UNIVERSIDAD  DE  JAÉN   ESCUELA  POLITÉCNICA  SUPERIOR   DE  JAÉN   DEPARTAMENTO  DE  INGENIERÍA   ELECTRÓNICA  Y  AUTOMÁTICA           TESIS  DOCTORAL       ANÁLISIS  DE  LA  INFLUENCIA  ESPECTRAL   EN  DISPOSITIVOS  DE  ALTA   CONCENTRACIÓN  FOTOVOLTAICA:   DESARROLLO  DE  TÉCNICAS   PARA  SU  EVALUACIÓN  BAJO  DIFERENTES   CONDICIONES  ATMOSFÉRICAS  Y   TEMPORALES       PRESENTADA  POR:   ALBERTO  SORIA  MOYA     DIRIGIDA  POR:   DRA.  D.ª  FLORENCIA  ALMONACID  CRUZ   DR.  D.  EDUARDO  FERNÁNDEZ  FERNÁNDEZ     JAÉN,  14  DE  JUNIO  DE  2017     ISBN  978-­84-­9159-­121-­4   UNIVERSIDAD DE JAÉN TESIS DOCTORAL ANÁLISIS DE LA INFLUENCIA ESPECTRAL EN DISPOSITIVOS DE ALTA CONCENTRACIÓN FOTOVOLTAICA: DESARROLLO DE TÉCNICAS PARA SU EVALUACIÓN BAJO DIFERENTES CONDICIONES ATMOSFÉRICAS Y TEMPORALES AUTOR Alberto Soria Moya DIRECTORES Dra. Dª. Florencia Almonacid Cruz Dr. D. Eduardo Fernández Fernández CENTRO DE ESTUDIOS AVANZADOS EN ENERGÍA Y MEDIO AMBIENTE JAÉN, JUNIO 2017 UNIVERSIDAD DE JAÉN TESIS DOCTORAL ANÁLISIS DE LA INFLUENCIA ESPECTRAL EN DISPOSITIVOS DE ALTA CONCENTRACIÓN FOTOVOLTAICA: DESARROLLO DE TÉCNICAS PARA SU EVALUACIÓN BAJO DIFERENTES CONDICIONES ATMOSFÉRICAS Y TEMPORALES TRIBUNAL EVALUADOR Presidente: Dr. Antonio García Loureiro (Universidad de Santiago de Compostela) Secretario: Dr. Pedro Jesús Pérez Higueras (Universidad de Jaén) Vocal: Dr. Daniel Chemisana Villegas (Universidad de Lleida) Suplente: Dr. Gustavo Nofuentes Garrido (Universidad de Jaén) Suplente: Dra. Natalia Seoane Iglesias (Universidad de Santiago de Compostela) UNIVERSIDAD DE JAÉN CENTRO DE ESTUDIOS AVANZADOS EN ENERGÍA Y MEDIO AMBIENTE TESIS DOCTORAL La memoria titulada: "Análisis de la influencia espectral en dispositivos de alta concentración fotovoltaica: desarrollo de técnicas para su evaluación bajo diferentes condiciones atmosféricas y temporales" ha sido desarrollada dentro del Centro de Estudios Avanzados en Energía y Medio Ambiente (CEAEMA) de la Universidad de Jaén y presentada por el aspirante a doctor en ciencias físicas D. Alberto Soria Moya, bajo la dirección de la Dra. Dª. Florencia Almonacid y el Dr. D. Eduardo F. Fernández. Jaén, junio 2017 El doctorando Fdo. Alberto Soria Moya Los directores de la tesis Fdo. Dra. Dª. Florencia Almonacid Cruz Fdo. Dr. D. Eduardo Fernández Fernández A mi abuelo Sebastián. In memoriam. "Scheue dich nicht zu fragen, Genosse! Laß dir nichts einreden Sieh selber nach! Was du nicht selber weißt Weißt du nicht. Prüfe die Rechnung Du mußt sie bezahlen. Lege den Finger auf jeden Posten Frage: Wie kommt er hierher? Du mußt die Führung übernehmen." Beltord Bretch AGRADECIMIENTOS He tenido la fortuna de contar con los mejores directores de tesis posibles: Florencia Almonacid y Eduardo Fernández confiaron en mí en la realización de este proyecto; su paciencia, generosidad, conocimientos y buen hacer dirigiéndome han hecho posible que esta memoria viera la luz. Vaya mi más sincero agradecimiento a los dos. Agradezco a Christof Wittwer haberme dado la oportunidad de ingresar en el grupo de investigación Control Devices BSR del Fraunhofer ISE, donde realicé mis primeros trabajos en fotovoltaica con la ayuda, entre otros, de Jochan Link, Mark Schumann, Bernhard Wille-Haussmann, que me introdujo en R, y, principalmente, de Jara Fernández, Teresa Orellana y Juan Pablo Ferrer. A Raimundo González le estoy enormemente agradecido por enseñarme la importancia de trabajar con rigurosidad y escribir con exactitud. Además, me abrió las puertas de Censolar, donde aprendo algo valioso cada día, gracias a todo su equipo, y especialmente, a Francisco Chica, Jesús Poveda y Enrique Carmona. A Pilar León le agradezco su inestimable ayuda con el idioma de Chesterton. A mi compañera y amiga Laura, que me brinda soluciones cuando no las hay, le debo muchas cosas, entre ellas sacarme con frecuencia de mi inherente estado de despediste. Por supuesto, llegar hasta aquí no hubiera sido posible sin el respaldo incansable e incondicional de mis padres y el apoyo leal de mis hermanos y amigos. A todos vosotros: gracias. No quiero olvidarme aquí de Antonio, Rafa, Agustín, Lola, Perico y Jesús, buenos amigos que me ayudaron sin objeciones. Ni de Concha y Néstor, que me cuidan y me regalan sabios consejos. https://www.researchgate.net/profile/Christof_Wittwer http://ieeexplore.ieee.org/search/searchresult.jsp?searchWithin=%22Authors%22:.QT.Bernhard%20Wille-Haussmann.QT.&newsearch=true RESUMEN La humanidad se enfrenta actualmente a dos problemas de enorme importancia. El primero de ellos es la aparición, en las próximas décadas, del pico de extracción de la mayoría de combustibles fósiles (especialmente el del petróleo); el segundo es el calentamiento global causado por las emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero (GEI). La solución conjunta a los dos anteriores problemas pasa, ineludiblemente, por generar el 100% de la energía consumida a partir de fuentes de energía renovables. Existen varios estudios que avalan esta posibilidad. Para ello, sería necesario que en el futuro mix de generación energética la tecnología fotovoltaica convencional (PV) y la de alta concentración fotovoltaica (HCPV) jugaran un papel fundamental. Ante este escenario, durante los últimos 30 años se ha realizado un importante esfuerzo en investigación enfocado en el desarrollo de ambas tecnologías. No obstante, aunque la tecnología PV sí ha alcanzado un alto grado de madurez científico- tecnológica y está sólidamente implantada en el mercado energético, en comparación, y a pesar de los grandes avances de los últimos tiempos, la HCPV todavía no ha conseguido alcanzar un nivel similar. Es necesario, por lo tanto, seguir investigando en el campo de la alta concentración fotovoltaica, con el objetivo de conseguir generar la confianza suficiente en los potenciales inversores y promotores, de forma que los sistemas HCPV se erijan como una alternativa real y complementaria a los sistemas fotovoltaicos convencionales. Uno de los aspectos necesarios para el adecuado desarrollo de esta tecnología es el estudio de su comportamiento en condiciones reales de funcionamiento. En concreto, el estudio de la respuesta de los dispositivos HCPV ante las variaciones espectrales de la radiación solar incidente es crucial, ya que esta tecnología se ve más afectada por estos cambios que la PV convencional. Esto es principalmente debido al uso de células multiunión (MJ, por sus siglas en inglés) —las cuales, como es sabido, presentan una mayor sensibilidad a variaciones de la distribución espectral de la radiación solar— y de dispositivos ópticos que modifican el espectro antes de incidir en la célula. Con el desarrollo de la presente tesis se pretende arrojar luz sobre esta cuestión clave, realizando un estudio profundo del impacto que producen las variaciones espectrales en los sistemas HCPV. Para ello, se ha efectuado en primer un lugar un análisis sobre la necesidad de incluir factores de corrección espectrales en los modelos de predicción de la potencia máxima. Además, se ha llevado a cabo un estudio sobre los diferentes índices y métodos existentes de estimación del impacto espectral y se ha realizado una validación de las predicciones basadas en los mismos. Asimismo, se ha estudiado la relación que existe entre la variación de los principales parámetros atmosféricos que influyen en la distribución espectral de la radiación solar incidente y el comportamiento espectral de los sistemas HCPV, cuantificando la influencia espectral de cada parámetro de manera individualizada, de forma teórica y bajo condiciones reales de operación, durante al menos un año, para diversas tecnologías de alta concentración fotovoltaica y diferentes perfiles climatológicos. Una vez conocido el impacto espectral que tiene la variación de los parámetros más influyentes, se ha estudiado el peso real del mismo en la respuesta de los sistemas HCPV bajo condiciones reales de operación. Además, habida cuenta de que la masa de aire (AM) ha demostrado ser el parámetro atmosférico más influyente en las variaciones espectrales de la radiación solar incidente y que la misma viene determinada exclusivamente por la posición aparente del Sol, se han analizado las pérdidas y ganancias espectrales en función de la latitud y el peso de estas en el impacto espectral total de los sistemas HCPV. Por último, se ha llevado a cabo una estimación comparativa del impacto espectral en la generación energética entre la tecnología HCPV y la PV, bajo diferentes condiciones climáticas, a escala tanto mensual como anual. Los resultados obtenidos en los anteriores análisis permitieron concluir que los parámetros atmosféricos de mayor impacto espectral en el comportamiento de un módulo HCPV son la masa de aire y la profundidad óptica de aerosoles ( ). Asimismo, se ha probado que el denominado spectral factor (SF) es un buen índice para evaluar la influencia espectral en la potencia máxima de generación de un dispositivo HCPV. En cuanto a la relación entre las pérdidas espectrales y la latitud, se han encontrado unas pérdidas espectrales entre el 4% y el 5%, independiente de la latitud, para latitudes menores de 30º. Para latitudes mayores, las pérdidas crecen fuertemente a medida que ésta aumenta, hasta latitudes alrededor de 75º, para la cual se obtuvieron pérdidas de entre el 12% y el 15%. Para latitudes mayores de 75º se han obtenido unas pérdidas espectrales prácticamente constantes. La valoración comparativa del impacto espectral de la generación energética mensual y anual entre las tecnologías HCPV y PV en diferentes localizaciones, con condiciones climáticas dispares, arrojó que los actuales sistemas HCPV presentan unas pérdidas energéticas anuales de aproximadamente el 5% más que las asociadas a los dispositivos de tecnología PV. Esto indica que la sensibilidad espectral de los módulos HCPV no es una limitación crucial para la expansión del mercado de