Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas ...deeea.urv.cat/DEEEA/lguasch/SoniaIordan...

Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red

TITULACIÓ: E.T.I.E.

AUTORS: Sonia Diana IORDAN

DIRECTORS: Luis GUASCH PESQUER

DATA: Juny de 2008.

Índice

1 Memoria ................................................................................................................ 7

1.1 Objeto del proyecto ....................................................................................... 7

1.2 Alcance .......................................................................................................... 7

1.3 Antecedentes.................................................................................................. 7

1.3.1 La producción de energía eléctrica........................................................ 7

1.3.2 Consumo de energía eléctrica en España .............................................. 9

1.3.3 El cambio climático ............................................................................. 16

1.3.4 Apoyo a las energías renovables ......................................................... 19

1.3.5 Tipos de energías renovables............................................................... 20

1.3.5.1 Energía fotovoltaica ........................................................................ 20

1.3.5.2 Energía hidráulica ........................................................................... 20

1.3.5.3 Energía eólica.................................................................................. 21

1.3.5.4 Energía geotérmica ......................................................................... 22

1.3.6 Las energías renovables en España ..................................................... 23

1.3.7 Las energías renovables en Rumanía................................................... 24

1.3.8 Barreras que dificultan la instalación de energías renovables en España 26

1.3.8.1 Barreras financieras......................................................................... 26

1.3.8.2 Barreras administrativas.................................................................. 26

1.3.8.3 Barreras técnicas ............................................................................. 27

1.3.9 Energía solar ........................................................................................ 27

1.3.9.1 El movimiento solar diario y su influencia sobre la radiación solar. 28

1.3.9.2 La radiación solar............................................................................ 30

1.3.9.3 Aprovechamiento de la energía solar.............................................. 33

1.3.9.4 La energía solar en el mundo .......................................................... 34

1.3.9.5 La energía solar en España.............................................................. 34

1.3.9.6 La energía solar en Rumanía........................................................... 36

1.3.10 El efecto fotovoltaico........................................................................... 37

1.3.11 La célula solar...................................................................................... 38

1.3.11.1 Célula fotovoltaica solar ............................................................... 38

1.3.11.2 La construcción de célula solar ..................................................... 41

1.3.11.3 Clasificación de células fotovoltaicas ........................................... 42

1.3.11.4 Parámetros que más influyen en el comportamiento de las células 44

1.3.12 Los paneles fotovoltaicos .................................................................... 44

1.3.12.1 Clasificación.................................................................................. 45

1.3.12.2 Característica tensión-corriente..................................................... 48

1.3.12.3 Distancia entre los módulos .......................................................... 50

1.3.12.4 Sombras entre módulos ................................................................. 50

1.3.12.5 Interconexionado de módulos fotovoltaicos ................................. 50

1.3.12.6 Especificaciones de los módulos fotovoltaicos............................. 51

1.3.12.7 Estructuras para la fijación de módulos fotovoltaicos .................. 51

1.3.13 El inversor ........................................................................................... 55

1.3.13.1 Requerimientos de un inversor trifásico ....................................... 56

1.3.13.2 Seguimiento del punto de máximo rendimiento del módulo ........ 56

1.3.14 Baterías ................................................................................................ 57

1.3.15 Reguladores de carga........................................................................... 58

1.3.16 Contador de energía............................................................................. 58

1.3.17 Instalaciones aisladas........................................................................... 59

1.3.18 Instalaciones conectadas a red............................................................. 60

1.3.19 Factores de pérdidas energéticas ......................................................... 63

1.3.19.1 Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal ................. 63

1.3.19.2 Pérdidas de mismatch o de conexionado ...................................... 64

1.3.19.3 Pérdidas por polvo y suciedad ...................................................... 64

1.3.19.4 Pérdidas angulares y espectrales ................................................... 64

1.3.19.5 Pérdidas por caídas ohmicas en el cableado. ................................ 64

1.3.19.6 Pérdidas por temperatura. ............................................................. 65

1.3.19.7 Pérdidas por rendimiento AC/DC del inversor. ............................ 65

1.3.19.8 Pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia del generador fotovoltaico ........................................................................ 65

1.3.19.9 Pérdidas por sombreado del generador FV. .................................. 65

1.4 Normas y referencias ................................................................................... 66

1.4.1 Disposiciones legales y normas aplicadas........................................... 66

1.4.2 Bibliografía.......................................................................................... 67

1.4.2.1 Publicaciones .................................................................................. 67

1.4.2.2 Páginas web..................................................................................... 67

1.4.3 Programas de cálculo........................................................................... 67

1.4.4 Plan de gestión de la calidad aplicado durante la redacción del Proyecto 67

1.4.5 Otras referencias .................................................................................. 68

1.5 Definiciones y abreviaturas ......................................................................... 69

1.5.1 Definiciones......................................................................................... 69

1.5.2 Abreviaturas ........................................................................................ 70

1.6 Requisitos de diseño .................................................................................... 71

1.7 Análisis de soluciones ................................................................................. 73

1.7.1 Localización ........................................................................................ 73

1.7.2 Radiación diaria incidente ................................................................... 75

1.7.2.1 Junio ................................................................................................ 76

1.7.2.2 Marzo .............................................................................................. 81

1.7.2.3 Diciembre........................................................................................ 87

1.7.3 Radiación mensual incidente en función del ángulo de inclinación.... 93

1.7.4 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica para una orientación horizontal .................................................................................................. 94

1.7.4.1 Tarragona ........................................................................................ 94

1.7.4.2 Bucarest........................................................................................... 95

1.7.4.3 Hellín............................................................................................... 95

1.7.4.4 Cluj Napoca..................................................................................... 96

1.7.5 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica para una inclinación y orientación óptimas................................................................................ 96

1.7.5.1 Tarragona ........................................................................................ 96

1.7.5.2 Bucarest........................................................................................... 97

1.7.5.3 Hellín............................................................................................... 97

1.7.5.4 Cluj Napoca..................................................................................... 98

1.7.6 Conclusiones........................................................................................ 99

1.7.7 Análisis de la eficiencia económica de las centrales fotovoltaicas estudiadas 101

1.8 Resultados finales ...................................................................................... 104


Memoria 7

1 Memoria

1.1 Objeto del proyecto El objeto de este proyecto es analizar y comparar diferentes tipos de instalaciones fo-

tovoltaicas conectadas a la red, en las que se utilizan distintos tipos de placas y distintos sistemas de seguimiento solar, para evidenciar las mejores soluciones, tanto desde el punto de vista energético como económico para distintas ubicaciones.

1.2 Alcance En este proyecto se analiza la posibilidad de aprovechar la radiación solar, para la

producción de energía eléctrica, en ubicaciones situadas en España y Rumanía, mediante centrales fotovoltaicas conectadas con la red eléctrica.

En el capítulo tres se presenta el consumo de energía eléctrica en el mundo. Para Es-paña se presenta también la evolución de la producción de energía eléctrica en función de su origen y se hace una previsión de la misma para el año 2008. Se hace una presentación de las energías renovables y de su nivel de implantación a nivel mundial, remarcando la energía solar fotovoltaica en España y Rumanía. A continuación, se presentan los principa-les componentes de una central fotovoltaica.

El capítulo cuatro muestra las fuentes de información utilizadas para la realización del proyecto.

En requisitos de diseño (capítulo 6) se presentan las dos ubicaciones inicialmente elegidas para el análisis: Tarragona y Bucarest.

El capitulo siete, análisis de soluciones, presenta los datos de radiación solar y tem-peratura para las dos ubicaciones elegidas inicialmente y también se buscan las ubicaciones con mayor radiación solar en España y Rumanía, presentando también en este caso la ra-diación solar y temperatura. Por último, se hace un análisis económico de las centrales fo-tovoltaicas emplazadas en cada ubicación para determinar el grado de rentabilidad de la inversión en cada caso.

Finalmente, el capítulo ocho presenta las mejores soluciones, tanto técnicas como económicas.

1.3 Antecedentes

1.3.1 La producción de energía eléctrica La población humana cuenta con 6.000 millones de personas y todos necesitan ener-

gía para sus actividades. Es necesario disponer de la energía necesaria para cubrir estas ex-pectativas en cada momento y tener una previsión a medio y largo plazo. Las fuentes a par-tir de las cuales se obtiene la energía también son un aspecto a tener en cuenta, tanto por su sostenibilidad, como por su impacto en el medio ambiente.


8 Memoria

La energía se puede obtener a partir de fuentes: • no renovables (contaminantes): carbón, petróleo, gas natural. • renovables (limpias): son aquellas que no varían el ecosistema y aprove-

chan los recursos de la naturaleza sin modificarla o perjudicarla, son in-agotables desde el punto de referencia del periodo de existencia de la humanidad. Por ejemplo: hidráulica, eólica, fotovoltaica, biomasa.

Se estima que el consumo de energía en el mundo se incrementará en un 57% entre 2004 y 2030, a pesar de que se espera que el aumento de precios tanto del petróleo como del gas natural siga en aumento. Gran parte de este incremento será producido por el con-sumo en los países con economías emergentes (China e India fundamentalmente). En el in-forme "Internacional Energy Outlook 2005" se prevé que el consumo de energía en el mer-cado experimente un incremento medio de un 2,5% por año hasta 2030 en los países ajenos a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), mientras que en los países miembros será tan solo del 0,6%; así, durante este periodo, los países OCDE incrementarán su demanda energética en un 24%, mientras que el resto de países lo harán al 95%.

En la Figura 1 se muestra el consumo total de energía, teniendo como unidades: cua-trillones unidades térmicas inglesas y en la Figura 2 la evolución y la estimación del con-sumo de energía.

Figura 1. El consumo mundial de energía por regiones (1970-2025). Fuen-

tes: Historia: Internacional Energy Annual 2002, Pronosticos: EIA, Sys-tem for the análisis of Global Energy Markets, 2005


Memoria 9

Figura 2. Evolución y estimación del consumo de energía eléctrica en fun-

ción de su origen. Energy Information administration (EIA).

1.3.2 Consumo de energía eléctrica en España En España el transporte de energía eléctrica es estatal, mientras que están liberaliza-

das la producción, distribución y comercialización de la misma. La empresa estatal que se encarga del transporte de energía eléctrica es Red Eléctrica Española (REE).

Red Eléctrica fue la primera empresa en el mundo dedicada en exclusividad al trans-porte de electricidad y a la operación de sistemas eléctricos. Pionera en su clase, mantiene hoy una posición de liderazgo en estas actividades.

De los datos suministrados por la Red Eléctrica se puede construir un grafico que re-vela el consumo de energía eléctrica por tipos de fuentes de energía. Se ha considerado pa-ra el análisis el periodo abril 2007-abril 2008.

Tabla 1. El consumo de energía en España en GWh Hidráulica Nuclear Carbón Fuel y Gas Ciclo

combinado Régimen especial

Saldo intercambio

abr-07 2.558,4 4.541,9 6.190,7 133,8 4.146,9 3.805,8 -261,0

May-07 2.618,3 3.650,1 6.361,4 193,9 4.438,6 5.037,8 -494,7

jun-07 2.162,9 3.303,9 6.126,8 97,4 6.301,0 4.182,6 -223,4

jul-07 2.415,5 4.049,7 6.318,5 308,2 6.732,6 4.339,4 -289,7

ago-07 1.798,1 4.177,5 6.251,6 241,5 5.275,4 4.692,0 -314,0

sep-07 1.452,8 5.113,5 5.834,8 266,7 5.770,1 4.197,7 -846,5

oct-07 1.771,2 5.125,2 5.675,2 147,0 6.240,3 4.397,3 -1.153,7

nov-207 1.443,6 4.117,4 5.811,2 222,2 7.792,5 5.194,0 -1.052,9

dic-07 1.371,8 5.305,1 6.442,7 190,0 7.448,7 4.809,9 -729,8

ene-08 1.378,7 5.569,3 5.296,6 162,4 8.184,8 5.469,4 -456,8

feb-08 1.042,3 5.355,3 4.883,3 142,3 8.180,8 4.752,5 -655,6

mar-08 1.077,2 5.598,5 3.905,3 79,2 6.943,9 7.002,4 -1.210,1

abr-08 2.329,0 4.197,1 3.282,8 149,5 7.058,0 6.477,8 -1.294,4


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En la Figura 3 se puede notar con más facilidad el modo en cual la demanda de ener-gía esta cubierta con diferentes tipos de energía. El régimen especial incluye la energía eó-lica.

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jun-07

jul-07

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7sep

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t-07

nov-2

07dic

-07en

e-08feb

-08

mar-08

abr-0

8

Mes

MW

h

HidraulicaNuclearCarbonFuel y GasCiclo combinadoRegimen especialSaldo intrecambio

Figura 3. Consumo de energía eléctrica en España en función del tipo de

generación entre abril de 2007 y abril de 2008.

Figura 4. Evolución del consumo y la producción de energía eléctrica en España para el día de 13 de mayo de 2008, a las 18 horas.

La Figura 3 es más que expresiva. En los meses de enero el consumo tiene los valo-res más grandes y la producción en ciclo combinado es más utilizada para cubrir la deman-da de energía.

La misma empresa mantiene un control permanente del consumo de energía y pro-porciona la evolución temporal del consumo diario mediante gráficos. Por ejemplo, para el


Memoria 11

día de 13 de mayo de 2008, a las 18 horas, el consumo de energía fue el mostrado en la Fi-gura 4.

También se muestra la estructura de la generación de energía para este día en la Figu-ra 5. La página de REE presenta una historia de la demanda de energía eléctrica para todos los días. Se puede hacer una comparación del consumo en un día laboral y un día del fin de semana (Ver Figura 6 y Figura 7).

Figura 5. Estructura de la generación de energía las 18:00 horas

Figura 6. Demanda de la energía en el día de jueves, 10.01.2008


12 Memoria

Figura 7. Demanda de la energía en el día de domingo, 13.01.2008

Con la ayuda de los datos de Red Eléctrica Española se ha realizado una previsión del consumo de energía eléctrica en España en función del tipo de generación de la misma. Para alcanzar este propósito se utilizaron las series temporales o cronológicas. Se han re-cogido los valores mensuales de los diferentes tipos de energía para el periodo 2002-2007 y se ha realizado una previsión para el año 2008.

Cada serie temporal es la resultante de la interacción de diversos factores cuya in-fluencia global determina los valores de la variable a lo largo del tiempo.

Estos factores, que también se han calculado en el período analizado, se agrupan en cuatro tipos:

• Tendencia secular: es la dirección fundamental seguida por la variable cuando se estudia a largo plazo. Así se puede determinar si la serie obede-ce a una cierta ley, ya sea estabilidad, crecimiento, descrecimiento o alter-nancia.

• Variaciones estacionales: son los cambios experimentados por la serie temporal con carácter periódico.

• Variaciones cíclicas: son aquellas componentes debidas a movimientos en la serie y que se repiten periódicamente, no son tan regulares como las va-riaciones estacionales.

• Variaciones accidentales: son las componentes que alternen la trayectoria de la serie de una forma imprevista.

En las figuras que se mostraran a continuación, la línea azul marca los valores reales

del consumo de ese tipo de fuente de energía, la línea verde marca la evolución del consu-mo de energía aislando las variaciones accidentales y la línea roja la tendencia.

En la Figura 8 se presenta la previsión de la energía hidráulica.


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h

Figura 8. Previsión de la producción de energía hidráulica

La tendencia de la energía hidráulica en el periodo 2002-2007 es ligeramente des-cendente y la previsión por el año 2008 presenta un ligero descenso.

En las Figuras 9 y 10 se presentan las evoluciones de la energía eléctrica de origen nuclear y del carbón respectivamente. Los valores mensuales de estos dos tipos son más grandes que la de la energía hidráulica, y la tendencia presenta una ligera tónica descendente que sugiere el hecho de que poco a poco las energías convencionales son remplazadas por energías re-novables.

