La “Due Diligence”

Los actores involucrados en la “Due Diligence” son: por un lado, el llamado “epecista” (de Engineering, Procurement and Construction), quien construye y opera la central y quien, en consecuencia, asume la responsabilidad de la producción de energía; y, por otro lado, el propietario o promotor (en este caso, la vende a otros) que solicita el crédito al banco. El banco realiza los pagos al ritmo que se realiza la obra, siempre previo informe positivo del asesor técnico. El último pago, cuya cuantía típica es de entre el 10 y el 15 % del total del proyecto, se condiciona a la superación con éxito de los ensayos de recepción que siguen a la puesta en marcha de las centrales, materializada en la firma del Certificado de Aceptación Provisional, CAP, entre el propietario y el “epecista”. Este último deposita un aval bancario, por una cuantía significativa, que no podrá recuperar hasta pasado, al menos, un año de funcionamiento correcto de la central, lo que se comprueba analizando todos los datos de operación durante ese tiempo. Entonces se firma el Certificado de Aceptación Final, CAF.

Técnicamente, el proceso comienza por analizar los flujos monetarios del proyecto, en una hipótesis denominada “caso base” que, entre otras cosas, requiere estimar previamente cuál será la producción energética anual de la central. Esta estimación, en términos de kWh, resulta de combinar tres supuestos bien diferenciados: uno para el clima, en forma de series temporales que describen la evolución de la

irradiancia horizontal y de la temperatura ambiente; otro para las condiciones de operación, en forma de series temporales que describen la irradiancia incidente, la temperatura de operación y las sombras; y, finalmente, otro para la respuesta en potencia de la central a estas condiciones. Estos tres supuestos comportan, a su vez, tres responsabilidades igualmente diferenciadas: la del clima corresponde a los autores de la base de datos seleccionada[27]-[30], de común acuerdo entre el “epecista” y el asesor técnico, de entre la diversidad que pueda estar disponible para el lugar; la de las condiciones de operación corresponde a los autores del software seleccionado, también de común acuerdo entre “epecista” y asesor técnico, para calcularlas a partir de las variables climáticas; finalmente, la de la respuesta en potencia de la central, que depende de su calidad técnica, corresponde al “epecista”.

Es importante entender que la calidad técnica se establece aquí imponiendo límites a las pérdidas energéticas y que tales pérdidas afectan simultáneamente a la estimación inicial de productividad y a la dificultad para superar los ensayos de CAP. Así, un límite muy estricto es representativo de mucha calidad y confiere atractivo al proyecto a ojos de su propietario en la medida en que asegura un retorno energético elevado, pero también supone poner muy elevado el listón para el rendimiento a superar en los ensayos de CAP y en los estudios de CAF. Precisamente la incertidumbre tanto en el establecimiento de los límites de pérdidas como en la medida de rendimiento fue la que propició que algunos “epecistas” y asesores técnicos solicitaran los servicios del IES-UPM, dando origen a una actividad que se viene manteniendo de forma regular, que ronda ya los 250 MW (Tabla 3) y que se ha extendido a otros países como Portugal, Francia, Italia y Jordania.

AÑO 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Número centrales 2 8 18 7 6 14

Potencia (MW) 2,55 22,7 64,5 85,3 16,9 40

Tabla 3. Evolución anual del número y de la potencia de las centrales fotovoltaicas ensayadas por el IES-UPM.

El cometido del IES-UPM en este contexto ha sido: proponer la base de datos PVGIS[27] para el supuesto del clima; elaborar un software propio[31], IESPRO, para tratar con las condiciones de operación y con la respuesta en potencia de las centrales; y

establecer escenarios de pérdidas que resulten comprobables de forma experimental en los ensayos de recepción. Para esto resulta útil clasificar las pérdidas en debidas a la tecnología y debidas a las sombras y a la suciedad. Las primeras están asociadas estrictamente al sistema fotovoltaico, mientras que las segundas derivan del entorno en que trabaja. A su vez, las pérdidas tecnológicas se clasifican en inevitables, que son aquellas que ocurren en un sistema ideal, y evitables, que son aquellas que derivan de las diferencias entre el sistema real y el ideal. Se denomina sistema ideal a aquel que cumple tres condiciones: primero, que la potencia a la entrada del inversor es precisamente la nominal del generadorb; segundo, que la eficiencia del inversor viene dada por la curva que suministra el fabricante; y tercero, que presenta una disponibilidad energética del 100 % (es decir, que está exento de averías). La Tabla 4 desglosa las pérdidas que incluye cada uno de estos conceptos.

