Cálculos fotovoltaicos

INTRODUCCIÓN

La preocupación de que el mantra de que es posible alimentar un sistema eléctrico complejo mediante exclusivamente placas fotovoltaicas ubicadas en los tejados de las edificaciones y con baterías de respaldo, haya calado en los movimientos ecologistas y la sociedad en general, es una preocupación completamente real, dado que la idea en si misma es una simplificación extrema que ignora los más elementales principios de la ingeniería de sistemas eléctricos y sirve de cuartada perfecta, para oponerse a todo el despliegue de renovables y almacenamiento mediante bombeos, que es sumamente necesario para combatir el cambio climático antropogénico.

Naturalmente, si yo tengo en mente que llenando los tejados de placas fotovoltaicas y colocando cuatro baterías en cualquier sitio, lo tengo resuelto, no hay necesidad de colocar esos molinos enormes que afean el paisaje o esos huertos solares que canibalizan el territorio, independientemente de que cuando termine su vida útil se desmantelen y se recupere el territorio usado. Además, con una extrapolación muy gráfica, si se puede alimentar una vivienda de manera perpetua, porque no una ciudad o una isla o un país, total es lo mismo solo que más grande.

Para desmontar este mantra vamos a utilizar de base un sistema aislado con el de la isla de gran Canaria, sobre el que haremos los cálculos, las propuestas y las conclusiones.

NÚMEROS GORDOS.

Necesidad en paneles fotovoltaicos.

La isla de Gran Canaria tiene una demanda anual sobre los 3.600 GWh, siendo junto con Tenerife la isla que presenta una demanda mayor.

Para poder alimentar esta demanda con paneles fotovoltaicos que generan 450 watios por panel y con unas dimensiones de 2 x 1 metro (2 m²), se necesitarían:

Energía= Potencia instalada x 365 x 24 *factor de capacidad

De donde

Potencia instalada = Energía / (365 x 24 x F.C.) = 3.600.000 / (365 x 24 x 0,2) = 2.054,8 MW

En la actualidad Gran Canaria cuenta con una potencia instalada de grupos térmicos del orden de 900 MW, que en su conjunto podrían generar anualmente:

Energía = 900 x 365 x 24 x 0,8 = 6.307.200 MWh

Es decir, aproximadamente el triple de lo necesario. Este sobredimensionamiento se debe a que las instalaciones sufren averías, necesitan periodos de mantenimientos y otras razones.

Por tanto, si queremos un sistema altamente fiable y estable en los parámetros del actual, parece lógico mantener esta ratio de sobredimensionamiento e irnos a una potencia instalada en fotovoltaica de unos 6.200 MW, que supondrían una cantidad de 13.777.778 paneles fotovoltaicos, lo que se convertirían en unos 27.555.555 m² de superficie neta. Si tenemos en cuenta que los paneles deben tener una cierta inclinación y orientación, que unos no pueden arrojar sobras sobre otros, que se tiene que dejar espacio para las estructuras e instalaciones auxiliares, esta superficie se tiene que gravar en un 80% para ser realista lo que significa que al final necesitaremos la cantidad de 49.600.000 m².

Según la Estrategia de Autoconsumo Fotovoltaico que el Instituto Tecnológico de Canarias desarrollo para el PTECAN, la superficie máxima utilizable en los edificios de Gran Canaria sería de 37.271.153 m² y según sus cálculos, aprovechando al máximo esta superficie y que cada edificio instalara, no lo que necesita, sino el máximo que pueda instalar en su tejado, tendríamos una potencia instalada de 3.691 MW.

Por tanto, ya se puede extraer una primera conclusión y es que no hay suficientes tejados para ubicar todos los paneles fotovoltaicos que harían falta.