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Figura 9. Previsión de la producción de energía nuclear


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Figura 10. Previsión de la producción de energía a partir del carbón

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Figura 11. Previsión de la producción de energía a partir de fuel y gas

En la Figura 11 se presenta la evolución temporal de la producción de energía eléc-trica a partir de fuel y gas, así como su previsión para el año 2008. La tendencia es descen-dente dado que prácticamente no se instalan nuevas plantas de este tipo, ya que las nuevas son de ciclo combinado, mucho más eficientes desde los puntos de vista técnico, económi-co y ambiental.


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Figura 12. Previsión de la producción de energía en régimen de ciclo com-

binado

Por la otra parte las evoluciones de la energía eléctrica producida por plantas de ciclo combinado (Figura 12) y la producida en plantas de régimen especial (Figura 13) presentan crecimientos importantes, especialmente el primer tipo.

La evolución del saldo de intercambio entre la energía eléctrica exportada e importa-da (Figura 14), sugiere que las importaciones son preponderantes, pero que el valor de energía eléctrica importada o exportada representa un tanto por ciento pequeños sobre la consumida. La previsión muestra un seguimiento de la tendencia anterior.

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Figura 13. Previsión de la producción de energía en régimen especial


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Figura 14. Previsión del saldo intercambio.

1.3.3 El cambio climático La quema de combustibles fósiles está provocando el cambio climático. De las re-

servas de combustibles fósiles económicamente recuperables actualmente, no podemos quemar ni la cuarta parte si queremos que el planeta sobreviva al peligro del cambio climá-tico. Así que para no sobrepasar los límites ecológicos, la humanidad dispone de un limita-do “presupuesto” o cuota de carbono para emitir a la atmósfera en forma de CO2.

Se calcula que para hacer frente al cambio climático y minimizar sus consecuencias, debemos conseguir una reducción del 80% de las emisiones de gases de efecto invernadero para el 2050 sobre los niveles de 1990; para conseguirlo debemos, primeramente, cumplir con el Protocolo de Kioto, convertido en Ley Internacional de cumplimiento obligatorio desde febrero de 2005, y conseguir compromisos de reducción del 30 % para el 2020; de esta manera podremos avanzar hacia el objetivo del 80 % para el 2050. La energía nuclear, por su parte, ha demostrado ser altamente peligrosa. La mayoría de los países han parado sus programas nucleares por el alto potencial de riesgo que supone su utilización y los im-portantes problemas que deja sin resolver, como es el almacenamiento a largo plazo de los residuos radiactivos. Todo ello ha provocado un fuerte rechazo por parte de la opinión pú-blica y ha elevado sus costes. De hecho, la energía nuclear ha sido excluida del Protocolo de Kioto como mecanismo para hacer frente al cambio climático. Por tanto, es imprescin-dible y urgente reducir el consumo de energías sucias y sustituirlas por fuentes de energía limpia y renovable, además de mejorar radicalmente la eficiencia de nuestro consumo energético.

Organizaciones no gubernamentales están participando activamente en este cambio, promoviendo las distintas tecnologías renovables disponibles. Reducir el consumo de energía, a través del ahorro y la eficiencia, es tan necesario como sustituir las fuentes de energía sucias por limpias y renovables. Siempre debemos buscar una reducción del im-


Memoria 17

pacto de nuestro consumo energético sobre el medio ambiente local y global haciendo un uso más eficiente y racional de la energía.

El impacto ambiental en la generación de electricidad de las energías convencionales es 31 veces superior al de las energías renovables según los resultados del estudio "Impac-tos Ambientales de la Producción de Electricidad", elaborado por AUMA y auspiciado por ocho instituciones entre las que se encuentran los órganos competentes de cinco gobiernos autónomos (Cataluña, Aragón, País Vasco, Navarra y Galicia), el IDAE, el CIEMAT y la Asociación de Productores de Energías Renovables-APPA.

El estudio cuantifica por primera vez en España con un método científico homologa-do internacionalmente las diferencias de impacto ambiental entre las diversas tecnologías de generación de electricidad. Los resultados del mismo, expresados en ecopuntos de im-pacto (por tanto de carácter negativo), demuestran que el lignito, el petróleo y el carbón son las tres tecnologías más contaminantes superando los mil ecopuntos, en un segundo grupo figuran la nuclear y el gas entre doscientos y mil ecopuntos, mientras que la eólica y la mini hidráulica, ambas renovables, forman un tercer grupo con una cantidad muy infe-rior de impactos -menos de cien- como puede apreciarse en el siguiente cuadro:

Estos resultados suponen que producir un kWh con la mini hidráulica tiene 340 veces menos impacto que hacerlo con lignito o 50 veces menos que hacerlo con gas natural. En la comparación menos perjudicial para las energías convencionales se comprueba que la eólica tiene cuatro veces menos impacto que el gas.

El estudio ha incluido también la fotovoltaica pero sus resultados se ofrecen al mar-gen porque, dada su fase de desarrollo y su escaso nivel de implantación industrial, no pueden ser comparados con el resto de las tecnologías. También se ha excluido otra ener-gía renovable, la biomasa, dada la multitud de combustibles que se emplean con esta de-nominación con efectos muy variados.

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raulic

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Figura 15. Eco puntos de las diferentes tipos de producción de energía


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La metodología aplicada para la estimación de los impactos ha sido la de Análisis del Ciclo de Vida, herramienta de gestión ambiental reconocida internacionalmente utilizada para identificar de forma objetiva y rigurosa los impactos de un proceso, producto o activi-dad "desde la cuna a la tumba". Se han inventariado para cada una de las ocho tecnologías 569 entradas -de energías y materias primas- y salidas -de emisiones residuales- lo que su-pone haber manejado 4.552 datos.

Se han analizado impactos ambientales en doce grandes categorías: calentamiento global, disminución capa de ozono, acidificación, eutrofización, radiaciones ionizantes, contaminación por metales pesados, sustancias carcinógenas, niebla de verano, niebla de invierno, generación de residuos industriales, residuos radioactivos y agotamiento recursos energéticos. Fuera del estudio han quedado otros impactos sobre los que no hay consenso en la comunidad científica para su evaluación pero que no modificarían los resultados del mismo sino que probablemente acentuarían las diferencias entre energías renovables y convencionales a favor de las primeras.

En Europa, un tercio de las emisiones de CO2 provienen de la generación de electri-cidad con fuentes convencionales. Cada segundo, se envían a la atmósfera 1000 toneladas de gases nocivos, lo que esta provocando el cambio climático.

Son muchos los problemas a los que se enfrenta la humanidad al inicio del tercer mi-lenio pero entre todos destacan los de carácter medioambiental. La temperatura anual en Europa se ha incrementado entre los 0.3°C y 0.6°C desde 1900, la década de los 90 ha sido la más calurosa del siglo, el nivel del mar ha crecido entre 10 y 25 cm en los últimos 100 años y se ha reducido la superficie de los hielos continentales y oceánicos durante este si-glo. Son cambios evidentes y la mayoría de las causas pueden atribuirse a la emisión de los gases de efecto invernadero y aerosoles por la actividad humana. El hombre ha tomado conciencia de que por primera vez en la larga historia de su presencia en la tierra su activi-dad está produciendo cambios que pueden resultar catastróficos para su propia superviven-cia.

La biosfera está reaccionando negativamente al modelo de producción y consumo de energía con un cambio climático cuyas consecuencias sólo empezamos a atisbar. La activi-dad humana produce emisiones de gases como el dióxido de carbono, el metano y el óxido de nitrógeno que al concentrarse en la atmósfera provocan el llamado "efecto invernadero". La quema de combustibles fósiles con fines energéticos constituye la primera causa de este fenómeno.

Una comparación del impacto ambiental de las diferentes formas de producir electri-cidad se puede ver en la Tabla 2.

En la Tabla 2. (*) TR: trazas. La emisión de la biomasa presupone la regeneración anual de la cantidad consumida, la que raras veces sucede. La hidráulica y la biomasa tie-nen graves consecuencias para la diversidad biológica, y los residuos radiactivos plantean graves problemas de seguridad durante más de 200.000 años. Otros impactos son la mine-ría a cielo abierto en el caso del carbón, los vertidos de petróleo y la seguridad de las cen-trales nucleares.

En la cumbre de Kyoto de 1997 sobre el cambio climático, ante la falta de acuerdo para adoptar decisiones más contundentes, se aprobó un limitado acuerdo para reducir las emisiones antropogénicas de CO2.


Memoria 19

Tabla 2. Comparación de impacto de distintas formas de producir electricidad. Fuente: US Department of Energy, Council for Renewable Energy Education y World-watch Institute.

Fuente de energía

CO

2 [t/

GW

h]

NO

x [t/

GW

h]

SO2

[t/G

Wh]

Pa

rtícu

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GW

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CO

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GW

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Hid

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[t/G

Wh]

Res

iduo

s nuc

lear

es

Tota

l

Carbón 1.058 2,986 2,971 1,626 0,267 0,102 - 1.066

Gas natural 824 0,251 0,34 1,176 TR TR - 825,8

Nuclear 9 0,034 0,03 0,003 0,018 0,001 3,641 12,3

Fotovoltaica 6 0,008 0,02 0,017 0,003 0,002 - 5,9

Biomasa 0 0,614 0,15 0,512 11,361 0,768 - 13,4 Geotérmica 57 TR* TR TR TR TR - 56,8

Eólica 7 TR TR TR TR TR - 7,4

Solar térmica 4 TR TR TR TR TR - 3,6

Hidráulica 7 TR TR TR TR TR - 6,6

La comunidad científica internacional coincide en señalar que es necesario realizar un cambio para buscar la mayor eficiencia energética y lograr un modelo energético que no se base en los combustibles fósiles.

El cambio climático no es el único de los grandes problemas que causa la utilización masiva de los combustibles fósiles en el actual modelo energético. El petróleo, el gas y el carbón son recursos limitados y no distribuidos equitativamente por el planeta. Con el ac-tual modelo energético las nuevas generaciones verían el agotamiento de esas fuentes, comprometiendo el desarrollo de la humanidad.

1.3.4 Apoyo a las energías renovables

En la Conferencia Europea de Berlín (2004), la Unión Europea (UE) definió metas propias ambiciosas. La recomendación de la UE es que, hasta 2020, el porcentaje de ener-gías renovables deberá cubrir un 20% del consumo total de energía. Hasta ahora, la UE es-peraba sólo duplicar este porcentaje en un 12,5% hasta 2010. No se había establecido una meta para 2020.

El Consejo Europeo de marzo de 2007 en Bruselas aprobó un plan energético obliga-torio que incluye un recorte del 20% de sus emisiones de dióxido de carbono antes del año 2020 y consumir más energías renovables para que representen el 20% del consumo total de la UE (contra el 7% en 2006). El acuerdo reconoció indirectamente el papel de la ener-gía nuclear −que no es renovable− en la reducción de la emisión de gas de efecto inverna-dero correspondiendo a cada Estado miembro decidir si recurrirá o no a esta tecnología.


20 Memoria

Por otra parte se estableció el compromiso de lograr una cuota mínima de un 10% de biocombustible en el consumo total de gasolina y gasóleo de transporte en 2020.

Existen distintos tipos de energías renovables: fotovoltaica, eólica, hidráulica, térmi-ca, biomasa, mareomotriz, pasiva, otras.

En España, el Plan de Fomento de las energías renovables ha asumido el mismo ob-jetivo global asumido por la UE en el Libro Blanco de las Energías Renovables, es decir que al menos el 12% de la demanda total de energía en España para el año 2010, sea cu-bierto por fuentes de energía renovables (IDEA, 1999). Lo que al igual que en la UE impli-ca la práctica duplicación de la participación de las energías renovables en España (6.3% del consumo de energía primaria en 1998, 6.2% considerando año hidráulico, eólico y solar medio).

1.3.5 Tipos de energías renovables

1.3.5.1 Energía fotovoltaica

Consiste en la producción de energía eléctrica a partir de la energía solar, a través de un sistema formado por placas fotovoltaicas. El sol incide en la superficie de la placa foto-voltaica, la cual produce una diferencia de potencial, en forma de tensión continua de bajo voltaje, que posteriormente se transforma en tensión alterna mediante un convertidor elec-trónico.

La energía solar fotovoltaica que es la de mayor potencial de utilización en forma dispersa y diversificada (por su carácter modular, puede aprovecharse en el campo y en la ciudad, en lugares poblados y despoblados, en pequeños y grandes emplazamientos).

1.3.5.2 Energía hidráulica

Se denomina energía hidráulica o energía hídrica a aquella que se obtiene del apro-vechamiento de las energías cinética y potencial de la corriente de ríos, saltos de agua o mareas. Se aprovecha un salto de agua para mover una turbina, que a su vez arrastra a un generador que produce energía eléctrica. Su impacto ambiental viene derivado de la cons-trucción de la presa y posterior inundación de terrenos colindantes.

1.3.5.2.1 Energía mareomotriz

La energía mareomotriz es la que resulta de aprovechar las mareas, es decir, la altura media de los mares según la posición relativa de la Tierra y la Luna, y que resulta de la atracción gravitatoria de esta última y del Sol sobre las masas de agua de los mares. Esta diferencia de alturas puede aprovecharse interponiendo partes móviles al movimiento natu-ral de ascenso o descenso de las aguas, junto con mecanismos de canalización y depósito, para obtener movimiento en un eje. Mediante su acoplamiento a un alternador se puede uti-lizar el sistema para la generación de electricidad, transformando así la energía mareomo-triz en energía eléctrica. La relación entre la cantidad de energía que se puede obtener con los medios actuales y el coste económico y ambiental de instalar los dispositivos para su proceso han impedido una proliferación notable de este tipo de energía.


Memoria 21

Figura 16. Central Hidráulica Portile de Fier, Probeta Turnu-Severin, Ru-

manía

1.3.5.3 Energía eólica

La energía eólica producida por el movimiento del aire (viento) a través de las palas de molino puede convertirse a energía eléctrica acoplando un generador eléctrico. Al dis-positivo que integra las palas del molino y el generador se le denomina aerogenerador. Existen otras aplicaciones de la energía eólica como puede ser el bombeo de agua de po-zos.

Para poder aprovechar la energía eólica es importante conocer las variaciones diurnas y nocturnas y estaciónales de los vientos, la variación de la velocidad del viento con la al-tura sobre el suelo, la entidad de las ráfagas en espacios de tiempos breves, y valores máximos ocurridos en series históricas de datos. Es también importante conocer la veloci-dad máxima del viento. Para poder utilizar la energía del viento, es necesario que éste al-cance una velocidad mínima de 12 km/h, y que no supere los 65 km/h.

El impacto paisajístico es un aspecto negativo debido a la disposición de los elemen-tos horizontales que lo componen y la aparición de un elemento vertical como es el aero-generador. Producen el llamado efecto discoteca: este efecto aparece cuando el sol está por detrás de los molinos y las sombras de las aspas se proyectan con regularidad sobre los jar-dines y las ventanas, parpadeando de tal modo que la gente denominó este fenómeno: “efecto discoteca”. Esto, unido al ruido, puede llevar a la gente hasta un alto nivel de es-trés, con efectos de consideración para la salud. La apertura de pistas y la presencia de ope-rarios en los parques eólicos hacen que la presencia humana sea constante en lugares hasta entonces poco transitados. Ello afecta también a la fauna.


22 Memoria

Figura 17. Parque eólico.

1.3.5.4 Energía geotérmica

La energía geotérmica es aquella energía que puede ser obtenida mediante el aprove-chamiento del calor del interior de la Tierra. El calor del interior de la Tierra se debe a va-rios factores, entre los que cabe destacar el gradiente geotérmico, el calor radiogénico.

