¿Fiasco fotovoltaico, o infundio analítico?

Leo en el blog de Carlos Rebato una -califico tras analizarla- desafortunada publicación, titulada:

El “futurista” carril-bici solar de Ámsterdam es en realidad un fiasco

Bueno, en realidad el autor le debe mucho -casi todo- en esa entrada a un friki de los coches que escribe en Jalopnik con aires de autoridad en la materia, prefiriendo encabezar con:

That Fancy New Solar Bike Path In Amsterdam Is Utter Bullshit

(El maravilloso nuevo carril-bici de Ámsterdam es una absoluta mierda)

La cuestión es que en noviembre de 2014 abrió en fase de pruebas, que durarán tres años, el primer carril-bici solar en la localidad de Krommenie, en Países Bajos, que cuenta con uno existente cuyo pavimento ha de ser sustituido. El diseño cuenta con dos vías, una con distintos pavimentos de ensayo y otra de 1,5 m con paneles solares integrados protegidos por vidrio templado de 10 mm de espesor, cuya producción eléctrica se vierte a la red. El tramo-test, de 70 metros de longitud y que se extenderá a 100 metros, está construido con losas prefabricadas de hormigón de 3,5 m de ancho por 2,5 m de largo. La capa protectora de un módulo sufrió una rotura en diciembre y ha sido reparada. Es el primer prototipo concebido por SolaRoad, consorcio que ha contado con 3,5 M€ de financiación tanto para el proyecto SolaRoad como para otro más ambicioso, como los autobuses eléctricos, y ha invertido cinco años en investigación y desarrollo.

Me explico aquí puesto que mi comentario en su blog parece estar condenado al purgatorio de los pendientes de moderación.

Venía a decir que estoy de acuerdo en que hay que buscar la eficiencia, que no invertiríamos por el alto mantenimiento y por los riesgos de alterabilidad de este sistema a lo largo de los años, como se ha visto, pero que tampoco hay que ensañarse embrollando las cifras y debemos ser un poco serios:

1. PRODUCCIÓN

Los resultados, publicados por SolaRoad tras ese primer medio año de pruebas, son de 3000 kWh para los 70 metros de carril instalado, suficiente como para abastecer las necesidades energéticas de una casa pequeña durante un año. “Si lo trasladamos a una escala anual, esperamos que puedan producirse 70 kw por hora y metro cuadrado. Los resultados son muy superiores a lo esperado” aseguró la compañía en el momento. Las estimaciones iniciales, de acuerdo con SolaRoad, eran de 50 kW por metro cuadrado y año.

Las mediciones de 3.000 kWh a las que se enlaza presentan una curva de noviembre 2014 a abril 2015, un semestre invernal:

Producción de electricidad desde la puesta en marcha. SolaroadProducción de electricidad desde la puesta en marcha. SolaRoad Netherlands

70 metros de longitud de carril x 1,75 de anchura de carril = 122, 5 metros cuadrados. 3000 kWh en 6 meses x 122,5 m cuadrados = 24,5 kWh por metro cuadrado en 6 meses. 24,5 kWh por metro cuadrado en 6 meses x 2 = 49 kWh al año.

49 kWh es, irónicamente, lo que SolaRoad esperaba obtener en primer lugar. Y eso si no nos atenemos a los cambios estacionales, no se irradia la misma cantidad de luz solar a lo largo de los diferentes meses del año.

Según los datos de la NASA para la situación de Krommenie:

  • La media de radiación horizontal de noviembre a abril (semestre analizado) es de 1,7 kWh/m2/día.
  • La media de radiación horizontal de mayo a octubre es de 4,3 kWh/m2/día, un 250% respecto del semestre analizado.

No se trata de dos semestres idénticos. Y precisamente el medido es el de menor insolación; este parámetro esencial parece haber pasado desapercibido para los hachas de los cálculos.

Esos 70 kWh/m2/año que espera SolaRoad por 122,5 m2 son 8.575 kWh/año.
Esos 8.575 kWh esperados menos los 3.000 kWh medidos dan 5.575 kWh estimados para el semestre más soleado. Un 85% más de producción de mayo a octubre respecto de noviembre a abril, aunque éste hubiera sido más soleado de lo normal, resulta perfectamente posible.
No siempre se van a dar las condiciones de limpieza y arbolado desnudo del primer semestre como afirma el marketing, pero no es descabellado.

2. COMPARACIÓN

La cosa empeora. Cuando se compara (más datos aquí y aquí) contra estaciones solares cercanas, y haciendo cálculos que tienen en cuenta las variaciones estacionales, la salida total al año es de 100 kWh al año. El doble.

No sólo eso, los paneles solares que se colocan en tejados están orientados de un modo específico para maximizar la luz solar que son capaces de captar.