Entrando ahora en las valoraciones económicas suponiendo que la idea fuera factible tendríamos los siguientes costes para instalar los 13.777.778 paneles:

• Costo de los paneles solares: 2,76 mil millones de euros
• Costo de estructuras de soporte: 0,69 mil millones de euros
• Costo de inversores: 1,38 mil millones de euros
• Costo de cableado: 0,41 mil millones de euros
• Costo de instalación (mano de obra): 0,96 mil millones de euros
• Costo total inicial de la instalación: 6,2 mil millones de euros
• Costo de mantenimiento anual: 137,8 millones de euros/año

Solo la instalación inicial cuesta más de 6.000 millones de euros, sin contar costes adicionales de refuerzo de la red. El mantenimiento anual es elevadísimo y requiere una inversión continua. No se han incluido reemplazos de equipos, lo que incrementa aún más el gasto a lo largo del tiempo. Este costo no contempla la necesidad de baterías para cubrir la generación nocturna o días sin sol, que es lo que vamos a calcular a continuación.

Necesidad en baterías.

Considerando que para el caso de las baterías disminuimos las necesidades anuales a 4.100 GWh, los datos obtenidos son los siguientes:

• Para 1 noche sin sol (12 horas de almacenamiento):
  • 5.616 MWh de capacidad de baterías.
  • 1.440 Tesla Megapacks (cada una almacena 3,9 MWh).
  • Costo total: 2,88 mil millones de euros.
  • Costo de mantenimiento anual: 57,6 millones de euros/año.
• Para 7 días sin sol (168 horas de almacenamiento):
  • 78.630 MWh de capacidad de baterías.
  • 20.159 Tesla Megapacks.
  • Costo total: 40,32 mil millones de euros.
  • Costo de mantenimiento anual: 806,4 millones de euros/año.

El precio de estas baterías sería superior a 40.000 millones de euros, sin contar infraestructura ni costes de reemplazo cada 15-20 años.

Modificaciones en la red eléctrica.

Si se intentara basar el suministro eléctrico de Gran Canaria exclusivamente en paneles solares y baterías, la red eléctrica actual no soportaría esta nueva configuración sin una transformación profunda. A continuación, se detallan los principales problemas y las modificaciones necesarias para que la red pueda gestionar una matriz energética basada en generación distribuida y almacenamiento.

La red eléctrica actual está diseñada para un sistema centralizado (grandes centrales térmicas en puntos concretos), pero con una generación distribuida masiva en tejados y almacenamiento distribuido, se necesitaría una red completamente diferente. Se necesitaría un aumento de la capacidad de los transformadores y subestaciones para manejar flujos bidireccionales de energía. Construcción de líneas adicionales de media y baja tensión, ya que la energía generada en tejados debe ser transportada a consumidores en todo momento. Refuerzo de líneas de alta tensión para absorber la variabilidad de la producción solar sin comprometer la estabilidad.

La red eléctrica necesita frecuencia estable (50 Hz), pero los paneles solares y baterías funcionan con corriente continua y no aportan inercia eléctrica. Por esta razón sería necesario convertidores grid-forming para que las baterías y los paneles puedan generar una red estable sin necesidad de generación síncrona. Instalación de STATCOMs y condensadores síncronos para regular el voltaje y la frecuencia en tiempo real. Sistemas avanzados de control de potencia para evitar sobrecargas en la red por picos de generación y consumo.

Las baterías no pueden estar concentradas en un solo punto porque la demanda es distribuida, pero su instalación en múltiples ubicaciones complica la gestión de la red, por lo tanto, es imprescindible el almacenamiento distribuido a nivel de red (baterías en subestaciones y centros de carga). Control inteligente del almacenamiento con sistemas de predicción meteorológica y gestión de carga/descarga. Interconexión con sistemas de respaldo, como hidroeléctricas de bombeo o generación de emergencia.

El consumo eléctrico no siempre coincide con la generación solar, lo que provoca desajustes críticos en la red, por eso hay que implementar sistemas de gestión de la demanda (smart grid) que incentiven el consumo en las horas de mayor producción solar. Tarifas dinámicas que ajusten el precio de la electricidad en función de la generación renovable disponible. Electrificación flexible (carga de coches eléctricos programada, gestión de climatización en edificios, etc.).

Todas las cuestiones descritas tienen su materialización económica que a grandes rasgos podríamos desglosar de la siguiente forma:

• Refuerzo de transformadores y subestaciones: 500 millones de euros.
• Construcción y refuerzo de líneas de alta tensión: 1.500 millones de euros.
• Convertidores grid-forming y estabilizadores de red: 1.000 millones de euros.
• Almacenamiento distribuido en subestaciones: 3.000 millones de euros.
• Implementación de smart grid y control de demanda: 2.000 millones de euros.
• Digitalización y automatización de la red: 1.200 millones de euros.
• Costo de mantenimiento anual: 100 millones de euros/año.
• Costo total de reforma de la red: 9.2 mil millones de euros.