esta tecnología y más aun teniendo en cuenta que sus eficiencias de conversión son mucho más altas que las de la tecnología fotovoltaica convencional. ABSTRACT Humanity is currently facing two major problems. First of all, the peak of fossil fuel extraction, especially peak oil, will be reached in the coming decades. Secondly, global warming is increasing due to anthropogenic emissions of greenhouse gases (GHGs). Both problems could be jointly tackled by achieving 100% renewable power. Several studies support this approach provided that conventional photovoltaic (PV) and high concentration photovoltaic (HCPV) technologies played a fundamental role in the future energy mix. Unfortunately, even though both of them have been widely researched for over 30 years, HCPV technology is not as mature as PV technology when operating outdoors. Therefore, further research is still needed to achieve a better understanding of HCPV in order to increase investor confidence and, consequently, promote the market expansion of HCPV systems as a real and complementary alternative to conventional PV systems. One of the main challenges associated with the development of this technology is the study of its behaviour under real operating conditions. In particular, the study of HCPV devices’ response to the spectral variations of incident solar radiation is crucial, because this technology is more sensitive to these changes than conventional PV. This is due to the use of multijunction (MJ) solar cells –based on the internal series connection of several subcells with different energy gaps– together with optical devices that modify the spectral distribution before striking solar cells. The aim of this doctoral thesis is to shed light on this key issue by studying the influence of spectral variations on the performance of HCPV systems. Firstly, it was analysed whether a spectral correction factor should be included in the models of estimation of an HCPV module maximum power. The different existing indexes and methods of estimation of the spectral impact were also studied, and the predictions based on them were validated. Likewise, a study was performed on the relationship between the spectral behaviour of the HCPV systems and the variation of the main atmospheric parameters that influence the spectral distribution of the incident solar radiation. This was done by quantifying, during a year, the spectral influence of each parameter on different HCPV systems and climatological profiles, both theoretically and under real operating conditions. Once the spectral impact of the most influential parameters’ variation was known, its actual weight on the response of HCPV systems was studied under real operating conditions. Furthermore, since air mass (AM) has proved to be the most influential atmospheric parameter in the spectral variations of incident solar radiation, which is mainly determined by the solar zenith angle, the spectral impact on the yearly energy yield of HCPV modules was analysed according to latitude. Finally, the spectral impact on the energy yield of HCPV was compared to that of PV technology under different climatic conditions both monthly and annually. The results of the above-mentioned analysis showed that the parameters with the largest influence on the performance of a HCPV module are AM and aerosol optical depth ( . Moreover the spectral factor (SF) proved to be a good index for evaluating the spectral influence on the maximum power of an HCPV module. On the other hand, the study of the spectral impact with regards to latitude showed that the spectral losses could be considered latitude-independent until approximately 30º, with a value at around -4% and - 5%. For higher latitudes, the spectral losses strongly increase until around 75º, where they reach a value between -12% and -14%. For latitudes higher than 75º, the spectral losses kept almost constant. The results of the comparative study between HCPV and PV technologies showed that the annual spectral losses of current HCPV systems are 5% higher than those of PV systems. This indicates that spectral changes are not a crucial limitation for the market expansion of HCPV systems, especially considering that their conversion efficiencies are is significantly higher than those of PV technology. http://www.linguee.es/ingles-espanol/traduccion/comparative+study.html TABLA DE CONTENIDOS AGRADECIMIENTOS ..........................................................................................................................11 RESUMEN .............................................................................................................................................13 ABSTRACT ...........................................................................................................................................15 TABLA DE CONTENIDOS ...................................................................................................................17 ESTRUCTURA DE LA MEMORIA.......................................................................................................19 PARTE I: MEMORIA ............................................................................................................................21 INTRODUCCIÓN ..............................................................................................................................23 JUSTIFICACIÓN ...............................................................................................................................31 OBJETIVOS .......................................................................................................................................33 PUBLICACIONES .............................................................................................................................35 CONCLUSIONES y LINEAS FUTURAS .........................................................................................39 REFERENCIAS..................................................................................................................................43 PARTE II: COMPENDIO .......................................................................................................................49 ARTICULOS PUBLICADOS EN REVISTAS JCR ............................................................................51 COMUNICACIONES A CONGRESOS INTERNACIONALES ....................................................... 105 ESTRUCTURA DE LA MEMORIA La memoria de esta tesis doctoral se divide en dos partes. En la primera de ellas, se realiza una breve introducción sobre el objeto investigador de la tesis, se justifica su desarrollo, se especifican los objetivos que fueron planteados y se resumen los resultados obtenidos. Por último, se expresan las principales conclusiones alcanzadas y se identifican algunas líneas de investigación futuras. La segunda parte de este documento es un compendio de cuatro artículos publicados en revistas científicas de calidad reconocida, los cuales han sido realizados en el ámbito de la presente tesis doctoral, en consonancia con lo que marca el reglamento correspondiente de la Universidad de Jaén. Además, se citan tres aportaciones relevantes efectuadas en congresos especializados surgidos en el proceso investigador del doctorado. PARTE I: MEMORIA Donde se realiza una muy breve introducción de la situación energética mundial y se exponen dos importantes problemas a los que se enfrenta actualmente la humanidad. Estos problemas hacen obligatorio avanzar en la investigación, desarrollo e implementación de fuentes de energía de origen renovable. Entre estas fuentes se encuentra la energía solar fotovoltaica y en particular la energía solar de alta concentración fotovoltaica (HCPV), objeto de estudio de este trabajo investigador. En el documento, se introducen los conceptos más básicos de la tecnología de alta concentración fotovoltaica, se identifican algunos aspectos de la misma que necesitan ser estudiados en profundidad y se justifica la necesidad de realizar un mayor esfuerzo de investigación sobre ellos. Además, se especifican los objetivos planteados para la realización de la presente tesis doctoral y se resumen los resultados obtenidos en el desarrollo de los análisis efectuados. Por último, se expresan las principales conclusiones alcanzadas y se identifican algunas líneas de investigación futuras. 23 INTRODUCCIÓN En el año 1973, el consumo anual de energía primaria mundial fue de aproximadamente 6100 millones toneladas equivalentes de petróleo (tep), mientras que en el 2013 alcanzó la cifra de 13541 millones tep. Es decir, un aumento del 121% en 40 años. Más del 81% de esta energía proviene de combustibles fósiles y más del 86% de fuentes no renovables1 [1]. El consumo final de energía se estima en unos 9425 millones2 de tep, del cual, en el año 2014, el 38.4% fue efectuado en los países considerados más ricos [2], es decir, los asociados en la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), cuya población total supone menos del 18% de la población mundial. Con todo, la fracción del consumo de los países de la OCDE respecto del total no ha dejado de reducirse. Así, en 1973 este porcentaje era mucho mayor, en concreto del 61.3%. Este comportamiento es debido, principalmente, al aumento del consumo de los países denominados emergentes. Entre ellos, el más destacable es China, que ha pasado de consumir menos de un 8% de la demanda mundial en 1973 a más del 21% en 2014 [2]. De toda la energía finalmente consumida, tan solo alrededor de un 22% es utilizada en forma de electricidad, de la cual un 40.8% proviene del carbón, un 21.6% del gas natural y un 4.3 % del petróleo [2]. Por su parte, la energía fotovoltaica aportó aproximadamente el 1% de la electricidad consumida en 2014, aunque en algunos países como Italia —un 8%—, Grecia —más del 7.5%— o Alemania —casi el 7%— esta aportación fue considerablemente mayor [3]. Lo anteriormente expuesto evidencia la gran dependencia que tiene el mundo actual y, en especial, los países más ricos de los combustibles fósiles, cuya demanda anual mundial crece prácticamente de forma interrumpida [2], lo que contrasta con el aplanamiento de la extracción de petróleo crudo existente desde 2006 y con la estimación de que en adelante la misma será difícilmente incrementada [4]. Esto concuerda con el hecho de que la extracción del petróleo tiene, desde el 2005, un comportamiento inelástico, es decir, no se producen incrementos de la extracción cuando su demanda y precio aumentan; circunstancia que no ha podido ser compensada por el resto de combustibles fósiles [5]. Asimismo, algunos autores sostienen que el pico de extracción del carbón sucederá antes de lo esperado [6]; en concreto, existen estudios que estiman que el punto crítico de máxima extracción ocurrirá alrededor de 2020 [7]; mientras otros afirman que podría darse incluso antes [8, 9, 10]. En cuanto al gas natural, el estancamiento en su extracción se estima se producirá en la próxima década [7] o en la siguiente [10]. En definitiva: es probable que la extracción conjunta de todos los combustibles fósiles alcance su cenit en menos de 25 años [7, 8, 11]. Por otro lado, en una publicación del año 2014, el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en 1 El desglose de esos combustibles respecto al total de la energía primaria consumida es el siguiente: 31.1 % petróleo, 28.9% carbón, 21.4% gas natural y 4.8% nuclear. 2 Siguiendo el razonamiento de algunos autores [77], esto es equivalente a las necesidades energéticas alimenticias de más de 56000 millones de personas en plenitud. Introducción 24 inglés) afirmó, con una certeza del 95%, que las actividades humanas son la causa, por medio de la emisión de gases de efecto invernadero (GEI), del creciente calentamiento global, el cual es el origen del gran cambio observado en el comportamiento del sistema climático en todos continentes y océanos desde 1950 [12]. En el mismo informe también se pone de manifiesto los graves riesgos, generalizados e irreversibles, que estos cambios suponen en las personas y ecosistemas. Por todo ello, el IPCC aboga, entre otras políticas, por la reducción drástica de las emisiones de los GEI durante las próximas décadas hasta conseguir un nivel de emisión nulo para finales de este siglo. En este sentido, durante la cumbre de París de 2015 se alcanzó un acuerdo histórico mediante el cual 195 países se comprometieron a llevar a cabo políticas de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero con el objetivo de que la temperatura del planeta se mantenga por debajo de los 2 ºC de diferencia con respecto a la temperatura que existía en la época preindustrial [13]. Ante este escenario de creciente demanda energética global, cambio climático y aplanamiento de la extracción de los combustibles fósiles, la Unión Europea incluyó como objetivo en su estrategia de crecimiento 2020 generar al menos el 20% de las necesidades energéticas existentes a partir de fuentes renovables [14]. Más allá de esto, las energías renovables están llamadas a cubrir la demanda total de energía en un futuro no muy lejano [11, 15]. En ese sentido, existen varios estudios que avalan esta posibilidad [16, 17, 18, 19, 20, 21]. La energía fotovoltaica convencional (PV, por sus siglas en inglés), tendría un papel determinante en el posible futuro mix de fuentes de energías renovables. Así, algunos autores estiman que la potencia nominal fotovoltaica total instalada debería alcanzar, al menos, los 7 TW [18]. No obstante, a pesar del gran avance experimentado por esta tecnología en los últimos años [3, 22, 23], para alcanzar cifras tan altas es todavía necesario, entre otros requerimientos, desarrollar soluciones alternativas a algunos problemas como el que acarrea la escasez de ciertos materiales [17, 24]. Además, es también indispensable reducir los costes de producción de los módulos fotovoltaicos [16, 25]. En este último aspecto, la tecnología de concentración fotovoltaica (CPV, por sus siglas en inglés) es considerada una vía prometedora para el abaratamiento de la implantación de sistemas basados en el efecto fotovoltaico [26]. Desafortunadamente, la concentración fotovoltaica es todavía una tecnología emergente, como se puede deducir del hecho de que durante el año 2015 la potencia de todos los sistemas fotovoltaicos instalados fue de unos 57 GW; mientras que la potencia instalada de los sistemas CPV fue de menos de 20 MW [23]. En todo caso, existen estudios que prevén una rápida expansión en la implantación de la tecnología de concentración fotovoltaica durante los próximos años [26]. De igual forma, se estima que para el años 2020 los sistemas CPV podrían alcanzar una potencia instalada de 1 GWp [27] y que su LCOE3 se verá reducido hasta situarse en un valor inferior a 10 c€/kWh en lugares con alto recurso solar [28]. 3Levelized Cost Of Electricity, es decir, el coste de la energía eléctrica que genera una fuente concreta considerando toda su vida útil, la inversión inicial, la tasa de descuento y los costes de operación y mantenimiento. Tesis doctoral Alberto Soria Moya 25 La tecnología de CPV se basa en la concentración de la radiación solar, focalizando la misma, por medio de dispositivos ópticos, en células fotovoltaicas. La principal razón de operar de esta forma es el hecho de que la fabricación de los dispositivos ópticos es sensiblemente más barata que la de la mayoría de las células fotovoltaicas [29], esto es debido, entre otras causas, a que los dispositivos ópticos utilizan materiales relativamente convencionales (como lentes y espejos) mientras que las células están formadas por materiales semiconductores, los cuales son más caros y necesitan un tratamiento relativamente complejo para que puedan reproducir el efecto fotovoltaico. El enfoque que se utiliza en el desarrollo de los dispositivos de CPV es el de maximizar la superficie óptica y minimizar la semiconductora. Los sistemas CPV pueden ser clasificados según su factor de concentración (CF, por sus siglas en inglés), es decir, según la cantidad de irradiancia que recibe la célula respecto a la que recibiría si no estuviera asociada a ningún dispositivo óptico. Para ello, es usual tomar como referencia una irradiancia de 1000 W/m2, cantidad que suele denominarse sol. De ese modo, los sistemas CPV pueden ser divididos en cuatro grupos [30, 31]:  Sistemas de baja concentración (LCPV, por sus siglas en inglés): con un CF comprendido entre 1 y 10 soles.  Sistemas de media concentración (MCPV, por sus siglas en inglés): con un CF comprendido entre 10 y 100 soles.  Sistemas de alta concentración fotovoltaica (HCPV, por sus siglas en inglés): con un CF comprendido entre 100 y 2000 soles.  Sistemas de ultra alta concentración fotovoltaica (UHCPV, por siglas en inglés): con un CF comprendido entre 2000 y 10000 soles. Hay que destacar que esta tecnología está todavía en un estado muy temprano de investigación, por lo que no existen módulos comerciales de UHCPV. Es importante señalar que algunos autores eliminan de la anterior clasificación a los sistemas MCPV, debido al alto LCOE que presentan, e incluyen en los sistemas LCPV a aquellos con hasta 100 soles de factor de concentración [32]. De los anteriores grupos, el que mayor implantación tiene es el de HCPV; así, hasta principios del 2016 más, del 90% de los sistemas CPV instalados eran de alta concentración, montados sobre seguidores solares a dos ejes [32]. A partir de la experiencia en el desarrollo de esas instalaciones, se ha concluido que los sistemas HCPV tienen un gran y mayor potencial de crecimiento y desarrollo que la tecnología LCPV, MCPV y PV convencional en lugares con alto recurso solar [33, 34]. Debido a esto, la presente tesis doctoral centra su estudio en estos dispositivos, por lo que no se abordará el funcionamiento del resto de sistemas CPV. Un dispositivo HCPV se compone fundamentalmente de células fotovoltaicas, elementos ópticos de concentración, componentes periféricos y un seguidor solar. Introducción 26 Las células fotovoltaicas utilizadas mayoritariamente en los sistemas HCPV son las denominadas de multiunión (Multijunction, MJ), las cuales se basan en el apilamiento de dos o más células (también llamadas subcélulas) de diferente rango espectral —es decir, con distinto ancho de banda de energía (band gap energy)—, en un mismo dispositivo fotovoltaico. De esa manera, los fotones que sean transparentes para la primera subcélula alcanzarán a la segunda y así sucesivamente [26]. La subcélula situada en la parte superior del conjunto se caracteriza por tener un ancho de banda de energía mayor que las del resto, las cuales deben ser apiladas en orden decreciente de ancho de banda. De esa forma, aumenta el rango espectral y la eficiencia de la célula MJ [35]. El objetivo que se pretende con el uso de estas células es mejorar la eficiencia de conversión eléctrica ampliando el rango de la respuesta espectral del conjunto a todo el espectro de la radiación solar [26]. La eficiencia teórica de las células MJ aumenta a medida que se incrementa el número de uniones de la misma. No obstante, este aumento presenta una ganancia decreciente [30], lo que implica que a partir de cinco o seis uniones el incremento de la eficiencia sea despreciable [26]. Las células multiunión con dos subcélulas son comúnmente denominadas células tándem. Ejemplos de células tándem son las a-Si:H/CIS o las a-Si:H/nc-Si:H (también llamadas micromorfas). Una evolución de estas últimas son las células triple a-Si:H/a-Si:H/nc-Si:H o las a-Si:H/nc-Si:H/nc-Si:H. Estas células son normalmente utilizadas para formar módulos fotovoltaicos sin concentración. Las células de tres elementos, diseñadas específicamente para ser empleadas en dispositivos HCPV, suelen estar constituidas por materiales III-V de la tabla periódica. La selección de estos materiales se basa fundamentalmente en dos criterios: En primer lugar, en que las respuestas espectrales (y por tanto el ancho de banda) de las subcélula sean complementarias entre sí, de manera que abarquen el máximo posible del espectro solar. En segundo lugar, que el parámetro de red4 (lattice constant) de los diferentes materiales utilizados sea lo más parecido posible, ya que esto reduce defectos térmicos, mecánicos y eléctricos, con lo que se minimiza las pérdidas energéticas [26]. Debido a que las subcélulas se asocian normalmente en serie [37], la intensidad que atraviesa las mismas está limitada por aquella que genera menor intensidad, lo cual podría acarrear una pérdida considerable en la producción energética. Por ello, el escenario ideal es que todas las células generen la misma intensidad bajo las condiciones atmosféricas más relevantes [26]. Desgraciadamente, esto no es siempre posible y pueden darse multitud de circunstancias que hagan que, de forma más o menos importante, exista una subcélula limitante. Una típica célula MJ de tres uniones es la formada por los materiales GaInP/GaInAs/Ge [26], la cual satisface adecuadamente los tres factores anteriores. 