Mantenimiento preventivo y correctivo – protocolos, frecuencias y costes

Este capítulo aborda en detalle la planificación racional del mantenimiento preventivo (PM) basado en criticidad y clima, los procedimientos de mantenimiento correctivo (CM) y la reserva de repuestos (MRA), así como los costes de O&M y los KPI asociados. Se definen los tipos de mantenimiento, se proponen frecuencias según equipo y condición climática, se explica el dimensionamiento de repuestos y MRA, y se presentan rangos de costes con su desglose.

En O&M fotovoltaica se distinguen tres modalidades principales de mantenimiento: preventivo, predictivo (o por condición) y correctivo. Cada una persigue objetivos diferentes dentro de la estrategia global.

• Mantenimiento preventivo: Programado en calendario fijo, incluye tareas periódicas para evitar fallos mayores. Ejemplos típicos son la inspección visual de estructuras, módulos y cables; la limpieza regular de los paneles; el ajuste de torque en las conexiones eléctricas y soportes; la verificación de filtros o ventiladores de inversores; y la comprobación de sistemas de seguimiento y anclajes. Estas acciones se realizan siguiendo manuales de fabricante y adaptándose al entorno (por ejemplo, revisiones más frecuentes en entornos corrosivos o polvorientos). El objetivo es maximizar la vida útil y prevenir averías costosas. Para optimizar costes, los planes de PM deben evitar actividades redundantes y priorizar las de mayor impacto, según tamaño, complejidad y condiciones ambientales de la planta.
• Mantenimiento predictivo o basado en condición: Emplea datos de monitorización en tiempo real (SCADA, sensores ambientales) y análisis avanzado (inteligencia artificial, algoritmos de pronóstico) para anticipar fallos antes de que ocurran. Incluye, por ejemplo, estudios de tendencias de rendimiento, análisis térmicos por dron (termografía), mediciones IV de módulos, o análisis de vibraciones en mecánica (seguidores). Aunque aún no es masivo en la industria, esta modalidad gana terreno al permitir planificar intervenciones de limpieza o recambio justo a tiempo, según la degradación observada.
• Mantenimiento correctivo: Se activa tras la detección de una anomalía o avería (alarma en monitoreo, incidente notificado o hallazgo en inspección). Consiste en reparar o sustituir los componentes dañados para restaurar la operación normal. Es la segunda “pata” del mantenimiento tras el preventive. El CM solo se aplica cuando ocurre un fallo, buscando minimizar la pérdida de producción. De hecho, IEA-PVPS señala que ante una falla se debe actuar rápidamente: los defectos críticos (que pueden afectar la seguridad o provocar caída total de la planta) deben atenderse en 4–8 horas, mientras que fallos de alta importancia (grandes pérdidas de generación) idealmente en 24–48 horas. Los KPI operacionales suelen medir el tiempo medio hasta la reparación (MTTR) y la rapidez de respuesta según estas categorías de urgencia.

La siguiente tabla ejemplifica tareas asociadas a cada modalidad:

• El PM inspección visual, limpieza y ajuste de conexiones son continuos y programados.
• El mantenimiento predictivo monitoriza parámetros para anticipar, pero comparte tareas con el preventivo.
• El CM interviene solo tras una falla detectada.

Las frecuencias de mantenimiento dependen fuertemente de las condiciones locales. Por ejemplo, la necesidad de limpieza de módulos varía según la cantidad de polvo y precipitaciones. A continuación se da una tabla orientativa de frecuencia anual para tareas típicas en distintos climas:

Notas: (*) La limpieza depende del grado de suciedad (soiling). En climas áridos y con aves suele ser mensual; en climas lluviosos la lluvia puede suplir parte del lavado. En climas nevados se retira la nieve acumulada para evitar sombras y sobrecarga. Estas frecuencias pueden ajustarse según monitorización de rendimiento y acuerdos contractuales. IEA-PVPS enfatiza que las tareas del PM deben adaptarse al equipo y a las condiciones locales (por ejemplo, paneles con inclinación baja acumulan más polvo, los filtros de inversor en zonas muy polvorientas se revisan más seguido, etc.).