El coste de adaptar la red es extremadamente alto, sumando más de 9.000 millones de euros solo en infraestructura. El mantenimiento anual es significativo y requiere inversión continua. Incluso con esta reforma, seguiría habiendo problemas de estabilidad y resiliencia ante días prolongados sin sol.

Problemas con el sistema de protecciones.

Uno de los desafíos críticos en la transición a una red basada en generación distribuida y almacenamiento masivo es que los sistemas de protección actuales no están diseñados para operar en redes bidireccionales. Esto introduce problemas graves de seguridad, estabilidad y fiabilidad en el sistema eléctrico.

Las redes eléctricas tradicionales son unidireccionales, lo que significa que la energía fluye desde las centrales generadoras (térmicas, hidroeléctricas, eólicas, etc.) hacia los consumidores (industrias, viviendas, comercios).

Los sistemas de protección convencionales incluyen:

• Relés de sobrecorriente: Detectan fallos cuando la corriente supera un umbral y abren interruptores.
• Protecciones de distancia: Detectan fallos en líneas de transmisión midiendo impedancias.
• Relés diferenciales: Comparan la corriente en dos puntos para detectar fallos internos.
• Protecciones de frecuencia y tensión: Evitan que el sistema colapse por variaciones fuera de rango.

Cuando la generación fotovoltaica está en tejados de viviendas e industrias y las baterías están distribuidas por la isla, la energía fluye en ambos sentidos, lo que hace que los sistemas de protección convencionales fallen en su propósito. Para adaptar el sistema de protecciones a una red con fotovoltaica y almacenamiento masivo, se necesitan cambios radicales:

• Protecciones adaptativas: Relés que ajusten sus umbrales dinámicamente en función de la dirección del flujo de energía.
• Monitorización avanzada en tiempo real: Uso de sensores en toda la red para detectar cambios instantáneos en corriente, voltaje y frecuencia.
• Protecciones basadas en comunicación (IEC 61850): Relés e interruptores inteligentes conectados por fibra óptica para tomar decisiones en milisegundos.
• Sistemas anti-isla avanzados: Métodos más eficaces para detectar y desconectar zonas de la red que se hayan separado involuntariamente.
• Protecciones de frecuencia con respuesta ultra rápida: Incluir almacenamiento inercial o electrónica de potencia avanzada para evitar oscilaciones de frecuencia peligrosas.

Obviamente todas estas modificaciones presentan un coste que podríamos desglosar, de manera aproximada de la siguiente forma:

• Instalación de relés y protecciones adaptativas: 800 millones de euros.
• Sensores y sistemas de monitoreo en tiempo real: 600 millones de euros.
• Implementación de protecciones IEC 61850: 500 millones de euros.
• Desarrollo de sistemas anti-isla avanzados: 400 millones de euros.
• Instalación de sistemas de respuesta rápida de frecuencia: 700 millones de euros.
• Digitalización completa de subestaciones y protecciones: 900 millones de euros.
• Costo de mantenimiento anual: 50 millones de euros/año.
• Costo total de la reforma del sistema de protecciones: 3,9 mil millones de euros.

La modernización del sistema de protecciones costaría casi 4.000 millones de euros, además el mantenimiento anual es elevado, lo que implica una inversión continua. Esta inversión sería necesaria en un hipotético escenario de sistema fotovoltaico exclusivo dado que, sin estos cambios, la red no podría operar de manera segura con generación distribuida y almacenamiento masivo.

PROBLEMAS DE ESTABILIDAD, SEGURIDAD Y CONTINUIDAD DEL SUMINISTRO.