4 El parámetro de red viene dado por la distancia en cada dimensión existente de la unidad (célula) de un material cristalino respecto a su estructura. Tesis doctoral Alberto Soria Moya 27 Figura 1: Representación del parámetro de red frente al ancho de banda de energía de diferentes materiales semiconductores [36]. La conexión de las diferentes uniones se suele realizar a partir de diodos túnel, los cuales se caracterizan por una resistencia y un grosor muy reducidos, de manera que las pérdidas asociadas a los mismos son relativamente pequeñas [38]. En la figura 2 se puede observar la típica estructura de una célula MJ formada por los materiales anteriormente indicados, donde la célula superior (top cell) es formada por GaInP (1.88 eV de band gap), la célula media (middle cell) está basada en GaInAs (1.41 eV de band gap) y la célula inferior (bottom cell) es de Ge (0.67 eV de band gap). Figura 2. En el esquema de la derecha se puede observar la estructura de una célula MJ de tres uniones compuesta por GaInP/GaInAs/Ge. En la gráfica de la izquierda se pueden observar las diferentes fracciones del espectro solar en condiciones estándar (AM1.5D, ASTM G-173-03) que absorbe mayoritariamente cada una de las subcélulas [26]. El inconveniente que tienen las células MJ de materiales III-V es su alto coste de fabricación por lo que es usual utilizarlos en dispositivos de concentración fotovoltaica [26, 39]. Así, al utilizar ciertos dispositivos ópticos se puede colectar la radiación solar de una amplia área y concentrarla en una pequeña zona en la cual se sitúa la célula MJ [26]. Esto tiene dos grandes ventajas: por un lado, se utiliza muy poco material semiconductor con lo que se abaratan los costes; por el otro, debido a cuestiones termodinámicas, se mejora la eficiencia de conversión de la célula, la cual ya es de por sí alta incluso sin utilizar dispositivos concentradores [26, 39]. Todo lo anterior ha facilitado que las células MJ hayan alcanzado eficiencias muy superiores a las correspondientes a los dispositivos fotovoltaicos convencionales y se Introducción 28 espera que las mismas sigan aumentando [30, 40, 41]. La contrapartida es que para que la radiación se concentre en la célula MJ la pareja célula-lente debe estar siempre orientada hacia el Sol, por lo que suele ser necesario algún tipo de mecanismo de seguimiento solar. Aunque por ahora no se comercializan células multiunión con más de tres subcélulas, sí se han desarrollado prototipos, en laboratorio, con cuatro uniones [42]. De hecho, la célula fotovoltaica que ha registrado hasta la fecha una mayor eficiencia de conversión eléctrica (sobre el 46 % utilizando concentración) es la célula multiunión compuesta de cuatro subcélulas (figura 3) de los siguientes materiales (GaInP/GaAs//GaInAsP/GaInAs) [43]. Figura 3. Respuesta espectral de una célula MJ de cuatro uniones y alta eficiencia [44]. En general, el dispositivo óptico de concentración normalmente utilizado consiste en un elemento primario y uno, opcional, secundario (Secondary Optical Element, SOE). El elemento primario suele ser una lente de Fresnel [45], que es un elemento óptico de gran apertura y pequeña distancia focal que se caracterizan por no presentar los grandes grosores de las lentes o lupas convencionales. Esto es posible debido a un diseño especial basado en anillos circulares de diferente grosor cada uno. La imagen que se forma a través de las lentes de Fresnel no es muy buena (o directamente es inexistente), debido a la dispersión producida por los anillos. Es por ello por lo que su uso está limitado a las aplicaciones, como la fotovoltaica de concentración, donde el objetivo sea concentrar energía o luz, sin necesidad de formar imágenes. Al tener mucho menor volumen que las lentes convencionales, el coste y peso del elemento óptico primario se reduce con el uso de lentes de Fresnel, por lo que se habilita la fabricación de lentes para sistemas CPV de más de 5 cm2, lo cual resulta inviable con lentes convencionales [46]. Tesis doctoral Alberto Soria Moya 29 Figura 4. Esquema de una Lente convencional (derecha) y de Fresnel (izquierda) con la misma distancia focal. En cuanto a los elementos ópticos secundarios, estos se denominan así porque reciben la luz del primario. Su función es la de homogeneizar la radiación solar concentrada sobre la superficie de la célula y mejorar, de esa forma, la aceptancia angular del sistema. A pesar de que la inclusión de un elemento óptico secundario, entre la lente primaria y la célula, podría generar una cantidad significativa de pérdidas ópticas, su uso es normalmente ventajoso ya que la mejora de la aceptancia angular y de la uniformidad de la luz incidente sobre la célula receptora, además de la posibilidad de aumentar el factor de concentración del dispositivo, suelen compensar dichas pérdidas. Es por ello, que la mayoría de los sistemas HCPV utilizan actualmente elementos ópticos secundarios [47]. Figura 5. Esquemas de dos módulos HCPV de una sola célula. Por otro lado, los dispositivos ópticos de los sistemas CPV solo son capaces de concentrar la radiación normal directa que reciben. Además, debido al alto factor de concentración de los dispositivos HCPV, los mismos deben estar equipados con un seguidor solar a dos ejes lo que habilita que el dispositivo óptico pueda situarse, en todo momento, perpendicularmente a los rayos solares, de manera que se aproveche siempre toda la irradiancia normal directa (DNI). Si no se operara así, la captación de radiación solar sería despreciable. Obviamente, esto implica que a diferencia de los sistemas fotovoltaicos convencionales y de los de baja concentración, los dispositivos HCPV no son capaces de aprovechar la radiación solar difusa. Esto, no obstante, es compensado por la captación máxima de la DNI. Introducción 30 El mecanismo de la mayoría de seguidores solares de dos ejes está basado en dos motores eléctricos y un dispositivo electrónico de ajuste automático, el cual puede efectuarse básicamente a partir de dos técnicas: la de lazo cerrado y la de lazo abierto. La técnica de lazo cerrado se caracteriza por la necesidad de contar con algún tipo de sensor que localice la posición del Sol, de forma que la trasmita al control de los motores. Lo más usual es que estos sensores se compongan de células fotovoltaicas, fotorresistencias (LDR) o sensores en chip [48]. Por el contrario, el lazo abierto consiste en incorporar al seguidor algún tipo de dispositivo electrónico programable (como un microchip o un ordenador) al cual se le introducen unos algoritmos capaces de calcular la posición del Sol a partir de las coordenadas del lugar y de la hora solar. Es por ello, que muchos seguidores incorporan un dispositivo GPS, de forma que no sea necesario introducir ningún dato manualmente. Debido a todo lo anterior, los seguidores de lazo abierto funcionan independientemente de la posición real del Sol; en consecuencia, estos seguidores son capaces de alinearse incluso en días nublados. En la práctica la mayoría de los seguidores utilizados en los sistemas HCPV complementan ambos métodos. Por último, cabe mencionar que los mecanismos de seguimiento han de ser diseñados, lógicamente, en función del peso, aceptancia angular y dimensiones del dispositivo HCPV que albergan [39, 49]. 