En áreas de aguas termales muy calientes a poca profundidad, se perfora por fractu-ras naturales de las rocas básales o dentro de rocas sedimentarios. El agua caliente o el va-por pueden fluir naturalmente, por bombeo o por impulsos de flujos de agua y de vapor (flashing). El método a elegir depende del que en cada caso sea económicamente rentable

Los residuos que produce son mínimos y ocasionan poco impacto ambiental. Como inconvenientes: deteriora del paisaje, no se puede transportar, en ciertos casos emisión de ácido sulfhídrico que se detecta por su olor a huevo podrido, pero que en grandes cantida-des no se percibe y es letal.


Memoria 23

Figura 18. Energía geotérmica

1.3.6 Las energías renovables en España El consumo de energía en España per cápita es similar al de otros países del Sur de

Europa. En 2003, el consumo final de energía fue de 97,2 millones de Toe, representando un incremento de un 60% respecto a 1990. En 2004 se produjo un incremento del 3,6% respecto al año anterior, lo que supuso un pequeño descenso en el ritmo de crecimiento, motivado en parte por las condiciones climáticas más suaves del año.

En agosto de 2005 el Consejo de Ministros aprobó el Plan de Energías Renovables 2005-2010 en España, donde se establecen los objetivos para el periodo 2005-2010. Dado el desarrollo actual, podemos afirmar que con las políticas actuales, el Plan se cumplirá en algunas áreas, como solar fotovoltaica, eólica y biogás, pero es difícil que se alcancen los objetivos de biomasa. El importe total de los incentivos a la producción de electricidad con renovables ascenderá a 1.828 millones de euros en el año 2010, como compensación por las externalidades evitadas, dado que las renovables evitan la emisión de millones de tone-ladas de CO2, reducen nuestra dependencia energética y crean miles de empleos. Otro cue-llo de botella es el acceso a la red eléctrica.

Figura 19. Producción de Energías Renovables en España, Fuente: APPA


24 Memoria

Los proyectos puestos en servicio hasta el año 2010 supondrán una inversión de 23.598 millones de euros, y tan sólo el 2,9% de los fondos invertidos corresponderán a fondos públicos (680,9 millones de euros). El sector agrupa a unas 1.400 empresas, la ma-yoría de tamaño pequeño y mediano, aunque el 4% cuenta con más de 500 trabajadores.

Las energías renovables en el año 2005 representaron sólo el 5,8% del consumo de energía primaria (8.402 ktep sobre un total de 145.094 ktep), debido a que fue un mal año hidráulico, cifra muy alejada de las 20.552 ktep en el año 2010 (12,5% del consumo de energía primaria) previstas en documento del gobierno titulado Planificación de los secto-res de electricidad y gas 2002-2011. Revisión 2005-2011. La Directiva 2001/77/CE de promoción de la electricidad renovable prevé producir el 29,4% del total en el año 2010 con renovables, y el Plan de Renovables eleva esta cifra al 30,3%. El Plan pretende que el consumo de biocarburantes llegue a 2 Mtep, representando el 5,83% del consumo de gaso-lina y gasóleo del transporte, algo superior al 5,75% del objetivo de la Directiva 2003/30/CE sobre biocarburantes. En la Figura 19 se muestra la evolución de las energías renovables en España.

1.3.7 Las energías renovables en Rumanía Debido a su posición geográfica, relieve y las condiciones climatológicas puede ser

considerado un país con recursos renovables modestos. Pero los recursos renovables pue-den tener una contribución significante en la balanza energética del país y también en la reducción de la cantidad de fuentes energéticas importadas. La producción de energía eléc-trica a partir de fuentes renovables de energía, puede formar parte del sistema eléctrico del país, o bien alimentar de forma aislada a cargas situadas en puntos alejadas de cualquier suministro eléctrico.

En la Universidad Politécnica de Bucarest (UPB) existe la central fotovoltaica más grande del este de Europa. La central tiene 216 paneles, una potencia instalada de 30,18 kW y está funcionando desde mayo de 2006. Esta central de la UPB es parte del proyecto europeo PVEnlargement y fue implementada por el Instituto de Investigaciones electrotécnicas − Centro de Tecnologías e Instalaciones de Conversión de Energía (IC-PE−SICE) con la colaboración de estudiantes del último curso de la Facultad de Electro-técnica. Como parte de un proyecto europeo, se ha utilizado la misma tecnología que en las otras instalaciones del mismo proyecto. La potencia total de la instalación es de 1.2 MW. El propósito de este proyecto es de transferir conocimiento entre los países participantes y los fabricantes de paneles fotovoltaicos. La central fotovoltaica utiliza paneles de silicio monocristalino y silicio policristalino. Los módulos de silicio mono-cristalino tienen una potencia de 26.46 kW y los de policristalinos una potencia de 3.72 kW. El sistema está co-nectado a la red eléctrica y produce aproximadamente 1 MWh cada 4-5 días en condicio-nas climatológicas normales.

Actualmente, en Rumanía, el potencial eólico se explota mayoritariamente mediante aerogeneradores con potencias unitarias elevadas (más de 750 kW), conectados al sistema eléctrico nacional. En menor cuantía también hay instalaciones para consumidores aisla-dos.


Memoria 25

Figura 20. Mapa de las energías renovables en Rumanía: I- solar; II- solar y

eólica; III- eólica, hidráulica y biomasa; IV- hidráulica, biomasa y eólica; V- hidráulica y biomasa; VI- geotérmica y eólica; VII- hidráulica y bio-masa; VIII- biomasa, geotérmica y solar.

Las regiones con potencial eólico elevado son: • Las colinas de Muntenia y Dobrogea. • Regiones montañosas elevadas (difíciles de explotar por las condiciones

climatológicas en invierno). • Zona litoral del Mar Negro.

Estudios recientes, realizados por ICEMENERG, muestran que el potencial técnico

explotable de Rumanía es aproximadamente 3600 MW y una producción de 8000 GWh.

El potencial hidroeléctrico de los ríos en Rumanía está evaluado en 40.000 GWh/año aproximadamente.

En que concierne la energía de la biomasa su potencial está aproximado a 318·109 MJ/año y el potencial geotérmico a 7000·106 GJ/año.


26 Memoria

1.3.8 Barreras que dificultan la instalación de energías renovables en España

1.3.8.1 Barreras financieras

Un adecuado desarrollo de las energías renovables en España será imposible si no se asegura la financiación de los proyectos. Resulta de vital importancia reducir la percepción de riesgo asociado a las energías renovables por parte de las entidades financieras. Para conseguirlo, es necesario demostrar una rentabilidad atractiva. Uno de los factores clave para conseguir unas condiciones favorables de financiación es la existencia de un marco normativo estable, que garantice seguridad jurídica al promotor. Este punto es especial-mente relevante ante un hipotético cambio en la legislación, y su influencia en las condi-ciones de financiación negociadas. Es necesario asegurar, además de la permanencia de las normas, la irretroactividad de las mismas, ofreciendo siempre a las instalaciones existentes la opción de mantenerse en el marco regulador anterior.

De todos los sistemas de apoyo a la electricidad de origen renovable puestos en mar-cha en los diversos países europeos, los mecanismos basados en primas a la producción han demostrado ser los más eficientes frente a otros como los certificados verdes, debido al alto grado de estabilidad que aportan respecto a la retribución. Tres de los cuatro principa-les productores mundiales de energía eólica (Alemania, España y Dinamarca) cuentan con este sistema como incentivo a la promoción de energías renovables. Por tanto, se propone enfocar los esfuerzos por parte de las administraciones en mantener, reforzar y mejorar el sistema de primas establecido, prestando especial atención a aquellas tecnologías que en la actualidad se encuentran lejos de alcanzar los objetivos definidos en las planificaciones es-tratégicas energéticas vigentes, como es el caso de la biomasa.

Asimismo, se cree necesario el diseño de una cobertura normativa para aquellas nue-vas tecnologías de generación que se encuentran en un estado de madurez inicial tanto téc-nico como comercial (eólica offshore, generadores eólicos de gran potencia, producción de hidrógeno a partir de energías renovables, mareomotriz, ola motriz), de forma que se ga-rantice su desarrollo en el futuro. Una opción a tener en cuenta sería el establecimiento de un mecanismo de primas no asociado a la producción. En este mismo sentido, también se-ría conveniente dar prioridad a los proyectos relacionados con las energías renovables de-ntro de los diversos programas de I+D.

1.3.8.2 Barreras administrativas

Uno los principales problemas con que se encuentra el promotor de instalaciones de energía renovable es el laberinto administrativo que ha de afrontar para materializar sus proyectos: actualmente se encuentran en vigor hasta sesenta normas, y cuarenta trámites que han de presentarse en las diversas administraciones a nivel local, regional y central existiendo en muchas ocasiones confusión en materia de competencias. Esta situación se agrava por el incumplimiento de los plazos por parte de las administraciones, que hace que los proyectos se demoren de forma dramática, poniendo en riesgo la consecución de los mismos. Para superar esta barrera, solamente sería necesario que las administraciones se comprometiesen a cumplir en tiempo y forma la normativa vigente, definida en el artículo 6 de la Directiva Europea 2001/77/CE, en el que se fomenta la agilidad y racionalidad de los procesos administrativos, así como la objetividad y la transparencia de las normas.


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1.3.8.3 Barreras técnicas

Otro de los factores que suponen una barrera a la promoción de las energías renova-bles en España, es el tratamiento de acceso de conexión a la red.

La creciente demanda de conexión de nueva generación, unida a la escasez de capa-cidad de red en muchos puntos, y la ausencia de una normativa nacional que garantice la preferencia de acceso a las energías renovables a través de unos criterios claros y genera-les, está ocasionando conflictos entre las nuevas instalaciones y las existentes, a efectos de capacidad de red. Además, existe un alto grado de descoordinación entre las planificacio-nes autonómicas y nacionales.

Resulta necesario desarrollar canales de comunicación entre Organismos Estatales, Comunidades Autónomas, REE/ distribuidores y los promotores afectados. Al mismo tiempo sería deseable que existiesen criterios generales de planificación, comunes para to-das las Comunidades Autónomas.

Otro de los problemas que se encuentra el promotor es la falta de información de la que dispone a la hora de realizar la petición de acceso a la red, que se ha de realizar en una fase madura del proyecto, corriendo el riesgo de ver alterada su necesidad de financiación. Esta información previa sobre el estado de capacidad de la red y de los puntos de conexión, puede ser crucial para determinar la rentabilidad asociada a un emplazamiento determina-do. Atendiendo a experiencias internacionales en otros sistemas eléctricos que si disponen de esa información “ex-ante”, se propone hacer pública la información acerca de la capa-cidad de la red a través de un mapa de tensiones, y de las solicitudes de conexión soporta-das por cada uno de los puntos de acceso, teniendo en cuenta las restricciones que por ra-zones de seguridad sea necesario aplicar. Para gestionar de forma eficiente esta informa-ción, se requiere el diseño de un marco formal a través de una normativa al efecto, y del detalle de protocolo de acceso a la información.

Una vez concedido el punto de acceso a la red, el propietario ha de afrontar el coste de la infraestructura de conexión, que posteriormente ha de ceder al distribuidor o a REE para su operación y mantenimiento. Desde Asociación de Productores de Energías Reno-vables (APPA) se considera necesario un cambio de regulación al respecto, que ha de in-cluir tres aspectos básicos: la voluntariedad del productor de realizar la cesión de las in-fraestructuras al gestor de la red de transporte o distribución y la obligatoriedad por parte de estos de aceptar la infraestructura en el caso de que el promotor decida cederlas. Asi-mismo, en los casos en que se realicen inversiones de refuerzo o mallado de infraestructu-ras existentes que no tengan como objeto único la inyección de la nueva capacidad, la fi-nanciación ha de ser soportada por el propietario de la red.

1.3.9 Energía solar El sol es un gigantesco reactor nuclear. En efecto es un enorme esfera gaseosa, con

una masa de 330.000 veces mayor que la Tierra, formado fundamentalmente por Helio, Hidrógeno y Carbono, en el seno del cual se producen continuas reacciones nucleares de fusión, es decir, reacciones mediante las cuales se unen los núcleos de dos átomos de hidrógeno para formar un núcleo de helio, librando en dicho proceso una gran cantidad de energía.


28 Memoria

De la enorme cantidad de energía que emite el Sol, una parte llega a la atmósfera te-rrestre en forma de radiación solar. De ella, un tercio es enviado de nuevo al espacio a con-secuencia de los procesos de refracción y reflexión que tienen lugar en la atmósfera de la Tierra. De los dos tercios restantes, una parte es absorbida por las distintas capas atmosfé-ricas que rodean el globo terráqueo.

La energía emitida por el Sol no llega a la Tierra de manera uniforme. Varía en función de:

• Hora del día.

• Inclinación estacional del globo terráqueo respecto al Sol.

• Zona de la superficie terrestre

• Otros.

La distancia entre el Sol y la Tierra es de 150 millones Km y como la luz viaja con una velocidad de 300.000 Km/s la luz tarde en llegar hasta nuestra planeta ocho minutos.

Se ha calculado que la potencia de la radiación del Sol es de 4·103 kW, aproximada-mente unas 200·1012 veces la potencia de todas las centrales que actualmente hay funcio-nando en el mundo

1.3.9.1 El movimiento solar diario y su influencia sobre la radiación solar.

En realidad lo que se mueve es el planeta tierra y no el astro sol. Y esta circunstancia es muy relevante cuando hablamos de captación de energía solar. La tierra dibuja una elip-se alrededor del sol, que sumado con otros tipos de movimiento, hace que sumando con otros tipos de movimientos, hace que la tierra tenga diferentes posiciones según la época del ano. Los tipos de movimiento son:

• Translación: es el tipo de movimiento elíptico que tiene la tierra alrededor del sol. La duración de una vuelta es de 365 días, 6 horas, 9 minutos y diez segundos, siendo conocido como ano siderico. Al ser una órbita elíptica hace que el planeta se encuentre en algún momento más alejado del Sol, se le llama afelio y se produce en Julio. En cambio, al momento más cercano al sol se le llama perihelio y sucede en Enero. Estas dos posiciones son lo que conocemos como los solsticios de verano e invierno.

• Rotación: Es el movimiento que realiza la tierra sobre su propio eje. El eje pasa entre los dos polos. Este fenómeno tiene una duración de 23 horas, 56 minutos y 4 segundos, se le llama día sidéreo. La rotación tiene otro fenó-meno denominado oblicuidad elíptica, que son los 23.5º de inclinación que se observan en el dibujo. Esta inclinación es la que produce las estaciones del año a causa del ángulo de incidencia de la radiación solar

• Nutacion: Es el oscilamiento que sufre el eje de posición, es ligero, pero se tiene que tener en cuenta, en términos de calcular la radiación solar. Es debido al achatamiento de los polos y a la atracción que realiza la Luna sobre el eje ecuatorial. Este movimiento se produce mientras se esta pro-duciendo el movimiento de precesión.

• Precesión: es el movimiento que da lugar a los equinoccios. Es a causa del achatamiento polar. Se llama equinoccio a cada uno de los dos puntos de la esfera celeste en los que la elíptica corta el ecuador celeste. Sucede dos


Memoria 29

veces al año, lo que conocemos como equinoccio de primavera y equinoc-cio de otoño. En estas dos fechas la noche tiene la misma duración que el día en todos los lugares de la tierra.

La oblicuidad de la elíptica permite explicar, por un lado el distinto calentamiento de la Tierra en función de su posición en la órbita (las estaciones del año: Primavera, Verano, Otoño e Invierno) y por otro, lado distinta duración del día y de la noche a lo largo del año. La declinación solar se anula en los equinoccios de Primavera (22/23 de Septiembre) y de Otoño (20/21 de Marzo). En estos días el Sol se encuentra en el ecuador, y la duración del día es igual a la de la noche en toda la Tierra, además, las posiciones de salida y de puesta del Sol coinciden con el Este y con el Oeste, respectivamente.

