AtlanticPV

INTEGRACION DE LA ENERGIA FOTOVOLTAICA FLOTANTE MARINA EN LA COSTA ATLANTICA

Detalles del proyecto

• Acrónimo: AtlanticPV

• Referencia: PID2021-127876OB-I00

• Fecha de inicio: 01-09-2022

• Fecha de fin: 31-08-2025

• Presupuesto: 95 590 €

Participantes

La Universidad de Vigo a través del Grupo EN.EDI: https://www.uvigo.gal/es

Descripción

El proyecto AtlanticPV aborda el desarrollo y análisis de sistemas fotovoltaicos flotantes en entornos marinos, con especial atención a la costa atlántica, como solución innovadora para la generación de energía renovable en zonas costeras. Ante las limitaciones de espacio y los conflictos de uso del suelo que presentan las instalaciones fotovoltaicas terrestres, la fotovoltaica flotante marina (FVF) se plantea como una alternativa estratégica para ampliar el despliegue de esta tecnología sin comprometer otros usos del territorio.

La instalación de sistemas fotovoltaicos en el mar plantea desafíos técnicos y ambientales que requieren un enfoque multidisciplinar. El proyecto analiza el impacto del oleaje sobre la producción energética, comparando configuraciones fijas y flotantes, y evaluando la variabilidad de la irradiancia en función de la inclinación de los paneles.

Además, se incluye la emulación en laboratorio del comportamiento dinámico de los paneles mediante una plataforma Stewart, con el objetivo de validar modelos de generación y estrategias de seguimiento del punto de máxima potencia (MPP) en condiciones reales. Finalmente, se estudia la capacidad de la red eléctrica costera para absorber la energía generada, proponiendo alternativas de evacuación (CA, HVDC) y posibles refuerzos en la infraestructura existente.

Objetivos

El objetivo principal del proyecto AtlanticPV es analizar la viabilidad técnica, ambiental y energética de las instalaciones fotovoltaicas flotantes (FVF) en entornos marinos, con especial atención a la costa atlántica.

Para ello, se establecen los siguientes objetivos específicos (OE):

• Análisis del recurso solar en el entorno marino, incluyendo la recopilación y tratamiento de datos meteorológicos y oceanográficos.
• Evaluación del impacto de las condiciones ambientales (viento, oleaje, corrientes) sobre el comportamiento de los sistemas de generación FVF.
• Modelado y simulación de estructuras flotantes, incluyendo su respuesta dinámica ante condiciones marinas variables.
• Estudio de la disposición, orientación y conexión eléctrica de los paneles fotovoltaicos en plataformas flotantes.
• Análisis de zonas viables para la implantación de FVF, considerando restricciones ambientales, batimetría, compatibilidad con otras actividades (pesca, navegación) y sinergias con parques eólicos offshore.
• Estimación de la producción energética en condiciones reales, teniendo en cuenta efectos como el sombreado, la desorientación, la refrigeración y el ensuciamiento por salmuera.
• Análisis dinámico de la generación, incluyendo la emulación en laboratorio mediante plataforma Stewart para estudiar el comportamiento de paneles e inversores bajo oscilaciones marinas.
• Evaluación de la integración de la energía generada en la red eléctrica costera, considerando infraestructuras existentes, alternativas de evacuación (CA, HVDC) y propuestas de refuerzo de red.

Actividades Realizadas

Durante el desarrollo del proyecto AtlanticPV, se han llevado a cabo diversas acciones orientadas a evaluar el comportamiento y la eficiencia de sistemas fotovoltaicos flotantes en entornos marinos reales. Estas actividades combinan simulaciones numéricas, análisis espectral del oleaje, modelado solar avanzado y ensayos experimentales, con el objetivo de entender cómo las condiciones oceánicas afectan la captación de irradiancia y el rendimiento energético de los paneles.

Simulación del oleaje y evaluación de captación solar

Se desarrolló una simulación numérica en MATLAB para representar el comportamiento de una plataforma fotovoltaica flotante bajo condiciones reales de oleaje. La reconstrucción del mar se realizó a partir de espectros horarios reales reconstruidos obtenidos de la boya Cabo Silleiro Exterior de Puertos del Estado, aplicando la teoría de Stokes de segundo orden.

La plataforma se modeló con cinco grados de libertad, permitiendo calcular en cada instante la inclinación y el azimut del panel solar en respuesta al movimiento del mar. Esta información se utilizó para simular la orientación dinámica del panel flotante a lo largo del tiempo.

Posteriormente, se incorporaron datos de radiación solar procedentes de la estación meteorológica de MeteoGalicia en Baiona, seleccionada tras un análisis comparativo con el modelo ERA5. Con estos datos, se evaluó cómo distintas inclinaciones estructurales afectan la captación de irradiancia en un sistema flotante, comparándolo con un sistema fijo en tierra.

Simulación dinámica de plataforma triangular flotante

Este vídeo presenta una simulación dinámica del movimiento de una plataforma fotovoltaica triangular flotante sometida a condiciones de oleaje marino simulado. El entorno marino se modela utilizando datos espectrales reales, lo que permite replicar estados del mar representativos.
La simulación considera los efectos de la flotabilidad y la influencia del sistema de amarre sobre la estabilidad y la respuesta estructural de la plataforma. Esta visualización proporciona una comprensión clara del comportamiento hidrodinámico de la estructura en condiciones reales.

Emulación Plataforma Stewart

Se ha llevado a cabo un ensayo en laboratorio utilizando una plataforma Stewart, capaz de reproducir movimientos similares a los inducidos por el oleaje marino. Sobre esta estructura se instaló un panel fotovoltaico conectado a un microinversor, con el objetivo de estudiar cómo las oscilaciones afectan a la producción eléctrica y al comportamiento del sistema de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT).

