ESTUDIO COMPARATIVO DE VIABILIDAD DE UNA
INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA DE ALTA CONCENTRACIÓN Y
DE FOTOVOLTAICA CONVENCIONAL CONECTADA A RED EN
ESPAÑA SIN FITS NI SUBVENCIÓN
Autor: Ana Fernández López.
Director de proyecto: Francisco Fernández-Daza
Entidad colaboradora: ICAI. Universidad Pontificia Comillas de Madrid
RESUMEN DEL PROYECTO.
El presente proyecto tiene como finalidad hacer un estudio de viabilidad técnica y económica en España bajo los supuestos legislativos actuales (Sin FITs, Sin Prima, etc.) comparando dos maneras de obtención de energía eléctrica.
Una instalación se basará en un sistema de alta concentración fotovoltaica y la otra será una instalación de fotovoltaica convencional. Ambas instalaciones se estudiarán para un tipo de potencia específico situado en España, en la provincia de Sevilla. Para ello se tendrá que tener muy en cuenta la legislación actual y el tipo de financiación que se llevará a cabo. Los módulos fotovoltaicos planos o convencionales de silicio policristalio sobre estructura fija, constituyen la tecnología fotovoltaica más fiable y experimentada del momento. Existen muchas aplicaciones de software que permiten modelar con gran precisión el procedimiento de los mismos. Este tipo de tecnología funciona con toda clase de radiación, ya sea directa o difusa.
Por otro lado, en los últimos años, las tecnologías de concentración solar fotovoltaica (CPV) han experimentado un gran desarrollo. Mediante la concentración solar, y en este caso la alta concentración (High Concentrated Photovoltaic). Mediante esta tecnología se consigue reducir considerablemente la superficie de semiconductor necesaria y se sustituye la gran mayoría de sus componentes por elementos ópticos más económicos, (el porcentaje de Silicio en el módulo es mucho más inferior que el de fotovoltaica convencional). El coste que se ahorra en la parte de generación permite una mayor inversión en la calidad de las células solares, las cuáles son de triple unión, y esto hace que la eficiencia de la célula sea casi el doble a la eficiencia de una célula fotovoltaica convencional. Además las pérdidas en los sistemas de concentración son significativamente menores que en los convencionales, incluyendo el porcentaje de degradación anual del módulo.
Frente a estas ventajas, los sistemas de alta concentración presentan varios inconvenientes. Ya que sólo son capaces de aprovechar la radiación solar directa (DNI); y esto n sólo provoca la pérdida del potencial energético de la radiación difusa, sino que limita el uso de esta tecnología a lugares donde las horas de sol y la temperatura media anual sean lo máximo posibles. Además, los sistemas deben ir fijados a una estructura de tipo seguidor a dos ejes de muy alta precisión para aprovechar el número máximo de horas de sol posible; y esto supone un coste añadido en los gastos por instalación muy alto.
No obstante, la alta concentración está superando rápidamente algunos de estos inconvenientes y está llamada a desempeñar un papel protagonista en un futuro próximo y desbancar completamente a la tecnología fotovoltaica convencional, que entre otras cosas se caracteriza por ser una tecnología que ya ha alcanzado su estado de madurez.
En este momento crucial para la legislación española, este proyecto analiza, en pie de igualdad, el comportamiento y la producción de dos sistemas fotovoltaicos basados en las dos tecnologías mencionadas anteriormente.
El estudio técnico de la tecnología fotovoltaica convencional se ha realizado con la ayuda del simulador PVSyst. Los datos generales de la instalación se presentan a continuación:
Planta Fotovoltaica Convencional sobre estructura fija
Potencia Pico (Wp) 10,65 MWp
Potencia Nominal (Wn) 10,00 MWn
Número total de módulos 34920
Potencia pico del módulo (Wp) 305 Wp
Número de inersores 5
Potencia nominal del Inversor(Wn) 2000KW AC Producción(kWh/kWp/año) 1610 kWh/kWp
Performance Ratio (%) 81,60%
Degradación primer año (%) 0,70% Degradación Anual del Módulo (%) 0,50%
Datos generales de la instalación FV convencional Fuente: Elaboración propia, PVSyst
Dicha instalación se divide en cinco sub-sistemas y cada uno de ellos corresponde a un inversor. El generador fotovoltaico para la instalación de tipo fija, está formado por un total de 34920 módulos YL305P-35b de Yingli Solar, agrupados en 1940 cadenas de 18 módulos conectados en serie cada una. Por lo que la potencia pico del generador es de 10,651MWp conectado a red.