Las comparaciones hechas en EEVblog con esas tres instalaciones cercanas inclinadas 20, 28 y 30 grados y sin sombras, aparte de evidentes, son injustas con la horizontalidad general del carril-bici y con el rendimiento de las células: La sola diferencia por el ángulo supone un incremento del 13 al 17% en la radiación solar media anual. Pero además, mientras las instalaciones citadas están realizadas con silicio policristalino (eficiencias de 14%15%) y monocristalino (16%) e incorporan estupendos inversores, los módulos de SolaRoad llevan revestimiento transúcido y son de silicio amorfo, con eficiencias que rondarán del 6 al 9%:

Luwte (p-Si, 20º): 743 kWh de noviembre a abril / 16,3 m2 = 45,6 kWh/m2
MK1o2 (p-Si, 28º): 681 kWh de noviembre a abril / 17,5 m2 = 38,9 kWh/m2
Gadgetfrank (m-Si, 30º): 812 kWh de noviembre a abril / 16,5 m2 = 49 kWh/m2

Gadgetfrank 2 (m-Si, 25º, sombras): 255 kWh noviembre – abril / 6,5 m2 = 39,3 kWh/m2
SolaRoad (a-Si, 0º): 3.000 kWh de noviembre a abril / 122,5 m2 = 24,5 kWh/m2

En este punto, debe aclararse que un daño en uno de los 28 módulos no menoscaba todo el sistema, sino que reduce un 4 – 5% la producción en tanto no se repare. En este caso, al parecer el vidrio templado ha quedado afectado por retracciones térmicas.

3. COSTE Y MANTENIMIENTO

La compañía no ha facilitado datos con los costos de instalación por metro cuadrado pero no tiene que ser precisamente baratos. Y no más baratos, en cualquier caso, que una instalación de paneles solares tradicional.

Estos paneles además, como vimos cuando hablamos del rentabilidad energética con las baterías de Tesla, se instalan con una amortización en mente. Una amortización que puede prolongarse hasta 10 años (…) En el caso de SolaRoad no es sólo que eso no ocurra sino que además obvia los costes mencionados de: mantenimiento, instalación, cuidado y reparaciones, costes que probablemente multipliquen en varios exponentes el precio final.

Bastaba con leer en la FAQ de SolaRoad, que el propio bloguero enlaza, lo siguiente:

“En la fase actual de desarrollo es demasiado pronto para hacer afirmaciones fiables sobre [costes por metro cuadrado y costes comparativos con construcciones ordinarias]. El punto de partida para el desarrollo es que el balance de costes y beneficios de la vida útil sea positivo, comparado con las superficies de viales existentes (…)”.

“El estudio de viabilidad técnico-económica indica que es posible lograr un retorno de la inversión dentro de una vida útil de 20 años. Aparte hay que decir que la producción, gestión y mantenimiento de este nuevo tipo de vía están aún por optimizar. Eventualmente, nuestro objetivo es un período de retorno de 15 años o menos“.

“En el desarrollo de SolaRoad, el punto de partida es que SolaRoad reúna los mismos requisitos que los tipos de pavimento convencionales. Durante los estudios actuales, asumimos regímenes de mantenimiento normales. Conforme a las expectativas aún cabe optimización, en la que se integrará el mantenimiento de los sistemas técnicos”.

Esto es, que el consorcio integrado por industriales, institutos y autoridades ha tenido evidentemente en cuenta los costes de mantenimiento y la rentabilidad.

Pero no está tan claro que el pavimento fotovoltaico, de células de silicio amorfo adheridas y protegidas con vidrio templado, resulte más caro que un tejado de paneles cristalinos sobre soporte anti-robo.

En cuanto a los costes materiales, puesto que el a-Si ronda los 800 $/kWp (53 €/m2) y el vidrio templado de 10mm cuesta 35 €/m2, el conjunto suma 88 €/m2 frente a los 1.400 $/kWp (156 € /m2) alcanzados por el p-Si. Con una producción anual de 70 kWh/m2 para el silicio amorfo en suelo y de 120 kWh/m2 para el cristalino en tejado, el coste de la inversión en material, repartida a lo largo de 15 años, será de 8,4 c€/kWh para el primer caso y 8,7 c€/kWh para el segundo.

Por la extensión del carril pueden estimarse 10 kWp – 9 kW, cuyo coste en material fotovoltaico sin IVA habrá rondado los 11.000 – 12.000 €.

Por otro lado, el silicio amorfo puede presentar una menor tasa de retorno energético que los cristalinos.

4. FINANCIACIÓN Y RENTABILIDAD

SolaRoad es una empresa con fondos públicos y privados que ha recibido la friolera de 3,5 millones de euros por parte de la Unión Europea.