Este ensayo nos permitió extraer parámetros clave para el análisis de los efectos del oleaje en el rendimiento del panel fotovoltaico. A partir de las mediciones obtenidas, pudimos evaluar cómo las variaciones dinámicas influyen en la generación eléctrica.

Ensayos de sombreado y respuesta del inversor

Se ha realizado un ensayo experimental en laboratorio para analizar el comportamiento de un inversor fotovoltaico ante variaciones rápidas en la irradiancia. Para ello, se conectaron dos paneles solares en serie a un inversor.

Durante el ensayo, se aplicaron sombras controladas sobre el montaje fotovoltaico y posteriormente se retiraron, permitiendo observar el tiempo de respuesta del inversor al recuperar los niveles normales de potencia.

Hibridación de Parques Eólicos Marinos: Análisis de Sombras

La hibridación de parques eólicos offshore con sistemas fotovoltaicos es una solución innovadora para maximizar la generación renovable en entornos marinos. Sin embargo, el sombreado producido por los aerogeneradores puede reducir la eficiencia de los paneles solares si no se considera en el diseño.
Las sombras no son estáticas: cambian con la posición del Sol a lo largo del día y del año, siendo más largas en invierno y más cortas en verano. Esta variabilidad hace que el diseño híbrido requiera un estudio detallado para aprovechar las zonas libres de sombra y minimizar pérdidas.

Como referencia, se ha analizado el parque eólico Poniente I, ubicado en la zona Nor-7 del mar Cantábrico, una de las áreas designadas por el Plan de Ordenación del Espacio Marítimo (POEM) para el desarrollo de energía eólica marina en España. Este proyecto, actualmente en fase de tramitación ante el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), contempla la instalación de 29 aerogeneradores de 15 MW cada uno, alcanzando una potencia total de 435 MW. Su diseño lo convierte en un caso representativo para estudiar cómo las sombras proyectadas por los turbinas pueden influir en la integración de sistemas fotovoltaicos en entornos offshore.

Para comprender cómo varía el sombreado a lo largo del año, se han analizado dos escenarios clave en el parque Poniente I: solsticio de verano y solsticio de invierno . Cada uno representa condiciones solares muy diferentes que influyen en la longitud y dirección de las sombras proyectadas por los aerogeneradores.

Para obtener la proyección de las sombras, primero se calcula la posición del Sol en cada instante del día mediante dos parámetros:

• Altura solar (ángulo sobre el horizonte).
• Azimut solar (dirección respecto al norte).

Estos valores indican dónde está el Sol en la zona analizada. Con ellos, aplicamos trigonometría para determinar el punto donde la sombra del buje de la torre toca el plano del mar. Repitiendo este cálculo a lo largo del día, se obtiene la trayectoria completa de la sombra.

Solsticio de verano (21 de Junio de 2025)

En el solsticio de verano, el Sol alcanza su máxima altura en el cielo, llegando a unos 70° sobre el horizonte en Galicia. Esto se traduce en sombras más cortas y concentradas cerca de cada aerogenerador

El Sol sale ligeramente por el noreste, proyectando las primeras sombras hacia el suroeste. A medida que avanza la mañana, el azimut se desplaza hacia el sur, haciendo que las sombras apunten al norte en las horas centrales. Finalmente, al atardecer, el Sol se oculta por el noroeste, y las sombras vuelven a orientarse hacia el suroeste.

Solsticio de Invierno (21 de Diciembre de 2025)

En esta fecha, el Sol alcanza su altura máxima diaria, que es la más baja del año: aproximadamente 23° sobre el horizonte al mediodía. Esta posición tan baja provoca sombras mucho más largas, que se extienden a gran distancia desde cada aerogenerador.

El Sol sale por el sureste, proyectando las primeras sombras hacia el noroeste. Durante el día, el azimut se desplaza hacia el sur, manteniendo las sombras orientadas principalmente hacia el norte. Al atardecer, el Sol se oculta por el suroeste, y las sombras vuelven a orientarse hacia el noroeste.

Hibridación de Parques Eólicos Marinos: Análisis Energético

El estudio Energético de la hibridación de los parques eólicos parte de un análisis de la ocupación del terreno de este tipo de instalaciones. En el PEM de Poniente I los aerogeneradores de 15MW están situados entre si a una distancia mínima de 1.24 km.

A partir de los datos de ERA5 se han obtenido los valores horarios de viento (a 100 m) y radiación (global horizontal) para esta zona de los últimos 6 años, entre 2017 y 2022.

La producción de energía eólica se ha estimado suponiendo aerogeneradores de 15 MW con la curva de potencia indicada:

Para la hibridación se analizará el impacto que sobre la producción de energía tendría la implantación de instalación plataformas de fotovoltaica flotante en el entorno de los aerogeneradores. Con objeto de minimizar los efectos del sombreado estos se supondrán instalados ocupando el espacio Sur de cada aero formado una corona circular desde el Este hasta el Oeste y separados 50 m del aerogenerador para permitir la circulación de buques de mantenimiento entre la plataforma (triangular de 30 m de lado) y la instalación FV.

En esa zona y con los dispositivos empleados, las horas equivalentes de eólica y solar son, respectivamente, 5300 y 1350 h/año.
La potencia FV aumenta cuadráticamente con el radio exterior de la instalación FV, de modo que las potencias de ambas instalaciones se igualarían en torno a los 440 m.

En lo relativo a la generación de energía, la FV compensa parcialmente la reducción de generación eólica durante los meses de verano, con lo que se optimiza la producción de energía del emplazamiento. La eólica aporta el 70% de su energía a la potencia nominal del parque, mientras que con el sistema hibridado, el 62% de la energía se entrega en el rango de potencias entre la potencia del parque eólico y la potencia total de la instalación híbrida.