La ubicación de las cadenas de módulos sobre el suelo se ha hecho con una orientación Sur, evitando las sombras y habiendo estudiado el cálculo respectivo de las distancias entre cadenas de módulos.
Por lo tanto, la instalación es un sistema fotovoltaico convencional de 10,651MWp conectados a red en la provincia de Sevilla sin FITs.
En el diagrama de energía producida de la página siguiente, se puede observar las producciones normalizadas mensualmente, siendo la Potencia nominal total de 10,651KWp.
También se pueden apreciar las pérdidas de potencia mensuales que se producen en el campo fotovoltaico y las pérdidas que se producen en el inversor.
Las pérdidas más grandes que se producen en el generador fotovoltaico ocurren en los méses más calurosos y coincide, como es lógico, con los meses donde el factor de funcionamiento también disminuye.
Diagrama de producciones normalizadas FV convencional Fuente: Elaboración propia, PVSyst
Para la instalación fotovoltaica de alta concentración se van a utilizar muchos de los componentes que se han utilizado para la FV convencional. Y se van a repetir debido a que no dependen de las características de los módulos. Estos equipos que sirven para ambas tecnologías son los que se relacionan con la parte alterna del sistema, empezando por el inversor.
Al igual que con la instalación de fotovoltaica plana, se ha decidido dividir el sistema en 5 sub-sistemas. Cada uno de estos corresponde a un inversor, con el fin de optimizar el funcionamiento de la planta y asegurar una producción máxima continua y constante. Por lo que lo único que marca la diferencia entre el sistema de fotovoltaica plana y el de HCPV son los módulos fotovoltaicos y los seguidores.
El estudio técnico se ha realizado sin la ayuda de ningún software de simulación, ya que todavía no se disponen de estos sistemas para dicha tecnología. A continuación, se presentan los datos y resultados generales de la instalación HCPV:
Planta Fotovoltaica HCPV
Potencia Pico (Wp) 10,676 MWp Potencia Nominal (Wn) 10,00 MWn Número total de módulos 29250 Potencia pico del módulo (Wp) 365 Wp
Número de inersores 5
Potencia nominal del Inversor(Wn) 2000KW AC Producción(kWh/kWp/año) 2039 kWh/kWp
Performance Ratio (%) 90,52% Degradación primer año (%) 0,40% Degradación Anual del Módulo (%) 0,40%
Datos generales de la instalación FV convencional Fuente: Elaboración propia
Como se puede observar, el factor de rendimiento es mucho mayor que el que posee el sistema de FV convencional, así como también la producción anual. Esto es debido a la gran influencia que ejerce la DNI. El diagrama de producción de energía que se reinyecta en la red queda de la siguiente manera:
Diagrama de producciones normalizadas HCPV Fuente: Elaboración propia
0 50 100 150 200 250 300 En ero Fe b re ro Ma rzo Ab ril Ma yo Ju n io Ju lio Agos to Se p tiem b re Octu b re N ov ie m b re Dici em b re
Productividad final (kWh/kWp)
Productividad finalEnfocándose en el estudio de viabilidad económica, se quiere estimar para ambos sistemas, cuál es el precio mínimo de venta de electricidad que se necesita para que las plantas sean rentables en la actualidad sin Feed-in Tarifffs. Los estudios económicos que se han realizado, han sido en base a un período de 25 años, que es el tiempo mínimo de funcionamiento de estas dos instalaciones.
Hoy en día, para que una planta de este tipo de tecnologías sea rentable, se necesita estudiarla para una Tasa Interna de Retorno de al menos el 7,5%. Para ello ha sido necesario tener en cuenta, los ingresos producidos por la venta de energía, los distintos costes que incurren en las dos instalaciones y el porcentaje de fondos propios (un 20%), es decir, se tendrá en cuenta para estudio de viabilidad económica que el 80% será financiado por un banco.