La razón de esta clasificación estriba en que el conjunto de las pérdidas evitables y debidas a la tecnología puede entenderse como indicativo de la calidad técnica de la central. La responsabilidad del “epecista” consiste, precisamente, en que estas pérdidas no superen los valores establecidos en el diseño inicial y comprobarlo es el objetivo primordial de los ensayos de recepción. En esta tesis se vinculan diseño y ensayos englobando el conjunto de estas pérdidas en dos factores, uno aplicable en continua y otro aplicable en alterna. Hay que indicar que el factor correspondiente a la parte de continua, que se define como la relación entre la potencia CEM real a la entrada del inversor y la potencia nominal del generador, es el decisivo para la determinación de la calidad técnica de la central.

En lo que se refiere a las pérdidas por suciedad[32], que se enmarcan también dentro de las pérdidas evitables, mantener la central razonablemente limpia es tarea del operador, que puede o no coincidir con el “epecista”. En cualquier caso no resulta lógico pensar que el estado de limpieza durante los ensayos de CAP se pueda considerar

b

Con la expresión “potencia nominal del generador” se hace referencia bien al producto del número de módulos que componen el generador por la potencia nominal del módulo, bien a la suma de las potencias de los módulos dadas por el simulador flash del fabricante.

representativo de lo que ocurra posteriormente a lo largo del tiempo de funcionamiento rutinario de la central. Para eliminar la influencia de la suciedad en los ensayos de recepción basta con instalar los módulos de referencia para la medida de las condiciones de operación con la antelación suficiente como para que se vean afectados por la suciedad en el mismo grado que los generadores. Así, la relación entre la potencia que genera la central y la irradiancia incidente dada por el módulo de referencia se mantiene constante. Este truco resulta mucho más práctico que recurrir a limpiar totalmente los generadores, lo que muchas veces es sencillamente imposible de realizar. El asunto de la evolución de la suciedad a lo largo de la vida operativa de las centrales fotovoltaicas no es objeto de este trabajo.

PÉRDIDAS Inevitables Evitables

Potencia CEM real de los módulos inferior al

valor nominal x

Dispersión de características de módulos x

Cableado en continua x

TC ≠ 25 ºC x

Eficiencia del módulo a bajas irradiancias x

E N C O N T IN U A AM ≠ 1,5 x

Saturación del inversor x Eficiencia del inversor ideal x Eficiencia del inversor real inferior a la

eficiencia del inversor ideal x

Cableado en alterna x D e b id a s a l a t e c n o lo g ía E N A L T E R N A Disponibilidad < 100 % x Sombras x D e b id a s a l E n to rn o Suciedad x

Tabla 4. Desglose de las pérdidas energéticas que pueden ocurrir en una central fotovoltaica. Un sistema o central ideal se ve afectado estrictamente por las pérdidas inevitables, mientras que un sistema real se ve afectado adicionalmente por las pérdidas evitables.

La presente tesis doctoral tiene su origen en la definición de modelos para IESPRO (en particular del que tiene en cuenta el impacto de las sombras sobre la potencia que entregan los generadores fotovoltaicos[33]) y, muy especialmente, en los ensayos de CAP, tanto en la medida del rendimiento de la central en su conjunto como en la medida de la eficiencia de sus generadores e inversores y en su inspección visual y termográfica para detectar anomalías que pudieran comprometer la fiabilidad. Es, por tanto, una tesis de ingeniería desarrollada en permanente interacción con un mercado que, en muchos aspectos, aún está en sus inicios y que, por ello, debe lidiar con muchos problemas para los que todavía no se dispone de soluciones ampliamente consensuadas, pero que deben ser resueltos de inmediato. Sin duda la exigencia de respuestas inmediatas y el contexto financiero en que se enmarcan las centrales fotovoltaicas ha debido dejar su huella en el desarrollo de esta tesis, que ha sentido más presiones para dictaminar si una central concreta superaba o no un ensayo de CAP que para discurrir, por ejemplo, sobre los pormenores del efecto fotovoltaico. En consonancia con esto, tanto su contenido como las publicaciones a las que ha dado lugar tratan mucho sobre modelos y procedimientos de ingeniería de aplicación inmediata y poco sobre modelos de comportamiento de los dispositivos involucrados.