En el solsticio de verano (21/22 de Junio) la declinación es de +23.45º y el Sol se en-cuentra en el Trópico de Cáncer lo que en el hemisferio Norte se traduce en el día más lar-go y la noche más corta. En el solsticio de invierno (21/22 de Diciembre) la declinación es de -23.45º y el Sol se encuentra en el trópico de capricornio lo que se traduce en el hemis-ferio Norte en el día más corto y la noche más larga del año. En el hemisferio Sur ocurriría lo contrario.

El movimiento de la Tierra se puede notar en Figura 21 y el calentamiento de la Tie-rra en

Figura 22.

Debido a que la Tierra, en su trayectoria alrededor del Sol, no sigue un perfecto mo-vimiento circular uniforme, el tiempo transcurrido hasta que el Sol pasa dos veces consecu-tivas por una misma posición angular en la bóveda celeste no es constante e igual a 24 horas, sino que varia a lo largo del año. De este modo tenemos:

• Día Solar: Tiempo que tarda el Sol en pasar dos veces por el meridiano del observador. Variable. (24h aproximadamente)

• Día Civil: Tiempo de rotación terrestre. (24h)

Figura 21. El movimiento de la Tierra


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Figura 22. Calentamiento de la Tierra

Como la hora civil o la que marcan los relojes, debe ser uniforme lógicamente, se produce un desfase variable a lo largo del año, entre el tiempo civil y el tiempo solar. Este desfase, máximo 16 minutos, se refleja perfectamente en la denominada ecuación del tiem-po (ET), la cual, mide la diferencia entre el tiempo solar (LST) y el tiempo de los relojes (LCT).

min18,229)204089,02cos01465,0(...)032077,0cos001868,0(000075,0

⋅Γ⋅+Γ⋅−Γ⋅+Γ⋅−=−=

sensenLCTLSTET

365)1(2 −

⋅=Γdnπ

1.3.9.2 La radiación solar

La radiación solar es el flujo de energía que recibimos del Sol en forma de ondas electromagnéticas de diferentes frecuencias (luz visible, infrarroja y ultravioleta). Aproxi-madamente la mitad de las que recibimos, comprendidas entre 0.4 μm y 0.7 μm, pueden ser detectadas por el ojo humano, constituyendo lo que conocemos como luz visible. De la otra mitad, la mayoría se sitúa en la parte infrarroja del espectro y una pequeña parte en la ul-travioleta. La porción de esta radiación que no es absorbida por la atmósfera y llega a la superficie terrestre, es la que produce quemaduras en la piel a la gente que se expone mu-chas horas al sol sin protección. La radiación solar se mide normalmente con un instrumen-to denominado piranómetro.

En función de cómo reciben la radiación solar los objetos situados en la superficie te-rrestre, se pueden distinguir estos tipos de radiación:

• Directa: Es aquella que llega directamente del Sol sin haber sufrido cam-bio alguno en su dirección. Este tipo de radiación se caracteriza por pro-yectar una sombra definida de los objetos opacos que la interceptan.

• Difusa: Parte de la radiación que atraviesa la atmósfera es reflejada por las nubes o absorbida por éstas. Esta radiación va en todas direcciones, como consecuencia de las reflexiones y absorciones, no sólo de las nubes sino de las partículas de polvo atmosférico, montañas, árboles, edificios, el propio suelo, etc. Se caracteriza por no producir sombra alguna respecto a los ob-


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jetos opacos interpuestos. Las superficies horizontales son las que más ra-diación difusa reciben, ya que ven toda la bóveda celeste, mientras que las verticales reciben menos porque sólo ven la mitad.

• Reflejada: La radiación reflejada es, como su nombre indica, aquella refle-jada por la superficie terrestre. La cantidad de radiación depende del coefi-ciente de reflexión de la superficie, también llamado albedo. Las superfi-cies horizontales no reciben ninguna radiación reflejada, porque no ven ninguna superficie terrestre y las superficies verticales son las que más ra-diación reflejada reciben.

• Global: La radiación total es la suma de las tres radiaciones. (Ver Figura 23)

En un día despejado, con cielo limpio, la radiación directa es preponderante sobre la radiación difusa. Por el contrario, en un día nublado no existe radiación directa y la totali-dad de la radiación que incide es difusa.

El sol envía energía a Tierra en una cantidad constante de 1353 W/m2 al entrar en la atmósfera terrestre, de esta cantidad tan solo una parte llega a la superficie.

Figura 23. La radiación solar

La intensidad de la radiación solar sobre la superficie de la tierra está influenciada por varios factores:

• La forma de la Tierra • Los movimientos de la Tierra • Las fenómenos atmosféricos • El ciclo día/noche • La actividad humana

En condiciones ideales la intensidad de a luz solar o irradiancia, en la superficie de la tierra, en valor medio, es de 1000 W/m2.


32 Memoria

Figura 24. Posición del Sol

A la hora de estudiar la inclinación más adecuada con la que se debe orientar los ge-neradores fotovoltaicos, es necesario precisar la posición del Sol en cada instante para op-timizar su rendimiento. El sistema más apropiado para definir cada una de estas posiciones es la de coordenadas polares. En este sistema el origen está situado en la posición del re-ceptor. El plano fundamental es el horizontal, tangente a la superficie terrestre. La perpen-dicular a este plano en dirección a la semiesfera celeste superior define la posición del ZE-NIT del lugar o zenit local. En la dirección opuesta, a través de la Tierra, se sitúa el NA-DIR. Las direcciones principales sobre el plano horizontal son la Norte-Sur, intersección con el plano meridiano del lugar, y la perpendicular a ella Este-Oeste, intersección con el plano denominado primer vertical. Respecto al sistema anteriormente descrito, la posición del Sol se define mediante los siguientes parámetros:

• Latitud del lugar (l): Es la complementaria del ángulo formado por la re-

cta que une el zenit y el nadir con el eje polar. Es positivo hacia el Norte y negativo hacia el Sur.

• Meridiano del lugar: Circulo máximo de la esfera terrestre que pasa por el lugar, por el zenit y por el nadir.

• Distancia zenital (θzs): Es el ángulo formado por el radio vector punto-Tierra y la vertical del lugar. Es positivo a partir del zenit.

• Altura Solar (γs): Ángulo que forman los rayos solares sobre la superficie horizontal. Ángulo complementario de la distancia zenital.


Memoria 33

• Angulo acimutal (Ψs): Ángulo formado por la proyección del Sol sobre el plano del horizonte con la dirección Sur. Positivo 0º a 180º hacia el Oeste y negativo hacia el Este 0º a -180º.

• Horizonte: Lugar geométrico de los puntos con altura 0. En la Figura 24 se muestran los parámetros enunciados anteriormente.

1.3.9.3 Aprovechamiento de la energía solar

Respecto al aprovechamiento de la energía solar, se puede hablar de dos tipos de sistemas: los que convierten en electricidad mediante células fotovoltaicas y los que la uti-lizan para la producción de energía térmica (agua caliente sanitaria y calefacción). Tam-bién es la posibilidad hacer un uso más racional de la irradiación solar, la luz natural y las condiciones climatológicas característicos de cada emplazamiento mediante lo que se ha llamado Arquitectura Bioclimática. Adicionalmente se puede producir frió con el uso de energía solar como fuente de el calor en un ciclo de enfriamiento por absorción.

La energía solar fotovoltaica es una de las formas de aprovechamiento de las ener-gías renovables más recientes y tiene un campo de aplicación muy amplio con clara ventaja sobre otras alternativas, carecen los paneles de partes móviles, no contaminan ni producen ningún ruido, no consumen combustible y no necesitan un gran mantenimiento.

Su utilización va desde productos de consumo, como relojes y calculadoras, hasta la electrificación de zonas rurales sin suministro convencional, como casas aisladas o insta-laciones agrícolas y ganaderas, pasando por las señalizaciones terrestres y marítimas, las comunicaciones o el alumbrado público.

Figura 25. Evolución del mercado fotovoltaico mundial


34 Memoria

Se denomina energía solar fotovoltaica a una forma de obtención de energía eléctri-ca a través de paneles fotovoltaicos.

1.3.9.4 La energía solar en el mundo

El número de instalaciones fotovoltaicas conectadas a red en España ha sufrido un aumento exponencial en los últimos siete años desde la aprobación del RD1663/00. En el resto del mundo la producción del número de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red también aumenta de modo exponencial. En la Figura 25 se muestra la evolución del mer-cado fotovoltaico mundial.

1.3.9.5 La energía solar en España

España es un país privilegiado para el desarrollo de las tecnologías y aplicaciones de la energía solar, tanto por sus condiciones geográficas y climatológicas (con una media anual de insolación superior a las 2.500 horas y una radiación media de 688 kcal/(h·m2)), como por contar ya con un nivel industrial adecuado para el desarrollo de estas tecnologí-as.

Figura 26. Mapa de radiación solar en España. Fuente: Leonesa de Tecno-

logía Solar, S.L.


Memoria 35

Han pasado muchos años desde que el ingeniero agrónomo Félix Sancho patentara en 1921 un aparato destinado a calentar por captación solar agua para baños y usos indus-triales, adelantándose casi 60 años a su tiempo. El primer aparato construido según su pro-yecto se instaló en su casa familiar del Puerto de Santa María, y a esta instalación siguieron otras muchas que, desgraciadamente, más tarde fueron olvidadas.

La energía solar fue resucitada en España a raíz de la crisis energética mundial, cuando a finales de 1974 se creó el Centro de Estudios de la Energía con el fin de actuar ordenadamente en el campo de las energías alternativas.

Para familiarizar al gran público con el aprovechamiento de la energía solar y demos-trar su conveniencia y rentabilidad, así como para promocionar la fabricación de estos sis-temas, dicho organismo puso en marcha un programa de demostración del aprovechamien-to de la energía solar a baja temperatura (orientado a la producción de agua caliente sanita-ria) que permitiera, además, adquirir una experiencia en cuanto a su funcionamiento opera-tivo.

En una primera fase, este programa se aplicó a cuatro centros asistenciales u hospita-larios situados en las provincias de Málaga, Murcia, Las Palmas y Santa Cruz de Tenerife, provincias éstas que se encuentran entre las que reciben una mayor cantidad de radiación solar. En una segunda fase, se aplicó también a la industria, instalándose diversas plantas de colectores cilindro-parabólicos con objeto de producir vapor de proceso, entre ellas la planta piloto de desalinización de agua de mar en Arinaga (Las Palmas), que fue abando-nada al poco tiempo de su puesta en funcionamiento.

Pero este programa no sólo ha promovido en España la utilización de esta fuente de energía, sino que también ha posibilitado la creación de una industria nacional en este sec-tor. Con ello se han ampliado las posibilidades económicas de una actividad que, con un elevado grado de tecnología nacional, ha ido creando y manteniendo un cierto número de puestos de trabajo, si bien la evolución histórica del sector ha demostrado que su desarrollo es complejo, ya que el mercado de la energía solar es especialmente sensible a numerosos factores, tanto técnicos como económicos.

España ha prendido con fuerza en la sociedad la actividad en energía solar y que la lógica respuesta del mercado puede ayudar a una instalación efectiva de esta energía en nuestro país, adquiriendo una tecnología lo suficientemente sólida como para contemplar con optimismo una implantación internacional importante.

Tanto la producción industrial como la investigación relacionada con la generación eléctrica fotovoltaica que se desarrolla en España ocupan un destacado lugar en el panora-ma mundial. España hoy es el primer país europeo productor de células y paneles fotovol-taicos, con el 10% de la producción mundial.

La producción de paneles fotovoltaicos en España dispone de las más avanzadas tec-nologías y los fabricantes españoles tienen instalaciones y procesos productivos que sitúan a este país en el tercer puesto a escala mundial, después de Estados Unidos y Japón. Para conseguir unas elevadas prestaciones en todo el sistema industrial fotovoltaico es necesaria una intensa y continuada actividad de I+D, tanto en las propias industrias como en los cen-tros de investigación. La industria fotovoltaica está concentrando su actividad de I+D en:

• El desarrollo de paneles fotovoltaicos con mayores niveles de eficiencia y menor coste de fabricación.


36 Memoria

• La mejora de la eficiencia de los dispositivos de electrónica de potencia, de transformación y de protección.

Empresas españolas dedicadas a la fabricación de placas fotovoltaicas: Proinso, Di-rectSilicon, Gruposolar, Enersol Nuevas Energías S.L., Novosolar.

La potencia fotovoltaica instalada en España en los últimos anos se presente en la Figura 27.

Figura 27. Potencia fotovoltaica anual instalada en España. Fuente: Asocia-

ción de la Industria Fotovoltaica

Figura 28. La radiación solar en Rumanía (kWh/m2). Fuente: www.oer.ro.


Memoria 37

1.3.9.6 La energía solar en Rumanía

El potencial energético solar en Rumanía presenta un valor medio de 1100kWh/m2/año. La distribución geográfica del potencial solar está constituida por 5 zo-nas de cual: Zona 0: más de 1250 kWh/m2/año y zona IV menos de 950kWh/m2/año.

La radiación solar con valores mayores de 1200kWh/m2/año cubre más de 50% de la superficie del país.

El potencial energético por medio de sistemas fotovoltaicos se estima en 1200GWh/año. En Figura 28 se muestra la radiación solar en Rumanía.

1.3.10 El efecto fotovoltaico

Las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica están basadas en el aprovechamiento del efecto fotovoltaico. El efecto fotovoltaico (FV) es la base del proceso mediante el cual una célula FV convierte la luz solar en electricidad. La luz solar está compuesta por foto-nes, o partículas energéticas. Estos fotones son de diferentes energías, correspondientes a las diferentes longitudes de onda del espectro solar. Cuando los fotones inciden sobre una célula FV, pueden ser reflejados o absorbidos, o pueden pasar a través suyo. Únicamente los fotones absorbidos generan electricidad. Cuando un fotón es absorbido, la energía del fotón se transfiere a un electrón de un átomo de la célula. Con esta nueva energía, el elec-trón es capaz de escapar de su posición normal asociada con un átomo para formar parte de una corriente en un circuito eléctrico.

Figura 29. El efecto fotovoltaico


38 Memoria

Figura 30. Célula fotovoltaica

1.3.11 La célula solar

1.3.11.1 Célula fotovoltaica solar

La célula fotovoltaica solar es un dispositivo semiconductor capaz de convertir los fotones procedentes del Sol (luz solar), en electricidad de una forma directa e inmediata. Esta conversión se conoce con el nombre de efecto fotovoltaico.

Las células solares han sido utilizadas hasta ahora, para producir electricidad en luga-res donde no llega la red de distribución eléctrica, tanto en áreas remotas de la Tierra como del espacio, haciendo posible el funcionamiento de todo tipo de dispositivos eléctricos co-mo satélites de comunicaciones, radioteléfonos o bombas de agua. Ensambladas en paneles o módulos y dispuestas sobre los tejados de las casas, por medio de un inversor, pueden in-yectar la electricidad generada en la red de distribución para el consumo, favoreciendo la producción global de energía primaria de un país, de manera limpia y sostenible. En la Figura 30 se muestra un detalle de la célula fotovoltaica solar.

1.3.11.1.1 Funcionamiento de una célula solar

Cuando incide la luz sobre una célula se produce un efecto caótico en la unión PN del semiconductor que libera electrones, dando lugar a una corriente eléctrica. El material semiconductor en ningún momento acumula energía eléctrica como lo haría una batería.

El efecto voltaico significa convertir luz en electricidad y fue identificado por pri-mera vez en 1839 por Bequel que llegó a la siguiente conclusión: “Si se lumina una célula solar conectada a una carga externa se producirá una diferencia de potencial en dicha carga y una circulación de corriente”.

En las Figura 31 y Figura 32 se muestran el funcionamiento de una célula solar y el circuito equivalente de una célula solar, respectivamente.


