En resumen: en una medición en Madrid (junio de 2026), la suciedad redujo el rendimiento de Vecthor (V5) solo un 0,3 %, frente a un 2,2 % en un sistema fijo inclinado de referencia. La razón es óptica: el polvo bloquea la luz que atraviesa el vidrio de un módulo, pero sobre un reflector la dispersa, y buena parte de esa luz dispersada sigue llegando al módulo bifacial.
Quien opera una planta fotovoltaica sabe que la suciedad tiene un doble impacto: la energía que se deja de producir y el coste de las limpiezas necesarias para recuperarla. En FutureVoltaics llevamos tiempo observando que Vecthor, nuestro sistema de paneles solares verticales bifaciales con reflectores, es mucho menos sensible a este problema que una instalación convencional. En este artículo explicamos por qué ocurre, con datos medidos en una instalación en Madrid y con el mecanismo óptico que lo justifica.
Cuánto cuesta la suciedad en fotovoltaica
El soiling es una de las pérdidas más relevantes en operación. El informe de la Tarea 13 de IEA-PVPS sobre pérdidas por suciedad (IEA-PVPS T13-21:2022) estima que reduce la producción fotovoltaica anual mundial entre un 3 y un 5 %, con un impacto económico del orden de 3.000 a 5.000 millones de euros entre energía perdida, costes de limpieza y medidas de mitigación. El trabajo de Ilse et al. (Joule, 2019) analiza el impacto técnico-económico del soiling y las estrategias para mitigarlo.
La magnitud depende mucho del lugar. En climas secos con poca lluvia, como buena parte de la península ibérica en verano, el polvo se acumula durante semanas sin que nada lo arrastre. En la práctica, en las instalaciones de autoconsumo de menos de 1 MW lo habitual es limpiar una vez al año como mucho, así que entre limpiezas la pérdida por suciedad se acumula y se asume. Por eso importa tanto cuánto le afecta la suciedad a cada tecnología: con el mismo calendario de limpieza, la que menos pierde es la que más produce.
Qué hace el polvo con la luz: absorción y dispersión
Una partícula de polvo sobre una superficie hace dos cosas con la luz que le llega: absorbe una parte y dispersa otra en múltiples direcciones. El efecto final depende de qué superficie tenga debajo.
Sobre el vidrio de un módulo solar
En un módulo convencional la luz tiene que atravesar el vidrio frontal para llegar a la célula. El polvo reduce esa transmisión: la luz absorbida se pierde, y la luz dispersada hacia atrás o con ángulos muy rasantes tampoco llega a la célula. Por eso la suciedad sobre el módulo se traduce de forma bastante directa en pérdida de producción.
Sobre un reflector
En un reflector la luz no tiene que atravesar nada: tiene que volver hacia arriba. Cuando el reflector está limpio, la reflexión es mayoritariamente especular, como en un espejo. Cuando está sucio, parte de esa reflexión se vuelve difusa: la luz sale en muchas direcciones en lugar de en una sola. Pero sigue saliendo hacia el hemisferio superior, y ahí es donde está el módulo.
En Vecthor los módulos bifaciales están dispuestos sobre reflectores horizontales, de modo que el módulo «ve» una fracción muy grande del reflector. Gran parte de la luz que el polvo dispersa termina igualmente sobre una de las caras del módulo. Dicho de otro modo: la suciedad reduce mucho la transmisión óptica, pero afecta poco a la reflexión hemisférica total. Es lo que ya describíamos en nuestro artículo sobre la limpieza de Vecthor.
Paneles solares verticales: menos polvo sobre los propios módulos
Hay un segundo factor. Vecthor usa paneles solares verticales bifaciales (lo que en inglés se conoce como vertical bifacial), y una superficie vertical acumula mucho menos polvo que una inclinada entre 10 y 30 grados, en la que las partículas se depositan por gravedad y se quedan. Este efecto está documentado en la literatura: por ejemplo, el estudio de Kivambe et al. (Solar Energy, 2024), realizado en el desierto de Catar, concluye que la instalación bifacial vertical tiene un gran potencial para mitigar el soiling en climas desérticos. En Vecthor, el componente que más suciedad recibe (el reflector) es precisamente el que menos la nota.
