Curvas de degradación no lineales que afectan la rentabilidad de un proyecto solar

Investigadores de la startup italiana Officina del Sole (oSole) han realizado un estudio para mostrar la importancia de las curvas de degradación no lineales en la evaluación de la rentabilidad de los proyectos solares a gran escala.

“Las curvas de degradación en los módulos fotovoltaicos son con frecuencia no lineales y este conocimiento técnico a menudo es descuidado por el mundo financiero”, comento a pv magazine Alessandro Virtuani , cofundador de oSole e investigador de la École Polytechnique Fédérale de Lausanne (EPFL) .

Virtuani señaló que las no linealidades en las primeras etapas de operación de un proyecto pueden tener un impacto económico significativo, especialmente en sitios con menores recursos solares.

“Observamos que tener estimaciones prudentes de la tasa de pérdida de rendimiento (PLR) es cada vez más importante con tasas de interés bancarias más altas y cuando se utilizan porciones más grandes de deuda”, dijo.

Los científicos dijeron que la degradación de las plantas a menudo está relacionada con la degradación de los módulos solares. Este enfoque es una aproximación que se usa con frecuencia, pero no tiene en cuenta que la degradación general de una planta podría estar relacionada con la degradación de otros componentes, como inversores, o modos de falla reversibles, como suciedad o sombra.

El grupo también sugirió que los planes de negocios se sometan a pruebas de estrés con regularidad utilizando tres tipos de curvas de degradación. Hay uno lineal con un PLR constante de -0.5 por ciento, al que llamaron caso de “referencia”. Hay una curva de dos pasos basada en la suposición optimista de que no hay degradación en los primeros 20 años de funcionamiento, seguida de un PLR de alrededor del 1,8 por ciento anual. Y también hay una curva logarítmica basada en supuestos pesimistas.

“Esto es similar a lo que se hace regularmente con las métricas P50 y P90 para evaluar el potencial de los recursos solares en la fase de ubicación”, explicó Virtuani.

El equipo simuló la tasa de retorno de interés (TIR) no apalancada para tres proyectos fotovoltaicos comerciales ubicados en diferentes regiones de Italia en dos escenarios diferentes, a los que llamaron REP 1 y REP 2. Asumieron que los costos de la estructura del proyecto eran los mismos para todas las ubicaciones.

“La atención se centró en proyectos comerciales a gran escala porque la estructura del proyecto es generalmente más detallada, toda la electricidad se vende en el mercado mayorista o con acuerdos de compra de energía, los márgenes de los proveedores en toda la cadena de valor se comprimen y el impacto de imprevistos las trayectorias de degradación pueden ser mucho más grandes que, por ejemplo, en plantas residenciales o C&I”, dijo Virtuani.

En el primer escenario, se esperaba que un proyecto tuviera un PLR de alrededor del 2 por ciento anual y del 20 por ciento después de 10 años, seguido del reemplazo completo del módulo. En el segundo escenario, se asumió que los proyectos mostrarían una degradación logarítmica de alrededor del 40 por ciento después de 10 años.

“Los costos de los módulos dentro de diez años se modelaron asumiendo un crecimiento del mercado con una CAGR del 30 por ciento y una tasa de aprendizaje histórica para los costos de los módulos del 22,8 por ciento”, dijeron los científicos.

Virtuani dijo que los científicos querían demostrar que pueden modelar cualquier escenario dado: “Estos son solo dos ejemplos con curvas de degradación simuladas, que pueden parecerse a la apariencia de una falla catastrófica del módulo, como una degradación grave inducida por el potencial (PID o agrietamiento de la lámina posterior, que aparece en la vida operativa temprana de la planta, que son ambos fenómenos observados en el campo durante la última década.”

Descubrieron que la sustitución total de los módulos después de 10 años estaría plenamente justificada si el PLR fuera superior al uno por ciento anual. Según sus hallazgos se debe modelar la viabilidad económica de un proyecto solar a gran escala para determinar si las intervenciones de renovación están completamente justificadas o no.

“Lo que es importante enfatizar aquí es que una intervención de renovación seria, como una sustitución completa de los módulos, puede y debe modelarse desde una perspectiva financiera para juzgar si estas intervenciones están justificadas o no desde un punto de vista económico”, dijo Virtuani: “Para simplificar demasiado, es probable que las fallas catastróficas que aparecen hacia el final de la vida no justifiquen una intervención tan costosa. Viceversa, estaría plenamente justificado si apareciera durante la vida temprana de la planta.”

El grupo presentó sus hallazgos en “Rentabilidad de los proyectos solares fotovoltaicos: un análisis de sensibilidad de las curvas de pérdida de rendimiento y los gastos de operación y mantenimiento”, que se publicó recientemente en RRL Solar.