31 JUSTIFICACIÓN La alta concentración fotovoltaica es una tecnología joven y en desarrollo que ha mostrado resultados prometedores y un gran potencial de crecimiento en los últimos años. En este tiempo, se han creado un gran número de empresas que desarrollan sistemas basados en esta tecnología y las instalaciones de alta concentración fotovoltaica han pasado de sumar algunos pocos kilovatios situados en laboratorios especializados, a formar grandes proyectos comerciales de varios megavatios [32]. Sin embargo, la potencia total instalada de sistemas CPV es muy pequeña —360 MW— en comparación con el total de la fotovoltaica —242 GW— [23, 32]. A pesar de esto, estudios recientes muestran que los sistemas de generación de electricidad basados en esta tecnología pueden penetrar con fuerza en el mercado energético en los próximos años [42, 50, 51, 52]. Hay que tener en cuenta que después de más de 30 años de investigación en el campo de la alta concentración fotovoltaica, esta fuente de energía renovable por fin está llegando a ser competitiva [29, 53]. En esa misma línea, un estudio reciente [54] ha concluido que, en la mayoría de los países estudiados, la tecnología de alta concentración fotovoltaica podría disminuir en los próximos años su LCOE por debajo del de los sistemas fotovoltaicos convencionales. Con todo, es todavía necesario seguir realizando esfuerzos en investigación y desarrollo con el objeto de que se genere la confianza necesaria en los potenciales inversores y promotores para que las anteriores expectativas se hagan realidad. Un aspecto de estudio identificado como fundamental es el análisis del comportamiento de los sistemas HCPV bajo condiciones reales de operación. Esto es debido a que el conocimiento al respecto, en comparación con el relacionado con los sistemas fotovoltaicos convencionales, es muy escaso [55, 56, 57]. Una diferencia fundamental entre los dispositivos HCPV y PV es la influencia que la distribución espectral de la radiación solar tiene en su respuesta eléctrica [58]. Esto se puede explicar teniendo en cuenta que la tecnología HCPV utiliza células MJ, caracterizadas por utilizar varias subcélulas con ancho de banda de energía diferente, asociadas en serie [55, 59]. Además, es de destacar que los módulos HCPV se equipan con dispositivos ópticos que introducen una fuerte dependencia angular y modifican la distribución espectral solar que incide en la superficie de las células [60, 61]. Todo esto hace que los dispositivos HCPV sean más sensibles a la distribución del espectro solar que los fotovoltaicos convencionales. Sin embargo, existe todavía un desconocimiento cuantitativo sobre la influencia del espectro en estos sistemas para distintas escalas temporales en emplazamientos con condiciones atmosféricas dispares. Asimismo, la diferencia en el comportamiento espectral entre esta tecnología y la PV convencional requiere un mayor conocimiento. Es por tanto necesario estudiar y analizar el impacto que producen las variaciones espectrales en el rendimiento de los sistemas HCPV con un mayor nivel de detalle. Es importante señalar que esta tecnología, al igual que la Justificación 32 fotovoltaica convencional, también se ve afectada por la radiación solar incidente y la temperatura. El análisis del funcionamiento de la tecnología de alta concentración fotovoltaica en condiciones de funcionamiento a Sol real y, sobre todo, el estudio de la influencia de la distribución espectral de la radiación solar en los dispositivos HCPV es clave en el desarrollo de modelos teóricos que permitan predecir adecuadamente el comportamiento de este tipo de sistemas. De esta forma, investigadores e ingenieros podrían hacer estimaciones precisas del comportamiento de los mismos en localidades con diferentes condiciones climáticas. Además, esto abriría la puerta a la optimización de los sistemas HCPV para maximizar la producción energética en función de las características espectrales de cada emplazamiento. En la actualidad existen modelos que permiten estimar la potencia máxima de un módulo HCPV y que consideran la distribución espectral incidente de forma detallada [62, 63, 64]. Estos modelos permitirían, en principio, estudios espectrales similares a los planteados en esta tesis. Sin embargo, estos modelos presentan un alto grado de complejidad y requieren la utilización de dispositivos específicos o el conocimiento de las propiedades físicas de los materiales que lo forman. Esto hace que su aplicación sea inviable en la mayoría de los casos [65]. Debido a esto, también se puede concluir que uno de los problemas que presenta la tecnología de alta concentración fotovoltaica es el de carecer de métodos simples y exactos que permitan predecir el comportamiento espectral de este tipo de dispositivos bajo condiciones reales de operación. En consecuencia, los estudios sobre este aspecto presentan un gran interés y novedad. 33 OBJETIVOS El objetivo final de esta tesis doctoral es analizar y cuantificar el impacto de la distribución espectral de la radiación solar incidente en los dispositivos de alta concentración fotovoltaica para distintas zonas climáticas y escalas temporales. Para alcanzar este objetivo principal se han planteado los siguientes objetivos intermedios: 1. Analizar y comparar algunos de los modelos existentes para el cálculo de la potencia máxima de los dispositivos HCPV en condiciones reales de operación. Los modelos actuales que permiten predecir la potencia generada por un módulo HCPV, bajo ciertas condiciones ambientales, presentan distintos niveles de complejidad y requieren medidas específicas de diversos instrumentos para su aplicación [65]. El primer objetivo intermedio que se plantea es el de analizar algunos de estos modelos y estudiar el comportamiento de los mismos frente a las variaciones espectrales. Los resultados que se obtengan con este análisis permitirán discernir, de forma experimental, si es necesario incluir una corrección debida a la influencia espectral en los modelos de predicción del comportamiento eléctrico de los sistemas HCPV. 2. Estudiar y aplicar algunos de los índices y métodos de estimación del impacto espectral existentes para dispositivos fotovoltaicos y desarrollar uno aplicable a la tecnología HCPV. Se pretende identificar y analizar que índices y métodos existen y validar las estimaciones basadas en los mismos a partir de la comparación de estos con medidas experimentales realizadas bajo condiciones reales de operación. Además, se intentará desarrollar una alternativa a estos índices y modelos aplicable a la tecnología HCPV. 3. Analizar la influencia individual de los principales parámetros atmosféricos en el comportamiento espectral de los dispositivos HCPV. La distribución espectral de la radiación solar está determinada por distintos parámetros atmosféricos. El estudio de series temporales de algunos de ellos posibilitan analizar el impacto espectral en los dispositivos HCPV. Este enfoque ha sido ya utilizado por varios autores [62, 66]. En concreto, los parámetros atmosféricos que se suelen considerar tienen una mayor influencia en la distribución espectral de la radiación solar son, en orden de importancia, la masa de aire (air mass, AM), la profundidad óptica de aerosoles (aerosol optical depth, AOD) y el agua precipitable (precipitable water, PW) [67]. Sería muy útil, por consiguiente, alcanzar un entendimiento profundo de la relación existente entre estos parámetros y la respuesta espectral de los sistemas HCPV. Para ello, el primer paso es cuantificar de forma individualizada la influencia de los mismos en la distribución espectral de la radiación, y por lo tanto, en el comportamiento espectral de los dispositivos HCPV. Objetivos 34 4. Analizar teóricamente el impacto espectral en los dispositivos HCPV bajo diferentes condiciones atmosféricas. Una vez conocido el impacto espectral individual que producen los valores de los parámetros atmosféricos más influyentes, se hace necesario estudiar el peso real de los mismos bajo condiciones reales de operación. Esto es debido a que podría ocurrir, por ejemplo, que un cierto parámetro fuera muy influyente pero que su valor respecto a las condiciones estándar de medida (CEM) variase poco en la mayoría de climas; o al contrario: que un parámetro de poca influencia tuviera grandes variaciones en una determinada localización a lo largo del año, lo que podría acarrear un comportamiento de los sistemas HCPV distinto al esperado. Por consiguiente, es necesario evaluar el impacto espectral individual de los parámetros atmosféricos bajo condiciones reales de operación, durante al menos un año, para diversas tecnologías de alta concentración fotovoltaica y diferentes perfiles climatológicos. 5. Analizar las pérdidas energéticas espectrales anuales en los dispositivos HCPV en función de la latitud. Teniendo en cuenta que, en primera aproximación, la masa de aire está determinada exclusivamente por la posición aparente del Sol [68] y que la misma es, en principio, el parámetro atmosférico más influyente [67], parece interesante analizar las pérdidas y ganancias espectrales en función de la latitud y el peso de estas en el impacto espectral total de los sistemas HCPV bajo condiciones reales de operación. 6. De forma independiente a lo anterior y con el propósito de, primero, adquirir un conocimiento mayor sobre el rendimiento energético de la tecnología HCPV en condiciones reales de operación y, segundo, examinar las ventajas y desventajas de la misma respecto al resto de tecnologías fotovoltaicas, se ha planteado como objetivo adicional de esta tesis estimar comparativamente el impacto espectral en la generación de los sistemas HCPV y PV, bajo diferentes condiciones climáticas, a escala tanto mensual como anual. 35 PUBLICACIONES A continuación se especifican las publicaciones donde han sido desarrollados los análisis y estudios necesarios para la consecución de los objetivos planteados. El primer objetivo planteado —analizar y comparar algunos de los modelos existentes para el cálculo de la potencia máxima de los dispositivos HCPV en condiciones reales de operación— fue abordado en la publicación: En este artículo se seleccionaron cuatro modelos que permitían la estimación de la potencia de un módulo a partir, únicamente, de parámetros atmosféricos, fácilmente accesibles desde bases de datos o desde las medidas proporcionadas por una estación meteorológica. La idea era evitar aquellos modelos que necesitaban sofisticados y caros instrumentos de medida (como espectrorradiómetros), información detallada de los materiales que forman el módulo, que no suele estar disponible, un conocimiento avanzado de física de semiconductores u óptica, o complejos programas de ordenador especializados [65]. Los modelos elegidos fueron los siguientes:  El estándar americano ASTM E2527 [69].  Un modelo basado en coeficientes lineales introducido por Fernández et al. [70].  El modelo propuesto por Sandia National Laboratories [71].  