La medición: dos mañanas consecutivas en Madrid
Para cuantificar el efecto comparamos dos sistemas instalados en el mismo emplazamiento de Madrid en junio de 2026: Vecthor en su versión V5 y un sistema fijo inclinado de referencia (fixed tilt). El procedimiento fue sencillo:
- Jueves por la mañana: ambos sistemas funcionan con la suciedad acumulada.
- Jueves por la tarde: se limpian los dos sistemas.
- Viernes por la mañana: ambos sistemas funcionan limpios.
- Se usan los datos hasta las 14:00 de cada día y se corrige la producción horaria por la irradiancia medida, para que la diferencia entre días no dependa de que uno fuera más soleado que otro.
Las métricas calculadas fueron el energy yield horario (kWh por kWp instalado), el performance ratio (PR) de cada sistema y el soiling ratio, que compara el PR con suciedad y sin ella.
Resultados: 0,3 % de pérdida frente a 2,2 %
La tabla resume el performance ratio de cada sistema en las dos mañanas, con la irradiancia de referencia medida en un plano inclinado 20° orientado al sur:
| Sistema | PR sucio (jueves) | PR limpio (viernes) | Soiling ratio | Pérdida por suciedad |
|---|---|---|---|---|
| Vecthor (V5) | 127,0 % | 127,4 % | 99,7 % | 0,3 % |
| Fijo inclinado | 93,3 % | 95,4 % | 97,8 % | 2,2 % |
Dos observaciones para leer bien estos números:
- El PR de Vecthor supera el 100 % porque está referido a la irradiancia en el plano inclinado de 20°, no a la luz que realmente recibe el sistema. Vecthor capta además la luz que devuelven los reflectores sobre ambas caras de los módulos bifaciales, por lo que produce más por kWp que lo que predice esa irradiancia de referencia. No es un error de medida: es el efecto de los reflectores.
- Lo relevante para el soiling es el cociente entre sucio y limpio de cada sistema, no la comparación directa de los PR entre sistemas. Ese cociente es el soiling ratio.
Con esa lectura, el resultado es claro: la suciedad restó un 0,3 % al rendimiento de Vecthor y un 2,2 % al del sistema fijo inclinado. En esta medición, la pérdida por suciedad de Vecthor fue unas seis veces menor.
Coherente con lo que vemos en otras instalaciones
Este resultado no es un hecho aislado. En otra instalación con el mismo programa de limpieza para ambos sistemas, la limpieza aumentó la producción del sistema fijo inclinado a 30° en un 4 %, frente a solo un 1,4 % en Vecthor. Lo contamos con más detalle en este artículo sobre limpieza. Las cifras absolutas cambian con el emplazamiento y con el tiempo transcurrido desde la última lluvia o limpieza, pero el patrón se repite: Vecthor pierde mucho menos con la suciedad.
Limitaciones de la medición
Preferimos ser explícitos sobre lo que esta medición demuestra y lo que no:
- Es una comparación de corta duración: dos mañanas consecutivas, con datos hasta las 14:00.
- Refleja el nivel de suciedad acumulado en ese momento en Madrid. Con periodos secos más largos o con fuentes de polvo más intensas, las pérdidas absolutas de ambos sistemas serían mayores.
- La corrección por irradiancia elimina la diferencia de recurso solar entre días, pero no todas las variables (por ejemplo, la temperatura o la proporción de radiación difusa).
Lo que sí muestra con claridad es la diferencia relativa entre los dos sistemas bajo las mismas condiciones, y esa diferencia es coherente con el mecanismo físico descrito arriba.
Qué significa para el mantenimiento de las placas solares y la rentabilidad
Una menor sensibilidad a la suciedad tiene tres consecuencias prácticas para el propietario de la instalación:
- Más energía con el mismo calendario de limpieza. En autoconsumo lo habitual es limpiar una vez al año como mucho. Con ese mismo calendario, Vecthor pierde mucha menos producción entre limpiezas.
- Producción más estable. Entre limpieza y limpieza, la producción se aleja menos de su valor de referencia, lo que hace más predecibles los ingresos o el ahorro de autoconsumo.
- Sin necesidad de limpiar más. Donde la suciedad justificaría limpiezas adicionales en un sistema convencional, Vecthor puede mantener una sola limpieza anual, con el ahorro en agua, desplazamientos y horas de trabajo en cubierta que eso supone.
