Se trata de una cuestión increíblemente compleja, pero podemos ponerte en marcha ignorando algunas de las cuestiones más peliagudas y llegar a un resultado del tipo "orden de magnitud".
Las células fotovoltaicas producen una potencia determinada (vatios) que es aproximadamente proporcional a la irradiancia (vatios/metro cuadrado) a la que están expuestas, corregida en función del ángulo de incidencia contra su superficie. La temperatura y el contenido espectral de la luz afectan a la "curva" que describe la relación entre la potencia de salida y la irradiancia.
Los módulos fotovoltaicos fabricados para la generación de electricidad se prueban a 1000 W/m², a una temperatura de célula de 25C. Esto corresponde aproximadamente a la irradiancia máxima prevista en la superficie de la Tierra en lugares soleados. Los picos diarios reales en verano tienden a situarse entre los 800 y los 1100 W/m2 en la zona central de EE UU. La irradiancia horizontal en la parte superior de la atmósfera terrestre es de 1.350 W/m2 de media, aunque es un poco mayor en enero, cuando la Tierra está más cerca del Sol.
Un módulo solar con una eficiencia del 80%, expuesto a 1000 W/metro cuadrado, produciría aproximadamente 800 W instantáneamente. Esto simplifica un poco las cosas, pero es una forma veraz de describir el resultado.
El problema para tus cálculos es que la irradiancia cambia constantemente, al igual que la temperatura ambiente, la nubosidad y otros factores que influyen enormemente en la potencia. Conocer el pico de potencia en un momento dado no es útil, porque los picos de potencia no nos permiten vivir: necesitamos saber la energía producida a lo largo del tiempo, integrando los cambios de irradiancia y teniendo en cuenta las pérdidas de eficiencia y las condiciones meteorológicas, para determinar la cantidad de energía producida (medida normalmente en kilovatios-hora (kWh) en EE.UU.).
Esto sería muy difícil, salvo que el NREL (US National Renewable Energy Labs) ha hecho la mayor parte de ese trabajo por usted, en su paquete SAM (Modelo de Asesor de Sistemas) que es una aplicación gratuita (es necesario registrarse) muy potente, pero relativamente fácil de usar.
A continuación se muestran los resultados de dos simulaciones rápidas con un hipotético módulo eficiente al 80%:
El sistema simulado:
- Módulo: 80% de eficiencia, 1,0 m^2, 800W-DC de salida en condiciones de prueba estándar.
- Inversor: 97% de eficiencia
- Pérdidas en CC y CA: Pérdidas estándar para la conversión de CC y CA, SIN incluir las pérdidas de transmisión de la red pública, ~0,88 incluyendo la suciedad, las pérdidas de CC y las pérdidas de CA.
- 1 acre de espacio (~4000 metros cuadrados)
- Coeficiente de cobertura del suelo de 0,33 (33% de la superficie del suelo está ocupada por módulos)
- Inclinación del módulo: 30 grados
Esto nos da 1320 módulos, para un tamaño de sistema de CC de 1,056 MegaWatios (bonito número redondo), utilizando valores comúnmente usados para GCR e inclinación. El esquema es un poco conservador y supone que disponemos de mucho espacio y que nuestro objetivo es la producción anual máxima, no la producción mensual.
El coste de instalación de un sistema como éste, utilizando las tarifas actuales de inversores, bastidores y mano de obra, y un poco de margen para los instaladores y financieros, sería de unos 500.000 USD + el coste de los módulos. Hoy en día, los módulos fotovoltaicos cristalinos cuestan unos 0,85 dólares por vatio en el mercado a gran escala. No voy a especular sobre el coste de unos hipotéticos módulos con una eficiencia del 80% (pero puedo prometer que no serán tan baratos como afirman los investigadores).
Resultados de la simulación:
Site 1: Nevada Desert. Meteorological source, NREL TMY2, Las Vegas Station
Net annual energy produced: 1,989,000 kWhs
Site 2: Florida. Meteorological source, NREL TMY2, Tallahassee Station
Net annual energy produced: 1,586,000 kWhs
Site 3: Alaska. Meteorological source, NREL TMY2, Anchorage Station
Net annual energy produced: 1,010,000 kWhs
Reducirlo a una "fórmula" utilizable sería sencillo: cada acre de terreno dedicado a esta tecnología generaría anualmente los valores mencionados. Se puede ver que las condiciones regionales contribuyen a una relación de casi 2:1 en la producción esperada. Globalmente, la energía solar ha sido más popular en lugares política y financieramente favorables que medioambientalmente, pero los planes a largo plazo favorecerían a las regiones con buenas condiciones medioambientales.
NOTAS:
Esta simulación utiliza parámetros aceptados para estimar la producción de sistemas realistas, pero estos módulos hipotéticos hacen enormes suposiciones. La experiencia nos ha demostrado que las nuevas tecnologías nunca funcionan en el mundo real como en el laboratorio. Las tecnologías de capa fina llevan más de 30 años en desarrollo y apenas llegan al 12,5%, mientras que el silicio cristalino alcanza el 15% y cuesta menos por vatio (gracias a la enorme infraestructura de fabricación).
He ignorado un GRAN problema con el suministro de grandes cantidades de energía renovable a una red. Cuando se supera el 15% de penetración distribuida en una red, las cosas se vuelven inestables rápidamente. Es necesario disponer de métodos de almacenamiento para garantizar que los periodos de exceso de producción no se desperdicien y que la energía siga estando disponible durante los periodos de producción reducida. Se trata de un problema no trivial para los grandes sistemas.
También he ignorado el problema de la transmisión. Aunque se pudiera producir toda la energía del mundo en Nevada, no se podría llevar a donde hace falta. Una de las ventajas de la generación distribuida es la capacidad de generar cerca de las cargas a las que sirven, reduciendo las pérdidas de transmisión.
Creo que no puedo adjuntar archivos, pero dime si es posible que envíe o adjunte el .zsam archivo de simulación que he utilizado, y estaré encantado de proporcionárselo.