Un modelo basado en redes neuronales artificiales (RNA) introducido por Almonacid et al. [72]. Los resultados mostraron que los cuatro métodos tienen un comportamiento adecuado en la estimación de la potencia máxima de varios módulos HCPV de diferentes fabricantes. No obstante, el que peor resultados obtuvo —el estándar ASTM E2527— fue justamente el que no tenía en cuenta ninguna corrección espectral. El que mejor estimó la potencia de los módulos fue el basado en redes neuronales, lo que puede ser explicado teniendo en cuenta que el modelo incluye una corrección en función de la velocidad del viento y una corrección espectral adicional dependiente del agua precipitable, que los otros tres modelos no recogen, 1. Soria-Moya, A., Almonacid Cruz, F., Fernández, E. F., Rodrigo, P., Mallick, T. K. y Pérez-Higueras, P. (2015). Performance Analysis of Models for Calculating the Maximum Power of High Concentrator Photovoltaic Modules. Photovoltaics, IEEE Journal of, 5(3), 947-955. Publicaciones 36 Los resultados alcanzados en el desarrollo del segundo objetivo —estudiar y aplicar algunos de los índices y métodos de estimación del impacto espectral existentes para dispositivos fotovoltaicos y desarrollar uno aplicable a la tecnología HCPV— se desarrollaron en los dos siguientes artículos: En la publicación número dos, se expone que el índice más útil para analizar el impacto espectral en el rendimiento de un dispositivo fotovoltaico es el spectral factor (SF), que está definida en el IEC (International Electronic Commision) 60904-7, para dispositivos fotovoltaicos basados en células de una sola unión [73, 74]. No obstante, el SF tal y como estaba formulado, no es válido para los dispositivos HCPV. Para paliar esta carencia, se propuso una reformulación de este índice que sí es aplicable a los sistemas de alta concentración fotovoltaicos. En la publicación número tres, se efectuó un estudio comparativo entre las estimaciones teóricas realizadas a partir del SF reformulado y los resultados reales efectuados con medidas experimentales. Los resultados obtenidos mostraron que el SF estima ganancias espectrales algo mayores que las que realmente se producen en la potencia, lo que implica que el SF tiene mayor sensibilidad que la misma. A raíz de esto, se introdujo un nuevo índice, que se denominó SFp, basado en la potencia. Los análisis realizados revelaron que el nuevo índice se ajusta mejor que el SF al comportamiento real espectral de un dispositivo HCPV en potencia. No obstante, es destacable el hecho de que ambos índices arrojaron una precisión elevada y muy parecida entre sí: la diferencia media de sus RMSE fue de aproximadamente el 0.5%. Este resultado, junto con el resto de los análisis realizados, llevó a la conclusión de que el SF puede ser considerado un buen índice, con un nivel de precisión aceptable, para la evaluación de la influencia espectral en la potencia y energía generada por un sistema HCPV bajo condiciones reales de operación. El tercer objetivo —analizar la influencia individualizada de los parámetros atmosféricos en el comportamiento espectral de los dispositivos HCPV— fue abordado en la publicación: 2. Fernández, E. F., Almonacid, F., Ruiz-Arias, J. A. y Soria-Moya, A. (2014). Analysis of the spectral variations on the performance of high concentrator photovoltaic modules operating under different real climate conditions. Solar Energy Materials and Solar Cells, 127, 179-187. 3. Fernández, E. F., Almonacid, F., Soria-Moya, A. y Terrados, J. (2015). Experimental analysis of the spectral factor for quantifying the spectral influence on concentrator photovoltaic systems under real operating conditions. Energy, 90, 1878-1886.  Fernández, E. F., Almonacid, F., Soria-Moya, A. y Terrados, J. (2015). Experimental analysis of the spectral factor for quantifying the spectral influence on concentrator photovoltaic systems under real operating conditions. Energy, 90, 1878-1886. Fernández, E. F., Soria-Moya, A., Almonacid, F y Aguilera, J. (2015). Comparative assessment of the spectral impact on the energy yield of high concentrator and conventional photovoltaic technology, Solar Energy Materials and Solar Cells, 147, 185-197. Fernández, E. F., Almonacid, F., Ruiz-Arias, J. A. y Soria-Moya, A. (2014). Analysis of the spectral variations on the performance of high concentrator photovoltaic modules operating under different real climate conditions. Solar Energy Materials and Solar Cells, 127, 179-187. Fernández, E. F., Almonacid, F., Soria-Moya, A. y Terrados, J. (2015). Experimental analysis of the spectral factor for quantifying the spectral influence on concentrator photovoltaic systems under real operating conditions. Energy, 90, 1878-1886. - - Fernández, E. F., Almonacid, F., Ruiz-Arias, J. A. y Soria-Moya, A. (2014). Analysis of the spectral variations on the performance of high concentrator photovoltaic modules operating under different real climate conditions. Solar Energy Materials and Solar Cells, 127, 179-187.  Fernández, E. F., Almonacid, F., Soria-Moya, A. y Terrados, J. (2015). Experimental analysis of the spectral factor for quantifying the spectral influence on concentrator photovoltaic systems under real operating conditions. Energy, 90, 1878- 1886. Fernández, E. F., Soria-Moya, A., Almonacid, F y Aguilera, J. (2015). Comparative assessment of the spectral impact on the energy yield of high concentrator and conventional photovoltaic technology, Solar Energy Materials and Solar Cells, 147, 185-197. Fernández, E. F., Almonacid, F., Ruiz-Arias, J. A. y Soria-Moya, A. (2014). Analysis of the spectral variations on the performance of high concentrator photovoltaic 2. Fernández, E. F., Almonacid, F., Ruiz-Arias, J. A. y Soria-Moya, A. (2014). Analysis of the spectral variations on the performance of high concentrator photovoltaic modules operating under different real climate conditions. Solar Energy Materials and Solar Cells, 127, 179-187. Tesis doctoral Alberto Soria Moya 37 En el artículo se analizó la influencia individualizada de los factores atmosféricos con más peso en la determinación de la distribución espectral de la radiación, que son los siguientes: la masa de aire, la profundidad óptica de aerosoles y el agua precipitable [60, 62]. Para ello, se simularon, con la ayuda del modelo Simple Model of the Atmospheric Radiative Transfer of Sunshine (SMARTS) [75], varias distribuciones espectrales, a partir de la variación de los parámetros atmosféricos más influyentes, y se calculó la respuesta de cuatro módulos HCPV de diferentes materiales. Los resultados mostraron que, independientemente del módulo HCPV estudiado, los parámetros que mayor impacto tienen son, en orden de importancia, la masa de aire, la profundidad óptica de los aerosoles (que se estudió a 0.55 μm), el agua precipitable y el índice de Ångstrom. Es de destacar que la diferencia del impacto espectral debido a los dos primeros parámetros es considerablemente mayor que el causado por los dos últimos, los cuales influyen de forma muy leve. El cuarto objetivo —analizar teóricamente el impacto espectral en los dispositivos HCPV bajo diferentes condiciones atmosféricas— se desarrolló en el siguiente artículo: Para la consecución de este objetivo, se evaluó el impacto espectral causado por la variación de los parámetros atmosféricos estudiados en el objetivo tercero, bajo condiciones reales de operación durante más de un año, para diversas tecnologías de alta concentración fotovoltaica. Para realizar este análisis, se seleccionaron las siguientes cinco localidades, las cuales representan condiciones climáticas diversas en diferentes continentes y latitudes:  Solar Village (Arabia Saudí): N 24º54’25’’, E 46º23’49’’  Alta Floresta (Brasil): S 09º52’15’’, W 56º06’14’’  Frenchman Flat (EUA): N 36º48’’32’’, W 115º56’06’’  Granada (España): N 37º09’50’’, W 03º36’18’’  Beijing (China): N 39º58’37’’, E 116º22’51’’ Para todas las localizaciones estudiadas se calcularon las pérdidas espectrales anuales en comparación con el espectro de referencia. El mejor comportamiento fue el correspondiente a Alta Foresta —donde se registran AM bajos y PW elevados—, con un impacto anual de entre -3.9% y -5.2%. Unos resultados parecidos se observaron en el estudio de Frenchman Flat, donde a pesar de que la AM es algo más elevada que en Alta Foresta, la profundidad óptica de aerosoles es mucho menor. Los resultados obtenidos 4. Fernández, E. F., Soria-Moya, A., Almonacid, F y Aguilera, J. (2016). Comparative assessment of the spectral impact on the energy yield of high concentrator and conventional photovoltaic technology, Solar Energy Materials and Solar Cells, 147, 185-197. Publicaciones 38 para Granada y Solar Village fueron muy similares entre sí, ya que el mayor valor de la profundidad óptica de aerosoles de Solar Village respecto a Granada se compensa con su AM levemente menor. En Beijing, el excepcionalmente alto valor de la profundidad óptica de aerosoles, produce un impacto espectral anual de entre -26.5% y -30.6%. El quinto objetivo —analizar las pérdidas energéticas espectrales anuales en dispositivos HCPV en función de la latitud— se abordó en el siguiente artículo: En dicha publicación se expone que las pérdidas espectrales anuales pueden ser consideradas independientes de la latitud hasta un valor de esta de 30o. Las pérdidas obtenidas, para los dos módulos estudiados, fueron en ese rango de entre el 4% y el 5%. Para valores mayores de 30o, las pérdidas espectrales se incrementan sensiblemente a medida que la latitud aumenta, hasta alcanzar unos valores de entre el 12% y el 15%. No obstante, a partir de los 75o, las pérdidas espectrales se comportan de forma constante frente a la latitud. El sexto objetivo —la estimación comparativa del impacto espectral en la generación energética entre la tecnología HCPV y la PV, bajo diferentes condiciones climáticas, a escala tanto mensual como anual— se dio por superado a raíz de la publicación del siguiente artículo, ya comentado: Para la realización de esta investigación se emplearon distintos materiales fotovoltaicos. El análisis realizado confirmó que, en general, los dispositivos HCPV son, bajo condiciones reales de operación, mucho más sensibles a las variaciones espectrales que los fotovoltaicos convencionales, tanto en la influencia individualizada de los diferentes parámetros como en su impacto energético, mensual y anual. Es de destacar que entre los materiales convencionales, el silicio amorfo fue el que presentó una mayor sensibilidad a las variaciones espectrales. Los resultados arrojaron una diferencia anual media de las pérdidas energéticas entre los dispositivos HCPV y PV estudiados, en todas las localizaciones, de aproximadamente un 5%. 