Para analizar la rentabilidad se ha estudiado las distintas TIR, con sus correspondientes VAN, para distintas estimaciones del precio medio de venta de la electricidad. Obteniéndose los siguientes resultados:
Resultados rentabilidad de ambas tecnologías Fuente: Elaboración propia
Una vez realizado el estudio económico de ambas instalaciones, se puede concluir que actualmente, sí sería posible para la tecnología FV convencional vender su energía generada en el mercado libre sin ninguna subvención. Sin embargo, no se da el caso para la tecnología de alta concentración, puesto que el precio mínimo de venta de energía que se necesita para que salga rentable es mucho mayor que el precio medio del mercado eléctrico.
Para estas conclusiones, y como uno de los objetivos es situar o incluso mejorar la tecnología de alta concentración en comparación con la FV convencional, se proponen Instalación FV convencional: Fondos propios del
20%
Pool (c€/kWh) TIR VAN
11,62 7,5 2.808.864,36 €
11,97 8 3.431.065,44 €
12,3 8,5 4.017.712,16 €
12,65 9 4.639.913,24 €
Instalación HCOV: Fondo propio del 20%
Pool TIR VAN
14,45 7,5 4.430.391,69 €
14,85 8 5.356.582,56 €
15,27 8,5 6.305.642,34 €
tres tipos de soluciones que afectarán considerablemente la rentabilidad de la planta HCPV:
1. Reducción de los costes de instalación sin cambiar el diseño de la planta, hasta alcanzar el precio mínimo de venta necesario para la FV convencional.
Los resultados obtenidos son los siguientes:
Objetivo
1,392
€/Wp
Total
14.861.340,00
€
Costes de Instalación del modelo propuesto para HCPV Fuente: Elaboración propia
Habría que reducir los costes de instalación alrededor de un 20%, para poder competir en las mismas condiciones que con la instalación fotovoltaica convencional.
Hoy en día, sería imposible obtener esos márgenes en los costes de instalación para HCPV. Ya que no se encuentra en el mismo estado de madurez como para competir con el resto de tecnologías. A pesar de todo lo anterior, para que esta tecnología pueda empezar su curva de aprendizaje con el incremento de producción y la consiguiente reducción de costes, es necesario un incremento en el volumen de instalación de este tipo de tecnologías en este país.
2. Incremento de la producción, incrementando DNI:
Sin modificar las características de la instalación, ni los costes de éstas. Se calcula para qué DNI, y por tanto producción, se igualarían el precio mínimo de venta de la alta concentración con el precio mínimo de venta de la FV convencional.
Parámetros Modelo Antiguo Modelo Propuesto Potencia pico 10676,25 kWp 10676,25 kWp
DNI 2252,07 KWh/m2 2800,21 KWh/m2
Resultados DNI antiguo frente DNI propuesto Fuente: Elaboración propia
En la península Ibérica no hay localizaciones donde se puedan obtener estas cantidades de radiaciones, ya que Sevilla es uno de los lugares con el índice de DNI más altos de España.
Por todo esto, se tenido que buscar un país cuyas condiciones sean las adecuadas para recibir esa cantidad de DNI. Uno de esos países es Chile.
Esta elección sobre el resto de países es debido a que es un país en vías de desarrollo, con unas grandes perspectivas de crecimiento económico y por ser un país políticamente estable.
3. Incremento de eficiencia del módulo de alta concentración:
Otra de las opciones para obtener una reducción de costes y unos ingresos mayores y por tanto obtener mayor rentabilidad en la instalación de HCPV sería incrementar las eficiencias de los módulos y así incrementar la producción de la planta.
Por lo que si se incrementar la eficiencia un 19% a un ratio de 1,59 puntos se obtendría una producción con un DNI estimado de 2800 kWh/m2, es decir, se obtendría la producción mínima, para la que sin modificar los costes de instalación de la planta, el sistema de alta concentración sería más recomendable. Ya que el módulo M-300 en vez de dar una potencia de 365W, obtendría una potencia mucho mayor. Por lo que incrementar esta eficiencia no resulta tan complicado, lo único que hace falta es que esta tecnología alcance su etapa de experiencia o madurez.
Por todo lo estudiado anteriormente, se puede concluir que el silicio policristalino está condenado a la extinción excepto para configuraciones domésticas. Mientras que el futuro está en la alta concentración para plantas grandes de producción energética.
Comparative technical-economical performance between two
photovoltaic plants, a conventional photovoltaic system and a high
concentrated photovoltaic system, without Feed-in-Tariffs in Spain.