En Holanda el precio medio del kWh al año es de 0,12 euros (12 céntimos). Ateniéndonos a los datos proporcionados tras los 3000 kWh en 6 meses (6000 kWh al año), eso supone un ahorro de unos de 720 euros al año. Pongamos que han usado un, comedido, 20% de ese dinero, 640.000 euros:

640.000 euros/720 euros al año: aproximadamente 888 años

Hace 888 años ni siquiera habíamos descubierto América. Los números tampoco salen con otros porcentajes, un 10% son 540 años, un 5% 222, incluso aunque se hubiesen dejado sólo un 1% (32.000 euros, una cifra ridícula), todavía se tardaría medio siglo en amortizar. Sin contar con costes de reparación y mantenimiento, por supuesto.

Según algunos cálculos, para que fuese rentable el metro cuadrado debería costar unos $7 dólares (y mantenimiento aparte). A día de hoy ese número está muy lejos de poder ser una realidad.

Publius Ixxii [usuario ‘escéptico’ sobre el cambio climático y el CO2]: “En el centro oeste de EEUU se pueden adquirir 70 kWh por menos de 7 dólares al detalle. Para que esto tuviera una oportunidad de viabilidad económica, los costes amortizados de instalación inicial, sustitución futura (descontada con un ratio prorrateado) y costes de mantenimiento periódico tendría que resultar en algún lugar del vecindario a 7 dólares por metro cuadrado. Me resulta difícil creer que en algún momento sea posible presentar una cifra tan baja (…)”.

Es falso que SolaRoad se haya financiado con 3,5 millones de euros de la UE. El proyecto, presentado en Interreg-IVb, es uno de los cuatro del gobierno de Holanda Septentrional, que obtuvieron casi medio millón de euros comunitarios:

“La provincia puso en marcha cuatro proyectos en el ámbito del transporte eléctrico.
Se trata de la investigación sobre el uso de renovables para la energía del transporte público, la realización de estaciones de transferencia fuera de la ciudad y una red de estaciones de carga rápida, así como un centro de conocimiento. Además de la investigación sobre los dilemas administrativos en la transición a la movilidad eléctrica.
Para estos proyectos se dispone una cantidad de 900.000 euros, habiendo recibido el Consejo Ejecutivo una subvención de 450.000 euros del programa europeo Interreg. El proyecto E-movilidad europea es un programa donde once regiones de siete países trabajan juntas para promover los vehículos eléctricos”.

La inversión de 3,5 millones de euros -de los cuales 1,5 han sido aportados por las autoridades locales– se destina a todo un proceso de investigación y desarrollo, obra civil, monitorización, mantenimiento e instalación solar, como declara SolaRoad:

“Los 3,5 millones de euros fueron invertidos por los diversos socios en el proceso de investigación y desarrollo, que ha llevado cinco largos años. El carril de ensayo en Krommenie solamente representa una pequeña parte. Optamos conscientemente por un proyecto piloto de corta longitud y que generara una pequeña cantidad de energía (electricidad equivalente a unas tres viviendas). Ello es suficiente para generar una gran cantidad de información práctica con bajos costes de ensayo de manera que podamos reservar la mayor parte de los fondos disponibles para convertir SolaRoad en un producto comercializable”.

Por otra parte, el autor considera que 32.000 euros es una cifra ridículamente baja para construir un carri-bici de 70 metros, ignorando que una única vía -en este caso hay dos- de carril-bici de hormigón tipo “5-foot wide concrete sidewalk with concrete curb” puede costar 206 $/ft (600 €/m) ella solita. Una inversión que se debe al tráfico, no al sistema accesorio de energía.

Y por si fuera poco, también es falso que en Holanda el precio medio del kWh sea de 12 c€. El cliente doméstico tipo pagó 14,7 c€/kWh sin IVA ni otros impuestos en 2014.

La fotovoltaica convencional en los Países Bajos se encuentra cerca de la paridad con la red. ¿Como se puede afirmar que sólo hay rentabilidad con costes inferiores a 7 $/m2, con o sin mantenimiento?

Generando, como se espera, 8.575 kWh/año durante 15 años en paridad con la red se habrán “ahorrado” (yo también sé hacer las cuentas de la vieja) 19.000 euros. En teoría es rentable respecto del coste material, asumiendo que la mayor parte de la mano de obra de instalación se debe al carril y no a los módulos.

5. CONCLUSIÓN

La empresa aclara que el coste de esta primera fase supone una pequeña parte del monto de la financiación y que sus objetivos económicos son una tasa de retorno de 15 años.  Es falaz atribuir a este tramo piloto la inversión entera, o siquiera un 20%, y jugar a calcular un hipotético coste del kWh, obviando que la costosa obra civil tiene un uso de tráfico -apto para camiones de bomberos- con o sin fotovoltaica. Es tan absurdo como incluir en el precio del kWh el coste de una casa solar que integra en su tejado paneles solares. ¿Por qué no hacer lo mismo entonces con las pérgolas solares del carril-bici sudcoreano que los detractores presentan como alternativa válida?

