Los puntos de decisión que hacen viable o inviable a los proyectos solares

Las mejores prácticas, sostiene el informe, requieren que el riesgo de suciedad sea perfilado repetidamente desde las primeras fases de desarrollo y validado con datos meteorológicos y de material particulado de largo plazo para la ubicación específica. | Imagen: pv magazine / Generada con IA

Un nuevo informe del Programa de Sistemas Fotovoltaicos de la Agencia Internacional de Energía (IEA-PVPS, por sus siglas en inglés) sostiene que las decisiones técnicas y económicas en los proyectos solares están tan estrechamente entrelazadas que tratarlas por separado constituye un riesgo financiero, y que las puertas de calidad introducidas en etapas tempranas del ciclo de vida de un proyecto ofrecen el mayor retorno.

El informe, Photovoltaic Project Decisions: Quality, Performance, and Economic Value (IEA-PVPS T13-36:2026), publicado por la Tarea 13, reúne a 19 autores de instituciones de investigación, organismos independientes de ensayo, empresas de analítica de operación y mantenimiento, y desarrolladores de proyectos de Europa, América y Australia. Se basa en seis estudios de caso que van desde ensayos de módulos posteriores al envío hasta modelización financiera de proyectos a escala de servicios públicos, e introduce una matriz de decisión estructurada que mapea las responsabilidades de los distintos actores a lo largo de toda la cadena de valor fotovoltaica.

Un marco para una industria fragmentada

Uno de los argumentos centrales del informe es que el problema de calidad de la industria solar no es principalmente técnico. Ya existen múltiples directrices y normas, pero su implementación “rara vez es obligatoria o se aplica sistemáticamente a lo largo de la cadena de valor fotovoltaica”. La compartimentación organizativa, los límites poco claros entre las responsabilidades de los actores y la rápida entrada de nuevos participantes en el mercado contribuyen a resultados inconsistentes.

Para abordar esto, el informe introduce una matriz de decisión que cruza los roles de los actores —inversores, propietarios de activos, desarrolladores de proyectos, EPC, operadores de O&M, proveedores de servicios, aseguradoras, fabricantes de productos y reguladores— con las fases de la cadena de valor, desde el desarrollo hasta el desmantelamiento. El ejercicio reveló brechas significativas: secciones completas del flujo de trabajo carecían de aportes de los actores responsables de ellas, en particular en los circuitos de retroalimentación entre la experiencia operativa y las decisiones de diseño.

La matriz también deja claro que las “puertas de calidad” ubicadas durante las fases de desarrollo e ingeniería, cuando el costo de intervención es más bajo, son las más rentables para prevenir fallas posteriores. Esperar hasta la construcción o la operación para abordar problemas de calidad no solo es costoso, sino que a menudo resulta estructuralmente imposible debido a los marcos presupuestarios existentes.

Laboratorios móviles

Dos estudios de caso ponen estos marcos en términos económicos concretos. El primero examina los ensayos posteriores al envío de módulos fotovoltaicos mediante laboratorios móviles. En más de 4.000 módulos de 20 proyectos y cinco fabricantes de módulos, el laboratorio móvil detectó que las mediciones de potencia en línea realizadas en fábrica sobreestimaban la producción real hasta en un 4%. La variación fue significativa no solo entre fabricantes, sino también entre lotes de un mismo fabricante.

La comparación de costos es llamativa. Los ensayos con laboratorio móvil, incluida la electroluminiscencia, cuestan aproximadamente entre 2.000 y 3.000 euros (2.286 a 3.430 dólares) por día, con capacidad para procesar entre 100 y 150 módulos. Los ensayos equivalentes en laboratorio fijo cuestan alrededor de 20.000 euros por día, incluso antes de contabilizar los costos de transporte. Los autores aclaran cuidadosamente que las instalaciones fijas siguen siendo necesarias para ensayos de estrés y trabajos en cámaras climáticas, pero el modelo móvil ofrece una alternativa atractiva para ensayos aleatorios de aceptación de lotes.

El segundo estudio de caso en azoteas, basado en instalaciones chilenas, cuantifica el costo de un análisis de sombras incorrecto durante la vida útil de un sistema. Un error que reduce el rendimiento anual entre un 3% y un 5% se traduce en cientos de kilovatios hora por año y en pérdidas financieras acumulativas. A la inversa, una mejora del rendimiento del 5% mediante una mejor selección de techos, un análisis de sombras preciso y una adecuada compatibilidad de componentes genera aproximadamente 400 kilovatios hora adicionales al año para un sistema residencial estándar de 7,7 kW, el equivalente a unos 88 dólares anuales a precios de electricidad de Chile. Los autores señalan que, en proyectos sin una planificación adecuada, las fallas tempranas suelen aparecer dentro de los primeros dos años de operación y requieren intervenciones costosas de especialistas que los presupuestos de opex nunca estuvieron diseñados para cubrir.

