Un grupo de científicos de la Universidad de Castilla-La Mancha ha llevado cabo un análisis tecno-económico de tres estrategias de revamping en una central fotovoltaica real situada en el sureste de España. Titulado “Solar PV power plant revamping: Technical and economic analysis of different alternatives for a Spanish case”, ha sido publicado recientemente en Journal of Cleaner Production.
La potencia nominal de la instalación original es de 100 kW, igual a la potencia del inversor. La potencia pico instalada en paneles de 111 kWp, y produce anualmente 170 MWh.
El grupo de investigadores estudia varios escenarios:
En el primero (escenario de revamping 1-1), la potencia máxima instalada en los paneles se mantiene, mientras que en el segundo (escenario de renovación 1-2), la potencia máxima instalada en los paneles aumenta hasta un valor en el que las pérdidas por sobrecarga son inferiores al 3%.
Escenario de revamping 2: Sustitución de los inversores. El transformador no se sustituye, por lo que el lado de baja tensión (BT) se mantiene en 400 V. Esto reduce el número de posibles modelos de inversores que pueden instalarse.
Escenario de revamping 3: Sustitución de módulos fotovoltaicos e inversores. En este caso se utiliza el inversor Ingeteam Ingecon Sun 100TL de 100 kW y los módulos fotovoltaicos solares LONGi LR5-54 HTH 440 M de 440 Wp cada uno. En este caso también se ha considerado un total de 280 módulos, como en el escenario 1-2. Además, las pérdidas por sobrecarga no superan el 3% si se considera este número de paneles. La configuración del campo fotovoltaico es de 20 paneles en serie y 14 strings, al igual que en el caso del escenario 2-2.
¿Cuál es la más ventajosa?
Si se lleva a cabo la estrategia de revamping 1-1, que sustituye los módulos antiguos por nuevos y manteniendo la misma potencia instalada en el campo solar (111 kWp), la producción anual de energía de la instalación aumenta hasta 197 MWh.
Este valor aumenta a 218 MWh en el escenario 1-2, en el que se sustituyen los paneles, aumentando también, en este caso, la potencia pico del campo solar (123 kWp). Cuando se lleva a cabo la estrategia de renovación 2, sustituyendo únicamente el antiguo inversor de 100 kW por otro más moderno de la misma potencia y manteniendo los mismos módulos fotovoltaicos antiguos y una potencia instalada del campo solar de 111 kWp, la producción anual de energía de la instalación es de 174 MWh.
Por último, el mayor valor de producción energética anual, 223 MWh, se obtiene cuando se sustituyen tanto los paneles como el inversor por modelos de diseño más eficiente (escenario de revamping 3). En este último caso, la potencia pico instalada en paneles también aumenta hasta 123 kWp, como en el escenario 1-2. Así, con un aumento de la potencia pico del campo solar del 10,8% respecto a la potencia pico de la central fotovoltaica original, se consigue un aumento de la producción de más del 30% cuando se lleva a cabo la estrategia de revamping 3.
A primera vista, parece sencillo afirmar que esta última estrategia es la más adecuada desde el punto de vista técnico. Sin embargo, para poder afirmar esto, es útil analizar los valores de producción en términos de eficiencia, es decir, en qué escenarios se obtienen los mayores valores de producción por vatio de panel instalado; siendo así el escenario en el que se aprovecha de forma más eficiente el recurso solar.
En cuanto a los valores de producción por potencia instalada, el valor más alto, 1,715 kWh/kWp, se obtiene también en el escenario de renovación 3.
El impacto del envejecimiento de los diferentes componentes en el funcionamiento de la central se refleja también en los valores porcentuales de disminución de la producción energética, evaluados a diez años.
En relación con esto, los resultados muestran que, si se evalúan individualmente, los módulos solares son los elementos cuya renovación da lugar a la menor caída de la producción a lo largo de los años. Colectivamente, sin embargo, la sustitución tanto de los paneles como del inversor es, evidentemente, el escenario más favorable en este sentido.
Los resultados económicos corroboran la mayor favorabilidad del escenario 3 en términos de rentabilidad del proyecto, con un rendimiento del 12,09%, muy superior al coste medio ponderado del capital, y un periodo de amortización inferior a 10 años. Además, este escenario presenta los mejores resultados en términos de LCoE, con un valor igual a 43,47 €/MWh. Por el contrario, el escenario 2 y, especialmente, el escenario 1-1, son los más desfavorables, con rentabilidades de las inversiones muy bajas, entre el 2,20% y el 4,53%, periodos de amortización superiores a 10 años, y valores de LCoE de 72,32 €/MWh para el escenario 1-1 y de 175,67 €/MWh para el escenario 2.
pv magazine publicó, con puntos de vista técnicos de Kiwa-PI Berlin, una serie de artículos técnicos sobre el revamping en los que se analizaban sus retos y riesgos:
- ¿Cuándo compensa el revamping? – Parte I
- ¿Cómo compensa el revamping? Consecuencias técnicas, financieras y jurídicas – Parte II
- ¿Cuánto compensa el revamping? Entre un 5 y un 15% -Parte III
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