Con todo lo anterior, no pretendo justificar el proyecto ni considerar que el sistema es el adecuado, sino solamente ser más justo con los análisis y la atribución de costes. Examinar en lugar de presuponer.

Carril-bici existente en septiembre 2014. Google Maps

Carril-bici existente en septiembre 2014. Google Maps

Carril-bici existente en septiembre 2014. Street View

Carril-bici existente en septiembre 2014. Street View

Eclipse solar e incidencia en las redes eléctricas europeas, II

En la entrada Eclipse solar e incidencia en las redes eléctricas europeas, I presentamos un resumen del informe ENTSO-E “20 March Solar Eclipse: An Unprecedented Test for Europe’s Electricity System” respecto de la respuesta de los gestores europeos de redes de transporte (GRT) ante la bajada de radiación solar durante el eclipse y su afección a los sistemas solares de producción eléctrica, y desmentimos el alarmismo de cierta prensa española.

Pasado el evento, sin haber hallado planes de emergencia, problemas de suministro eléctrico ni desplome de la energía eléctrica, como anunciaban los augures, la propia ENTSO-E publica en su nota “Solar Eclipse: Europe’s TSOs Teamed Up Successfully” (Eclipse solar: Los GRT de Europa respondieron exitosamente) :

El sistema eléctrico europeo necesita ser compensado cada segundo. Entre las 9:00 y las 12:00, hora de Bruselas, los GRT tuvieron que reforzar su cooperación para cubrir la inusual caída seguida de la rápida reintegración de unos 17 GW de generación solar. Los operadores de sistemas de distribución y especialmente los generadores respondieron a la llamada por una cooperación proactiva.
[…] Los GRT habían logrado predecir con mucha precisión el efecto del eclipse en la generación solar; aun teniendo en cuenta el “escenario más desfavorable” que el eclipse podría provocar en un día soleado. El sol brillaba efectivamente esa mañana en el sur de Alemania y el norte de Italia, donde la concentración fotovoltaica es la mayor de toda el área ENTSO-E. El momento más crítico se dio entre las 10:45 y las 11:15, momento en que la generación solar empezaba a remontar.
Alemania e Italia hicieron frente a los desafíos más grandes. En Alemania, la producción solar esa mañana superaba incluso el nivel normal de la época, resultado de un invierno muy soleado. Pero a pesar de este reto, los GRT alemanes controlaron muy suavemente las altas y rápidas variaciones de las centrales solares, con 39 GW de potencia instalada, recurriendo a reservas de capacidad de niveles nacional y regional. A la vista de la previsión de tiempo soleado, Italia decidió, en cooperación con operadores de distribución y generadores, asumir un equivalente de salida del sistema de 5 GW fotovoltaicos entre las 7:00 y las 14:00 horas. Consiguientemente, durante ese período la generación solar de referencia se redujo de 18 a 13 GW. Pasadas las 14:00 horas, se reconectaron a plena capacidad.
La situación en la red europea volvió a la normalidad a las 12:00, una vez pasado el eclipse.

Algunos gestores han hecho estimaciones de la situación:

Swissgrid: Antes del inicio del eclipse solar en Europa, las instalaciones fotovoltaicas europeas alcanzaron una potencia aproximada de 26 GW. La potencia total fue bajando hasta 11 GW y se recuperó al cabo de una hora hasta alcanzar 37 GW.
Terna: En la fase inicial del eclipse, la producción fotovoltaica a nivel europeo era de 27.000 MW, luego bajó a 12.000 MW en el momento del oscurecimiento máximo, para recuperarse hasta 37.000 MW cuando el sol volvió a resplandecer sobre el continente.

 

En efecto, salvo en Italia, Alemania y Europa Central y Oriental, como muestra EUMETSAT, la nubosidad sobre el oeste del continente redujo el impacto real del eclipse en la generación fotovoltaica y resultó muy inferior a los 35 GW anunciados para una situación general improbable de cielos despejados.

Por otra parte, sobran perogrulladas como la noticia de Expansión (21/03/2015) “El eclipse perjudica más a Alemania que a España“. “De los 17.000 megavatios (MW) solares que dejaron de producir por el eclipse, 10.000 estaban en Alemania y 1.300 MW en España“, afirman. Resultaría lógico este orden de diferencias, visto que se calcula la capacidad alemana en 39,7 GW cuando en España sólo hay instalados 6,7 GW fotovoltaicos y termosolares, y que los cielos se mantuvieron claros en casi toda Alemania, mientras que planearon nubes sobre la Península Ibérica. Los impactos relativos habrían sido del 25% y del 19%, respectivamente, de la capacidad pico existente. Pero aún hay incorrecciones que analizamos más abajo.


ESPAÑA

A juzgar por los datos de telemedida de REE, la generación de 6,7 GW fotovoltaicos y termosolares en el sistema peninsular pasó de 581 MW (9:20 h) a 292 MW (10:10 h) para luego recuperarse hasta los 1.143 MW (11:10 h).