Un aspecto clave del CM es garantizar la disponibilidad de repuestos críticos para evitar paradas prolongadas. La buena práctica es que, desde la construcción, el contratista EPC entregue una lista de recambios mínimos (referencias, unidades) y que los más comunes (“consumibles”: fusibles, filtros, tuercas, etc.) estén siempre en stock. El propietario y el operador O&M deben acordar la gestión de inventario: normalmente el contratista de O&M gestiona pedidos y almacén, pero el dueño puede asumir repuestos caros. El número de repuestos a tener en inventario se basa en el tiempo de respuesta exigido, el downtime permitido y la criticidad del componente. A mayor disponibilidad contractual, mayor inventario hace falta (por ej. estandarizar equipos para intercambiar piezas entre plantas reduce stock total).

Adicionalmente, se suele establecer una “cuenta de reserva de mantenimiento” (MRA, Maintenance Reserve Account). Esta cuenta financiera acumula fondos anuales para reemplazos mayores (equipos clave cuyo fallo es impredecible). IEA-PVPS recomienda que el propietario reserve un monto anual para cubrir los costes futuros de reposición de componentes excluidos del mantenimiento rutinario. Por ejemplo, los inversores tienen un MTBF estimado de ~11–12 años. Si el coste de cada inversor es de 30.000 € y hay 10 unidades, el presupuesto total es 300.000 €. Para reponerlos en 12 años se debe reservar ~25.000 €/año. En la tabla siguiente se ilustra un cálculo simplificado de la MRA para equipos genéricos:

Ejemplo: Para una planta de 1 MW se asume 10 inversores de 100 kW. Con MTBF ~12 años, la reserva anual resulta ~25.000 €/año. A la mitad de vida de la planta (15–20 años) conviene planificar un repowering (actualización de equipos) que también debe financiarse desde esta cuenta.

Según la guía IEA-PVPS, el rango típico de coste base de O&M (servicios rutinarios, limpieza, revisiones, seguridad) es de 6,5 a 16,5 €/kWp·año. Este “scope base” cubre el mantenimiento preventivo completo (limpiezas periódicas, inspecciones de rutina, seguridad) pero excluye inspecciones avanzadas como termografía IR o electroluminiscencia. Por ejemplo, para una planta de 10 MW esto supone un coste anual de ~65.000–165.000 €.

Otros costes relevantes adicionales son:

• Limpieza de módulos: ~0,5–2,5 €/kWp·año, variable según tecnología, método (mano/drones) y clima.
• Escaneos térmicos (IR): ~0,5–3,0 € por módulo. Usualmente se realizan cada 1–3 años y ayudan a detectar puntos calientes.
• Inspecciones EL (electroluminiscencia): ~3,0–10,0 € por módulo. En proyectos grandes se hace de forma selectiva sobre paneles problemáticos.
• Otros diagnósticos y análisis avanzados: Por ejemplo, monitoreo continuo (SCADA), pérdida por sombreamiento, estudios de producción o consultas meteorológicas, cuya magnitud depende del contrato.

En resumen, el coste operativo se puede desglosar en componentes como energía no producida (pérdidas por fallos/no detecciones), personal técnico, repuestos, y gastos de supervisión. IEA-PVPS enfatiza que cualquier aumento en respuesta a CM o provisión de repuestos se refleja en la tarifa O&M; por ello las reservas (MRA) se consideran fuera del coste corriente.

Para gestionar eficientemente el CM se emplean indicadores clave de fiabilidad y servicio. Entre ellos destacan:

• MTBF (Tiempo Medio Entre Fallos): Mide la confiabilidad del equipo. Se calcula como la razón entre el tiempo total operativo y el número de fallos registrados. Un MTBF alto indica pocos fallos. Por ejemplo, estudios globales estiman el MTBF de inversores en ~11–12 años, lo que implica reemplazos rara vez en la vida de la planta.

