La firma de análisis de software, drones y robótica Raptor Maps ha anunciado que las pérdidas anualizadas globales por bajo rendimiento de activos solares alcanzaron hasta $ 10 mil millones en 2024.
La compañía dijo que, si bien el crecimiento del bajo rendimiento se desaceleró año tras año, aumentando un 15%, la instalación solar promedio en su base de datos promedió $ 5,720 por MW en pérdidas anualizadas. Esta cifra es superior a la media de 977 dólares por MW registrada en 2020.
El informe de la empresa se basa en el análisis de 193 GW de proyectos a escala de servicios públicos, comerciales e industriales, con 67 GW de proyectos analizados en 2024. Se trata de una muestra de los aproximadamente 2 TW de capacidad solar global instalada acumulada en todo el mundo.
El bajo rendimiento se atribuyó a problemas relacionados con los equipos, el aumento de los perfiles de riesgo debido a condiciones meteorológicas extremas, las actuales limitaciones laborales y los vientos políticos en contra.
Las pérdidas de energía han aumentado considerablemente desde 2020, pasando del 1,84% al 5,77%, según declaró la empresa en su informe anual. Para contextualizar, un emplazamiento de 100 MW que experimente un bajo rendimiento del 5,77% desde el segundo año de operaciones hasta el desmantelamiento vería caer su tasa interna de rentabilidad del proyecto en 249 puntos básicos, según Raptor Maps.
A nivel de equipos, las mayores pérdidas de potencia se atribuyeron a los inversores (2,13%), las cadenas (problemas de circuito/cadena no localizados en el inversor) (1,26%) y los combinadores (1,04%). Los problemas en los seguidores y en los módulos fueron los principales causantes de las pérdidas de potencia. El problema de pérdida de potencia más común en los módulos fue el mal funcionamiento de las células.
Otro problema destacado fue la creciente brecha entre el despliegue solar y la mano de obra operativa. La capacidad solar acumulada aumentó un 182% entre 2018 y 2023, pero el empleo estadounidense en operaciones y mantenimiento aumentó un 91% durante ese período, según datos de IREC.
Los promedios de pérdida de potencia variaron ampliamente según los mercados regionales, con las regiones ERCOT y PJM superando un promedio de $ 7,100 por MW, como se ve a continuación.
En EE.UU., los inversores fueron la principal causa de pérdidas de potencia (39%), seguidos de los strings (22%) y los combinadores (19%). En los mercados ERCOT y MISO, más del 50% de las pérdidas de energía se atribuyeron a problemas con los inversores.
Los riesgos meteorológicos extremos variaron mucho según la región. Según Raptor Maps, los activos de ERCOT tenían 16 veces más probabilidades de sufrir daños por fenómenos meteorológicos que los de la región ISO de Nueva York. La región ERCOT de Texas está especialmente expuesta a los daños causados por el granizo, además de ser vulnerable a los huracanes. Los activos del sudeste tenían un riesgo de daños por fenómenos meteorológicos 6,5 veces mayor que los de NYISO.
Con una capacidad mundial que supera los 2 teravatios (TW) sólo dos años después de alcanzar 1 TW, los principales operadores están adoptando la automatización, el diagnóstico por software y la robótica para combatir los retos operativos y garantizar la competitividad de costes a largo plazo», señala el informe.
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