Proyecto fotovoltaico ITER: 27 incidencias que exigen una revisión
El proyecto fotovoltaico ITER persigue un objetivo que compartimos plenamente: ampliar el autoconsumo renovable, incorporar almacenamiento y reducir el uso de energía fósil en Tenerife. Pero precisamente porque la transición energética es urgente, sus proyectos deben llegar bien calculados. Después de tres auditorías independientes de la documentación técnica, nuestra conclusión es incómoda: la instalación parece perfectamente viable, pero el proyecto necesita una revisión de ingeniería antes de considerarlo cerrado.
No hablamos de cuestionar la energía solar ni las baterías. Todo lo contrario. Canarias necesita mucha más fotovoltaica, almacenamiento y flexibilidad. Pero necesitamos también algo menos vistoso y absolutamente esencial: ingeniería rigurosa.
Qué plantea el proyecto fotovoltaico ITER
La actuación proyecta una instalación fotovoltaica de 977 kWp, distribuida entre varios edificios y estructuras del complejo del ITER, en Granadilla de Abona. Incorpora además 2,15 MWh de almacenamiento y 18 inversores con una potencia conjunta declarada de 947 kW.
Sobre el papel es una iniciativa muy interesante. Combina generación distribuida, aprovechamiento de superficies existentes y baterías. Es exactamente el tipo de solución que necesitamos extender por Canarias.
El problema aparece al bajar un nivel y empezar a comprobar números, fichas técnicas, configuraciones y planos.
Y aquí conviene explicar cómo hemos trabajado. La documentación fue revisada una primera vez. Después repetimos la auditoría desde cero. Finalmente realizamos una tercera comprobación intentando refutar nuestros propios hallazgos.
Algunas observaciones iniciales fueron matizadas. Otras, sin embargo, salieron reforzadas. El informe final identifica 27 incidencias, varias de ellas de carácter crítico.
Un error pequeño que termina convertido en un problema grande
Hay un ejemplo que explica bastante bien lo sucedido.
El proyecto calcula la tensión máxima de un módulo fotovoltaico a baja temperatura. Parte de una tensión de circuito abierto de 40,1 V y aplica una corrección térmica. El resultado que figura en los cálculos es 57,64 V.
Pero realizando la propia operación escrita en el proyecto, el resultado se encuentra alrededor de 41,54 V.
No hablamos aquí de diferentes criterios de ingeniería. Es una operación matemática.
Ese resultado de 57,64 V se utiliza después para establecer que cada serie fotovoltaica puede tener un máximo de 17 módulos. A partir de ahí se configura buena parte del campo solar.
Y entonces aparece el segundo problema.
Los MPPT del edificio NAP
El módulo Trina seleccionado trabaja con una corriente de máxima potencia de 15,03 A.
En varios inversores Huawei SUN2000-100KTL-M1 se conectan dos strings al mismo seguidor MPPT. Eso supone aproximadamente:
15,03 + 15,03 = 30,06 A.
La ficha técnica del propio inversor establece una corriente máxima de 26 A por MPPT. También establece 40 A de corriente máxima de cortocircuito. Son dos magnitudes diferentes.
Huawei confirma esos mismos valores en su documentación oficial: 26 A de corriente máxima por MPPT y 40 A de cortocircuito. (huawei)
El proyecto parece utilizar esos 40 A para concluir que pueden conectarse dos strings. Ahí está el error conceptual.
La cuestión se vuelve todavía más interesante cuando se corrige el cálculo inicial de tensión. El falso límite de 17 módulos desaparece. Eso abre la posibilidad de diseñar strings más largos y utilizar los diez MPPT disponibles sin necesidad de paralelizar tantos circuitos.
Dicho de otra manera: un error aritmético puede haber condicionado una decisión de diseño que después provoca otro problema eléctrico.
No es el único cálculo que necesita revisión
El cálculo térmico utiliza también parámetros que no coinciden con la ficha del módulo seleccionado.
El proyecto habla de una irradiancia de 1.000 W/m², pero introduce 100 W/m² en una de las expresiones. Además, emplea una temperatura nominal de operación de célula de 25 °C.
