al mismo tiempo la capacidad efectiva del sistema para tener en cuenta las pérdidas de potencia.
El estudio comparó dos métricas de ajuste, R² y pérdida de Huber, evaluando cómo factores como el sombreado, los ángulos de inclinación bajos, la resolución de los datos, la temperatura del módulo y el recorte del inversor influyeron en la precisión. Mientras que R² mide la alineación entre la potencia modelada y la observada, la pérdida de Huber minimiza el impacto de los valores atípicos causados por el sombreado. En sistemas sin sombras, el método recuperó la inclinación con un error mediano de aproximadamente 2° y el acimut dentro de 4° utilizando únicamente datos de potencia DC y coordenadas del sitio. Este enfoque también permite determinar la orientación de paneles individuales a nivel de MPPT.
Los resultados indicaron que el modelado de cielo despejado superó consistentemente a los datos ERA5; confiar en ERA5 llevó a errores medians significativamente mayores de 10° a 12° para la inclinación y de 48° a 62° para el acimut en sistemas sin sombras. Se descubrió que el sombreado aumentaba los errores de acimut, elevándolos de 4° a 35° al utilizar la pérdida de Huber y de 15° a 27° con R². Además, determinar el acimut resultó difícil en ángulos de inclinación inferiores a 5° porque la orientación del panel tiene un efecto mínimo sobre la irradiancia incidente, aunque esta limitación tiene un impacto reducido en la generación estimada de electricidad.
Huang señaló que el siguiente paso principal es reducir el efecto del sombreado parcial en la precisión de recuperación, que sigue siendo la principal limitación del método. El equipo también busca hacer que la técnica sea robusta frente a otras condiciones operativas del mundo real, como el recorte y el disparo de los inversores, para garantizar una aplicación fiable a gran escala. Los hallazgos fueron publicados en Solar Energy bajo el título "Recuperación de la inclinación y el acimut de paneles fotovoltaicos en tejados a partir de datos operativos de potencia". La colaboración de investigación incluyó científicos de la Academia China de Ciencias, la Universidad Nacional Australiana, Diagno Energy y Global Sustainable Energy Solutions.
Fuentes: pv magazine.