¿Cuándo compensa el revamping? – Parte I

Algunos mercados fotovoltaicos se hacen mayores y determinados productores de energía comienzan a replantearse su estrategia de gestión de activos. La disyuntiva es clara: mantener el activo en base a un mantenimiento preventivo y correctivo determinado por el estado electromecánico de origen, o realizar una inversión económica que alargue la vida del mismo asumiendo los retos que ello conlleva. De mano de Asier Ukar, Consultor Sénior en PI Berlin y director general de la filial española de la ingeniería alemana, abordamos varias cuestiones que permitirán entender los beneficios del revamping sin perder de vista los retos y riesgos que implica llevarlo a cabo en un activo fotovoltaico.

En esta primera entrega abordamos los escenarios que justifican el revamping (o estrategia de modernización de una planta).

La primera pregunta que de forma natural viene a la mente es ¿en qué escenarios tiene sentido un revamping? Desde PI Berlin identifican cuatro: cuando se da un salto tecnológico grande entre la fecha de conexión a red y la fecha del revamping; cuando el rendimiento de la planta se viese comprometido debido a una mala praxis de ejecución y además hubiese una tarifa eléctrica o Feed-in-tariff en vigor; cuando el propio envejecimiento natural de la planta lo requiere; y cuando un IPP (Independent Power Producer) quiere homogenizar su porfolio, constituido a base de adquisiciones de activos construidos en diferentes periodos y formado por tecnologías de naturaleza dispar. Vamos a analizarlos uno a uno.

Caso 1: la tecnología original ya no existe

El primer escenario sería aquel en el que se da un salto tecnológico grande entre la fecha de conexión a red y la fecha del revamping. Para entender este punto tomemos como ejemplo los mercados español e italiano, los cuales experimentaron sus años dorados en los periodos comprendidos entre 2006 y 2008 y entre 2009 y 2011 respectivamente. En aquel entonces era habitual construir plantas FV utilizando soluciones prácticamente extintas hoy en día como son los trackers de seguimiento a dos ejes, módulos FV cristalinos de 60 células (1.650 x 990 mm), inversores con separación galvánica, o módulos thin film de silicio amorfo o tecnología CIGS cuyo uso se justificaba fundamentalmente por su coste significativamente menor en comparación con los módulos cristalinos.

Pero, además de los factores puramente técnicos, existen factores coyunturales que en su día también marcaron el desarrollo e implementación de los parques FV de primera generación. Ejemplos de ello son por un lado el marco regulatorio español que llevó a dividir las plantas FV en islas de 100 kW con su  tranformador y contador individuales, y por otro, la fuerte demanda de módulos provocada por Italia y España que obligaba a muchos instaladores a comprar, para una única planta de pocos MW, módulos de varios fabricantes y tecnologías para así alcanzar la potencia tramitada.

Las características técnicas de los componentes FV disponibles entre 2006 y 2011, así como factores coyunturales y normativos, marcaron la naturaleza constructiva de las primeras plantas FV. El avance tecnológico de la última década ha dejado atrás las antiguas soluciones abocándolas prácticamente a su desaparición.

Caso 2: hay una FIT en vigor, pero la planta apenas rinde

Un segundo escenario en el cual se justificaría un revamping, se daría en el caso en el que el rendimiento de la planta se viese comprometido debido a una mala praxis de ejecución y además hubiese una tarifa eléctrica o Feed-in-tariff en vigor. Esto conllevaría un claro desaprovechamiento de la misma, ya que en este tipo de modelos la retribución se garantiza por cada kWh generado dentro de unos límites predefinidos.