La ficha oficial de Trina establece una NOCT de 43 °C ±2 °C para ese módulo. También confirma Voc de 40,1 V, Vmp de 33,3 V e Imp de 15,03 A. (Trinasolar EN GLB)
Eso obliga a rehacer las comprobaciones de tensión máxima y mínima.
Otro cálculo de caída de tensión mezcla en la misma página configuraciones de 17 y 22 módulos, tensiones diferentes, intensidades que no corresponden a los equipos finalmente seleccionados y longitudes de 50 y 80 metros.
Puede ocurrir que la sección de cable elegida termine siendo correcta. Pero el cálculo presentado no permite demostrarlo.
Las baterías son mucho más que 2,15 MWh
Hay otro aspecto que merece especial atención.
Cuando hablamos de almacenamiento solemos fijarnos en los megavatios hora. Pero estas diez baterías no representan solamente 2,15 MWh de energía.
Cada unidad incorpora un convertidor de potencia. El conjunto alcanza aproximadamente 1,08 MW de potencia de almacenamiento.
Sumado a los 947 kW de inversores fotovoltaicos, estamos hablando de alrededor de 2 MW de electrónica de potencia nueva integrada dentro de una red eléctrica privada compleja.
Y ahí aparece quizás la cuestión más importante de toda la auditoría.
El EMS deja de ser un simple sistema de monitorización
La memoria describe un Energy Management System, pero aparecen referencias a inversores SMA, cargadores Circutor y funciones destinadas a vehículos eléctricos. Son equipos y funciones que no corresponden con claridad al núcleo del proyecto analizado.
Eso podría arreglarse sustituyendo un texto procedente de otra plantilla.
Pero el esquema unifilar posterior, fechado en mayo de 2026, introduce algo mucho más serio. Allí se establece expresamente que la potencia conjunta fotovoltaica y de almacenamiento será gestionada mediante un EMS centralizado con consigna dinámica, limitando generación y carga o descarga de baterías para no superar las condiciones admisibles de las líneas.
Eso convierte al EMS en una pieza crítica.
Si una línea solamente permanece dentro de sus límites porque un software controla la potencia, debemos saber qué sucede cuando ese software falla.
¿Qué ocurre si desaparece una comunicación? ¿Si falla una medida? ¿Qué potencia adoptan los inversores durante un reinicio? ¿Existe un estado seguro por defecto?
El proyecto debería responder claramente a esas preguntas.
La transición energética también necesita control de calidad
En Canarias Sostenible llevamos tiempo insistiendo en esta cuestión. Ya analizamos cómo varios proyectos energéticos llegan a tramitación con contradicciones que deberían haberse detectado antes. Proyectos energéticos canarios: ¿quién los revisa antes del BOC?
También hemos defendido repetidamente la necesidad del almacenamiento. Las baterías serán fundamentales para integrar renovables en nuestros sistemas aislados. BESS grid forming: el dato que Canarias no publica
Precisamente por eso debemos ser exigentes.
Un proyecto renovable no queda protegido de la crítica por ser renovable. La descarbonización necesita rapidez, pero rapidez no significa bajar los estándares técnicos.
No pedimos paralizar: pedimos corregir
La auditoría no concluye que la instalación sea inviable.
Concluye algo mucho más sencillo: el proyecto debería revisarse antes de ejecutarse en su configuración actual.
Habría que recalcular los strings, revisar las protecciones, justificar el almacenamiento, estudiar adecuadamente la red interior y definir el funcionamiento seguro del EMS. También deberían reconciliarse memoria, planos, presupuesto y fichas técnicas.
Después habría que volver a comprobar la nueva versión.
Eso es exactamente lo normal en ingeniería. Detectar un error no desacredita un proyecto. Mantenerlo después de haberlo detectado sí sería difícil de justificar.
Canarias necesita abandonar los combustibles fósiles y electrificar buena parte de su economía. Para conseguirlo tendremos que construir muchísimas instalaciones renovables durante los próximos años.
Y conviene recordar algo elemental: no basta con instalar megavatios.
También tenemos que construir confianza.
La transición energética será tan sólida como la ingeniería sobre la que decidamos apoyarla.
Informe detallado de las incidencias detectadas.
Álvaro Medina
Seudónimo editorial de la persona responsable de Canarias Sostenible.
alvaro.medina@canarias-sostenible.es
Telegram:@alvaromedina1