Para que un sistema eléctrico sea estable, confiable y eficaz se tienen que cumplir tres requisitos básicos:

1. Estabilidad dinámica entre generación y demanda.  En todo instante, la generación eléctrica debe igualar la demanda. Esto implica disponer de fuentes que puedan ajustar su producción rápidamente para compensar variaciones de consumo o producción.
2. Limitación en la penetración de generación no gestionable. Las fuentes no gestionables (fotovoltaica, eólica) no deberían superar aproximadamente el 50% de la generación total. Se requiere siempre una proporción significativa de generación gestionable (hidráulica, térmicas renovables) que pueda activarse según necesidades.
3. Existencia de generación rodante con suficiente inercia y corrientes de cortocircuito. Se necesita generación rotativa (máquinas síncronas) para aportar inercia al sistema, estabilizando la frecuencia. Las corrientes de cortocircuito proporcionadas por esta generación son fundamentales para el

correcto funcionamiento de las protecciones eléctricas.

Problemas con la estabilidad dinámica.

La generación fotovoltaica depende directamente de la radiación solar, que varía notablemente en plazos muy cortos (minutos o incluso segundos). Paso de nubes: puede reducir la potencia generada en cuestión de segundos hasta un 70-80%. Cambios meteorológicos imprevistos: lluvias repentinas, niebla, o calima pueden disminuir drásticamente la producción solar durante horas o días completos. Estos cambios repentinos generan fluctuaciones muy rápidas que son difíciles de compensar con almacenamiento limitado en baterías. Así por ejemplo una instalación fotovoltaica que produzca 100 MW puede caer repentinamente a menos de 20 MW en minutos debido al paso de una formación nubosa densa. Esto provoca una caída súbita en la generación, desbalanceando instantáneamente la relación entre generación y demanda, poniendo en peligro la estabilidad del sistema.

Por otro lado, la generación fotovoltaica varía significativamente según la estación del año. En invierno, los días son más cortos, el sol está más bajo en el horizonte, y el clima tiende a ser más nublado, lo que reduce considerablemente la producción. En verano, aunque la producción total aumenta, la alta temperatura puede reducir la eficiencia de los paneles solares (aproximadamente un 0,5% por cada grado por encima de los 25 °C). Esto hace muy difícil planificar una generación estable durante todo el año basada exclusivamente en energía fotovoltaica.

Las centrales eléctricas convencionales (hidráulicas, térmicas) pueden encenderse, apagarse o regularse según la demanda en tiempo real. En contraste, la generación fotovoltaica no puede controlarse a voluntad: si hay sol, produce; si no lo hay, no produce. No se puede aumentar la generación fotovoltaica rápidamente para responder a aumentos súbitos en la demanda. Durante un pico repentino de demanda (por ejemplo, al atardecer en invierno), justo cuando la generación fotovoltaica cae rápidamente a cero, se crea una brecha de suministro que las baterías difícilmente pueden cubrir debido a su capacidad limitada.

Aunque la tecnología de predicción meteorológica ha mejorado, sigue siendo imposible predecir con exactitud los cambios en la radiación solar en ventanas cortas de tiempo (minutos-horas). Esto obliga a mantener reservas de generación firmes (convencional o almacenamiento masivo) permanentemente disponibles para compensar errores en las predicciones, elevando los costos y la complejidad operativa del sistema. Un error en la predicción meteorológica puede significar que un sistema tenga que activar generación firme de emergencia o descargar baterías mucho más rápido de lo planificado, comprometiendo aún más la estabilidad operativa.

Problemas con el balance generación gestionable y generación no gestionable.

La generación no gestionable es aquella que no puede controlarse directamente ni adaptarse a la demanda en tiempo real. Su producción depende exclusivamente de factores externos, principalmente las condiciones climáticas. El mejor ejemplo es la generación fotovoltaica, produce energía cuando hay sol, no puede incrementarse ni reducirse según necesidades del sistema, es completamente dependiente de la radiación solar y factores meteorológicos. Por esta razón nos podemos encontrar que, a mediodía, en días soleados, la generación fotovoltaica puede superar en varias veces la demanda, haciendo necesario almacenar enormes cantidades de energía o «apagar» instalaciones solares (vertidos energéticos), lo cual es altamente ineficiente. Por otro lado, durante una semana nublada, la producción fotovoltaica puede caer hasta un 80-90%, obligando al sistema a depender exclusivamente de baterías. Dado que la capacidad de almacenamiento es limitada, esto puede provocar graves crisis de suministro eléctrico. Como hemos visto anteriormente, para cubrir una semana sin generación solar, una isla como Gran Canaria necesitaría más de 78.000 MWh de baterías, lo que implicaría inversiones superiores a 40 mil millones de euros, una cantidad insostenible económica y ambientalmente.