REE producción solar del 20/03/2015 (eclipse)

REE producción solar del 20/03/2015 (eclipse)

En el momento de la inflexión del oscurecimiento, la participación solar en la carga de demanda eléctrica peninsular quedó por debajo del 1%.

Las condiciones meteorológicas de los días previo y posterior fueron muy similares al del eclipse; tanto, que la producción solar del día 21 de marzo casi se puede tomar como el comportamiento que hubiera tenido el vertido a red el 20 de marzo sin el acontecimiento astronómico:

Producción fotovoltaica y termosolar 19-20-21 de marzo de 2015

Producción fotovoltaica y termosolar 19, 20 y21 de marzo de 2015

Extrapolando, podemos estimar las pérdidas de generación para la red debidas al eclipse en:

  • 09:30 h -27 MW | 09:45 h -258 MW | 10:00 h -466 MW
  • 10:15 h -563 MW
  • 10:30 h -458 MW | 10:45 h -221 MW | 11:00 h -79 MW
Baja aprox. de potencia solar durante el eclipse

Bajada aproximada de potencia solar durante el eclipse del 20/03/2015

Esos 560 a 570 MW de bajada máxima de potencia en las condiciones reales de ocultación están muy lejos de la hipótesis de cielos despejados. En el informe técnico de ENTSOE previo al evento se citaba (tabla 4) una reducción máxima de 1.392 MW para España respecto de la máxima radiación con cielos claros. Y tenemos una estupenda representación de esas condiciones óptimas de producción esa misma semana; concretamente, el soleado 16 de marzo. Ese día, a las 10:10 h, las centrales solares peninsulares inyectaron 3.693 MW. Si las condiciones meteorológicas se hubieran reproducido el día 20, y el efecto del eclipse hubiera sido de -1.392 MW, se habrían generado unos 2.300 MW en el momento de mayor ocultación.

Producción solar a la red eléctrica peninsular, semana 10/2015

Vertido solar a la red eléctrica peninsular, semana 12/2015

REE no ha publicado aún estimaciones, aunque si creemos a Expansión:

Según los datos de Red Eléctrica (REE), a los que ha tenido acceso EXPANSIÓN, en España la diferencia máxima de la producción solar real respecto a la prevista en el día previo en el sistema eléctrico peninsular fue del orden de 1.300 megavatios. Inicialmente, se había previsto un impacto de hasta 1.700 megavatios.

Comparar el impacto sobre las previsiones meteorológicas del día anterior le es útil al GRT para determinar los desvíos sobre la programación, pero no muestra el efecto real del eclipse solar en la curva de tendencia de la red. Como hemos visto, a la hora de la culminación se vertían 292 MW solares en lugar de los 850 MW aproximadamente que cabía esperar con el mismo cielo nublado pero sin ocultación astronómica. Luego, en el sistema eléctrico peninsular español, la diferencia máxima entre la potencia solar real del 20 de marzo y la que se habría entregado sin eclipse fue del orden de 560 MW. Pero un 60% menos de impacto sobre lo que se había publicado no es mediático.

Los gestores de las redes habían hecho hincapié en los riesgos por la rapidez con que la producción solar podía descender o aumentar, con gradientes de hasta -23 y +61 MW/min en España. Si no se trata de un error en las tablas de datos provisionales de REE, en esa misma semana, el 17 de marzo, la potencia solar vertida al sistema peninsular había caído de 2.172 MW (10:50 h) a 1.472 MW (11:00 h) y se recuperó inmediatamente hasta 2.352 MW (11:10 h). En el intervalo de veinte minutos se habían dado unos gradientes de -70 a +88 MW/min.

No están claras las fuentes flexibles que compensaron los gradientes solares durante el eclipse. La demanda tendió a acelerarse con el apogeo del evento y su curva de salto se asemeja más bien a la gráfica conjunta de hidráulica y saldo de intercambios. Las variaciones de ciclos combinados o las de carbón sólo son algo simétricas a las solares en la primera fase de bajada de radiación. Y lo más curioso es que la eólica se comportó de manera favorable con el gradiente solar.


FRANCIA

Según los datos provisionales de RTE, la producción de los 5,4 GW solares en este país medianamente nublado el día del eclipse alcanzó 1.228 MW a las 9:30 h y comenzó a descender hasta tocar los 456 MW pasada una hora, para seguidamente remontar a 1.881 MW sobre las 11:30 h.

RTE production solaire du 20/03/2015 (éclipse)

RTE producción solar del 20/03/2015 (eclipse)

Durante la máxima ocultación, la contribución solar a la demanda eléctrica francesa se redujo hasta el 1%.

