Evolución tecnológica de las centrales inscritas en las subastas en Brasil

La Empresa de Investigación Energética (EPE) ha publicado el 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. El análisis consolida los datos de una muestra de miles de proyectos -sólo de fuente solar, había 1.345 proyectos inscritos para la A-5 de 2022, que suman 55.822 MW de potencia- con una visión de la evolución de las características técnicas de los últimos 14 años.

Silicio monocristalino en el 90% de los proyectos
Hasta 2020, la mayoría de los proyectos utilizaban tecnología de silicio policristalino. Sin embargo, esta cuota ha ido disminuyendo desde 2016, hasta ser superada por el silicio monocristalino en 2021, que representaba más del 90% de la muestra en 2022. Además, una pequeña fracción de proyectos utilizó teluro de cadmio (CdTe) entre 2016 y 2021, volviendo a aparecer algunos proyectos con esta tecnología en la subasta A-4 de 2022.

Mayor potencia de los módulos
La potencia media por módulo fotovoltaico ha ido en aumento, arrastrada tanto por las ganancias de eficiencia como por el incremento del equipamiento. Mientras que los módulos de silicio de 60 células tienen unos 1,66 m², los de 72 células y 144 células “semicélulas” suelen tener unos 2 m².

En cuanto al número de células de los módulos de silicio cristalino, tras la migración de los módulos de 60 células a los de 72 células hasta 2016, se produjo un importante crecimiento en el uso de los modelos de 144 células, que empezaron a liderar entre los proyectos registrados a partir de 2019.

Los módulos de 144 celdas son similares en tamaño y potencia a los de 72 celdas. Estos módulos tienen corrientes más bajas que los modelos que utilizan toda la célula, lo que reduce las pérdidas resistivas. Otra ventaja es la mayor tolerancia al sombreado parcial, ya que sólo 1/6 de la potencia total se ve afectada cuando una célula está a la sombra, frente a 1/3 en los módulos comunes. Más recientemente, un gran número de proyectos utilizan módulos de 156 células con una superficie de hasta 2,80 m².

PERC y módulos bifaciales
La tecnología PERC (Passivated Emitter Rear Cell) ha ganado protagonismo en las subastas desde 2018. Aunque la capa de pasivación para la reflexión interna de fotones es una tecnología conocida desde hace décadas, solo ella ha alcanzado la viabilidad, y su uso ha crecido rápidamente, dado el bajo costo de implantación por parte de la industria actual.

Los primeros proyectos que consideraron módulos PERC se habilitaron en 2017, aunque sumaron solo el 0,6% de la potencia de CC habilitada. Esta proporción ha ido aumentando, y entre los proyectos habilitados de la subasta A-5/2021 alcanzó el 41%, la mayoría de silicio monocristalino. En 2022, la participación de la tecnología en los proyectos registrados cayó a menos del 30% en A-5, la última subasta celebrada.

También aumentó el uso de módulos bifaciales, que tienen vidrio también en la parte trasera y células capaces de convertir la energía solar por ambas caras, aprovechando la luz reflejada por el suelo y la radiación difusa. Ausentes en años anteriores, los módulos bifaciales representaron el 19,5% y el 19%, respectivamente, de la potencia de CC en las subastas A-4 y A-6 de 2019 y aumentaron su participación hasta alcanzar el 80% en las subastas A5/2021 y A-4/2022.

Inversores
Entre 2016 y 2020 predominaron los inversores con potencias entre 1 MW y 3 MW. A partir de entonces, más proyectos empezaron a considerar equipos con potencia superior a 3 MW, llegando hasta los 5 MW. En menor proporción, también ha aumentado el número de inversores de menor potencia, entre 60 kW y 500 kW, especialmente del tipo string.

Esta aplicación ha sido discutida en el sector en los últimos años, con la justificación de que el mayor costo de inversión podría ser compensado por ventajas como la reducción en el cableado de CC, mayor producción en terrenos montañosos o lugares con sombra parcial, mayor número de MPPT’s; y más fácil sustitución de equipos defectuosos.

Seguidores
El uso de seguimiento a un eje se ha mantenido como la opción predominante de los proyectos, con cuotas superiores al 95% desde 2017, alcanzando el 100% en la subasta A-5/2021. El uso de seguidores de un eje, en lugar de sistemas de bastidor fijo, “ha contribuido a alcanzar factores de capacidad más elevados, con producciones de energía más constantes a lo largo del día, pero requiere una mayor superficie para la instalación de la planta”, señalan los autores del estudio.

Plazos y costos
Por término medio, los plazos de ejecución de los proyectos solares y eólicos inscritos en las subastas se situaron entre 12 y 15 meses, llegando a 5 meses en los casos de ampliación de agrupaciones existentes.

Los equipos suponen la mayor parte de los costos, representando los módulos fotovoltaicos alrededor del 40% del costo total del proyecto. A continuación, las estructuras (incluidos los seguidores) y los inversores corresponden respectivamente a cerca del 15% y el 9%. Los demás equipos, en torno al 4%.

En cuanto a los servicios, los costos de transmisión y conexión, además de las obras civiles, corresponden respectivamente al 11% y al 8,5% del costo. Otros costos, como los terrenos, las acciones socioambientales, los costos indirectos, la logística, el montaje, las pruebas y los seguros, representan alrededor del 11% de los costos totales.