Author: Ana Fernández López. Director: Francisco Fernández-Daza
Colaborating Institution: ICAI. Universidad Pontificia Comillas de Madrid
PROJECT SUMMARY
This project aims to make a study of technical and economic feasibility in Spain under the current legislative assumptions ( FITs No , No Prima, etc. . ), comparing two ways of obtaining electricity .
A facility will be based on a system of high concentration photovoltaic and the other will be a conventional photovoltaic installation. Both technologies will be considered for special types of power located in Spain, in the province of Seville. To do this it is necessary to take into account the current legislation and the type of financing that will be held.
The conventional flat or fixed structure on silicon policristalyne, PV modules are currently the most reliable and experienced of all photovoltaic technologies . There are many software applications that allow the modeling with high accuracy of the systems. This technology works with all kinds of radiation, either direct or diffuse .
Moreover, in recent years, concentrating solar photovoltaic technologies (CPV) have experienced a great development, and in this case the high concentration (High Concentrated Photovoltaic ) . Through this technology gets considerably reduce semiconductor surface necessary and most of its components are replaced by cheaper optical elements (the percentage of silicon in the module is much lower than that of conventional photovoltaic). The cost saving on the part of generation allows for greater investment in the quality of solar cells, which are triple junction, and this makes that the cell efficiency is almost twice the efficiency of a conventional photovoltaic cell . Further losses in concentration systems are significantly lower than in conventional, including the annual percentage degradation module.
Against these advantages, high concentration systems have several drawbacks . Since they are only able to take advantage of the sunlight ( DNI) ; and this only causes loss of
energy potential of diffuse radiation, but limits the use of this technology to places where sunshine hours and mean annual temperature are the maximum possible . Furthermore, the systems must be attached to a structure of type two-axis tracker with very high precision to get the maximum number of hours of sunshine possible; and this is an added cost in very high costs for installation.
However, the high concentration is rapidly overcoming some of these problems and is set to play a leading role in the near future and completely unseat conventional photovoltaic technology , which among other things is characterized as a technology that has already been reached maturity .
At this crucial time for the Spanish legislation, this project analyzes , equal , behavior and the production of two technologies based on the two aforementioned photovoltaic systems.
The technical study of conventional photovoltaic technology has been made with the help of the simulator PVSYST. General plant data are presented below :
PV Conventional Installation
Peak Power (Wp) 10,65 MWp
Nominal Power (Wn) 10,00 MWn
Number of modules 34920
Peak Power of module (Wp) 305 Wp
Number of Inverter 5
Nominal Power of Inverter (Wn) 2000KW AC Production (kWh/kWp/año) 1610 kWh/kWp
Performance Ratio (%) 81,60%
Degradation (%) 0,70%
Anual Module Degradation (%) 0,50%
General Data of PV installation Source: Author’s Compilation
This facility is divided into five sub - systems and each of them corresponds to an investor. The PV array to the fixed -type installation , is formed by a total of 34920 - 35b modules Yingli YL305P Solar grouped into strings 1940 18 modules connected in series each. As the peak power of the generator is 10,651 MWp grid connected . The location of the chains of modules on the ground has been made with a south facing, avoiding shadows and having studied the respective calculation of distances between strings of modules.
Therefore, the technology is a conventional photovoltaic system 10,651 MWp grid connected in Sevilla without FITs.
In the diagram of energy produced on the next page , you can see the standard monthly productions , the total nominal power of 10,651 kWp .
Can also be seen monthly power losses that occur in the photovoltaic field and the losses occurring in the inverter.
The largest losses occurring in the PV generator occur in the warmer months and, of course , with the months where the operating factor decreases.
Production Distribution of PV conventional Source: Author’s Compilation, PVSyst
For high- concentration photovoltaic system many of the components that have been used for conventional PV, are going to be utilized. This components can be repeated because they do not depend on the characteristics of the modules. These equipment used for both technologies are those that relate to the AC part of the system, starting with the investor.
As with flat photovoltaic installation , it was decided to divide the system into five sub- systems. Each of these corresponds to an inverter , in order to optimize operation of the plant and ensuring continuous and constant maximum output . So the only thing that makes the difference between the system of the flat photovoltaic PV and HCPV are the modules and the trackers.
