Un grupo de investigadores del Instituto de Tecnología Energética (IFE) de Noruega y de la Universidad sueca de Uppsala ha esbozado una nueva estrategia para reconvertir las centrales eólicas en instalaciones híbridas eólico-solares.
«Las centrales híbridas eólico-solares pueden valorarse de forma distinta según las condiciones del mercado», explica Øyvind Sommer Klyve a pv magazine. «En algunos casos, ofrecer una curva de producción más firme, como la que suele conseguir un híbrido solar-eólico, puede generar ingresos adicionales si el consumidor final pagara además por esa producción más firme. Por el contrario, puede haber situaciones de mercado en las que los precios de la energía sean lo suficientemente altos como para no querer que los activos solares y eólicos compartan la infraestructura de conexión a la red, si eso llevara a un recorte de la energía. También puede haber normativas que prohíban construir híbridos solar-eólico».
El grupo de investigación utilizó el análisis de regresión lineal múltiple (MLR, por sus iniciales en inglés) para investigar cómo 128 centrales eólicas existentes en Noruega y Suecia podrían convertirse potencialmente en centrales eólico-solares con capacidades fotovoltaicas de costo óptimo y buenos niveles de valor actual neto (VAN). El MRL es un modelo que estima la relación entre una variable dependiente cuantitativa y dos o más variables independientes mediante una línea recta.
En su modelización, los científicos supusieron que la generación de energía solar se vende al mercado diario y se reduce cuando la suma de la generación fotovoltaica y eólica supera el punto de interconexión (PDI) de la instalación híbrida. «Las 128 centrales eólicas investigadas tienen factores de capacidad medios superiores al 15%», especifican los científicos. «Las que tenían factores de capacidad inferiores se consideraron averiadas o aerogeneradores de pequeña potencia y se eliminaron en un paso anterior». Un total de 22 centrales eólicas fueron filtradas previamente en ese paso».
También asumieron que no hay sombra en la instalación, que las pérdidas por nieve pueden despreciarse y que el terreno es adecuado para la instalación. «Estas suposiciones provocarán un sesgo positivo en los factores de capacidad modelados, especialmente en las zonas de licitación más septentrionales, que son más montañosas y nevadas que las ubicaciones de las zonas de licitación meridionales de los países nórdicos», explicaron además, señalando que el cálculo del VAN sólo incluía los ingresos y los costos relacionados con el sistema fotovoltaico.
El modelo identificó tres parámetros clave para la viabilidad del sistema de retroadaptación: Un factor de capacidad fotovoltaica medio alto; un factor de capacidad eólica medio bajo; y un factor de correlación de Pearson fuertemente negativo entre los perfiles horarios de generación fotovoltaica y eólica. El coeficiente de correlación de Pearson es la forma más habitual de medir una correlación lineal entre dos variables.
Los investigadores descubrieron que una fuerte anticorrelación por sí sola podría decidir fácilmente si la reconversión de una central eólica existente en un híbrido eólico-solar es económicamente viable. «En este contexto, muchos de los casos de retroadaptación más rentables se dieron en emplazamientos con la anticorrelación más débil, y el impacto positivo de la anticorrelación en el VAN sólo se hizo evidente tras realizar un análisis MLR que consideraba también los factores de capacidad fotovoltaica y eólica».
Su análisis también demostró que los emplazamientos con altos niveles de radiación solar y centrales eólicas de bajo rendimiento deberían priorizarse, mientras que las zonas con alta anticorrelación horaria entre la eólica y la solar deberían despreciarse.
«El coeficiente de correlación horaria entre los perfiles de generación fotovoltaica y eólica es un mejor indicador de la viabilidad tecnoeconómica que los coeficientes de correlación diurna o estacional», añadieron. «Los coeficientes de pendiente del modelo MLR derivado pueden multiplicarse por los factores medios de capacidad eólica y fotovoltaica y la anticorrelación de un emplazamiento eólico para obtener una estimación inicial del potencial tecnoeconómico de adaptación fotovoltaica del emplazamiento».
El grupo de investigación también subrayó que su nueva metodología puede aplicarse en cualquier país o latitud. Se presentó en el estudio «Retrofitting wind power plants into hybrid PV–wind power plants: Impact of resource related characteristics on techno-economic feasibility» (Reconversión de plantas de energía eólica en plantas híbridas de energía fotovoltaica y eólica: impacto de las características relacionadas con los recursos en la viabilidad técnico-económica), publicado en Applied Energy.
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