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At sunrise in a utility-scale solar plant in western São Paulo, irradiance could already support generation while some inverter units—the equipment expected to begin delivering power—were still waiting. Researchers from the University of Campinas (Unicamp) found that inverter startup delays resulted in annual energy losses equivalent to 1.88% of total generation, after analyzing 2023 operational data.
Al amanecer, en una planta solar de gran escala situada en la zona occidental de São Paulo, la irradiancia ya podía sostener la generación mientras algunas unidades inversoras —los equipos que debían empezar a suministrar electricidad— seguían esperando. Investigadores de la Universidad de Campinas (Unicamp) descubrieron que los retrasos en el arranque de los inversores provocaron pérdidas anuales de energía equivalentes al 1,88 % de la generación total, tras analizar datos operativos de 2023.
The team used sunrise as the reference point and compared expected startup behavior with the plant’s AC (alternating-current) active-power data. At the site, delays reached up to four hours after sunrise, even when irradiance levels were sufficient for power generation. The approach was designed to distinguish startup losses from other causes, including system unavailability, component mismatch and weather conditions.
El equipo utilizó el amanecer como punto de referencia y comparó el comportamiento esperado del arranque con los datos de potencia activa en AC (corriente alterna) de la planta. En el emplazamiento, los retrasos llegaron a ser de hasta cuatro horas después del amanecer, incluso cuando los niveles de irradiancia eran suficientes para generar electricidad. El método se diseñó para distinguir las pérdidas de arranque de otras causas, como la indisponibilidad del sistema, el desajuste entre componentes y las condiciones meteorológicas.
The losses were concentrated at the beginning of the day. More than 55% of the annual losses linked to delayed startup occurred within the first 90 minutes after sunrise. They also changed with the seasons: the first half of the year accounted for 68.8% of the recorded losses in the Southern Hemisphere’s summer and autumn. The eight inverters did not behave alike, with monthly losses ranging from 0.14% to 5.02% of each inverter’s energy generation.
Las pérdidas se concentraron al comienzo del día. Más del 55 % de las pérdidas anuales vinculadas a los retrasos en el arranque se produjo durante los primeros 90 minutos posteriores al amanecer. También variaron según la estación: la primera mitad del año concentró el 68,8 % de las pérdidas registradas en el verano y el otoño del hemisferio sur. Los ocho inversores no se comportaron igual, con pérdidas mensuales de entre el 0,14 % y el 5,02 % de la generación de energía de cada inversor.
Concretely, operators could use sunrise times and existing AC power records to identify which inverter units start late, then focus operational interventions on the largest sources of lost generation. Plane-of-array, or POA, irradiance measurements are needed only for configuration and validation, reducing the instrumentation required for the analysis.
En la práctica, los operadores podrían utilizar las horas del amanecer y los registros existentes de potencia en AC para identificar qué unidades inversoras arrancan tarde y centrar las intervenciones operativas en las principales fuentes de pérdida de generación. Las mediciones de irradiancia del plano del conjunto, o POA, solo son necesarias para la configuración y la validación, lo que reduce la instrumentación requerida para el análisis.
The result remains a case study from a single plant, not a universal loss rate for solar facilities. The Unicamp researchers said the 1.88% figure is comparable to losses typically considered in photovoltaic performance and availability assessments, and that their methodology can be applied to utility-scale plants using existing operational data.
El resultado sigue siendo un estudio de caso de una sola planta, no una tasa de pérdidas universal para las instalaciones solares. Los investigadores de Unicamp señalaron que la cifra del 1,88 % es comparable a las pérdidas que suelen considerarse en las evaluaciones del rendimiento y la disponibilidad fotovoltaicos, y que su metodología puede aplicarse a plantas de gran escala utilizando datos operativos existentes.