La tendencia de producción solar en Francia continental sin eclipse pero con la meteorología real se puede estimar en 1.600 MW a las 10:30 h:

Vertido fotovoltaico a la red en Francia durante el eclipse, y tendencia

Vertido fotovoltaico a la red en Francia durante el eclipse, y tendencia

Mientras que ENTSO-E había previsto una bajada de 2.011 MW en condiciones de cielos despejados, la reducción máxima de generación solar en la red de Francia causada por el eclipse del 20 de marzo se aproximó a los 1.140 MW. El impacto, por tanto, fue un 43% menor que el anunciado a bombo y platillo.

Pérdida de potencia solar en Francia durante el eclipse, respecto de la tendencia

Pérdida de potencia solar en Francia durante el eclipse, respecto de la tendencia

La curva de menor insolación coincidió con un alza de la demanda, probablemente más por el efecto mediático del eclipse parcial que por la iluminación pública fotosensible. Las fuentes principalmente empleadas para solventar estos fenómenos fueron las hidráulicas de embalse y de bombeo-turbinación y, en menor medida, la nuclear:

RTE filière hydraulique le 20/03/2015 (éclipse)

RTE producción hidráulica del 20/03/2015 (eclipse)


ALEMANIA

Tennet había publicado un gráfico bastante acertado para Alemania. Amprion cita: “El reto para el GRT consistió principalmente en compensar plenamente la comercialización de la energía solar en el mercado eléctrico durante el eclipse mediante varios sistemas de producción flexibles. Al comienzo del eclipse en Alemania, el suministro de la energía solar se redujo de 13.000 MW a 6.000 MW en unos 45 minutos. Al final del eclipse, la alimentación se elevó a 21.000 MW, equivalente a la demanda de electricidad de unos 21 millones de personas. Durante el eclipse solar, el GRT añadió energía de reserva para mantener equilibradas la producción y el consumo en todo momento. En este contexto, se utilizaron plantas de energía flexibles como las centrales eléctricas de acumulación por bombeo, cuya capacidad se puede aumentar y el acelerar rápidamente. Además, las empresas de alto consumo energético tuvieron que desconectarse de la red por unos minutos. Amprion tiene grandes consumidores con disposiciones contractuales sujetas a los llamados recargos por interrupción del suministro. ‘Ayudó el que las previsiones meteorológicas del día anterior fueran inequívocas’, dijo Joachim Vanzetta, jefe de sistemas des gestión de red de Amprion. Con ello, también las variaciones de las fuentes de alimentación pudieron ser calculadas de antemano. Lo cual resulta generalmente complicado debido a la dificultad de predecir fenómenos meteorológicos tales como estratos, especialmente en el pronóstico para la energía solar“.

Aunque sólo Transnet y 50Herz ofrecen en sus páginas sus resultados particulares tras el acontecimiento, hemos encontrado en la web de EEX transparency los datos provisionales de generación fotovoltaica a 20/03/2015 para los cuatro GRT nacionales:

Producción fotovoltaica en Alemania el 20/03/2015, por gestores

Producción fotovoltaica en Alemania el 20/03/2015, por gestores

Podemos observar unos minutos de diferencia en la culminación del eclipse para 50Hertz, que opera en Alemania Oriental, y los demás gestores teutones:

Producción FV durante el eclipse, por zonas, en Alemania

Producción FV durante el eclipse, por zonas, en Alemania

La generación de los aproximadamente 39,7 GW fotovoltaicos instalados en el país bajó hasta los 5.441 MW a las 10:30 h, cúspide de la efeméride astronómica, cuando con idénticas condiciones meteorológicas pero sin eclipse se habrían esperado unos 16.200 MW. Luego, la máxima pérdida de inyección solar a las redes eléctricas debida a la sombra lunar sobre Alemania el 20 de marzo rondó los 10.800 MW. Se aprecia consecuentemente un desvío de unos 6.100 MW menos respecto de los 16.916 MW de bajada fotovoltaica expuestas por ENTSO-E con las condiciones de cielos completamente claros; esto es, un 36% inferior en términos relativos.

Producción fotovoltaica durante el eclipse en Alemania, y tendencia.

Producción fotovoltaica durante el eclipse en Alemania, y tendencia.


ITALIA

El país cuenta con unos 19,7 GW solares instalados. Según Terna, “En Italia, el fenómeno astronómico ha comportado en la primera fase del eclipse la pérdida de 3.000 MW de producción fotovoltaica, a lo cual siguió una salida de 5.000 MW en una segunda fase. Las medidas llevadas a cabo por Terna y compartido en los últimos meses con los otros GRT -la maximización de todas las fuentes de reserva, el control del intercambio exterior y la gestión en tiempo real del bombeo- han permitido solventar el fenómeno sin incidencias para los usuarios del sistema eléctrico […] De particular eficacia se ha revelado, en este contexto, la actuación del procedimiento RIGEDI-GDPRO, experimentada por primera vez sobre el terreno en esta ocasión, de las 07:00 a las 14:00, y que ha concernido a cerca del 25% de la potencia fotovoltaica en Italia. Prevista en el Código de la Red, el procedimiento es es una medida única en Europa, que ha permitido a casi 10.000 plantas fotovoltaicas italianas contribuir simultáneamente a la gestión de la seguridad del sistema eléctrico, coherentemente con la tendencia actual hacia un modelo un modelo de smart grids que hace de Italia un país de vanguardia, también gracias a un marco normativo-regulatorio que impulsa en esta dirección“.