Una mala práxis de ejecución puede deberse a un diseño inapropiado de los componentes para unas condiciones de contorno específicas, a un fallo de producto, a una mala instalación o una combinación de estos factores. Asier Ukar enumera varios ejemplos para ilustrar estos aspectos, como pueden ser: (i) diseño endeble de las estructuras de seguimiento a dos ejes, (ii) sistemas de seguimiento basado en prismas y no en un seguimiento astronómico añadiendo complejidad y desgaste en los elementos móviles, (iii) uso de cable tripolar de corriente alterna para aplicaciones de corriente continua, (iv) reducción de la ampacidad de los cables debido a la acumulación excesiva de los mismos en zanjas o canaletas, (v) maltrato de los módulos en obra con la consiguiente generación de daños en células, vidrio y folio trasero a pesar de sus mayores espesores en comparación con el proceso constructivo actual, (vi) contratos de EPC muy permisivos que apenas contenían requisitos para el control de calidad durante la obra y la puesta en marcha, (vii) ausencia de un sistema SCADA que permitiese monitorizar adecuadamente el funcionamiento y los fallos de la planta, (viii) el desconocimiento de fenómenos de degradación como el PID o (ix) la falta de control de calidad durante la fabricación de los módulos FV. “No es extraño encontrarse en algunas plantas instaladas en España o Italia entre 2006 y 2011 con trackers a dos ejes desorientados o parados, con módulos etiquetados incorrectamente, con cajas de diodos desprendidas, con plantas donde el PR no se monitoriza o con inversores con mala sincronización de red”, puntualiza.

Parte de los fallos se justifica por las prisas con las que algunos instaladores y desarrolladores tuvieron que lidiar debido a la falta de suministro de módulos y el calendario apretado para asegurarse las tarifas, y también por la comprensible falta de experiencia del sector. En cualquier caso, existe hoy en día un gran número de plantas fotovoltaicas que operan muy por debajo de sus rendimientos teóricos, lo cual conlleva no solo un desaprovechamiento de la tarifa como se mencionaba anteriormente, sino en el caso concreto de España, el riesgo de la pérdida de la misma por no alcanzar el umbral mínimo de horas de funcionamiento.

En mercados con más de 10 años de recorrido, existen plantas que operan muy por debajo de sus PR teóricos debido a una mala práxis constructiva y cuya retribución está regida además por un modelo de feed-in-tariff. Esto conlleva un desaprovechamiento de la tarifa y en algunos casos el riesgo de pérdida de la misma por no alcanzar un rendimiento mínimo.

Caso 3: plantas al final de su vida útil

En un tercer escenario contemplaríamos el propio envejecimiento natural de la planta como un argumento por sí mismo para justificar un revamping, al margen de defectos constructivos subyacentes al hilo de lo expuesto en el apartado anterior.

En este escenario nos centramos sobre todo en los módulos FV y los inversores, debido a que son estos los componentes que han sido estudiados de manera más profunda en relación a la duración de su vida útil. Se considera comúnmente el umbral de los 10 o 12 años como el punto en el que se requerirá una sustitución de los componentes más sensibles del inversor (fundamentalmente IGBTs, condensadores y filtros). Para el caso de los inversores de string esto supone prácticamente la sustitución completa de los mismos, mientras que en el caso de inversores centrales supondría el cambio de dichas partes, pero manteniendo otras más duraderas como son los embarrados, bastidores o determinadas protecciones. Las temperaturas elevadas y ratios DC/AC altos sin duda acortan la vida útil de los inversores, por lo tanto, se espera una mayor longevidad en climas centroeuropeos en comparación con climas tropicales donde además habría que añadir la humedad como factor degradante.

En cuanto a los módulos FV, se observan diferentes tendencias de degradación dependiendo de la tecnología empleada y la ubicación en la que se encuentren. Estas diferencias se aprecian en mercados ya consolidados como el alemán, italiano o español que poseen un gran número de plantas FV que han entrado en el último tercio de su vida útil.

Debe tenerse en cuenta que los factores ambientales que primero activan los efectos de degradación son las altas temperaturas y la alta exposición a la radiación UV, o una combinación de ambas. Este fenómeno se observa claramente en módulos instalados en seguidores a dos ejes, cuya presencia es extensa tanto en Italia como en España.

