Energia Fotovoltaica

San Juan- Cañada Honda
El indice de intermitencia o factor de capacidad

Para entendernos mejor, prefiero el primer bautismo, frente al convencional, factor de capacidad. La razón es que el nombre sugiere de por si la causa. Imaginemos una turbina eolica de 2,1 Megawatios cuyo costo es u$s 7 millones (Valle de Arauco). El factor de capacidad es 29,80% para esa zona pero el mismo aero tiene en el parque eolico Pedro Moran de Comodoro 56,88%, en Pto Deseado 52,83% y en Santiago del Estero 8,77. % ¿Cuál es la razón? Muy sencillo.

Los índices de intermitencia contemplan justamente eso: en cada zona de las expresadas, el CREE (Centro Regional de Energía Eolica) ha procedido a colocar un anemómetro que se encargó de medir durante un tiempo prolongado siempre mayor a un año, las distintas velocidades y dirección de los vientos como asi también la energia simulando para todos los casos, la presencia de la misma turbina. El trabajo es meritorio, y merece el reconocimiento de todos los que hemos estado involucrados en la materia desde hace más de treinta años. Recomiendo visitar la página www.sigeolico.com.ar ¿Qué significa el 8,77 de Santiago respecto del 56,88 de Comodoro? Simplemente que de las 8760 horas que tiene un año podemos esperar que para Santiago solo son 768 (0,0877. 8760) las que tienen la energía eolica suficiente para esperar que los 2, 1 Megawatios de la turbina sean aprovechados plenamente. Recordemos que energía es potencia por tiempo y se mide en megavatios hora Anualmente entonces, es posible esperar para Santiago del Estero, 2,1 megawatios x 768 horas = 1612 Megawatios hora. En contraposición, con el mismo aerogenerador de 2,1 Mw, en Pedro Moran o Rada Tilly, Comodoro Rivadavia, las cuentas arrojaran,

0,5688 . 8760 horas. 2,1 Mw = 10.463 Mw hora / año

Lo cual significan 6,5 veces mas producción que los 1612 de Santiago, cuyos vientos tienen una intermitencia 6,5 veces mayor que los de nuestra Patagonia, con lo cual Santiago del Estero debería ser totalmente descartada para inversiones eolicas.

A menos que los funcionarios responsables sean concientes de la situación y escuchen sin soberbias todas las campanas , sobre todo aquellas en que solo se busca la verdad sin intereses de ninguna índole. Como conclusión, entonces, el índice de intermitencia, factor de capacidad o índice de utilización es el coeficiente que refleja la inconstancia de las energías naturales que, valga la redundancia, están sujetas a intermitencias.

Aunque ya lo hemos tratado, con las disculpas del caso por la reiteración, digamos que la intermitencia puede ser aleatoria o circunstancial, caso viento, o también sistemática, como la solar, en que el día y la noche son el mejor ejemplo.

Veamos los parámetros del coeficiente de intermitencia de la radiación solar que es precisamente el objetivo de la presente nota. Así como el CREE ha hecho en muy poco tiempo el estudio y la recopilación ya mencionada, desde hace mas de tres décadas ASADES ha hecho lo mismo con la radiación solar diaria para distintos puntos del territorio nacional dando los valores expresados en Kw hora por metro cuadrado de superficie para los solsticios de invierno y verano.

 Veamos el significado para referirlos a un índice de intermitencia. Al igual que en el caso del viento, si el mismo fuera constante y de intensidad adecuada (40 Km/hora) la energía anual seria los 2,1 Mw multiplicado por las 8760 horas anuales.

En el caso de la radiación solar la potencia que nos envía Febo llamada constante solar es 1,3 Kw por metro cuadrado pero para redondear la que finalmente arriba al suelo es 1Kw. Sin embargo la rotación terrestre se encarga de repartirla de la mejor forma en la superficie esférica, Así por ejemplo, de los 24 kwhora diarios, en Necochea recibimos para junio, 1,88 Kwhora por dia y metro cuadrado de superficie cuando en San Juan son 3,06 y 8,2 para diciembre. Visto como coeficiente de intermitencia, seria 0,1275 y 0,34 para el verano, cuenta que surge, con el mismo concepto, de dividir la radiación real medida por ASADES, absolutamente indiscutible, por los 24 Kwhora por dia teóricos que generarían las celdas si trabajaran las 24 horas, y como elemento de comparación contra una turbina hidráulica o las termoeléctricas que son ininterrumpidas.

 En otras palabras el coeficiente sirve para comparar económicamente las distintas alternativas de inversión, separando la real de la aparente. Ejemplo: cada turbina eolica de 2,1 Mw cuesta 7 millones de dólares, inversión aparente, ya que la real, a efectos de comparación con una termoeléctrica son los 7 millones divididos por el coeficiente de intermitencia que para Arauco es 0,293, para Comodoro 0,56 y para Santiago 0,087.