La polémica medida de la desconexión, que se vende por el gestor como una victoria, se analiza en el artículo “Terna bloquea el eclipse solar y cuesta caro” de Unendo Energia con el efecto sobre el precio de mercado:

El eclipse del viernes 20 de marzo ha dado mucho que hablar, no sólo por el espactáculo natural, sino también por el impacto que ha tenido en el sistema eléctrico nacional.
Terna, de hecho, ha aplicado el procedimiento de emergencia RIGEDI, previsto para la Generación Distribuida Reducible (GDR). Con ello fueron desconectados de la red, o apagados la mañana entera (de las 7 a las 14), unos 4.400 MW fotovoltaicos. El motivo aducido para esta decisión se habría debido al riesgo de posibles interrupciones de la producción.
La elección de Terna
sobre el cierre de una cuantía relevante de plantas fotovoltaicas ha tenido como consecuencia un aumento exponencial de los precios mayoristas de la energía durante las horas del paro. Los aumentos del precio fueron de casi 40 euros/MWh para el pico diurno y un PUN (precio único nacional) medio diario superior a 11 euros respecto del precio para todo el mes. Así pues, resulta que el cese parcial de la fotovoltaica del 20 de marzo y las limitaciones de las importaciones exteriores nos han hecho pagar mucho más por el precio de la energía.

A la fecha actual, no se encuentran datos de Terna sobre la producción solar medida del 20/03/2015, aunque sí de días anteriores y posteriores. Hemos solicitado su publicación en los informes de transparencia sobre unidades de generación e intermitentes, o una explicación de la razón de que no aparezcan, pero no hemos recibido respuesta. ENTSO-E había predicho una bajada de hasta 7.168 MW con cielos despejados a las 10:41 h CET, y gradientes de -111 y +159 MW/min.

Nos hemos atrevido a dar un orden de datos tanto de tendencia como de producción real solar italianas durante el suceso, promediando los datos de Terna sobre la producción fotovoltaica estimada para el 19 y el 21 de marzo y considerando que se trató de la tendencia meteorológica sin eclipse para el 20 de marzo. A continuación, hemos superpuesto a escala la curva de caída de radiación medida en una estación particular publicada por Unendo Energia:

Estimación de la producción fotovoltaica durante el eclipse en ITALIA

Estimación de la producción fotovoltaica durante el eclipse en ITALIA

De ser ciertos nuestros tanteos, la potencia solar habría descendido en Italia hasta 3.900 MW a las 10:30 h y la caída debida al eclipse habría alcanzado los 5.100 MW, de modo que sería un 21% inferior a las previsiones de ENTSO-E.


COMBINACIÓN ALEMANIA-ITALIA-FRANCIA-ESPAÑA

En el caso de que el cielo hubiera estado completamente descubierto ENTSO-E esperaba, para los cuatro países europeos con más capacidad solar conectada a la red eléctrica, una bajada de inyección de hasta 27,5 GW de los 33,5 GW continentales. Sin embargo, el impacto real de los grandes fotovoltaicos y termoeléctricos habrá quedado en -17,5 GW sobre las 10:30, lejos de las alarmas y desinformaciones que quedaron impresas en el público:

  • España (10:10 h) : -560 MW vs -1.400 MW (60% menos)
  • Francia (10:30 h) : -1.140 MW vs -2.000 MW (43% menos)
  • Alemania (10:30 h) : -10.800 MW vs -16.200 MW (36% menos)
  • Italia* (10:30 h) : -5.100 MW vs -7.200 MW (21% menos)

(*) Estimaciones en espera de datos

Estimación de producción solar en 4 países debido al eclipse

Estimación de producción solar en 4 países debido al eclipse

Efecto en conjunto:

Estimación de producción solar por el eclipse y tendencia en 4 países

Estimación de producción solar por el eclipse y tendencia en los 4 grandes países FV

A la vista de las bajadas de potencia estimadas por tramo horario, se puede calcular que, en términos de energía perdida, los 253 millones de residentes en Alemania, Italia, España y Francia han perdido con el eclipse 20.100 MWh de electricidad procedente de nuestra estrella.


Otros países: Portugal, Reino Unido.

Otras lecturas: greennews.info, ecos-solares, mvscada.