En estos casos los módulos están sometidos durante gran parte del año a altas temperaturas y radiaciones elevadas fruto de la teórica perpendicularidad que el tracker busca respecto a la radiación incidente. Es por ello que fenómenos como el yellowing, la corrosión de busbars, el chalking o la degradación de cables y conectores son muy frecuentes en estas plantas y algo menos en países como Alemania, donde el uso de seguidores a dos ejes está restringido fundamentalmente a los Länder del sur, pero donde las condiciones ambientales son benévolas para los componentes FV. Añadiendo la India como cuarto ejemplo con cerca de 10 años de vida útil acumulada en un número importante de plantas, observamos que los niveles de degaradación anteriormente descritos afloran en un tiempo significativamente menor fruto de la confluencia simultánea de diferentes factores de estrés ambiental como pueden ser la humedad alta, las temperaturas elevadas, la salinidad o la alta radiación UV. No es raro por ello encontrar en estados como Rajasthan, Gujarat o Tamil Nadu signos de envejecimiento acelerado en módulos, cuadros eléctricos, o inversores con problemas asociados de aislamiento, sobrecalentamiento por acumulación de polvo, corrosión en cableado o  cuarteamiento del backsheet.

No debe perderse de vista que las garantías de producto aportadas por los fabricantes de módulos en los inicios de la fotovoltaica, raramente superaban los 5 años y que además las únicas certificaciones requeridas en más del 90% de los casos se restringían a las IEC 61215 e IEC 61730, ambas necesarias, pero claramente insuficientes para predecir el comportamiento de un módulo más allá de los primeros años de vida.

Al igual que en el segundo escenario descrito anteriormente, un PR bajo sea por la razón que sea, supone un desaprovechamiento de la tarifa y por tanto una pérdida de retorno.

El ritmo de envejecimiento de los módulos y otros componentes de una planta depende de la cantidad de factores de estrés ambiental que confluyan de forma simultánea. La incidencia de estos factores es diferente en el sur de Italia que en Alemania, al igual que en el caso de una planta fija o con seguimiento a dos ejes. La mayoría de los defectos asociados a dicho envejecimiento no quedan cubiertos por la garantía de producto al haber expirado la misma, algo que es de particular relevancia en el caso de los módulos instalados hace más de una década, cuya garantía de producto quedaba generalmente limitada a 5 años, a diferencia de los 12 de hoy en día.

Caso 4: limpieza de porfolio

El cuarto escenario en el cual se podría considerar la implementación de un revamping como una solución viable sería aquel en el que un IPP (Independent Power Producer) tomase la decisión de homogenizar su porfolio constituido a base de adquisiciones de activos construidos en diferentes periodos y, por tanto, formado por tecnologías de naturaleza dispar. Hablamos de porfolios de muchas plantas, gran parte de ellas de tamaño pequeño (de menos de 3 MWp) e instalados con tecnologías muy variadas como pueden ser módulos cristalinos de baja potencia, módulos de tecnologías thin film ya prácticamente extintas como el silicio amorfo o CIGS, inversores antiguos de eficiencias bajas, seguidores a dos ejes con seguimiento de prisma, etc.

Esta heterogeneidad implica la gestión de plantas de tamaños y tecnologías muy variadas, lo cual, sin duda, añade complejidad a dicha gestión aumentando a su vez los costes de O&M debido a las diferentes exigencias de cada planta y la imposibilidad de implantar un programa de mantenimiento estandarizado que pueda beneficiarse de la economía de escala.

La confluencia simultánea de alguno o varios de los cuatro escenarios anteriormente descritos en una única planta, algo que por cierto es muy habitual, justifica de por sí la ejecución de un revamping desde un punto de vista de coste-beneficio: primero por un aumento de la eficiencia de los compontes con una influencia directa en el PR (sobre todo módulos e inversores), segundo por la posibilidad de enmendar fallos de ejecución con impacto directo en la seguridad eléctrica y la pérdida de producción, tercero por la posibilidad de reducir los costes de O&M mediante la estandarización y el menor número de elementos en funcionamiento y cuarto por la retribución añadida provocada por la extensión de la vida útil de la planta.

Este miércoles, día 23, publicaremos el segundo artículo de esta serie, ¿Cómo compensa en revamping?, y el viernes, día 25, el tercero: ¿Cuánto compensa el revamping?