Suciedad, granizo y supuestos por defecto

El informe detalla decisiones que con frecuencia se toman “en piloto automático” y en una etapa equivocada del proyecto. En materia de suciedad, los autores describen un escenario común en el que los ingenieros de desempeño, presionados por los tiempos durante el desarrollo, aplican un supuesto estándar de pérdida anual por suciedad del 2%, sin variación estacional. Esta cifra puede ser razonable para climas templados, pero puede llevar a sobreestimaciones o subestimaciones graves en regiones con climas más secos. Para cuando el error se hace evidente durante la operación, los presupuestos de limpieza ya están cerrados y los cambios de estrategia requieren renegociaciones con múltiples actores.

Las mejores prácticas, sostiene el informe, exigen que el riesgo de suciedad se perfile repetidamente desde las primeras fases de desarrollo y se valide con datos meteorológicos y de material particulado de largo plazo para la ubicación específica. La dinámica del mercado también incide en las decisiones de limpieza: en mercados con un aumento de las horas de vertimiento o períodos de precios eléctricos negativos, la energía recuperada mediante la limpieza puede simplemente no inyectarse a la red, eliminando por completo la justificación económica de la acción.

En cuanto al granizo, el informe presenta evidencia forense de los eventos de tormentas convectivas de marzo de 2024 en Texas, donde tres granizadas consecutivas atravesaron cuatro grandes plantas solares a escala de servicios públicos. Dos de los cuatro proyectos no sufrieron daños directos por granizo, ya que los seguidores se habían colocado en ángulos de inclinación elevados antes de la llegada de las tormentas. En un tercer sitio, el daño se limitó a una sección de la planta donde una falla en un motor había impedido completar la posición de resguardo. Los autores citan esto como una validación directa en campo de lo que los modelos deterministas de pérdidas por granizo venían prediciendo desde hace tiempo: que las estrategias defensivas proactivas pueden evitar pérdidas catastróficas incluso ante eventos extremos.

Modelización financiera y el punto ciego del vertimiento

El capítulo de modelización financiera del informe aborda las decisiones de inversión a escala de servicios públicos antes de lo que denomina Decisión Final de Inversión, con especial atención a las pérdidas relacionadas con la red y la dinámica de mercado. A medida que más capacidad solar se conecta a los mismos nodos de red, el vertimiento puede modificar drásticamente los Factores Marginales de Pérdida (MLF, por sus siglas en inglés), un punto ilustrado por el mercado australiano, donde las rápidas incorporaciones de capacidad entre 2015 y 2025 generaron niveles de vertimiento y reducciones de MLF muy superiores a los supuestos iniciales de los proyectos.

El informe también destaca la creciente complejidad de la previsión de precios capturados a medida que aumenta la exposición merchant y los mercados eléctricos evolucionan hacia más horas con precios negativos. Los modelos financieros tradicionales construidos sobre tarifas fijas o previsiones simples de precios cada vez reflejan peor los flujos de ingresos que los proyectos realmente experimentarán durante una vida útil de varias décadas.

Implicaciones para la industria

Las recomendaciones del informe se agrupan por conjuntos de actores. Para propietarios de activos e inversores, el mensaje central es convertir los KPI de calidad en obligaciones contractuales desde el inicio del proyecto, en lugar de tratarlos como elementos de auditoría posterior a la puesta en marcha. Para desarrolladores y EPC, consiste en concentrar las puertas de calidad y las evaluaciones de riesgo en las fases en las que los costos de intervención son más bajos. Para los proveedores de O&M, supone invertir en infraestructura de monitoreo y analítica como gasto de capital bancable, en lugar de considerarla gasto operativo discrecional.

Para los responsables de políticas públicas, los autores, David Moser, Ulrike Jahn y expertos de la Tarea 13, identifican la brecha de implementación como la mayor barrera estructural para lograr resultados de calidad consistentes en toda la industria.

Se preparó una herramienta interactiva sobre las decisiones de los proyectos, disponible en: Solar PV Project Workflow (Flujo de trabajo de proyectos solares fotovoltaicos).

Autor: Ignacio Landivar

La Tarea 13 de IEA-PVPS se centra en la colaboración internacional para mejorar la confiabilidad de los sistemas y subsistemas fotovoltaicos. Su objetivo es apoyar a los actores del mercado para mejorar la operación, la confiabilidad y la calidad de los componentes y sistemas fotovoltaicos.

Las opiniones expresadas en este artículo pertenecen al autor y no reflejan necesariamente las de pv magazine.

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