• MTTR (Tiempo Medio de Reparación): Es el tiempo promedio desde que se detecta una falla hasta que se restituye el equipo. Abarca diagnóstico, desplazamiento, repuesto e idoneidad de la reparación. MTTR bajo significa intervenciones rápidas, reduciendo la producción perdida. Este KPI ayuda a evaluar la eficiencia del equipo de mantenimiento (personal, herramientas, logística).

• Tiempo de respuesta (SLA): Es el plazo máximo garantizado para iniciar la corrección tras un aviso de fallo. En contratos O&M se categorizan típicamente fallos críticos (peligro/salida total) y mayores (pérdidas significativas). IEA-PVPS recomienda tiempos de respuesta inferiores a 4–8 horas para fallos críticos y 24–48 horas para fallos mayores. Estos objetivos se acuerdan contractualmente e influyen en las penalizaciones por indisponibilidad.

Adicionalmente se usan KPI como tasa de disponibilidad (porcentaje de tiempo operativo), ratio de mantenimientos correctivos vs preventivos, y Performance Ratio (PR), pero los principales para CM son los anteriores. El seguimiento riguroso de MTBF, MTTR y tiempos de respuesta, junto a un monitoreo continuo, permiten optimizar el rendimiento, minimizar tiempos de parada y justificar inversiones en mejoras o repowerings futuros.

Referencias

Las cifras y recomendaciones anteriores se basan en las guías internacionales de IEA-PVPS e I+D de NREL para O&M fotovoltaico, entre otras fuentes especializadas.

[1] IEA-PVPS Task 13, Guidelines for Operation and Maintenance of Photovoltaic Power Plants in Different Climates, Report T13-25:2022. International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Programme (IEA-PVPS), 2022. Disponible en: https://iea-pvps.org/key-topics/guidelines-for-operation-and-maintenance-of-photovoltaic-power-plants-in-different-climates/

[2] NREL (National Renewable Energy Laboratory), Best Practices for Operation and Maintenance of Photovoltaic and Energy Storage Systems, Report NREL/TP-7A40-73822, Golden, CO, 2019. Disponible en: https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/73822.pdf

[3] IEA-PVPS Task 13, Assessment of Photovoltaic Module Failures in the Field: International Survey Results 2018, Report T13-09:2018, 2018.

[4] Jordan, D. C., Kurtz, S. R., VanSant, K., & Newmiller, J., “Compendium of photovoltaic degradation rates,” Progress in Photovoltaics: Research and Applications, vol. 24, no. 7, pp. 978–989, 2016. DOI: 10.1002/pip.2733

[5] IEC 61724-1:2017, Photovoltaic system performance – Part 1: Monitoring. International Electrotechnical Commission, Ginebra, 2017.

[6] Quintana, M. A., King, D. L., McMahon, T. J., & Osterwald, C. R., “Commonly observed degradation in field-aged photovoltaic modules,” Conference Record of the 29th IEEE Photovoltaic Specialists Conference, pp. 1436–1439, 2002. DOI: 10.1109/PVSC.2002.1190879

[7] IEA-PVPS Task 13, Review on Infrared and Electroluminescence Imaging for PV Field Applications, Report T13-12:2018, 2018.

[8] Köntges, M. et al., Review of Failures of Photovoltaic Modules, IEA-PVPS Task 13, Report T13-01:2014.

[9] Spataru, S., Sera, D., & Stroe, D. I., “Reliability and failure mode analysis of photovoltaic inverters,” Solar Energy, vol. 139, pp. 109–120, 2016. DOI: 10.1016/j.solener.2016.09.030

[10] T. Sample, A. Gooding, & H. Schlegel, “Operations and Maintenance Costs for Photovoltaic Systems,” Solar Energy Technologies Office, U.S. Department of Energy, 2018.

Autor: Marcos Carbonell Alemany