Solarletter #15_ES - ¿Que ha ocurrido en Alemania desde el cierre de las nucleares?
También: Francia, 912 MWp adjudicados en la última subasta, Puesta en marcha del parque fotovoltaico más grande de Europa y Módulos TOPCon, un futuro prometedor
Hola a todos y bienvenidos de nuevo a Solarletter. Mi nombre es Imanol Matanza y trato de compartir contigo las últimas noticias, avances tecnológicos y tendencias en el campo de la energía fotovoltaica. A través de Solarletter, espero aportarte información valiosa, análisis de mercado, estado del arte y pequeños consejos prácticos que te ayudarán a mantenerte al tanto de los desarrollos más recientes en la industria fotovoltaica.
Siempre estoy abierto a sugerencias, preguntas y comentarios, así que no dudes en contactarme. ¡Si te gusta, no dudes en subscribirte y compartirla!
Ahora sí, vamos con un par de noticias interesantes!
¿Que ha ocurrido en Alemania desde el cierre de las nucleares?
Esta noticia no es 100 % en relación a la fotovoltaica, sin embargo, si que tiene que ver con la transición energética. Así que echemosle un ojo. Para aquellos que no conozcáis al Fraunhofer ISE, deciros que es uno de los laboratorios de investigación y desarrollo más puntero en cuanto a fotovoltaica en europa, y se encuentra en Freiburg, Alemania.
Hace justo un año, en 15 de Abril de 2023 se cerraron las últimas tres centrales nucleares en Alemania. Recordáros que aquí, cuando se inició la “Energiewende” o transición energética alemana, se decidió comenzar con el cierre de las nucleares. El accidente de Fukushima y el peso de la industria del carbón (os dejo una foto aquí debajo para que veáis su magnitud en algunos casos), motivó a los políticos alemanes a comenzar con el cierre de las nucleares. Ahora, el instituto Fraunhofer ha sacado un resumen de lo ocurrido en el último año (Link, por Bruno Burger).
En el año anterior a su cierre, las nucleares en Alemania produjeron un total de 29,5 TWh, un 6,3 % de la producción eléctrica. La duda era cómo se iba a suplir esa falta, ¿iba a ser reemplazado por producción con carbón, o a través de importaciones? Pues la respuesta está en las renovables, pues estás produjeron 33 TWh más que el año anterior. Un 58,8 % de la electricidad entre Abril 2023 y Abril 2024 provino de las renovables.
Por otro lado, la producción por parte de fuentes fósiles fue de 154,4 TWh, y se redujo un 26 % menos en comparación al año anterior.
Las razones por la cuales la generación con fuentes fósiles se redujo son varias. Entre ellas tenemos:
La caída del consumo un 2,1 % hasta los 459 TWh. Consumos privados cómo industrias han reducido su consumo, en parte debido también a los autoconsumos.
Alemania ha pasado de exportar el año anterior 21,3 TWh a importar 23 TWh este año. Aquí aclaran que la puesta el marcha de nuevo de los reactores franceses, junto a la alta producción de la hidráulica en los Alpes y paises escandinavos, ha ayudado a poner a raya las centrales de carbón alemanas.
Finalmente muestran que los precios de la electricidad han vuelto a valores previos ala guerra de Ucrania.
_
Francia, 912 MWp adjudicados en la última subasta
En la última subasta del gobierno francés a principios de Marzo, fueron adjudicados un total de 912 MWp de los 925 MW (por Serena Qian). Repartidos entre un total de 92 proyectos, el precio medio alcanzado fue de 81,9 €/MWh.
En la subasta podían participar sólo proyectos desde los 500 kWp a los 30 MWp. Sin embargo, el límite no afectaba para aquellos a instalar en zonas sin uso, cómo canteras o sitios industriales abandonados.
En total fueron 34 los promotores premiados, 21 de los cuales recibieron menos de 20 MWp. Entre los tres mayores adjudicados tenemos:
La estatal francesa EDF con 191,4 MWp, un 21 %.
Neoen con 118,9 MWp, un 13 %.
Urbasolar con 78,3 MWp, un 9 %.
Los proyectos más grandes en dicha subasta son “Centrale Photovoltaïque de Variscourt” en el norte con un total de 69 MWp y la instalación flotante “Centrale Photovoltaïque flottante du Cheylas” de 45 MWp en el sur, en una central de bombeo.
Por otro lado, el gobierno francés saca un nuevo decreto con los precios a las feed-in tarifs de los autoconsumos privados e industriales. Con este nuevo decreto, el gobierno francés fija los incentivos para instalaciones menores a los 3 kWp a los 0,153 €/kWh y a unos 0,117 €/kWh para aquellas instalaciones entre los 100 y 500 kWp.
_
Puesta en marcha del parque fotovoltaico más grande de Europa
Hasta la fecha el parque fotovoltaico de “Francisco Pizarro” en Extremadura, España, era el más grande de Europa, con una potencia total de 590 MWp. Este récord ha sido batido por la promotora Move on Energy, que acaba de empezar con la puesta en marcha del proyecto “Witznitz Energy Park”, al sur de Leipzig, Alemania. Actualmente cuenta ya con una total de 605 MWp, pero aún y todo, aún le faltan por instalar otros 45 MWp.
Con la impresionante cifra de 1,1 millones de módulos, alcanzará para verano entonces su máximo de 650 MWp, convirtiéndose así en el parque fotovoltaico dentro de Europa. Han necesitado ocupar un total de 500 hectáreas, a las que se suman otras 150 de medidas compensatorias.