3. Fernández, E. F., Almonacid, F., Soria-Moya, A. y Terrados, J. (2015). Experimental analysis of the spectral factor for quantifying the spectral influence on concentrator photovoltaic systems under real operating conditions. Energy, 90, 1878-1886. 4. Fernández, E. F., Soria-Moya, A., Almonacid, F y Aguilera, J. (2016). Comparative assessment of the spectral impact on the energy yield of high concentrator and conventional photovoltaic technology, Solar Energy Materials and Solar Cells, 147, 185-197. 39 CONCLUSIONES y LINEAS FUTURAS Con el desarrollo de esta tesis doctoral se pretendía realizar aportaciones relevantes que ayudaran a elevar el nivel de conocimiento existente sobre la tecnología de alta concentración fotovoltaica (HCPV) y, en concreto, sobre el impacto producido por las variaciones en la distribución espectral de la radiación solar bajo condiciones reales de operación en diferentes climas y escalas temporales. A continuación, se exponen las principales conclusiones alcanzadas:  Los actuales modelos basados en parámetros atmosféricos fácilmente accesibles desde bases de datos son válidos para estimar la potencia y energía producida por un módulo HCPV al cabo de un año.  La influencia de las variaciones espectrales en la respuesta eléctrica de los sistemas HCPV necesita ser tenida en cuenta.  Los parámetros atmosféricos de mayor impacto espectral en el comportamiento de un dispositivo HCPV son, en este orden, la masa de aire (AM) y la profundidad óptica de aerosoles para λ = 0.55 μm ( ); por el contrario, el exponente de Ångstrom (α) y el agua precipitable (PW) tienen una influencia pequeña. Esto significa que, en la mayoría de los casos, la respuesta a las variaciones espectrales de los sistemas HCPV bajo condiciones reales de operación pueden ser estimadas, con un margen de error aceptable, teniendo en cuenta solo la influencia de la AM y del . Por el contrario, una corrección espectral utilizando únicamente la AM es solo válida para localizaciones caracterizadas por un nivel bajo de la profundidad óptica de aerosoles.  El índice SF (spectral factor) que está adaptado a los dispositivos HCPV tiene una sensibilidad espectral mayor que la potencia. Con todo, los resultados evidencian que este índice podría ser considerado una herramienta útil para la evaluación, en primera aproximación, de la influencia espectral en la potencia máxima. En ese sentido, la estimación de la potencia de salida usando el SF como un factor de corrección mejora significativamente el resultado obtenido sin considerar ninguna otra corrección espectral. En particular, el error cuadrático medio (RMSE) decrece aproximadamente un 1.1% y el valor del coeficiente de determinación (R2) se acerca más a la unidad. Tanto la influencia espectral en la potencia como el SF pueden ser relacionados de forma más precisa utilizando una ecuación lineal aproximada.  El SF pude ser considerado un buen índice para estimar las pérdidas energéticas anuales, ya que la máxima desviación que se encontró fue del -2%.  No se ha encontrado relación entre las pérdidas espectrales y la latitud para valores de la misma de menos de 30º. Para latitudes mayores, las pérdidas crecen Conclusiones y líneas futuras 40 fuertemente a medida que ésta aumenta. A partir de los 75º las pérdidas espectrales vuelven a ser prácticamente constantes, con un valor entre el -12% y el -14%.  Los módulos con células metamorphic-mismatched (MM) y lentes silicone-on-glass (SOG) registran menos pérdidas espectrales que los formados por células lattice- matched LM o lentes poly-methylmethacrylate (PMMA). Esto puede ser debido a que el ancho de energía de la subcélula superior de la MM es más estrecha que la de la LM, y a que la lente de SOG tiene una transmitancia más alta que la de PMMA en la región espectral que compete a dicha subcélula.  Los dispositivos HCPV evidencian claramente una dependencia espectral sensiblemente más elevada que los PV. En concreto, las pérdidas espectrales, en la energía, encontradas para los dispositivos HCPV variaron entre el -0.6% y el -33.5%. Por otro lado, para los dispositivos PV se registraron ganancias espectrales desde el 8.6% hasta pérdidas del -5.6%.  Los módulos de silicio amorfo (a-Si) y de teluro de cadmio (CdTe) presentan una dependencia espectral similar entre sí y sustancialmente mayor que la de los otros módulos de fotovoltaica convencional.  Tanto los dispositivos HCPV como los PV tienen un comportamiento estacional en relación a las pérdidas espectrales.  Los actuales sistemas HCPV presentan unas pérdidas energéticas anuales medias de aproximadamente el 5% más que los dispositivos de tecnología fotovoltaica convencional en sitios considerados representativos. Esto indica que la sensibilidad espectral de los módulos HCPV no es una limitación crucial para la expansión del mercado de la tecnología de alta concentración fotovoltaica. Sobre todo teniendo en cuenta que sus eficiencias de conversión son mucho más altas que las de la fotovoltaica convencional. Independientemente de lo anterior, es importante destacar que existe poco conocimiento sobre la influencia de las variaciones de la distribución espectral de la radiación solar en la potencia de salida de un módulo fotovoltaico bajo los diferentes tipos y grados de nubosidad existentes. En ese sentido, es necesaria una herramienta que pueda estimar la distribución del espectro en días nublados a partir de un modelo de nubosidad simple, el cual también estaría por desarrollar. La mayor parte de los sistemas fotovoltaicos convencionales se instalan en estructuras fijas, por lo que el ángulo de incidencia de los rayos solares respecto a su superficie activa varía. Algunos resultados parciales de la presente tesis doctoral, además de algunos autores [76], indican que es probable que el ángulo de incidencia determine en parte la influencia espectral, lo que significaría que módulos fotovoltaicos de las mismas características, pero instalados con inclinaciones diferentes, tendrían una respuesta Tesis doctoral Alberto Soria Moya 41 espectral también diferente. Por consiguiente, y aunque las pérdidas espectrales en la tecnología fotovoltaica convencional no son muy elevadas, podría ocurrir que los valores de inclinación de los sistemas fotovoltaicos fijos que siempre se han dado por óptimos no fueran tales. Revestiría también de interés comparar el principal índice que ha sido empleado en esta tesis —el SF— con otros ampliamente utilizados por la comunidad científica dedicada al campo de la concentración fotovoltaica, como son el Spectral matching Ratio (SMR) o el parámetro espectral Z. Esto sería útil para comprender mejor el índice SF y su relación con otros procedimientos de caracterización espectral. Por otro lado, a pesar de su baja aceptancia angular, los sistemas HCPV aprovechan parte de la denominada circumsolar proveniente de la región que rodea al Sol. La distribución angular y espectral de esta radiación varía principalmente según sea la concentración de aerosoles [77]. Durante el desarrollo de esta tesis siempre se ha supuesto un ángulo de aceptancia fijo para todos los módulos estudiados y una eficiencia angular óptima. Sería por lo tanto interesante estudiar la influencia que tienen los aerosoles en la radiación circumsolar, con el objeto de evaluar la influencia de la misma en la salida eléctrica de los módulos de alta concentración fotovoltaica. Conclusiones y líneas futuras 42 43 REFERENCIAS [1] International Energy Agency, «Key World Energy Statistics,» 2015. [2] International Energy Agency, «Key World Energy Statistics,» 2016. 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En concordancia a lo que exige el reglamento de doctorado de la Universidad de Jaén, estos artículos deben incluirse obligatoriamente en la memoria y están, por tanto, adjuntados en la segunda parte de la misma. Además, se citan tres aportaciones relevantes efectuadas en congresos especializados en la tecnología de concentración fotovoltaica surgidos en el proceso investigador de la presente tesis doctoral. 50 Tesis doctoral Alberto Soria Moya 51 ARTICULOS PUBLICADOS EN REVISTAS JCR 1. Soria-Moya, A., Almonacid Cruz, F., Fernández, E. F., Rodrigo, P., Mallick, T. K. y Pérez-Higueras, P. (2015). Performance Analysis of Models for Calculating the Maximum Power of High Concentrator Photovoltaic Modules. Photovoltaics, IEEE Journal of, 5(3), 947-955. 2. Fernández, E. F., Almonacid, F., Ruiz-Arias, J. A. y Soria-Moya, A. (2014). Analysis of the spectral variations on the performance of high concentrator photovoltaic modules operating under different real climate conditions. Solar Energy Materials and Solar Cells, 127, 179-187. 3. Fernández, E. F., Almonacid, F., Soria-Moya, A. y Terrados, J. (2015). Experimental analysis of the spectral factor for quantifying the spectral influence on concentrator photovoltaic systems under real operating conditions. Energy, 90, 1878-1886. 4. Fernández, E. F., Soria-Moya, A., Almonacid, F y Aguilera, J. (2016). Comparative assessment of the spectral impact on the energy yield of high concentrator and conventional photovoltaic technology, Solar Energy Materials and Solar Cells,147, 185-197. 