Aprovechamiento solar en la Unión Europea

Sabemos que Alemania, cuyo PIB ronda los 3,6 billones de dólares y que alberga 81 millones de habitantes, es un “campeón” de los sistemas activos de energía solar fotovoltaicos y térmicos. En efecto, con 36.000 MWp de paneles fotovoltaicos y 12.000 MWt de paneles solares térmicos acumulados hasta 2013, encabeza la lista europea bien lejos de los segundos; tanto es así que, en el caso de la fotovoltaica, llega a presentar también el mayor ratio de potencia instalada por habitante. Si comparamos sus resultados con España, Alemania dispone de casi ocho veces nuestra potencia fotovoltaica y cuadruplica los MWp/hab, quintuplica nuestra potencia térmica solar y triplica los MWt/hab. Todo ello, aun recibiendo un 35% menos de radiación. Evidentemente, aunque por esta menor insolación precisa una mayor superficie de captación para la misma producción de energía, los factores de comparación corregidos siguen siendo, de largo, impresionantes.

Lo que no suele emplearse en las estadísticas es el aprovechamiento solar; esto es, un parámetro que relacione las capacidades instaladas con la radiación solar media en un país. Un mayor ratio, por tanto, será indicador de un fuerte aprovechamiento de la energía solar, una elevada conversión de esta radiación en electricidad o en calor. Pues bien, es posible estimar ese aprovechamiento solar en la UE a partir de los datos de energía solar fotovoltaica y de energía solar térmica y termoeléctrica publicados por Eurobserv’ER, respecto de la radiación solar global horizontal definida por la aplicación SolarGIS.

Mapa SolarGIS de radiación solar global horizontal horizontal en la banda europea central y meridional

Mapa SolarGIS de radiación solar global horizontal horizontal en la banda europea central y meridional

Puesto que en el citado mapa no aparecen los países nordeuropeos, podemos limitarnos a calcular cómo en la banda central y meridional europea la radiación solar incidente sobre el suelo supera los 7.200 PWh anuales, lo que equivale a la energía primaria necesaria para alimentar 300.000 reactores nucleares tipo. La radiación media anual en esa área resulta ser de 1.280 kWh/m² (uRGH), desde los 916 de Irlanda hasta los 1.850 de Chipre.

  • España: 1.650 uRGH
  • Grecia: 1.600
  • Italia: 1.475
  • Francia: 1.260
  • Austria: 1.170
  • Alemania: 1.070
  • Polonia: 1.065
  • Bélgica: 1.050
  • Reino Unido: 925

Este concepto de aprovechamiento solar puede servir para determinar cuánto o cuan poco uso activo de este recurso natural hacen los países, y para reclasificarlos no en función de la capacidad absoluta o de la potencia por habitante, sino en base a la oportuna captación de la citada fuente energética:

1. Aprovechamiento mediante sistemas solares fotovoltaicos

mapasolar-fv

Si creyó usted, por ejemplo, que España hace un mejor aprovechamiento físico de la energía solar que Francia mediante fotovoltaica, por el mero hecho de encontrarse delante en las listas anteriores, no estaba en lo cierto: Hay instalados 2,8 MWp (ES) contra 3,7 (FR) por unidad de radiación. Corrigiendo en base a la producción (se necesita 1,3 veces más potencia en Francia para generar la misma energía), están empatados.

Alemania aprovecha el sol doce veces mejor que España para producir electricidad de origen fotovoltaico (x8, si consideramos una producción equivalente). De equipararse al aprovechamiento alemán, el sistema español habría de tener instalados hoy 55.600 MWp en lugar de 4.700.

  • Alemania: 33,7 MWp / uRGH
  • Italia: 12,0
  • Francia: 3,7
  • Reino Unido: 3,0
  • España y Bélgica: 2,8

2. Aprovechamiento mediante sistemas solares térmicos mapasolar-st

Si tenía usted la idea de que el aprovechamiento físico español de la energía solar con sistemas solares térmicos era superior frente al francés, dado que se sitúa por delante en las listas de capacidad absoluta y relativa por habitante, no lo dé por seguro: Hay empate a 1,4 MWt por unidad de radiación. Salvo que en este caso, con la corrección por la generación (simplificada, sin considerar las temperaturas), Francia debería tener instalados 1,8 MWt / uRGH para igualar a España.

Alemania aprovecha el sol ocho veces mejor que España para producir calor de origen termosolar (x5, si consideramos una producción equivalente). Para alcanzar el aprovechamiento alemán, el parque solar térmico español debería contar con unos 18.600 MWt frente a los 2.200 actuales.

  • Alemania: 11,3 MWt / uRGH
  • Austria: 3,0
  • Italia y Grecia: 1,8
  • España y Francia: 1,4
  • Polonia: 1

3. Aprovechamiento mediante sistemas solares termoeléctricos mapasolar-ts

En este tipo de instalaciones, sin duda alguna, en España se da un enorme aprovechamiento de la radiación solar frente a los demás países. La potencia termosolar acumulada respecto de la insolación multiplica por 350 el ratio de Italia.