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Figura 31. Funcionamiento de una célula solar

Figura 32. El circuito equivalente de una célula solar

Existen los siguientes parámetros de funcionamiento • Intensidad de cortocircuito, ISC,cel: es la intensidad obtenida cuando se po-

nen en contacto los terminales de la célula. Además ésta será la máxima corriente que puede obtenerse. Normalmente toma valores entre 10 y 40 miliamperios por centímetro cuadrado de célula.

• Tensión en circuito abierto, VOC,cel: es la tensión máxima que puede al-canzar la célula, y se da en el caso de que no haya ninguna carga conecta-


40 Memoria

da a ella, por tanto la corriente obtenida, I, de dicha célula será nula, de modo que internamente se igualarán la corriente del diodo, ID, con la de generación, IL.

• Potencia máxima o pico, Pmáx: entre los valores de la curva I-V de la célu-la existe un punto de operación (IP,VP) para el cual la potencia obtenida es máxima. Por lo tanto:

pp VIP ⋅=max • Factor de forma, FF: es la relación entre el rectángulo que da la máxima

potencia y el rectángulo de lados VOC e ISC :

OCSCmáxOCSC

PP VIFFPVIVIFF ⋅⋅=⇒⋅⋅

=

• Eficiencia o rendimiento, η: es el cociente entre la energía suministrada al circuito por la célula, Esum y la energía recibida del sol, Erec.

cels

pp

rec

sum

SIVI

EE

⋅

⋅==η

Donde:

Is: es la irradiancia sobre la placa

Scel: es la superficie de la célula

Figura 33. Diagrama I-V

p

ssocsc R

IRV

eKt

IRVVII

+−

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛ +−−= exp1


Memoria 41

1.3.11.2 La construcción de célula solar

Las células fotovoltaicas se fabrican a partir de materiales semiconductores, unos materiales que producen electricidad cuando reciben radiación solar. El proceso de fabrica-ción de las células fotovoltaicas varía en función del material base y de la tecnología em-pleada. El material más importante en la historia de la tecnología fotovoltaica ha sido el si-licio. El silicio es el segundo elemento más abundante de la corteza terrestre y se encuentra en forma de sílice (cuarzo). Por el momento, este material domina el mercado fotovoltaico, especialmente el tipo de silicio cristalino, aunque también existen otras tecnologías foto-voltaicas, como la del silicio amorfo, telururo de cadmio, seleniuro de cobre e indio y las células orgánicas, además del arseniuro de galio y fosfuro de indio.

Las tecnologías que más éxito han tenido están basadas en el silicio monocristalino o policristalino y conllevan procesos de serigrafía para la metalización; todas las fábricas de BP Solar emplean estas tecnologías.

El proceso constructivo de una célula fotovoltaica consta de los pasos siguientes: • El origen de una célula solar comienza con la sílice (cuarzo). La sílice es

un dióxido de silicio, que se encuentra en la naturaleza, pero con un alto nivel de impurezas; es necesario pues hacer un proceso de purificación en un horno metalúrgico, donde se reduce la sílice y se obtiene silicio meta-lúrgico. Sin embargo, este silicio de grado metalúrgico no es todavía apto para el uso en células fotovoltaicas, y es necesario un segundo proceso de purificación hasta obtener un silicio ultra puro. Una vez purificado y eli-minado sus impurezas, el silicio ultra puro se funde en un horno y se le añaden pequeñas cantidades de boro para obtener un silicio de tipo P.

• Se solidifica el silicio tipo N, y esto se puede hacer de dos formas: para obtener silicio monocristalino, se extrae lentamente del baño de silicio y se hace solidificar en forma de cilindro (el lingote); para obtener el silicio po-licristalino, se deja simplemente solidificar en un molde cuadrado.

• El silicio solidificado se corta en bloques más pequeños a los que se da la forma cuadrangular. Finalmente, con una sierra de diámetro interno o con una sierra multihilos, se cortan los bloques de silicio en rebanadas delga-das (obleas).

• Baño químico y texturizado: Las obleas se limpian primero con limpiado-res industriales y después se introducen en un baño químico de hidróxido de sodio caliente para eliminar los defectos superficiales dejados por la sierra. Las obleas monocristalinas sufren un proceso adicional, llamado texturizado, consistente en un baño químico en una solución caliente de hidróxido de sodio e isopropanol para formar pirámides cuadrangulares. El objetivo del texturizado es reducir las pérdidas por reflexión luminosa. El mismo procedimiento no se puede aplicar a las células policristalinas, puesto que éstas tienen distintas propiedades.

• Difusión y aislamiento: Como ya se ha realizado un dopado previo al in-troducir pequeñas cantidades de boro en el silicio fundido (tipo P) el si-guiente proceso se trata de un segundo dopado de un material tipo N (normalmente, fósforo), por difusión en la oblea, de esta forma se obtiene una unión PN. Éste proceso de difusión se realiza sometiendo a la oblea a una alta temperatura y poniéndola en contacto con ácido fosfórico u oxi-cloruro de fósforo, por ejemplo. Aunque el fósforo se difunde principal-


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mente en una cara de la oblea, en menor medida también lo hace en la cara opuesta, lo cual tiene el efecto colateral de crear un camino eléctrico entre las dos caras de la oblea. Para eliminar este efecto, se realiza una limpieza en una cámara de plasma en la cara opuesta de la oblea.

• Capa antirreflectante: Para reducir la reflexión de la luz en la superficie, se aplica una capa antirreflectante, como puede ser el nitruro de silicio, óxido de titanio, etc. Una de las mejores técnicas es la deposición de una capa de nitruro de silicio mediante PECVD (Deposición Química de fase Vapor activada por plasma, del inglés Plasma Enhanced Chemical Vapor Deposi-tion). De ésta forma, no sólo se deposita una capa de material antirreflec-tante, sino que este material mejora las propiedades eléctricas del silicio al inyectarle hidrógeno y de esta forma deja la superficie pasivada, mejoran-do así la calidad del silicio.

• Metalización: Debido a sus propiedades de soldadura, la plata es el metal de contacto más utilizado. En la tecnología Saturno, los contactos se gra-ban sobre la superficie de la célula con láser y después se rellenan de ma-terial conductor. En la tecnología serigrafiada (Screenprint) se emplea una pasta cuyo principal compuesto es la plata y se realiza la serigrafía en las dos caras de la oblea. Además, también se emplea aluminio en pasta en la cara posterior para obtener un campo posterior retrodifusor (BSF, del in-glés Back Surface Field), que mejora el rendimiento de la célula fotovol-taica. Estas pastas metálicas se calientan por encima de la temperatura de soldadura para establecer un buen contacto óhmico.

1.3.11.3 Clasificación de células fotovoltaicas • Monocristalinas: son las que proporcionan el rendimiento más elevado

(15 a 18% en la fabricación en serie y 24% en modelos de laboratorio). Se obtienen de silicio puro fundido y dopado con boro, tienen el inconvenien-te de ser caras. Estas células son las más utilizadas en la actualidad.

• Policristalinas: proporcionan del 12 a 14%, tienen como ventaja reducir el espesor hasta algunas micras, se presentan en forma cuadrada aprovechan-do mejor el espacio, tienen un menor coste al ser más delgadas y, por tan-to, el proceso de elaboración no es tan complicado como la célula mono-cristalina.

• De silicio amorfo: tienen una capacidad de absorción de la luz superior a las células de silicio cristalino. Proporcionan un rendimiento inferior al 10%, esto, junto con una aceptable duración del conductor y una extrema delgadez de las células, hace que se consideren muy prometedoras. Otro problema radica en que estas células se degradan con el paso del tiempo, pero se siguen estudiando porque los precios pueden ser muy competiti-vos. Ventajas: Las células de Silicio amorfo pueden fabricarse a una tem-peratura de deposición relativamente baja, generalmente entre 200−500 ºC, lo que permite el uso de varios sustratos de bajo coste. Des-ventajas: El silicio amorfo sufre una degradación debido a la luz al inicio de su operación.

• Arseniuro de galio: son las células más indicadas para la fabricación de paneles, ya que su rendimiento teórico alcanza limites cercanos al 27-28%


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en su versión monocristalina. Tiene el problema de que este material no es abundante, por tanto se encarece mucho la materia prima. Presenta un co-eficiente de absorción elevado, esto hace que con poco material se obtenga una eficacia elevada.

• Bifaciales: son unas células donde se ha creado una doble unión (N+−P−P+), por tanto permite recoger la radiación frontal y la reflejada en el suelo (la radiación del albedo). El rendimiento de estas células puede llegar al 30% siempre que tengamos especial cuidado con la calidad de la superficie reflejada, y con las condiciones mecánicas de colocación del panel.

El inicio de de la utilización de las células y paneles fotovoltaicos para producir elec-tricidad puede establecerse en 1954 junto con los satélites artificiales. Las instalaciones fo-tovoltaicas se clasifican en:

• Aplicaciones aisladas • Aplicaciones conectadas a la red

Mientras que en las primeras la energía generada se almacena en baterías para así disponer de su uso cuando sea preciso, en las segundas toda la energía generada se envía a la red eléctrica convencional para su distribución donde sea demandada.

Figura 34. Ejemplos de células solares

Figura 35. Influencia de la temperatura sobre el comportamiento de la célu-

la


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1.3.11.4 Parámetros que más influyen en el comportamiento de las células

1. Irradiancia: Como la corriente de cargas generadas a partir de la radiación lumi-nosa es proporcional al flujo de fotones con energía superior a la anchura de la banda prohibida, entonces la intensidad de cortocircuito de una célula solar es directamente pro-porcional a la intensidad de la iluminación incidente. Sin embargo la tensión en circuito abierto no varía mucho al aumentar o disminuir la radiación solar. Por lo tanto, se puede decir que la potencia generada por la célula es proporcional a la radiación incidente.

2. Temperatura: Este parámetro a quien afecta fundamentalmente es a la tensión de circuito abierto, de tal manera que al aumentar la temperatura, disminuye el valor de VOC y en consecuencia disminuyen también el factor de forma y el rendimiento de la célula. (Ver Figura 35)

Al aumentar la temperatura de la célula empeora el funcionamiento de la misma:

• Aumenta ligeramente la Intensidad de cortocircuito. • Disminuye la tensión de circuito abierto, aprox: -2.3 mV/ºC • El Factor de Forma disminuye. • El rendimiento decrece.

1.3.12 Los paneles fotovoltaicos Los módulos fotovoltaicos o colectores solares fotovoltaicos (llamados a veces pane-

les solares, aunque esta denominación abarca otros dispositivos) están formados por un conjunto de celdas (células fotovoltaicas) que producen electricidad a partir de la luz que incide sobre ellos. La potencia máxima que puede suministrar un módulo se denomina po-tencia pico. La mayor parte de los paneles solares se construyen asociando primero células en serie hasta conseguir el nivel de tensión deseado, y luego asociando en paralelo varias asociaciones serie de células para alcanzar el nivel de corriente deseado. Además, el panel cuenta con otros elementos a parte de las células solares, que hacen posible la adecuada protección del conjunto frene a los agentes externos; asegurando una rigidez suficiente, po-sibilitando la sujeción a las estructuras que lo soportan y permitiendo la conexión eléctrica.

Estos elementos son: • Cubierta exterior de cara al Sol. Es de vidrio que debe facilitar al máximo

la transmisión de la radiación solar. Se caracteriza por su resistencia me-cánica, alta transmisividad y bajo contenido en hierro

• Encapsulante. De silicona o más frecuentemente EVA (etilen-vinil-acetato). Es especialmente importante que no quede afectado en su trans-parencia por la continua exposición al sol, buscándose además un índice de refracción similar al del vidrio protector para no alterar las condiciones de la radiación incidente.

• Protección posterior. Igualmente debe dar rigidez y una gran protección frente a los agentes atmosféricos. Usualmente se emplean láminas forma-das por distintas capas de materiales, de diferentes características.

• Marco metálico. De Aluminio, que asegura una suficiente rigidez y estan-queidad al conjunto, incorporando los elementos de sujeción a la estructu-ra exterior del panel. La unión entre el marco metálico y los elementos que


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forman el modulo está realizada mediante distintos tipos de sistemas resis-tentes a las condiciones de trabajo del panel.

• Cableado y Bornes de conexión. Habituales en las instalaciones eléctricas, protegidos de la intemperie por medio de cajas estancas.

• Diodo de protección. Su misión es proteger contra sobre-cargas u otras al-teraciones de las condiciones de funcionamiento de panel (Ver Figura 36).

Los Panel solares tienen entre 28 y 40 células, aunque lo más típico es que cuenten con 36. La superficie del panel o modulo puede variar entre 0.1 y 0.5m2 y presenta dos bornas de salida, positiva y negativa, a veces tienen alguna intermedia para colocar los diodos de protección

Figura 36. Elementos de un panel fotovoltaico

1.3.12.1 Clasificación

Una posible forma de clasificar y/o definir los paneles fotovoltaicos es a partir de las células fotovoltaicas que lo componen. Tal como se ha visto en el apartado anterior, tanto los paneles como las células se pueden clasificar en: monocristalinas, policristalinas, de si-licio amorfo, Arseniuro de Galio y bifaciales.

A continuación se procede a describir otros tipos de clasificaciones.

1.3.12.1.1 Tipos de paneles en función de la forma

Empleándose cualquiera de los materiales antes comentados se fabrican paneles en distintos formatos para adaptarse a una aplicación en concreto o bien para lograr un mayor rendimiento .Algunos ejemplos de formas de paneles distintos del clásico plano son:

1.3.12.1.1.1 Paneles con sistemas de concentración

Un ejemplo de ellos es el modelo desarrollado por una marca española, el cual me-diante una serie de superficies reflectantes concentra la luz sobre los paneles fotovoltaicos. Aunque el porcentaje de conversión no varíe, una misma superficie de panel producirá más electricidad ya que recibe una cantidad concentrada de fotones.


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Actualmente se investiga en sistemas que concentran la radiación solar por medio de lentes. La concentración de la luz sobre los paneles solares es una de las vías que están desarrollando los fabricantes para lograr aumentar la efectividad de las células fotovoltai-cas y bajar los costes (Ver Figura 37).

1.3.12.1.1.2 Paneles de formato “teja o baldosa”.

Estos paneles son de pequeño tamaño y están pensados para combinarse en gran nú-mero para así cubrir las grandes superficies que ofrecen los tejados de las viviendas. Aptos para cubrir grandes demandas energéticas en los que se necesita una elevada superficie de captación (Ver Figura 38)

Figura 37. Panel solar con reflectantes

Figura 38. Panel de formato teja


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1.3.12.1.1.3 Paneles bifaciales

Basados en un tipo de panel capaz de transformar en electricidad la radiación solar que le recibe por cualquiera de sus dos caras. Para aprovechar convenientemente esta cua-lidad se coloca sobre dos superficies blancas que reflejan la luz solar hacia el reverso del panel (Ver Figura 39).

Figura 39. Panel bifacial

1.3.12.1.2 Tipos de paneles en función de tamaño

Los paneles se fabrican en una amplia gama de los tamaños para diversos propósitos que generalmente caen en una de tres categorías básicas:

• Paneles de bajo voltaje/baja potencia son confeccionados conectando entre 3 y 12 segmentos pequeños de silicio amorfo fotovoltaico con un área total de algunos centímetros cuadrados para obtener voltajes entre 1.5 y 6 V y potencias de algunos milivatios. Aunque cada uno de estos paneles es muy pequeño, la producción total es grande. Se utilizan principalmente en relo-jes, calculadoras, cámaras fotográficas y dispositivos para detectar la in-tensidad de luz, tales como luces que se encienden automáticamente al caer la noche.

• Paneles pequeños de 1 a 10 vatios y de 3 a 12 V, con áreas de 100 cm2 a 1000 cm2 son hechos ya sea cortando en pedazos celdas mono o policrista-linas de 100 cm2 y ensamblándolas en serie, o usando paneles amorfos de silicio. Los usos principales son en radios, juguetes, bombeadores peque-ños, cercas eléctricas y cargadores de baterías.