52 Tesis doctoral Alberto Soria Moya 53 Referencia / Reference: Soria-Moya, A., Almonacid Cruz, F., Fernández, E. F., Rodrigo, P., Mallick, T. K. y Pérez-Higueras, P. (2015). Performance Analysis of Models for Calculating the Maximum Power of High Concentrator Photovoltaic Modules. Photovoltaics, IEEE Journal of, 5(3), 947-955. Estado / Status: Publicado / Published. Índice de impacto / Impact Factor: 3.165. Categoría / Catogory: Applied Physics. Ranking: 22/143 (Q1) 54 IEEE JOURNAL OF PHOTOVOLTAICS, VOL. 5, NO. 3, MAY 2015 947 Performance Analysis of Models for Calculating the Maximum Power of High Concentrator Photovoltaic Modules Alberto Soria-Moya, Florencia Almonacid Cruz, Eduardo F. Fernández, Pedro Rodrigo, Tapas K. Mallick, Member, IEEE, and Pedro Pérez-Higueras Abstract—Due to its special features, one of the problems of high concentrator photovoltaic (HCPV) technology is the estimation of the electrical output of an HCPV module. Although there are sev- eral methods for doing this, only some of them can be applied us- ing easily obtainable atmospheric parameters. In this paper, four models to estimate the maximum power of an HCPV module are studied and compared. The models that have been taken into ac- count are the standard ASTM E2527, the linear coefficient model, the Sandia National Laboratories model, and an artificial neural network-based model. Results demonstrate that the four methods show adequate behavior in the estimation of the maximum power of several HCPV modules from different manufacturers. Index Terms—High concentrator photovoltaic (HCPV), mathe- matical methods, maximum power, outdoor measurements. I. INTRODUCTION A FTER more than 30 years of research into high concen- trator photovoltaics (HCPV), this technology is finally entering the market [1], [2]. Although this technology has not achieved yet the needed momentum, HCPV could be in the power generation market soon because of the high efficiencies already reached and expected for this technology [3]–[8]. HCPV cells and modules operate under concentrations be- tween 300 and 2000 suns. This technology is based on optical devices that focus the light received from the sun on the solar cell surface. A typical HCPV module is composed of multi- junction (MJ) solar cells, usually monolithic lattice-matched Manuscript received October 3, 2014; accepted January 25, 2015. Date of publication February 18, 2015; date of current version April 17, 2015. This work was supported by the Engineering and Physical Sciences Research Council through the BioCPV (EP/J000345/1) project. This work is part of the project “Desenvolvemento de novos conceptos baseados en tecnoloxı́a de concentración fotovoltaica para a produción de enerxı́a eléctrica adaptados a distintas zonas climáticas,” through the program “formación posdoutoral do Plan galego de investigación, innovación e crecemento 2011–2015 (Plan I2C)” funded by the Xunta de Galicia and by the European Social Fund. A. Soria-Moya, F. Almonacid Cruz, and P. Pérez-Higueras are with the Centre of Advanced Studies in Energy and Environment, University of Jaén, Jaén 23071, Spain (e-mail: tecnico@censolar.org; facruz@ujaen.es; pjperez@ujaen.es). E. F. Fernández is with the Centre of Advanced Studies in Energy and En- vironment, University of Jaén, Jaén 23071, Spain, and also with the Environ- ment and Sustainability Institute, University of Exeter, Penryn TR10 9FE, U.K. (e-mail: fenandez@ujaen.es). P. Rodrigo is with Panamericana University, Aguascalientes 20290, Mexico (e-mail: prodrigo@up.edu.mx). T. K. Mallick is with the Environment and Sustainability Institute, University of Exeter, Penryn TR10 9FE, U.K. (e-mail: T.K.Mallick@exeter.ac.uk). Color versions of one or more of the figures in this paper are available online at http://ieeexplore.ieee.org. Digital Object Identifier 10.1109/JPHOTOV.2015.2397605 GaInP/GaInAs/Ge III–V triple-junction solar cells, intercon- nected in series with one optical device per cell, as well as a Fresnel lens and a secondary optical element that concentrates the light with a ratio of around 500–1000 suns [9]. MJ con- centrator solar cells are influenced by changes in irradiance, spectrum, and temperature [10]–[12]. Due to the use of these kinds of cells and optical elements, the performance of HCPV modules are also going to be mainly affected by these parame- ters [13]–[16]. While there is much experience in the modeling of conven- tional photovoltaic modules with comparisons among different models having been done, there is a little experience in these kinds of studies in HCPV. Therefore, these kinds of studies present great interest and novelty for HCPV technology. Be- cause of these special features, one of the problems of HCPV technology is the difficulty of finding simple and accurate meth- ods that allow prediction of the output of an HCPV module under real conditions. There are several methods for the estima- tion of the maximum power of an HCPV module. These models present different levels of complexity and accuracy and require different equipment to be applied [17]. The aim of this paper is to study and compare some of these models. In particular, the models used will be those that estimate the maximum power of an HCPV module from outdoor measurements easy to get or estimate from atmospheric databases in order to facilitate their application. Taking this into account, the only models consider have been the standard ASTM E2527 model [18], the linear coefficient model [19], the Sandia National Laboratories model [20], and an artificial neural network (ANN)-based model [21]. The most of the other methods usually need measurements of specific instruments, detailed information of the materials of the modules which is not always available, and advanced knowledge of semiconductor physics, optics, or different specific software. The analysis and comparison of these models for the prediction of the maximum power of HCPV modules in outdoor condi- tions is useful to promote this technology. Furthermore, the coefficients of all the studied models for several modules are given in order to have a reference of these values of current HCPV modules. This also allows the application of each model for the modules under study. This paper is organized as follows. Section II describes the experimental setup used to measure and study the HCPV mod- ule. In Section III, the descriptions of the models and results obtained in the estimation of maximum power of HCPV mod- ules under study are presented and commented on. In Section IV, 2156-3381 © 2015 IEEE. Personal use is permitted, but republication/redistribution requires IEEE permission. See http://www.ieee.org/publications standards/publications/rights/index.html for more information. 948 IEEE JOURNAL OF PHOTOVOLTAICS, VOL. 5, NO. 3, MAY 2015 TABLE I MAXIMUM POWER OF THE MODULES UNDER STUDY MEASURED AT THE SAME OUTDOOR REFERENCE CONDITIONS FOR WIND SPEED LOWER THAN 1 M/S Manufacturer P (W) DNI (W/m2) Ta i r (°C) AM A 57.2 900 20 1.5 B 116.9 900 20 1.5 C 45.7 900 20 1.5 P: Maximum power. DNI: Direct normal irradiance. Ta i r : Air temperature. AM: Air mass. a comparative study among the models used is presented. The main conclusions of the work are presented in Section V. II. EXPERIMENTAL SETUP To conduct this study, three HCPV modules from different manufacturers have been selected. These modules are represen- tative of the current industrialized modules, but for confiden- tiality reasons, they are named as module A, module B, and module C, respectively. The three modules are made of lattice- matched GaInP/GaInAs/Ge MJ solar cell, a PMMA Fresnel lens as primary optic, and a refractive truncated pyramid as sec- ondary optic. Module A has a geometric concentration of 500 and six cells connected in series. Module B has a geometric concentration of 550 and 25 cells connected in series. Module C has a geometric concentration of 625 and five cells connected in series. All of them have a passive cooling. Table I shows the maximum power of the modules under study, measured at the same outdoor reference conditions, obtained following the procedure described in [13]. HCPV modules were measured at the Centre of Advanced Studies in Energy and Environment (CEAEMA), University of Jaén. The center is located at the south of Spain, Jaén, which has a high direct annual irradiation level [22] and air temperatures that can easily reach 40 °C in summer and 5 °C in winter. Be- cause of this, the solar research center is located in an adequate place for HCPV outdoor evaluation. To carry out this study, the modules were mounted on a high- accuracy two-axis solar tracker. The I–V characteristics of the modules were measured with a four-wire electronic load. In addition, a four-wire PT100 placed in contact with the solar cell on the concentrator receiver for each module to measure the cell temperature was installed. It is important to note that each temperature sensor was located in a receiver between the center and the border of the modules so that the measured temperatures should be considered as the average temperature of a receiver due to the temperature distribution of HCPV modules. This approach has been previously used and has been considered as a useful tool for the estimation of the cell temperature of an HCPV module and for its electrical characterization [23]–[25]. An atmospheric station recorded other outdoor parameters such as global irradiance (G), direct normal irradiance (DNI), wind speed (Ws), air temperature (Tair), relative humidity (Hr), or sun elevation (γs), among others. Fig. 1 shows the experimental setup to study the behavior of the HCPV modules described above. All the parameters were Fig. 1. Scheme of the experimental setup used to study the HCPV modules’ behavior at the CEAEMA of the University of Jaén. recorded every 5 min from January 2011 to December 2012. It is also important to note that the modules were cleaned once a week and also after rainy days to avoid possible power losses. Since the MJ solar cells and the HCPV modules are influenced by the incident spectrum, some of the methods that will be studied in next sections use different atmospheric parameters to evaluate its impact. As w