Investigadores de la Escuela Nacional Superior de Minas de Rabat (Marruecos) han propuesto la construcción de una central híbrida fotovoltaica y eólica en la provincia oriental de Zagorap que utiliza almacenamiento hidráulico por bombeo (PHS). Su propuesta se basa en un estudio de simulación que optimiza el tamaño del sistema en términos económicos y técnicos.
«Propusimos esta tecnología porque los propietarios de la zona no se benefician mucho de las aguas subterráneas estacionales que atraviesan el valle, a pesar de la presencia de una presa», explica el grupo. «En consecuencia, explotaremos esta agua para generar energía y lograr la autosuficiencia energética. Aprovechando este recurso infrautilizado, pretendemos ofrecer soluciones energéticas sostenibles e impulsar el progreso económico y social de la región».
La simulación del sistema se realizó mediante el programa HOMER y se centró en la demanda energética de tres tribus del pueblo de Tazarine, a saber, Ait-Rebaa, Ait-Imnasef y Ait-Baha, con 90 casas pequeñas, 30 casas grandes, seis mezquitas, una oficina del pueblo y dos escuelas. En total, la demanda media de energía es de 1.050,92 kWh al día.
La radiación solar de la aldea es de 188,67 kWh/m2, la más baja en noviembre y la más alta en marzo, con 228,37 kWh/m2. La temperatura media a lo largo del año es de 20,82 ºC, y la velocidad media del viento es de 5,02 m/s. El índice de holgura es mínimo en junio y julio (0,63) y máximo en diciembre (1,15).
«El software de este sistema híbrido optimizó cada escenario generado a través de las distintas configuraciones de microrred para satisfacer la carga de demanda del pueblo con el menor coste energético posible», afirman los académicos. «Los resultados de los procedimientos de simulación y optimización HOMER indican que, entre los cuatro escenarios, las configuraciones del sistema se clasificaron de la más a la menos rentable económicamente. Los sistemas híbridos de energía se clasifican en 1-PV/Eólica/PHS, 2-PV/Eólica, 3-PV/PHS y 4-PV».
Cada escenario combinaba distintos tamaños de módulos fotovoltaicos, turbinas eólicas y unidades PHS. Se supuso que los módulos solares eran paneles monocristalinos de 350 W, con una eficiencia del 18,04%, instalados en una pendiente de 31 grados. Cada aerogenerador tenía una potencia nominal de 25 kW, y se supuso que las unidades PHS tenían una capacidad de 245 kWh. Este sistema también podía importar o exportar electricidad de la red y tenía un convertidor de potencia de 20 kW.
Mientras que en el escenario 1-FV/Eólica/PHS, el sistema incluye 101 kW de FV, cuatro aerogeneradores y una unidad PHS, el escenario 2-FV/Eólica tiene 244 kW de FV, cuatro aerogeneradores y ningún almacenamiento. En el caso de 3-PV/PHS, el sistema tiene una FV de 207 kW, ningún aerogenerador, pero tres unidades de PHS. El escenario 4-PV incluye sólo 1.478 kW fotovoltaicos, sin aerogeneradores ni almacenamiento.
El análisis demostró que el sistema del primer escenario podía alcanzar el coste nivelado de la energía (LCOE) más bajo, de 0,03831 dólares/kWh, mientras que los escenarios segundo, tercero y cuarto alcanzaban 0,058 dólares/kWh, 0,130 dólares/kWh y 0,289 dólares/kWh, respectivamente.
«En cuanto al Coste Actual Neto (CPN), el primer escenario destaca como la opción óptima, con un CPN que alcanza aproximadamente los 262.596,2 dólares. Le sigue de cerca el segundo escenario, con un CPN medio de aproximadamente 408.232,00 dólares. Mientras que el tercer escenario le va a la zaga con un CNP medio de aproximadamente 648.911,00 dólares. El cuarto escenario destaca con un CNP significativo, que alcanza aproximadamente 1,47 millones de dólares», señalan los investigadores.
Los costes de explotación y mantenimiento (O&M) de los escenarios 1 a 4 fueron de 3.064, 4.448, 18.391 y 26.817 dólares, respectivamente. Los costes de capital fueron de 212.393, 329.647, 398.361 y 1,08 millones de dólares, respectivamente. «Los costes de funcionamiento y mantenimiento también se reducen al mínimo, mientras que el sistema alcanza una impresionante eficiencia del 86% en el consumo de energía frente a la producción», añade el equipo.
«En el escenario 1, la generación combinada de energía, el exceso de producción y el consumo eléctrico ascienden a 613.145 kWh/año, 67.781 kWh/año y 530.193 kWh/año, respectivamente», explica. «Le sigue el escenario 2, con unos 883.247 kWh/año, 323.454 kWh/año y 548.557 kWh/año. Pasando al escenario 3, los valores son de 503.794 kWh/año, 77.549 kWh/año y 3.387.112 kWh/año. Por último, el escenario 4 registra un total de 2.859,21 kWh/año, 2.460,626 kWh/año y 393.016 kWh/año, en función del modelo de tarificación».
Los científicos presentaron sus conclusiones en el artículo «Optimization and design to catalyze sustainable energy in Morocco’s Eastern Sahara: A hybrid energy system of PV/Wind/PHS for rural electrification» (Optimización y diseño para catalizar la energía sostenible en el Sahara Oriental de Marruecos: un sistema energético híbrido fotovoltaico/eólico/PHS para la electrificación rural), publicado en Cleaner Energy Systems.
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