• Los paneles grandes, de 10 a 60 vatios, y habitualmente de 6 o 12 voltios, con áreas de 1000 cm2 a 5000 cm2 son generalmente construidos conec-tando de 10 a 36 celdas del mismo tamaño en serie. Se utilizan indivi-dualmente para bombeadores pequeños y energía de casas rodantes (luces y refrigeración) o en conjuntos para proporcionar energía a casas, comuni-caciones, bombeadores grandes y fuentes de energía en área remotas.

Si una aplicación requiere más energía de la que puede ser proporcionado por un solo panel, pueden ser hechos sistemas más grandes combinando juntos un número de paneles.


48 Memoria

Sin embargo, se presenta una complicación en los casos que la potencia y voltaje requerido es mayor al nivel y uniformidad que puede ser proporcionado directamente de los paneles.

Un conjunto de módulos o paneles conectados eléctricamente en serie, forman la ra-ma. Varias ramas conectadas en paralelo, para obtener la potencia deseada, constituyen el generador fotovoltaico. Así el sistema eléctrico puede proporcionar las características de tensión y de potencia necesarias para las diferentes aplicaciones.

Figura 40. Panel solar

Los módulos fotovoltaicos que forman el generador, están montados sobre una es-tructura mecánica capaz de sujetarlos y orientada para optimizar la radiación solar. La can-tidad de energía producida por un generador fotovoltaico varía en función de la insolación y de la latitud del lugar.

1.3.12.2 Característica tensión-corriente

La representación típica de la característica de salida de un dispositivo fotovoltaico (celda, módulo, sistema) se denomina curva corriente tensión.

La corriente de salida se mantiene prácticamente constante dentro del rango de ten-sión de operación y, por lo tanto el dispositivo se puede considerar como una fuente de co-rriente constante en este rango.

La corriente y tensión a la cual opera el dispositivo fotovoltaico están determinadas por la radiación solar incidente, por la temperatura ambiente, y por las características de la carga conectadas al mismo.

Los valores trascendentes de esta curva son: • Corriente de cortocircuito (ICC): máxima corriente que puede entregar un

dispositivo bajo condiciones determinadas de radiación y temperatura co-rrespondiendo a tensión nula y consecuentemente a potencia nula.

• Tensión de circuito abierto (VCO): máxima tensión de salida de un dispo-sitivo bajo condiciones determinadas de radiación y temperatura corres-pondiendo a circulación de corriente nula y consecuentemente a potencia nula.


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• Potencia Pico (PMP): es el máximo valor de potencia que puede entregar el dispositivo. Corresponde al punto de la curva en el cual el producto V·I es máximo.

• Corriente a máxima potencia (IMP): corriente que entrega el dispositivo a potencia máxima bajo condiciones determinadas de radiación y temperatu-ra. Se utiliza como corriente nominal del mismo.

• Tensión a máxima potencia (VMP): tensión de salida del dispositivo a po-tencia máxima bajo condiciones determinadas de radiación y temperatura. Se utiliza como tensión nominal del mismo.

a) b) Figura 41. Variación de la intensidad de corriente y voltaje: a) según la

radiación a temperatura constante de 25°C; b) según la temperatura a in-tensidad de radiación constante de 1 kW/m2

Fundamentalmente la intensidad de la radiación luminosa y la temperatura de las celdas solares, son los factores que inciden en el rendimiento de los paneles fotovoltaicos.

La intensidad de corriente que genera el panel aumenta con la radiación, permane-ciendo el voltaje aproximadamente constante (Figura 41a). En este sentido tiene mucha importancia la colocación de los paneles (su orientación y inclinación respecto a la hori-zontal), ya que los valores de la radiación varían a lo largo del día en función de la inclina-ción del sol respecto del horizonte.

El aumento de temperatura en las células, supone un incremento en la corriente, pero al mismo tiempo una disminución mayor de la tensión. El efecto global es que la potencia del panel disminuye al aumentar la temperatura de trabajo del mismo. Una radiación de


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1.000 W/m2 es capaz de calentar un panel unos 30°C por encima de la temperatura del aire circundante, lo que reduce la tensión en 2,16 V y por tanto la potencia en un 15%. Por ello es importante colocar los paneles en un lugar en el que estén bien aireados.

1.3.12.3 Distancia entre los módulos

Entre los paneles tiene que existir una cierta distancia para que ele efecto de sombra no causar grandes perdidas por el proceso fotovoltaico (Ver Figura 42).

Para estructuras fijas hay una manera muy fácil de calcular la distancia:

( )latitudtghd−°

=61

;

Figura 42. Distancia entre los módulos

1.3.12.4 Sombras entre módulos

Las pérdidas de radiación solar que experimenta una superficie debida a sombras va-rían a lo largo del día. Tenemos intentar disminuir las sombras entre las placas ya que pro-ducen una disminución de rendimiento en la instalación.

La eliminación de posibles sombras entre los módulos a base de aumentar la distan-cia entre ellos presenta el inconveniente de que aumenta la superficie de la planta solar pa-ra una misma potencia instalada.

Por otro lado, hay que tener en cuenta que los módulos fijos pueden disponerse a dis-tancias menores que los que disponen de seguimiento solar, puesto que estos últimos pro-ducen mayores superficies de sombra.

1.3.12.5 Interconexionado de módulos fotovoltaicos

Como norma general nunca conectamos entre si módulos de distintos característi-cas ni de distintos fabricantes. Para el conexionado tenemos tres posibilidades:

• Paralelo • Serie • Mixto


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En el conexión en paralelo se conectan entre si todos los positivos y todos los negati-vos. En el conexionado serie la conexión se hace del polo positivo de uno al negativo del siguiente. En el conexión mixto (serie-paralelo), intervienen ambos conexionados pero tie-nen en cuenta que los conjuntos interconectados en serie y en paralelo deben tener el mis-mo numero de módulos y estar conectado de igual forma.

1.3.12.6 Especificaciones de los módulos fotovoltaicos

En general los fabricantes especifican las características de sus módulos en las con-diciones estándar de funcionamiento:

• Irradiancia: 1000W/m2 • Incidencia de la luz: Perpendicular al módulo • Distribución espectral: AM 1.5 • Temperatura de la célula 25ºC

Para las condiciones estándar pico el fabricante suele dar la potencia generada por el módulo denomina potencia pico, WP, la tensión de circuito abierto, VOC, y la intensidad de cortocircuito, ICC.

La UE recomienda también dar las características de los módulos para una irradian-cia de 800W/m2, tanto para 25ºC como para la temperatura en condiciones normales de operación (NOCT), definida ésta como la temperatura alcanzada por las células cuando el módulo trabaja en circuito abierto bajo las siguientes condiciones:

• Irradiancia 800 W/m2 • Incidencia de la luz: perpendicular al módulo • Distribución espectral: AM 1.5 • Temperatura ambiente: 20ºC • Velocidad del viento: > 1 m/s

1.3.12.7 Estructuras para la fijación de módulos fotovoltaicos

Para producir mayor energía a la suministrada por un solo panel se instalan plantas fotovoltaicas compuestas por las siguientes partes:

• un conjunto de paneles fotovoltaicos, variando de dos a varios centenares de paneles.

• un panel de control, que regula la energía de los paneles. • un sistema del almacenaje de energía, constituido generalmente de un con-

junto de baterías especialmente diseñadas. • un inversor, para convertir la tensión continúa en tensión alterna (por

ejemplo CA de 230 V). • un marco y una cubierta para el sistema. • de forma opcional se puede contar con fuentes de alimentación de reserva

tales como generadores diesel. • otros elementos que pueden llegar a formar parte del sistema son meca-

nismos de seguimiento y sensores.

Los paneles en los conjuntos funcionan generalmente en serie/paralelo, para limitar el voltaje de la salida entre 12 y 50 voltios, pero con un amperaje más alto (corriente). Esto es por seguridad y para reducir al mínimo las pérdidas de energía.


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Figura 43. Suporte por las estructuras de los paneles

Los conjuntos de paneles se están utilizando cada vez más en la construcción de edi-ficios en donde cumplen dos funciones, proporcionar una pared o un techo y abastecer de energía eléctrica al edificio. Eventualmente cuando bajen los precios de celdas solares, la construcción de edificios con celdas solares integradas puede convertirse en una fuente de la energía eléctrica importante.

La cantidad de energía diaria entregada por los paneles fotovoltaicos variará depen-diendo de la orientación, de la localización, del clima y de la época del año.

Los mecanismos de seguimiento se utilizan para mantener los paneles fotovoltaicos directamente frente al sol, para aumentar la energía eléctrica de salida de los paneles. Se requiere de un análisis cuidadoso para determinar si el incremento en el coste y la comple-jidad mecánica de un mecanismo de seguimiento es rentable en circunstancias particulares.

Un ejemplo de estructura soporte se muestre en la Figura 43.

a) b)

Figura 44: a) estructura fija; b) esquema de estructura fija


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Figura 45. Forma de un panel solar.

1.3.12.7.1 Estructuras fijas

En las plantas fijas, el seguidor no permite mover el modulo fotovoltaico para que se encuentre enfrentado al sol en todo momento. La inclinación del panel solar, será la óptima para recibir la mayor irradiación a lo largo del año y dependerá, la latitud, la longitud y de la altitud en que instalemos el panel. Existe la posibilidad de que se pueda regular la incli-nación, caso en que se elegirá una para verano y otra para invierno

Requerimientos

La tecnología óptima para la instalación en plantas fijas es tecnología convencional, puesto que la tecnología de concentración no es económicamente viable. Para su implanta-ción existen ciertos requerimientos como:

• El clima • La orografía. • Disponibilidad de conexión eléctrica a la red.

El terreno aproximado para la instalación de una planta fija de un 1 MW para tecno-logía convencional viene definido junto a las dimensiones del ancho (x en metros) y el lar-go (y en metros) de un rectángulo que simula las dimensiones de la planta.

El terreno aproximado para la instalación de una planta fija de un 1 MW para tecno-logía convencional viene definido junto a las dimensiones del ancho (x en metros) y el lar-go (y en metros) de un rectángulo que simula las dimensiones de la planta.

La superficie será aproximadamente 1,4 ha, teniendo el x =120 m y el y =120 m.

1.3.12.7.2 Estructuras móviles

La tecnología fotovoltaica con seguidores es la adecuada para zonas con media y alta radiación. Es una tecnología ampliamente demostrada desde hace años, con más de 7 GW instalados a nivel mundial y con un mercado muy extenso debido a sus características co-mo energía distribuida y bajos costes de mantenimiento.

Los seguidores pueden ser:


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• Seguidor de un eje • Seguidor 2 ejes

Requerimientos

Las tecnologías óptimas para la instalación en plantas con seguidores son la tecnolo-gía convencional y thin film (lámina o película delgada).

Para la instalación de plantas de una planta fotovoltaica, existen ciertos requerimien-tos como:

• El clima • La orografía. • Disponibilidad de conexión eléctrica a la red.

Figura 46. Esquema seguidor de un eje

Figura 47. Esquema seguidor dos ejes


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El terreno aproximado para la instalación de una planta con seguidores de un 1 MW para las diferentes tecnologías viene definido junto a las dimensiones del ancho (x en me-tros) y el largo (y en metros) de un rectángulo que simula las dimensiones de la planta.

Ocupación de terreno para plantas de 1 MW

El terreno aproximado para la instalación de una planta con seguidores de un 1 MW para las diferentes tecnologías viene definido junto a las dimensiones del ancho (x en me-tros) y el largo (y en metros) de un rectángulo que simula las dimensiones de la planta.

La superficie para una planta con seguidor en 1 eje será 4,6 ha (x=215m, y=215m) y la superficie para una planta con seguidor en 2 ejes de 5 ha (x=225m, y= 225 m). Todos es-tos calculos estan echos para unas condiciones de radiacion en torno a las 2120 kWh/m2/año.

Existen tres sistemas básicos de regulación del seguimiento del sol por dos ejes: • Sistemas mecánicos: el seguimiento se realiza por medio de un motor y de

un sistema de engranajes. Dado que la inclinación del Sol varía a lo largo del año es necesario realizar ajustes periódicos, para adaptar el movimien-to del soporte

• Mediante dispositivos de ajuste automático: el ajuste se realiza por medio de sensores que detectan cuando la radiación no incide perpendicular al panel corrigiéndose la posición por medio de motores.

• Dispositivos sin motor: sistemas que mediante la dilatación de determina-dos gases, su evaporación y el juego de equilibrios logran un seguimiento del Sol

1.3.13 El inversor Un inversor, también llamado ondulador, tiene como función transformar energía

eléctrica en forma de tensión continua en energía eléctrica en forma de tensión alterna, con la amplitud y frecuencia deseadas por el usuario o el diseñador. Los inversores son utiliza-dos en una gran variedad de aplicaciones, desde pequeñas fuentes de alimentación para or-denadores, hasta aplicaciones industriales para manejar alta potencia. Los inversores tam-bién son utilizados para convertir la corriente continua generada por los paneles solares fo-tovoltaicos, baterías en corriente alterna y de esta manera poder ser inyectados en la red eléctrica o usados en instalaciones eléctricas aisladas.

Un inversor simple consta de un oscilador que controla a un transistor, el cual es uti-lizado para interrumpir la corriente entrante y generar una onda cuadrada.

Esta onda cuadrada alimenta a un transformador que suaviza su forma, haciéndola parecer un poco más una onda sinusoidal y produciendo el voltaje de salida necesario. La forma de onda de salida del voltaje de un inversor conectado a la red ideal debería ser sinu-soidal.

Los inversores más modernos han comenzado a utilizar formas más avanzadas de transistores o dispositivos similares, como los tiristores, los triacs o los IGBT's.

Inversores más eficientes utilizan varios dispositivos electrónicos para tratar de llegar a una onda que simule razonablemente a una onda sinusoidal en la entrada del transforma-dor, en vez de depender de éste para suavizar la onda.


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En función de la naturaleza de la tensión de salida, se pueden clasificar en general de dos tipos:

• Monofásicos • Trifásicos.

Según el procedimiento para convertir corriente continúa en corriente alterna, los in-versores se clasifican en:

• Inversores rotativos: En éstos, la tensión continua alimenta un motor de CC que a su vez mueve un generador de tensión alterna. Este tipo de in-versores es muy fiable y produce una onda senoidal pura. Como desventa-jas tienen la ausencia de control de la frecuencia suministrada, su poca disponibilidad de potencia pico (sólo un 50% por encima de la nominal), poca eficiencia (entre 50% y 80%) y posible presencia de ruidos y vibra-ciones. No se utilizan para instalaciones de conexión a red.

• Inversores electrónicos de baja frecuencia: Tienen rendimientos que su-peran el 90%. En primer lugar la CC pasa por un circuito de troceado que la convierte en CA y a continuación va a unos grandes transformadores que convierten las elevadas intensidades y bajas tensiones que tiene la CA en ese momento en intensidades menores y tensiones mayores.

• Inversores electrónicos de alta frecuencia: La electricidad proveniente de los módulos fotovoltaicos pasa primero por un circuito troceador que transforma la CC de entrada (con elevada intensidad y baja tensión) en CA (también de muy baja tensión, pero con alta frecuencia –de 25kHz-) Esta CA de alta frecuencia permite colocar un transformador de dimensiones reducidas, que eleva su tensión al valor requerido de salida; a continuación dicha CA es transforma de nuevo en CA y ésta última pasa a través del se-gundo circuito troceador que le da la frecuencia de la red (50Hz). Actual-mente para inversores de más de 5 kW en instalaciones conectadas a red, se está usando la tecnología de alta frecuencia, que da mucho mejor ren-dimiento, así como tamaños y pesos sensiblemente menores.

1.3.13.1 Requerimientos de un inversor trifásico

Cuando una instalación fotovoltaica está conectada a la red es necesario que genere energía eléctrica de las mismas características que la red a la que quiere conectar:

• Sistema trifásico de tensiones. • Forma de onda: sinusoidal • Mismo valor eficaz que la red • Misma frecuencia que la red • Fases de idénticas características en forma de onda, valor eficaz y frecuen-

cia, pero desfasadas 120° entre sí. También se debe presentar la misma se-cuencia de fases que en la red.

