Dimensionar la solar en un emplazamiento con diésel: por qué más grande no siempre es mejor

Empezar por el perfil de carga

La solar solo sustituye al diésel mientras hay sol. La primera cifra que hay que establecer es qué parte de la energía de los grupos se consume en horas de luz. Debe basarse en datos por intervalos que cubran días laborables, fines de semana y estaciones.

Un emplazamiento con turnos de noche, o con su punta al anochecer, ahorrará menos de lo que sugiere su consumo anual. Un estudio de 2015 del Frankfurt School-UNEP Centre analizó minirredes híbridas con la punta al anochecer. La fotovoltaica aportaba entre el 31 y el 40 % de la electricidad total, aunque estaba dimensionada para cubrir toda la carga al mediodía.

El momento del consumo importa tanto como su volumen. ESMAP comprobó que añadir demanda diurna de empresas a una minirred solar híbrida reducía un 25 % el coste de la electricidad. También señaló que aumentar la carga sin más suele implicar quemar más diésel.

El grupo fija un mínimo

Un grupo diésel no debe funcionar mucho tiempo con poca carga. Cummins recomienda un mínimo del 30 % de la potencia nominal y nunca menos del 10 % durante periodos prolongados. Caterpillar relaciona el funcionamiento prolongado por debajo del 30 % con los inquemados en el escape (wet stacking) y los depósitos, y recomienda cargar el grupo periódicamente para eliminarlos.

Mientras un grupo funciona, la solar solo puede cubrir la carga por encima de ese mínimo. Supongamos un grupo de 500 kW con un mínimo del 30 % que alimenta una carga diurna estable de 300 kW. El grupo debe producir al menos 150 kW, así que la solar puede aportar como máximo 150 kW útiles en cada momento.

Un controlador híbrido hace cumplir este límite. El de SMA, por ejemplo, reduce la potencia fotovoltaica en cinco a siete segundos cuando la carga del grupo caería por debajo del mínimo configurado. En situaciones críticas, apaga los inversores en menos de 2,5 segundos para evitar potencia inversa hacia el grupo.

La reserva rodante

Los grupos en marcha también deben mantener capacidad libre para absorber un aumento brusco de carga o el paso de una nube. HOMER, una herramienta de diseño híbrido muy utilizada, aplica por defecto una reserva del 10 % de la carga. Presenta el 25 % de la producción fotovoltaica como complemento estándar. Más solar exige, por tanto, más reserva a los grupos.

Los inversores fotovoltaicos siguen la tensión y la frecuencia que imponen los grupos o la red, como recuerda SMA. Salvo que un inversor de baterías formador de red aporte esa referencia, al menos un grupo debe seguir en marcha mientras produce la solar. En emplazamientos con varios grupos, las reglas de reserva deciden si uno puede apagarse.

Según SMA, el impacto de la fotovoltaica es muy bajo hasta el 10 a 15 % de la potencia de los grupos. Por encima del 20 %, se necesitan controles específicos. Con su controlador, SMA declara un funcionamiento estable hasta el 60 %, medido frente a los grupos que funcionan en paralelo.

Recorte y rendimientos decrecientes

Cuando la producción del mediodía supera el margen por encima del mínimo del grupo, los paneles adicionales solo aportan energía a primera y última hora del día. El resto se recorta. Cada kWp adicional ahorra, por tanto, menos combustible que el anterior.

Una ilustración simplificada de un día despejado muestra el efecto con el ejemplo de 500 kW anterior. Supone un perfil solar con un máximo de 0,7 kW por kWp, unos 5,3 kWh por kWp al día, y la curva de consumo de ejemplo de HOMER:

• 200 kWp: unos 1.070 kWh al día, sin recorte, con un ahorro de unos 292 litros.
• 300 kWp: unos 1.600 kWh producidos, el 15 % recortado, con un ahorro de unos 374 litros.
• 400 kWp: unos 2.140 kWh producidos, el 31 % recortado, con un ahorro de unos 405 litros.
• 500 kWp: unos 2.670 kWh producidos, el 42 % recortado, con un ahorro de unos 423 litros.

Duplicar la planta de 200 a 400 kWp aumenta el ahorro de combustible menos de un 40 %. Los resultados reales dependen del clima, de la variación de la carga y del control, por lo que es imprescindible una simulación horaria o subhoraria.

La aritmética del ahorro de combustible

El consumo de un grupo sigue casi una línea recta: una cantidad fija en vacío por hora más una cantidad marginal por kWh. En el ejemplo documentado por HOMER, un grupo de 50 kW consume 8,48 L/h a 25 kW y 15,3 L/h a 50 kW. De ahí resultan un consumo marginal de 0,273 L/kWh y un consumo en vacío de unos 1,66 L/h.

A media carga, ese grupo consume de media 0,339 L/kWh. Pero mientras sigue en marcha, la solar solo ahorra los 0,273 L marginales. Multiplicar la producción solar por el consumo medio sobrestimaría el ahorro en torno a una cuarta parte en este ejemplo.

De ahí se obtiene una estimación sencilla. Los litros ahorrados equivalen a los kWh solares realmente absorbidos multiplicados por el consumo marginal, más las horas de grupo evitadas multiplicadas por el consumo en vacío. Después se multiplica por el precio del combustible puesto en planta y se prueba un rango de precios.

En 2019, la IFC estimó que el combustible de los grupos de respaldo costaba entre 0,20 y 0,50 USD por kWh producido, según el país modelizado. Menos horas de funcionamiento también pueden reducir el mantenimiento, que debe valorarse por separado.

Cuándo una batería cambia la respuesta

Una batería cambia las restricciones, no solo el momento del consumo. Con un inversor formador de red y capacidad suficiente, puede aportar la reserva y permitir apagar los grupos en torno al mediodía. Cada hora de parada ahorra el consumo en vacío además del combustible marginal, y reduce las horas de funcionamiento.

También puede almacenar la energía del mediodía que de otro modo se recortaría y liberarla al anochecer. Que sea rentable depende del volumen recortado, de la carga vespertina, del coste de la batería, de las pérdidas de conversión y de su vida útil en ciclos.

Una batería dimensionada solo para cubrir interrupciones de hasta 15 minutos, como en el estudio de 2015, no traslada energía a la noche. Sin almacenamiento, la planta más rentable suele ser más pequeña de lo que permite la cubierta.

Qué preguntar al proveedor

• ¿Qué datos por intervalos se han utilizado, de qué periodo, y qué parte de la energía de los grupos se consume de día?
• ¿Qué carga mínima se ha supuesto para cada grupo y coincide con las recomendaciones del fabricante?
• ¿Qué regla de reserva rodante se ha modelizado y cuántos grupos deben funcionar al mediodía?
• ¿Cuánta energía solar se recorta cada año, en kWh y como proporción de la producción?
• ¿El ahorro de combustible se basa en el consumo marginal o en un consumo medio en L/kWh, y qué curva de consumo se ha usado?
• ¿Qué controlador gestionará la carga mínima, la potencia inversa y las rampas de potencia, y es compatible con los controles de los grupos existentes?
• Si se propone una batería, ¿permitirá apagar los grupos, y qué capacidad útil, ciclos y garantía se aplican?

Las respuestas suelen mostrar si una planta mayor aporta valor o solo añade energía recortada.