The technical study was carried out without the aid of any simulation software, and not yet have these systems for such technology. Then , data and general installation HCPV results are presented:
General Data of HCPV installation Source: Author’s Compilation
As can be seen, the performance factor is much greater than the conventional system has FV as well as the annual production. This is due to the great influence of the DNI. The energy output diagram which is injected back into the network as follows:
Production Distribution of HCPV Source: Author’s Compilation,
Focusing on the economic feasibility study is to estimate for both systems, which is the minimum selling price of electricity needed for plants to be profitable today without Feed -in Tarifffs . Economic studies that have been conducted have been based on a 25-year period , which is the minimum running time of these two facilities.
HCPV
Peak Power (Wp) 10,676 MWp Nominal Power (Wn) 10,00 MWn
Number of modules 29250
Peak Power of module (Wp) 365 Wp
Number of Inverter 5
Nominal Power of Inverter (Wn) 2000KW AC Production (kWh/kWp/año) 2039 kWh/kWp
Performance Ratio (%) 90,52%
Degradation (%) 0,40%
Anual Module Degradation (%) 0,40%
0 50 100 150 200 250 300
Final production (kWh/kWp)
Today, for a plant of this type of technology to be profitable, you need to study for an internal rate of return of at least 7.5%. This has been necessary to take into account the revenue generated by the sale of energy, the various costs incurred in the two facilities and the percentage of equity ( 20% ), ie , will be considered for feasibility study economic that 80 % will be financed by a bank.
Finance Results of both technologies Source: Author’s compilation
Once the economic study of two facilities have been studied, it can be concluded that at present, it would be possible for conventional PV technology to sell energy generated in the free market without any subsidy. However, the case for the high concentration technology is given, since the minimum selling price of energy it takes to come out cost is much higher than the average price of the electricity market.
For these findings, and as one of the objectives is to place or even better high concentration technology compared to conventional PV, three types of solutions that significantly affect the profitability of the HCPV plant are proposed:
1. Reduced installation costs without changing the design of the plant, until the minimum selling price necessary for conventional PV.
The results obtained are:
Objective
1,392
€/Wp
Total
14.861.340,00
€
HCPV reduction installation costs Source: Author’s compilation
Should be reduced installation costs by about 20%, to compete in the same conditions as with conventional PV system.
Today, it would be impossible to get those margins in installation costs for HCPV. Since it is not in the same state of maturity to compete with other technologies. Despite
Pool c€/kWh IRR NPV 11,62 7,5 2.808.864,36 € 11,97 8 3.431.065,44 € 12,3 8,5 4.017.712,16 € 12,65 9 4.639.913,24 € PV Installation: 20% Equity Pool c€/kWh IRR NPV 14,45 7,5 4.430.391,69 € 14,85 8 5.356.582,56 € 15,27 8,5 6.305.642,34 € 15,7 9 7.289.005,48 € HCPV Installation: 20% Equity
all this, that this technology can start your learning curve with increasing production and thereby reducing costs, it is necessary an increase in the volume of installation of this type of technology in this country.
2. Increased production, increasing DNI:
Without changing the characteristics of the facility or the costs thereof. What is estimated DNI, and therefore production, the minimum selling price of high concentration with minimal selling price would equal the conventional PV.
Parameters Old Model New Model
Peak Powe 10676,25 kWp 10676,25 kWp
DNI 2252,07 KWh/m2 2800,21 KWh/m2
New estimated DNI for HCPV system Source: Author’s compilation
In Spain there are no locations where you can get these amounts of radiation , since Sevilla is one of the places with the highest rate of DNI in Spain.
For all this , he had to find a country where conditions are right for that amount of DNI. One such country is Chile.
This choice over other countries is because it is a developing country, with great prospects for economic growth and for being a politically stable country.
3. Increased efficiency high concentration module:
Another option for lower costs and higher revenues and therefore higher returns in HCPV installation would increase the efficiencies of the modules and thus increase plant production .
So if the efficiency is increased by 19% to a ratio of 1.59 with an output points estimated 2800 DNI kWh/m2 , ie obtain high production , for which costs unmodified be obtained plant facility , the high-concentration system would be more recommended. Since the M -300 module instead of giving a power of 365W, would get much more power.
As this efficiency increase is not so complicated, all that is required is that this technology reaches its stage of maturity or experience .
For all previously studied, it can be concluded that the polycrystalline silicon is doomed to extinction except for domestic settings. While the future is in high concentration for large energy production plants.