1.3.13.2 Seguimiento del punto de máximo rendimiento del módulo

Para obtener el mayor rendimiento energético posible de un modulo fotovoltaico, es necesario hacer que este trabaje en el punto de máximo rendimiento.


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Figura 48. Esquema del punto de máxima potencia de una célula

El seguimiento de la potencia máxima es interesante en el caso de que tengamos una carga que admita toda la potencia que el módulo pueda suministrar, como en la carga de baterías, o en el suministro de energía eléctrica a la red de distribución pública.

Este objetivo se consigue con un circuito de control, que garantice el seguimiento del punto de máxima potencia, controlando continuamente la potencia entregada por el modulo fotovoltaico (Ver Figura 48).

1.3.14 Baterías La naturaleza variable de la radiación solar y por lo tanto de la energía eléctrica ge-

nerada, hace que en los sistemas fotovoltaicos aislados sea necesario un almacenamiento de energía que permita poder disponer de ésta en periodos en los que no es posible la gene-ración. En los sistemas fotovoltaicos el almacenamiento de energía eléctrica se realiza me-diante baterías.

Una batería consiste de dos o más elementos, pilas o celdas, conectados en serie o en paralelo. Estos elementos convierten la energía química en energía eléctrica mediante dos electrodos de distinto material, aislados eléctricamente uno del otro y sumergidos en un electrolito que hace de conductor iónico.

Cuando la batería es recargable, el proceso químico es reversible, y la energía eléc-trica inyectada puede convertirse en energía química y almacenarse de este modo.

Aunque en la mayoría de las instalaciones más comunes las clases de baterías utili-zadas se reducen a dos o tres tipos, para las diversas aplicaciones de una instalación foto-voltaica puede ser conveniente considerar otras posibilidades que, aunque menos comer-ciales, tengan unas características más ventajosas para algunas condiciones de uso concre-tas.


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Los tipos de baterías más utilizadas son: • De plomo-ácido • De níquel-cadmio • De níquel-hierro • De plata-cadmio • De zinc-oxido de plata

Una parte fundamental de una instalación solar fotovoltaica es el conexionado de las baterías o de los vasos independientes, es importante destacar que no se deben conexionar vasos o baterías de distintas características.

Las conexiones posibles son: • Paralelo • Serie • Mixto

Con la conexión en serie se aumenta la tensión y mantenemos la capacidad, con la conexión en paralelo aumentamos la capacidad y mantenemos la tensión, en la conexión mixta aumentamos tanto la capacidad como la tensión.

1.3.15 Reguladores de carga

La función de control del estado de carga de la batería la realiza el regulador de car-ga. Una de las funciones principales del regulador de carga es el control y limitación de la tensión máxima.

Existen diversas tecnologías en la construcción de los reguladores que están comer-cialmente disponibles para aplicaciones fotovoltaicas. Hay dos tipos de disposición del re-gulador en el sistema: en paralelo, para bajas potencias y en serie para el caso de potencias mayores. Las características del regulador deben estar perfectamente coordinadas con las de batería que controla.

1.3.16 Contador de energía

Se entiende como contador de energía aquel equipo que permita medir el consumo y/o la producción de energía eléctrica de la instalación solar. Estos equipos deberán estar convenientemente calibrados y es a partir de los cuales se cuantifica y posteriormente fac-tura la producción de energía eléctrica.

El generador fotovoltaico necesita dos contadores ubicados entre el inversor y la red; uno para cuantificar la energía que se genera e inyecta en la Red para su posterior re-muneración, y el otro para cuantificar también el pequeño consumo (Ø 2kW) del inversor fotovoltaico en ausencia de radiación solar así como garantía para la compañía eléctrica de posibles consumos que el titular de la instalación pudiera hacer. El suministro de electrici-dad al edificio se realizaría desde la red, con su propio contador, siendo una instalación to-talmente independiente y en paralelo con la instalación fotovoltaica


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Figura 49. Esquema de un sistema fotovoltaico aislado. Fuente:

http://www.asif.org

1.3.17 Instalaciones aisladas

La aplicación exclusiva de la energía fotovoltaica durante décadas ha sido la de permi-tir disponer de energía eléctrica en instalaciones situadas en sitios remotos, aislados o don-de no se podía utilizar otro tipo de generador o fuente de energía eléctrica. En la Figura 49 se muestra un esquema de instalaciones fotovoltaicas aisladas.

Además de los paneles fotovoltaicos que alimentan los satélites artificiales, ya a ni-vel terrestre, el sector de las telecomunicaciones es también uno de los mayores usuarios de este tipo de energía. Así, los repetidores situados en lo alto de las montañas, en medio del campo, en zonas deshabitadas y en otros lugares generalmente de difícil acceso o muy alejados de las líneas eléctricas, alimentan todos sus sistemas eléctricos y electrónicos me-diante baterías cuyo estado de carga se mantiene con paneles fotovoltaicos.

El hecho de poder disponer de electricidad en casos de emergencia o de desastres naturales, en los que no se puede recurrir a las fuentes de energía eléctrica tradicionales, es otra de las aplicaciones de la energía fotovoltaica.

Otro grupo clásico de aplicaciones fotovoltaicas es la alimentación de viviendas y pequeños núcleos rurales donde la posibilidad de conectarse a una red de distribución de energía eléctrica no es posible o económicamente no es factible.

Un tipo de aplicaciones distintas a las anteriores son las que no requieren la utiliza-ción de acumuladores y que funcionan siempre que haya sol, consumiendo la energía que generan los paneles. Se trata de sistemas relativamente simples, siendo los sistemas de bombeo de agua el caso más utilizado. En estas aplicaciones agrícolas, un conjunto de pa-


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neles fotovoltaicos alimentan directamente a una bomba que eleva agua a un depósito o canal superior en una cantidad que es función a la irradiación solar que en cada momento reciben.

En países subdesarrollados en los que el acceso a redes eléctricas o la utilización de otro tipo de generadores no es posible, la energía fotovoltaica se ha convertido en la única posibilidad de acceder a la electricidad y a la posibilidad de una mejora, aunque sea peque-ña, en la calidad de vida.

El generador fotovoltaico se estima que tiene una vida útil superior a 30 años, siendo la parte más fiable de la instalación. La experiencia indica que los paneles nunca dejan de producir electricidad, aunque su rendimiento pueda disminuir ligeramente con el tiempo.

Por otro lado, las baterías con un correcto mantenimiento tienen una vida aproximada de diez años.

Los paneles que forman el generador apenas requieren mantenimiento, basta limpiar-los con algún producto no abrasivo cuando se detecte suciedad solidificada.

El regulador de carga no requiere mantenimiento, pero sí necesita ser revisado para comprobar su buen funcionamiento.

Figura 50. Ejemplo de un sistema fotovoltaico aislado. Fuente: Proyecto de

Universidad Rovira i Virgili para la extracción del agua mediante ener-gías renovables en Senegal.

En las baterías se debe controlar que el nivel de agua del electrolito esté dentro de unos límites aceptables. Para reponerlo se utiliza agua desmineralizada o destilada. Se debe


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revisar su nivel mensualmente en cada uno de los elementos y mantener los bornes de co-nexión libres de sulfato. La medida de la densidad del electrolito puede avisar de posibles averías. Actualmente existen baterías sin mantenimiento o de electrolito gelificado que no necesitan reposición de agua.

1.3.18 Instalaciones conectadas a red En las instalaciones conectadas a red, el tamaño de la instalación no depende del

consumo de electricidad de la vivienda o edificio, lo que simplifica su diseño. Para dimen-sionar la instalación es necesario conocer el espacio disponible y la inversión inicial, el es-pacio disponible y la rentabilidad que se quiere obtener ya que el consumo de electricidad es independiente de la energía generada por los paneles fotovoltaicos. El usuario sigue comprando la electricidad que consume a la distribuidora al precio establecido y además es propietario de una instalación generadora de electricidad que puede facturar los kWh pro-ducidos a un precio superior.

Las principales aplicaciones de los sistemas conectados a la red eléctrica son los te-jados de vivienda. Son sistemas modulares de fácil instalación donde se aprovecha la su-perficie de tejado existente para sobreponer los módulos fotovoltaicos. El peso de los pane-les sobre el tejado no supone una sobrecarga para la mayoría de los tejados existentes. Una instalación de unos 3 kWp que ocupa cerca de 30 m de tejado, inyectaría a la red tanta energía como la consumida por la vivienda a lo largo del año.

Figura 51. Esquema de un sistema fotovoltaico conectado a red. Fuente:

http://www.asif.org


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Figura 52. Ejemplo de aprovechamiento de instalación fotovoltaica conec-

tada a red.

Para ofrecer una solución más económica se están utilizando sistemas prefabricados que reducen notablemente el tiempo de realización de la instalación y aumentan su fiabili-dad. Una vez terminada la instalación, el sistema fotovoltaico es un elemento más de la vi-vienda, aportando una fuente adicional a la producción de electricidad y un gran valor eco-lógico añadido.

Por sus características y la actual reglamentación en España, se prevé que sea la apli-cación más extendida en los próximos años.

El mantenimiento se reduce a la limpieza de los paneles, cuando se detecte suciedad solidificada, y la comprobación se estima superior a treinta anos.


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Al inicio de la década de los años 80, dos compañías eléctricas norteamericanas instalaron en California las dos primeras centrales eléctricas cuya energía era producida por paneles fotovoltaicos. Sus potencias eran de 1 MWp y de 7 MWp y los paneles eran de silicio monocristalino, con sistema de seguimiento en dos ejes. Desde entonces, el número de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red ha ido en aumento en todo el mundo con el objetivo, además de producir electricidad para inyectarla a la red, de investigar y probar nuevas tecnologías, materiales y equipos.

La gran ventaja de este tipo de solución es la simplicidad del diseño de la instala-ción, ya que se eliminan las baterías que son la parte más cara y compleja de la misma, so-bre todo al aumentar la potencia.

Ecotècnia, empresa dedicada a fabricar y operar aerogeneradores e instalaciones de energía solar, ha iniciado la construcción del mayor parque solar fotovoltaico de Cataluña en la localidad de Flix (Tarragona). La instalación, de 880 generadores solares con segui-miento a dos ejes y una potencia de 8.184 kW, se encuentra entre las más grandes de Euro-pa.

El Parque Solar Fotovoltaico Ramón Escriche ocupará un total de 40 hectáreas de la finca La Devesa en Flix. En concreto, se encuentra situado delante de las instalaciones de Ercros.

Para que estas instalaciones sean técnicamente viables es necesario: • La existencia de una línea de distribución eléctrica cercana con capacidad

para admitir la energía producida por la instalación fotovoltaica. • La determinación, con la compañía distribuidora, del punto de conexión. • Proyectar un sistema que incluya equipos de generación y transformación

de primera calidad, con las protecciones establecidas y debidamente veri-ficados y garantizados por los fabricantes, de acuerdo a la legislación vi-gente.

1.3.19 Factores de pérdidas energéticas La energía producida por una instalación FV es directamente proporcional a la irra-

diación incidente en el plano del generador FV. Así por ejemplo un sistema con un genera-dor FV de potencia nominal 1 kWp instalado con una orientación y en una localidad tales que reciba una irradiación anual de 1800 kWh / m² produciría en ausencia de pérdidas 1800 kWh. Resulta también obvio decir que el área necesaria de generador FV dependerá del rendimiento del mismo. La experiencia muestra que la energía inyectada a la red es sensiblemente inferior. Esta disminución de la energía generada a la red respecto de la energía solar incidente puede ser explicada mediante una serie de pérdidas energéticas, cu-yas principales fuentes se presentan a continuación:

1.3.19.1 Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal

Los módulos FV obtenidos de un proceso de fabricación industrial no son todos idén-ticos, sino que su potencia nominal referida a las condiciones estándar de medida, STC, presenta una determinada dispersión. En general los fabricantes garantizan que la potencia de un módulo FV de potencia nominal, P*, está dentro de una banda que oscila entre P*±3%, P*±5% o P*±10%. Lamentablemente en algunas ocasiones suele acontecer que la


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potencia de cada uno de los módulos FV se sitúa dentro de la banda inferior de potencias garantizadas por el fabricante. Esto es, la potencia real suministrada por el fabricante, en-tendida como la suma de las potencias de cada uno de los módulos que componen el gene-rador FV, de una instalación de 1kWp nominal cuyo fabricante garantice el ±10% debería ser cualquier valor entre 0.9 kWp y 1.1 kWp. Sin embargo, en general, se sitúa entre 0.9 kWp y 1 kWp.

1.3.19.2 Pérdidas de mismatch o de conexionado

Son pérdidas energéticas originadas por la conexión de módulos fotovoltaicos de po-tencias ligeramente diferentes para formar un generador fotovoltaico. Esto tiene su origen en que si conectamos dos módulos en serie con diferentes corrientes, el módulo de menor corriente limitará la corriente de la serie. De modo semejante ocurre para la tensión de la conexión de módulos en paralelo. Resultando que la potencia de un generador FV es infe-rior (o en un caso ideal, igual) a la suma de las potencias de cada uno de los módulos FV que lo componen. Las pérdidas de mismatch se pueden reducir mediante una instalación ordenada en potencias (o en corrientes en el punto de máxima potencia) de los módulos FV, así como la utilización de diodos de “bypass”.

1.3.19.3 Pérdidas por polvo y suciedad

Tienen su origen en la disminución de la potencia de un generador FV por la deposi-ción de polvo y suciedad en la superficie de los módulos FV. Cabría destacar dos aspectos, por un lado la presencia de una suciedad uniforme da lugar a una disminución de la co-rriente y tensión entregada por el generador FV y por otro lado la presencia de suciedades localizadas (como puede ser el caso de excrementos de aves) da lugar a un aumento de las pérdidas de mismatch y a las pérdidas por formación de puntos calientes.

1.3.19.4 Pérdidas angulares y espectrales

La potencia nominal de un módulo FV suele estar referida a unas condiciones están-dar de medida, STC, que, además de 1000 W/m² de irradiancia y 25ºC de temperatura de célula, implican una incidencia normal y un espectro estándar AM1.5G. No obstante en la operación habitual de un módulo FV ni la incidencia de la radiación es normal, ni el espec-tro es estándar durante todo el tiempo de operación. El que la radiación solar incida sobre la superficie de un módulo FV con un ángulo diferente de 0º implica unas pérdidas adicio-nales (mayores pérdidas a mayores ángulos de incidencia). Las pérdidas angulares se in-crementan con el grado de suciedad. Por otro lado los dispositivos fotovoltaicos son espec-tralmente selectivos. Esto es, la corriente generada es diferente para cada longitud de onda del espectro solar de la radiación incidente (respuesta espectral). La variación del espectro solar en cada momento respecto del espectro normalizado puede afectar la respuesta de las células FV dando lugar a ganancias o pérdidas energéticas. En la bibliografía28 se pueden encontrar modelos más detallados que predicen estos tipos de pérdidas.

1.3.19.5 Pérdidas por caídas ohmicas en el cableado.

Tanto en la parte DC como en la parte AC (desde la salida de los inversores hasta los contadores de energía) de la instalación se producen unas pérdidas energéticas origina-das por las caídas de tensión cuando una determinada corriente circula por un conductor de


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un material y sección determinados. Estas pérdidas se minimizan dimensionando adecua-damente la sección de los conductores en función de la corriente que por ellos circula.

1.3.19.6 Pérdidas por temperatura.

Los módulos FV presentan unas pérdidas de potencia del orden de un 4% por cada 10 ºC de aumento de su temperatura de operación (este porcentaje varía ligeramente en función de cada tecnología). La temperatura de operación de los módulos FV depende de los factores ambientales de irradiancia, temperatura ambiente y velocidad del viento y de la posición de los módulos o aireación por la parte posterior. Esto implica que por ejemplo a igualdad de irradiación solar incidente un mismo sistema fotovoltaico producirá menos energía en un lugar cálido que en un clima frío.