En autoconsumo industrial, con placas solares en naves industriales y otras cubiertas de empresa, donde además el acceso para limpiar suele ser más costoso que en suelo, esta diferencia pesa en el cálculo económico. Si quieres ver cómo se comparan las configuraciones en una cubierta concreta, en kWp o m²: cómo comparar instalaciones solares en una cubierta industrial explicamos qué métricas usar, y en este artículo describimos cómo funciona Vecthor. También puedes estimar la rentabilidad de tu cubierta con nuestra calculadora.
Preguntas frecuentes
¿Qué es el soiling en una instalación fotovoltaica?
Es la pérdida de producción causada por la acumulación de polvo, polen, hollín, excrementos de aves u otras partículas sobre la superficie que recibe la luz. Según el informe de la Tarea 13 de IEA-PVPS, el soiling supone entre un 3 y un 5 % de la producción fotovoltaica anual a escala mundial.
¿Por qué la suciedad afecta menos a un reflector que a un módulo solar?
Porque el polvo sobre el vidrio del módulo bloquea o desvía la luz antes de que llegue a la célula, y esa luz se pierde. Sobre un reflector, el polvo convierte parte de la reflexión especular en reflexión difusa, pero la luz sigue saliendo hacia arriba. Como el módulo bifacial de Vecthor está situado justo encima del reflector, capta una parte importante de esa luz dispersada.
¿Cuánto pierde Vecthor por suciedad según las mediciones de FutureVoltaics?
En la comparación realizada en Madrid en junio de 2026, con dos mañanas consecutivas (con suciedad y tras limpiar), el soiling ratio de Vecthor (V5) fue del 99,7 %, es decir, una pérdida del 0,3 %. El sistema fijo inclinado de referencia tuvo un soiling ratio del 97,8 %, una pérdida del 2,2 %.
¿Qué es el soiling ratio?
Es el cociente entre el rendimiento de un sistema sucio y el del mismo sistema limpio, corregido por irradiancia. Un valor del 100 % significa que la suciedad no tiene efecto; cuanto más bajo, mayor la pérdida. En este caso se calculó a partir del performance ratio de cada sistema antes y después de la limpieza.
¿Los paneles solares verticales se ensucian menos que los inclinados?
Sí. En una superficie vertical el polvo apenas se deposita por gravedad, mientras que en un panel inclinado entre 10 y 30 grados las partículas se acumulan con facilidad. La literatura científica lo documenta, por ejemplo en ensayos de módulos bifaciales verticales en clima desértico. En Vecthor, además, la parte que más suciedad recibe es el reflector, que es la que menos la nota.
¿Cada cuánto hay que limpiar una instalación Vecthor?
Con carácter general recomendamos una limpieza al año, coincidiendo con la inspección y el mantenimiento anual. En emplazamientos con fuentes de suciedad intensas (obras, industria pulverulenta, zonas agrícolas o costeras) conviene revisar ese criterio con datos de la propia instalación. En cualquier caso, sea cual sea el calendario de limpieza, Vecthor mantiene su ventaja en rendimiento específico (kWh por kWp) frente a un sistema convencional.
¿Estos resultados sirven para cualquier emplazamiento?
En términos relativos, sí: los resultados deberían ser extrapolables a la mayor parte de las localizaciones. La ventaja de Vecthor se basa en mecanismos físicos que no dependen del emplazamiento: la luz que dispersa el polvo del reflector sigue llegando al módulo, y una superficie vertical acumula menos suciedad que una inclinada. Lo que cambia de un lugar a otro es la magnitud absoluta de las pérdidas, que depende del clima, del tipo de polvo y del tiempo transcurrido entre limpiezas.
Fuentes
- IEA-PVPS Task 13. Soiling Losses – Impact on the Performance of Photovoltaic Power Plants. Informe IEA-PVPS T13-21:2022.
- Ilse, K. et al. Techno-Economic Assessment of Soiling Losses and Mitigation Strategies for Solar Power Generation. Joule, 2019.
- Kivambe, M. et al. Assessing vertical east-west bifacial photovoltaic systems in desert environments: Energy yield and soiling mitigation. Solar Energy, 279, 112835, 2024.
- Mediciones propias de FutureVoltaics en instalación, Madrid, junio de 2026.