El proyecto fue construido con la financiación de Hansainvest Real Assets y para ello han cerrado un PPA a 15 años con Shell Energy Europe. El proyecto ha sido construido en una antigua mina a cielo descubierto de carbón.
Cómo curiosidad, aquí en Alemania es complejo ver semejantes tamaños de parques. Las tierras están muy repartidas entre propietarios y expropiar creo que no es una opción. La única región dónde se están dando dichos proyectos, son en la zona de Alemania del Este, dónde tras la colectivización durante el período comunista, se crearon parcelas más grandes.
Aunque Iberdrola haya perdido el primer puesto, no será por mucho tiempo, pues ya han asegurado el estudio de impacto ambiental para una promoción de 1,2 GW en Portugal. Este será construido con la ayuda de Prosolia Energy, y se espera que se conecte a la red en 2025.
Desde luego, cifras increibles difíciles de imaginar… espero algún día encontrarme con algún gigante de estos, desde luego megraproyectos de ingeniería.
_
Módulos TOPCon, un futuro prometedor
En un estudio reciente de la “Plataforma nacional de experimentos de verificación de almacenamiento de energía y energía fotovoltaica” confirma la efectividad de la tecnología TOPCon junto a inversores de string (Solarbe Global).
El estudio publicado el 28 de Marzo, muestra resultados similares a los obtenidos ya en 2022 en módulos con células n-type. Comparados a módulos PERC, muestra una producción de un 2,87 % superior. Además, aseguran que existen diferencias apreciables al comparar distintos fabricantes de la misma tecnología, las cuales llegan a alcanzar incluso a un 1,63 %.
Por otro lado, cuantifican también las diferencias entre las distintas tecnologías en cuanto a la rapidez de degradación.
Y es que por el otro lado, los precios de las células n-type continúan disminuyendo (PV-Magazine). Esta semana han disminuido un 3,3 %, situándose en un precio de 55 CNY/kg a 60 CNY/kg (7,25 €/kg a 7,91 €/kg).
El consejillo de la edición
Es hora del consejillo de la edición, vamos a hablar de “half cut cells”. Seguramente a la mayoría de vosotros os venga a la cabeza una de sus principales ventajas. Y es que al estar el módulo partido en dos, aún cuando su mitad inferior se ve afectada por el sombreado, la superior aún es capaz de producir, sin llegar a verse afectado el módulo completo. Es cierto esto? La respuesta es depende, dependerá de el punto de operación del módulo o del string.
A menudo se considera de forma errónea, que aún sombreando la mitad inferior de un módulo, su parte superior seguirá produciendo de forma normal. Sin embargo, si este módulo está conectado a un string con varios módulos, probablemente, este no produzca nada (sus diódos de bypass se activarán, dejando circular la corriente). La corriente que puede circular a través de este módulo, se verá limitado a la mitad. Por lo que exstirán dos opciones, limitar la corriente al resto de módulos en el string, o bypassearlo para poder permitir al resto seguir produciendo al 100 %.
Vamos con un sencillo ejemplo:
Considerémos un módulo por el que pueden circular 10 A. A u vez se trata de un módulo “partido en dos”, en e cual, ambos se encuentran conectados en paralelo con diódos de bypass cada 2 columnas de células. En un caso de funcionamiento normal, 5 A circularán por la parte superior, mientras que los 5 A restantes lo harán por el inferior. Al darse un sombreado parcial en la parte inferior del módulo, existirán dos puntos de máxima potencia:
Los diódos de bypass no se activan, circulando sólamente 5 A por la parte superior del módulo (Zona Roja).
Los dos primeros diódos de bypass se activan, permitiendo circular 10 A a través de ellos, para luego repartirse en las últimas columnas, tanto inferior cómo superior y circulando 5 A por cada una (Zona Amarilla).
Volvamos al caso del string, pongamos que tiene 30 módulos conectados en serie. ¿Obligamos a todos producir sólo con 5 A?, o ¿Apartamos al módulo problemático para que por los otros 29 sigan circulando 10 A?
Aún y todo, la idea de cortar las células en dos trae consigo beneficios importantes en la mejora del rendimiento del módulo, os dejo por aquí algunas que se me ocurren:
Al dividir en dos la corriente, se reducen las pérdidas por Joule.
Al reducirse las pérdidas por Joule, las células mejoran su rendimiento debido a temperaturas de operación más bajas.
Al circular menos corriente, se requieren busbars de menor tamaño, aumentando la parte activa de a célula y reduciendo costes en material.
Si queréis seguir indagando en el asunto, os dejo por aquí un vídeo de GSES, en el que explican de forma sencilla el funcionamiento correcto de los mismos.
Hasta aquí la edición. Espero que os haya gustado y amenizado el café, el viaje en transporte público o inicio de la siesta. Cualquier sugerencia, recomendación o comentario podéis responder a este mismo correo.
Si te ha gustado, ayúdame a darle un segundo empujón compartiendolo en tus redes sociales, con tus amigos o compañeros de trabajo. Y si no te ha gustado, te pido disculpas, pero no se aceptan devoluciones.
¡Saludos solares!
Muy interesante como siempre. Me gustaría saber si se pudiera cuantificar el efecto de los precios de la electricidad en toda la región de que Alemania pasar de exportar neto a importar.
Su generación sigue teniendo niveles muy altos de CO2 https://www.nowtricity.com/country/germany/ -- y esos niveles de biomasa tienen que reducirse mucho todavía (sin querer abrir el debate sobre características propias)