La experiencia práctica en sistemas eléctricos aislados, como los insulares (Canarias, Hawái, Azores), ha demostrado que una penetración segura y eficiente de generación no gestionable no puede superar el 50% en ningún momento. Por encima de este umbral aumenta rápidamente la complejidad operativa, los costes en almacenamiento y sistemas auxiliares se disparan, la estabilidad dinámica del sistema se degrada significativamente.

La potencia rodante suficiente.

Uno de los pilares fundamentales para la estabilidad de un sistema eléctrico es contar con suficiente potencia rodante (generación síncrona rotativa) que aporte inercia mecánica y asegure las corrientes de cortocircuito adecuadas. Sin este componente, un sistema basado solo en fotovoltaica y baterías se vuelve altamente inestable y vulnerable a fallos eléctricos.

La inercia eléctrica es la capacidad de los generadores síncronos de mantener estable la frecuencia del sistema (50 Hz en Europa) frente a variaciones súbitas de generación o demanda. En los sistemas eléctricos convencionales, las turbinas de centrales térmicas, hidroeléctricas o de biomasa están acopladas a alternadores síncronos rotativos. Estos generadores almacenan energía cinética en su masa giratoria y si hay un cambio repentino en la demanda o la generación, esta inercia absorbe el impacto, evitando fluctuaciones bruscas de frecuencia.

Los paneles solares no aportan inercia porque generan electricidad a través de inversores electrónicos. Las baterías tampoco generan inercia, ya que entregan energía a la red a través de inversores sin componentes mecánicos rotativos y sin inercia, cualquier perturbación en la red (una desconexión, un fallo de línea o una subida/bajada repentina de carga) provocará fluctuaciones instantáneas de frecuencia mucho más rápidas y peligrosas.

Las corrientes de cortocircuito son esenciales para que los sistemas de protección eléctrica funcionen correctamente en caso de fallos en la red. En una red tradicional, si ocurre un cortocircuito (por ejemplo, una línea dañada por una tormenta), los generadores síncronos suministran altas corrientes de fallo (5 a 10 veces la corriente nominal). Estas altas corrientes son detectadas por los relés de protección, que ordenan abrir interruptores para aislar el problema y evitar un colapso del sistema.

En cambio, en los sistemas fotovoltaicos con baterías los inversores electrónicos no pueden entregar grandes corrientes de cortocircuito, ya que están diseñados para limitar la corriente que suministran. Si la red pierde su capacidad de generar altas corrientes de cortocircuito, los relés pueden no detectar los fallos, dejando partes de la red en un estado inseguro lo que aumenta el riesgo de incendios eléctricos, daños en equipos y fallos en cascada.

CONCLUSIONES.

Un sistema eléctrico basado exclusivamente en fotovoltaica y baterías es técnica y económicamente inviable debido a su incapacidad para garantizar estabilidad dinámica, su dependencia absoluta de condiciones meteorológicas impredecibles, la falta de generación síncrona que aporte inercia y corrientes de cortocircuito, y la necesidad de un almacenamiento masivo desproporcionado que supera cualquier umbral realista de coste y espacio. Las baterías, aunque útiles para suavizar la intermitencia renovable, no pueden sustituir una generación firme y gestionable, ni aportar estabilidad estructural al sistema. Sin generación rotativa, la red sería altamente inestable, vulnerable a apagones en cascada y operativamente incontrolable.

La única forma viable de diseñar un sistema eléctrico sostenible y confiable en una isla como Gran Canaria es con un mix energético equilibrado, combinando fotovoltaica y eólica como fuentes renovables principales, almacenamiento estratégico con batería y bombeos, y potencia de reserva sustentada en hidrógeno verde o sus derivados. Cualquier otro enfoque basado exclusivamente en fotovoltaica y baterías es una fantasía técnica condenada al fracaso.