A La energía solar fotovoltaica se ha convertido en protagonista en Brasil y ya es la segunda fuente de producción de energía eléctrica del país, detrás de las hidroeléctricas, con 30 GW en operación, entre generación centralizada (9 GW) y distribuida (21 GW).
La semana pasada, el EPE (Empresa de investigación energética) publicó la primera edición de “Cuaderno de Tecnologías de Generación”, que muestra la evolución de las características técnicas de los proyectos de generación centralizada inscritos en las subastas de energía de la EPE, incluyendo fuentes eólicas, solares fotovoltaicas, hidroeléctricas (CGH y PCH) y termoeléctricas (biomasa, gas natural, carbón, etc.).
Desde 2004 se han celebrado 89 subastas. Entre 2012 y 2022, más de 30 mil proyectos fueron registrados ante EPE en subastas de energía, como se muestra en la Figura 1.
EPE advierte que los valores acumulados no brindan una visión clara de la disponibilidad de proyectos para cada fuente, ya que un mismo proyecto puede inscribirse en más de una subasta.
En el siguiente gráfico se puede ver la evolución en el número de proyectos registrados y habilitados, considerando solo la participación única del proyecto por año, en el periodo de 2012 a 2022.
EPE realizó una evaluación de la potencia habilitada de los proyectos en este período, que muestra una disponibilidad de más de 65 GW de nueva energía en el mismo año (2019). La fuente hídrica tiene la menor participación, correspondiendo las fuentes eólicas y solares fotovoltaicas a más del 50% del suministro eléctrico anual, en todos los años evaluados.
¿Cómo fue la evolución técnica de la energía solar fotovoltaica?
A La primera participación de energía solar en subastas fue en 2014.. Posteriormente, la fuente ganó espacio en el mercado libre. Actualmente, hay 9,3 GW en operación y otros 6 GW en construcción y otros 100 GW concedidos con la construcción aún no iniciada, según datos ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica).
Evolución de módulos
Según EPE, hasta 2020, la mayoría de los proyectos fotovoltaicos registrados en subastas utilizaban tecnología de silicio policristalino. Sin embargo, esta participación ha ido disminuyendo desde 2016, hasta ser superada por el silicio monocristalino en 2021, que representaba más del 90% de la muestra en 2022.
“En cuanto al número de celdas para módulos de silicio cristalino, luego de la migración de módulos de 60 celdas (1,66 m²) a 72 celdas (2 m²) en 2016, hubo un crecimiento significativo en el uso de modelos de 144 celdas, demostrado en el gráfico a continuación. Los módulos de 144 celdas tienen dimensiones y potencias similares a los de 72 celdas, pero utilizan celdas cortadas por la mitad, por eso se llaman celdas medio cortadas”, dice EPE.
“Estos módulos tienen corrientes más bajas que los modelos que utilizan la celda completa, lo que reduce las pérdidas resistivas. Otra ventaja es la mayor tolerancia al sombreado parcial, ya que al sombrear una celda sólo se afecta 1/6 de la potencia total, frente a 1/3 en los módulos comunes. Más recientemente, se han realizado una gran cantidad de proyectos con módulos de 156 celdas, que alcanzan una superficie de 2,80 m²”.
Otra evolución es el aumento de la cuota de tecnología PERC y el crecimiento de la cuota de módulos bifaciales a partir de 2019, ausente en años anteriores. En las subastas de 2021 (A-5), el 80% de los proyectos utilizaron estas dos tecnologías.
Evolución de los inversores
Entre 2016 y 2020 predominó el uso de inversores con potencias entre 1 MW y 3 MW. “A partir de entonces, más proyectos comenzaron a considerar equipos con potencias superiores a los 3 MW, llegando hasta los 5 MW. En menor medida, también hubo un aumento en el número de inversores de menor potencia, entre 60 kW y 500 kW, particularmente inversores tipo string”.
Evolución del soporte de módulos
El mercado ha privilegiado el uso de seguidores de un solo eje, con cuotas superiores al 95% desde 2017, alcanzando el 100% en la subasta A-5/2021. “El uso del seguimiento en un solo eje ha contribuido a lograr mayores factores de capacidad, con una producción de energía más constante a lo largo del día, pero requiere una mayor cantidad de área para instalar la planta”.
Evolución del factor de capacidad
El factor de capacidad (FC) considerado en el mercado regulado se define como la relación entre la generación de energía esperada de la planta, en MWmed, y su potencia instalada, en MW. Desde 2017, el FC se ha mantenido en un promedio del 30%, y algunos proyectos alcanzan el 35%. Si bien la radiación local influye en el FC, factores como las características técnicas del proyecto, como la estructura y dimensionamiento del inversor, afectan la eficiencia de los proyectos.
Evolución del periodo de implementación
Considerando los cronogramas de implementación de los proyectos fotovoltaicos habilitados entre 2013 y 2022, se puede afirmar que los plazos promedio se mantuvieron entre 12 y 15 meses. Los complejos en fase de ampliación pueden alcanzar valores inferiores, llegando a los 5 meses.
Evolución del coste de inversión
EPE calcula que los módulos fotovoltaicos representan el 40% del coste de un proyecto fotovoltaico, las estructuras el 15% y los inversores el 9% y otros equipos, alrededor del 4%.
“Los costos de transmisión y conexión, además de las obras civiles, también representan porciones importantes, rondando el 11% y el 8,5% respectivamente. La porción identificada como “otros” incluye varios costos, entre ellos: terreno, acciones socioambientales, costos indirectos, logística, montaje, pruebas y seguros, y representa alrededor del 11% de los costos totales”.
EPE explica que el foco estuvo en las características técnicas de los proyectos, dejando los datos y análisis de costos para la “Cartilla de Precios y Generación”.
Una respuesta
¡Buenos días!
Faltaba información que creo que es muy importante, la relación entre la alimentación CC y CA.
Porque hablan del 30% de rendimiento, la relación entre la energía generada y la potencia AC instalada.
La mayoría de los costos provienen de la energía CC instalada, módulos, rastreador, cables, terreno, etc.
Por lo que no es correcto comparar una planta con una relación CC/CA de 1,2 con otra que llega a 1,4.
Este 1,4 tendrá un mayor rendimiento energético generado por la energía CA instalada.