 El mismo precio aparente para la misma maquina pero el real de Comodoro un precio “oferta “con un descuento a cargo de la naturaleza del 84 % frente al real de Santiago. ( 1 – 0,087/0,56 )

De la misma forma, el costo aparente de la inversión fotovoltaica “grid connection” dispuesta en Cañada Honda es u$s/Kw 6250 y si separamos los reales para invierno y verano serian u$s. 49.019 y 18832.
Para el periodista que escribe la nota en el suplemento Cash de Pagina 12 del 27-03-11 que menciona un 600 % mas cara que la térmica le aconsejo cambiar de asesor por cuanto los 20 Mgwatios corresponden a la potencia instalada y no a la generación , es decir sin tener en cuenta los índices de intermitencia. Supongamos que tomamos el promedio de los 3,02 y 8,2 (5,61). La inversión real son u$s/ Kw 26.789 que frente a los u$s/Kw 1160 térmicos de Barragán son 2309% mas y no 600% como se menciona en la nota.

Le falta autoridad moral al Sr Callejas para criticar al gobierno actual acerca de las inversiones en energía nuclear cuando fue participante responsable del estancamiento durante 20 años de Atucha II (Alfonsin 1983/1989) y de los costos de la misma que hoy dia cuatriplican los normales de cualquier inversion del mundo.

Veamos si con estas diferencias justificamos , tal cual dice la nota , “la energia producida a costos minimos”:

Costos Anuales de depreciación
( 20 años) Termica : 58 u$s
Fotovoltaica 1339
Costo financieros 5% Termica 58
Fotovoltaica 1339
Costos Operativos por Kw/año
Termica
Combustible gas, consumo 0,35 m3 por kwhora 3066 m3/año . 0,27 = 827,82 u$s
Fotovoltaica: 0
Total costos por Kw de inversion real:
FOTOVOLTAICA 2678.-
TERMICA 943.-
DIFERENCIA ANUAL POR kW ( 1735.)-
Los cálculos son unitarios, es decir por kw invertido

Una turbina a gas estacionaria de 4,66 Mw que cuesta 5,4 millones u$s es equivalente a los 125 Millones de inversión de los 20 Mw fotovoltaicos

Potencia Total 4.660 Kw

Déficit anual 8.085.000 u$s (1,5 veces costo turbina equivalente)

En definitiva, el problema no acaba con los 119,6 millones de dólares iniciales sino que además deberá sumarse una perdida anual de 8.085.000 u$s con la cual se podrían comprar cada año 1,5 turbinas a gas adicionales que al cabo de los 20 años supuestos para la depreciación significan 53 en total,

Sigamos Sumando…

Al igual que la energía eolica Grid Connection la fotovoltaica acoplada a línea se incorpora automáticamente al Servicio Publico cuando aparece el sol y las pantallas acusan la radiación elevando su voltaje.

 De la misma forma lo hacen las sesenta turbinas eolicas instaladas en nuestro territorio a medida que el viento supere los 3 a 4 m/seg., a diferencia de las demás alternativas en las cuales es necesaria la aprobación de CAMMESA, organismo que controla la secuencia de entrada en base a la optimización económica. Las usinas hidroeléctricas, nucleares y termoeléctricas constituyen lo que se llama la energía de base. Conceptualmente, según ya hemos explicado, la entrada intermitente a la línea de una usina eolica, al mantenerse el consumo constante, obliga a reducir la producción de una Usina de base en la misma proporción. Como conclusión, sale de servicio parcialmente una Turbina Francis de Piedra del Águila cuyo precio es el spot del MEM y entra en reemplazo a la línea una energía sumamente cara, del orden de 3 a 4 veces mayor. Mas de un lector defensor del sistema me podrá decir que la relación de potencia entre la de base y la fotovoltaica de San Juan es insignificante lo cual es cierto pero ¿vale la pena distorsionar todo un mecanismo de control para confundirse y confundirnos a nosotros mismos, perdiendo tiempo en aclarar temas de un nivel y una importancia intrascendente, mirando las plantas sin ver el bosque?

Nota importante: La elección de Santiago del Estero como índice de referencia no es arbitraria. Con solo acceder a Internet el lector podrá informarse adecuadamente. Aconsejamos leer la nota comparativa de las energías solar, eolica e hidráulica que pertenece al blog y que es de por si elocuente.

Fe de Erratas


Desde España, un muy buen amigo de Juan interfiere para corregir un involuntario error deslizado en la presente nota:

“Si vosotros teneis una perdida anual equivalente al importe de 1,5 turbinas de gas durante 20 años, la perdida total al cabo de ese lapso no son 30 turbinas sino 3325, cifra que surge de elevar1,5 al exponente 20. (1,5²⁰ = 3325). Como es obvio, entendereis que solo el estado puede soportar ese déficit, con lo cual resulta difícil entenderlo bajo ese punto de vista. Mejor pensais que lo que pierde uno lo gana el otro en cuyo caso imaginaos que tu estais del otro lado y en lugar de gastar u$s125 millones en 20 Mw fotovoltaicos invierteis 5,6 en una turbina de gas de 4,6 Mw equivalente que te arrojan un resultado anual de 1,5 x 5,6. Reinvirtiendo ese superavit durante 20 años tendreis 3325 turbinas, ademas de los 119,4 millones de diferencia originales ”




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Ing. Enrique O.Nielsen

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