1.3.19.7 Pérdidas por rendimiento AC/DC del inversor.

El inversor fotovoltaico se puede caracterizar por la curva de rendimiento en función de la potencia de operación. Es importante seleccionar un inversor de alto rendimiento en condiciones nominales de operación y también es importante una selección adecuada de la potencia del inversor en función de la potencia del generador FV (p.e. la utilización de un inversor de una potencia excesiva en función de la potencia del generador FV dará lugar a que el sistema opera una gran parte del tiempo en valores de rendimiento muy bajos, con las consecuentes pérdidas de generación).

1.3.19.8 Pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia del gene-rador fotovoltaico

El inversor fotovoltaico de conexión a red opera directamente conectado al generador FV y tiene un dispositivo electrónico de seguimiento del punto de máxima potencia del ge-nerador FV (éste punto de máxima potencia cambia con la irradiancia y la temperatura) cuyos algoritmos de control pueden variar entre diferentes modelos y fabricantes. Se puede caracterizar al inversor por una curva de rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia definida como el cociente entre la energía que el inversor es capaz de extraer del generador FV y la energía que se extraería en un seguimiento ideal. Un problema adicio-nal puede surgir cuando hay sombras sobre el generador FV. En este caso puede haber es-calones en la curva IV y el inversor operar en un punto que no es el de máxima potencia.

1.3.19.9 Pérdidas por sombreado del generador FV.

Los sistemas FV de conexión a red se suelen instalar en entornos urbanos en los que en muchas ocasiones es inevitable la presencia de sombras en determinadas horas del día sobre el generador FV que conducen a unas determinadas pérdidas energéticas causadas en primer lugar por la disminución de captación de irradiación solar y por los posibles efectos de mismatch a las que puedan dar lugar. También pueden producirse sombras importantes de unos campos fotovoltaicos sobre otros.

Además de las pérdidas consideradas anteriormente puede haber otras específicas pa-ra cada instalación, como pueden ser: los tiempos de paradas del inversor por manteni-miento, averías o mal funcionamiento, los efectos de la disminución del rendimiento de los módulos FV a bajas irradiancias.


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1.4 Normas y referencias

1.4.1 Disposiciones legales y normas aplicadas Las normativas que afectan las instalaciones fotovoltaicas son:

1. Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación.

2. Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalacio-nes fotovoltaicas a la red de baja tensión.

3. Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

4. Resolución de 27 de septiembre de 2007, de la Secretaria General de Ener-gía, por la que se establece el plazo de mantenimiento de la tarifa regulada para la tecnología fotovoltaica, en virtud de lo establecido en el artículo 22 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.

5. Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

6. Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogenera-ción.

7. Decreto de 2413/1973, de 20 de septiembre, por el que se aprueba el Regla-mento Electrotécnico de Baja Tensión.

8. Real Decreto 1995/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las activi-dades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedi-mientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

9. Real Decreto 3490/2000, de 1 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para el 2001.

10. Resolución de 31 de mayo de 2001 por la que se establecen modelo de con-trato tipo y modelo de factura para las instalaciones solar fotovoltaicas co-nectadas a la red de baja tensión.

11. Decreto 352/2001, de 18 de diciembre, sobre el procedimiento aplicable a las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a la red eléctrica.

12. Resolución de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establecen modelo de contrato tipo y mo-delo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.


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1.4.2 Bibliografía

1.4.2.1 Publicaciones

[1] Vicente Muñoz Diez. Sistemas fotovoltaicos conectados a red. Grupo de investi-gación IDEA. Universidad de Jaén.

[2] Miguel Alonso Abella y Faustino Chenlo. Estimación de la energía generada por un sistema fotovoltaico conectado a red. CIEMAT. Laboratorio de sistemas fotovoltaicos.

[3] José Francisco Cugat Curto. Luís Martínez Salamero. Ondulador monofásico para aplicaciones fotovoltaicas. Proyecto Fin de Carrera. Universidad Rovira i Virgili, DEEA, Junio 2003.

[4] Perspectivas de la energía solar fotovoltaica. Barcelona, 20 Junio 2007

[5] Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red. Instalaciones de Energía solar Fotovoltaica. PCT-C Rev. Octubre 2002

1.4.3 Páginas web [6] www.eia.doe.gov/iea/

[7] http://www.abengoasolar.es

[8] www.solarpedia.es

[9] www.wikipedia.org

[10] http://www.asif.org

[11] http://www.ujaen.es/

[12] http://www.grupoblascabrera.org

[13] http://es.wikipedia.org/

[14] http://www.appa.es/

[15]http://www.sitiosolar.com/

1.4.4 Programas de cálculo Por los cálculos de irradiación solar y producción de energía eléctrica se utilizo la si-

guiente página web:

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/radmonth.php?lang=es&map=europe

Se utiliza una programa denominada PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System) que procura una seria de mapas solares y datos sobre la irradiación y energía foto-voltaica de Europa, África y Asia.

1.4.5 Plan de gestión de la calidad aplicado durante la redacción del Proyecto No es de aplicación en este proyecto.


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1.4.6 Otras referencias No es de aplicación en este proyecto.


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1.5 Definiciones y abreviaturas

1.5.1 Definiciones

Capacidad de sobrecarga: capacidad del inversor para entregar mayor potencia que la nominal durante ciertos intervalos de tiempo.

Condiciones Estándar de Medida (CEM): Condiciones de irradiancia y temperatura en la célula solar, utilizadas universalmente para caracterizar células, módulos y generado-res solares y definidas del modo siguiente:

• Irradiancia solar: 1000 W/m2 • Distribución espectral: AM 1,5 G • Temperatura de célula: 25 °C

La célula fotovoltaica: elemento de instalación en el que se transforma la energía química en energía eléctrica.

Efecto Fotovoltaico: conversión directa de energía luminosa en energía eléctrica.

Electrolito: en el caso de las baterías empleadas en sistemas fotovoltaicos, es una so-lución diluida d ácido sulfúrico en la que se verifican los distintos procesos que permiten la carga y la descarga.

Factor de potencia: el cociente entre la potencia activa (W) y la potencia aparente (VA) a la salida del inversor.

Generador fotovoltaico: asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas.

Irradiancia (Is): es la potencia de la radiación solar recibida en un instante determi-nado sobre un metro cuadrado de superficie, se expresa en W/m2 y sobre la superficie te-rrestre, después de los procesos de absorción, difracción y reflexión producidos en la at-mósfera toma un valor medio de 1000W/m2, que es el valor estándar utilizado en el cálculo de placas solares.

Densidad de potencia incidente en una superficie o la energía incidente en una super-ficie por unidad de tiempo y unidad de superficie. Se mide en kW/m2.

Irradiación: Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo de un cierto periodo de tiempo. Se mide en kWh/m2.

Inclinación: ángulo que forma el panel fotovoltaico con una superficie perfectamente horizontal o a nivel.

Inversor: Elemento capaz de transformar la corriente continua que suministran las baterías o el campo colector en corriente alterna para su uso en los elementos de consumo.

Línea y punto de conexión y medida: La línea de conexión es la línea eléctrica me-diante la cual se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de red de la empresa distribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto de conexión y medida.

Modulo fotovoltaico: Dispositivo destinado a captar la radiación solar incidente pa-ra convertirla en energía eléctrica.


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Potencia nominal (VA): Potencia especificada por el fabricante, y que el inversor es capaz de entregar de forma continúa.

Rama fotovoltaica: Subconjunto de módulos fotovoltaicos interconectados en serie o en asociaciones serie-paralelo con voltaje igual a la tensión nominal del generador.

Rendimiento del inversor: Relación entre la potencia de salida y la potencia de entra-da del inversor. Depende de la potencia y de la temperatura de operación.

Regulador: Dispositivo encargado de proteger la batería frente a sobrecargas y so-bre descargas. El regulador podrá proporcionar datos del estado de carga.

1.5.2 Abreviaturas BTU = british termal units

CIEMAT = Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológi-cas.

REE = Red Eléctrica de España

AM = Masa de Aire

TONC = Temperatura de Operación Nominal de la Célula


Memoria 71

1.6 Requisitos de diseño La potencia de la central solar fotovoltaica se ha escogido en función de las condi-

ciones de dichas centrales en España a la hora de realizar este proyecto, donde la potencia máxima de una instalación fotovoltaica es de 100 kW. Si se desea aumentar la potencia, es necesario disponer de contratos y sistemas de medida individuales por cada fracción de 100 kW.

En este capítulo se estimará, mediante un software de simulación, la energía eléctrica producida por una central fotovoltaica de 100 kWp en la que se modificarán determinados parámetros para poder, posteriormente, realizar un análisis comparativo.

Los parámetros modificados son: localización, ángulo de inclinación, seguimiento, mes.

Las ubicaciones elegidas por el estudio son Tarragona, España y Bucarest, Rumanía.

Figura 53. Localización de Tarragona.


72 Memoria

Figura 54. Localización de Bucarest.


Memoria 73

1.7 Análisis de soluciones

1.7.1 Localización

El criterio para escoger las localizaciones ha sido la ubicación de la Universitatea Politehnica din Bucuresti y la Universitat Rovira i Virgili.

Se adoptan dos localizaciones diferentes: • Tarragona está situada en Noreste de España y tiene las siguientes coor-

denadas: 41°6'59" Norte, 1°14'59" Este, elevación media: 38 metros sobre nivel del mar. Tiene una área total de 62.35 km2.

• Bucarest está situado en el Sureste de Rumanía y tiene los siguientes co-ordenadas: 44°21'37" Norte, 26°10'41" a Este, elevación media: 70 metros sobre nivel del mar. Tiene una área total de 241 km2 de cual urbana son 118.9 km2

Para poder opinar sobre los resultados obtenidos para Bucarest y para Tarragona po-demos hacer una comparación con la producción de energía eléctrica para otras ciudades de Rumanía y España, lugares más favorables para la producción de energía eléctrica foto-voltaica.

Utilizando el mapa de la potencia en inclinación óptima hemos escogido dos lugares de Rumanía y España.

Figura 55. Mapa de irradiación solar de Europa


74 Memoria

Figura 56. Localización de Hellín

Para España hemos escogido una ubicación situada a 21 kilómetros de Hellín con las siguientes coordenadas: 38°19'24" Norte, 1°44'44" Oeste, elevación: 436 metros sobre ni-vel del mar (Ver Figura 56).

Para Rumanía el lugar elegido está situado a 41 kilómetros de Cluj Napoca y tiene las coordenadas: 46°30'51" Norte, 23°15'24" Este, elevación: 1539 metros sobre nivel del mar (Ver Figura 57).


Memoria 75

Figura 57. Localización de Cluj Napoca

Una vez fijada la localización de una central fotovoltaica es necesario conocer la ra-diación solar en esas coordenadas, donde lógicamente dicha radiación también será función del tiempo (hora y día).

1.7.2 Radiación diaria incidente

Uno de los parámetros determinantes para la producción de energía eléctrica a partir de una central fotovoltaica es la irradiación solar.

Se hace un estudio de la radiación diaria para Tarragona y Bucarest, considerando 3 meses singulares: Junio, Marzo y Diciembre.

En la Figura 58 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos, Tabla

XXXIII) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difuso. Las radiaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Junio en Tarragona, conside-rando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.

Para reflejar mejor las diferencias se representan en gráficos la radiación diaria glo-bal por cielo real y claro y la radiación difusa para un sistema fijo y la radiación para un sistema de rastreo de 2 ejes para cielo claro y real.


76 Memoria

1.7.2.1 Junio

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m

2 Global, cielo claroGlobal, cielo realDifusa, cielo real

TarragonaIrradiacion diariaJunio

Figura 58. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Tarra-

gona)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m

2

2 ejes, global, cielo real

2 ejes, global, cielodespejado

TarragonaIrradiacion diaria

Figura 59. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Tarra-

gona)

En un sistema de rastreo de 2 ejes la radiación máxima no sobrepasa mucho la radia-ción máxima del caso de un sistema fija pero la cantidad total de radiación durante un día es notablemente mayor.


Memoria 77

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

Tem

pera

tura

(°C

)

Temperatura (grados °C)

TarragonaJunio

Figura 60. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Tarragona)

La temperatura es una variable que influye en la producción de energía eléctrica a partir de paneles fotovoltaicos. A menor temperatura, manteniendo el resto de variables fi-jas, mayor producción de energía eléctrica.

En la Figura 61 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos, Tabla XXXIV) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difuso. Las ra-diaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Junio en Bucarest, considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m

2 Global, cielo claro Global, cielo realDifusa, cielo real

BucarestIrradiacion diariaJunio

Figura 61. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Buca-

rest)


78 Memoria

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m

2



BucarestIrradiacion diariaJunio

Figura 62. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Buca-

rest)

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

Tem

pera

tura

(°C

)


BucarestJunio

Figura 63. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Bucarest)

En la Figura 64 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos,XXXV) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difuso. Las ra-diaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Junio en Hellín, con-siderando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.


Memoria 79

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m


HellinIrradiaccion diariaJunio

Figura 64. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Hellín)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m

2 2 ejes, global, cielo real 2 ejes, global, cielo claro

HellinIrradiacion diariaJunio

Figura 65. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Hellín)


80 Memoria

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

Tem

pera

tura

(°)


HellinJunio

Figura 66. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Hellín)

En la Figura 67 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos,XXXVI) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difuso. Las radiaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Junio en Cluj Napo-ca, considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m


Cluj NapocaIrradiacion diariaJunio

Figura 67. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Cluj

Napoca)


Memoria 81

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m

2



Cluj NapocaIrradiacion diariaJunio

Figura 68. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Cluj

Napoca)

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

Tem

pera

tura

(°)


Cluj NapocaJunio

Figura 69. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Cluj Napoca)

1.7.2.2 Marzo

En la Figura 70 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos, Tabla XXXVII) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difuso. Las ra-diaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Marzo en Tarragona, considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.


82 Memoria

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m


TarragonaIrradiacion diariaMarzo

Figura 70. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Tarra-

gona)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m

2



TarragonaIrradiacion diariaMarzo

Figura 71. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Tarra-

gona)

Si en el caso de junio las diferencias de radiación entre los dos tipos de sistemas no eran significativas, en el caso de marzo el seguimiento tiene una importancia decisiva, puesto que supone una producción de energía notablemente mayor.


Memoria 83

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

Tem

pera

tura

(°C

)


TarragonaMarzo

Figura 72. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Tarragona)

En la Figura 73 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos, Tabla XXXVIII) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difuso. Las ra-diaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Marzo en Bucarest, considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m


BucarestIrradiacion diariaMarzo

Figura 73. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Buca-

rest)


84 Memoria

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m

2



BucarestIrradiacion diariaMarzo

Figura 74. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Buca-

rest)

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

Tem

pera

tura

(°C

)


BucarestMarzo

Figura 75. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Bucarest)

En la Figura 76 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos, XXXIX) se muestran la radiaciones: global con cielo claro y real y difusa. Las radiaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Marzo en Hellín, considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.


Memoria 85

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m


HellinIrradiacion diariaMarzo

Figura 76. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Hellín)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m



Figura 77. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Hellín)


86 Memoria

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

Tem

pera

tura

(°C

)



Figura 78. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Hellín)

En la Figura 79 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos, XL) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difusa. Las radiaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Marzo en Cluj Napoca, consideran-do que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m

2 Global, cieloo clarGlobal, cielo realDifusa, cielo real

Cluj NapocaIrradiacion diariaMarzo

Figura 79. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Cluj

Napoca)


Memoria 87

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m

2



Cluj NapocaIrradiacion diariaMarzo

Figura 80. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Cluj

Napoca)

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

Tem

pera

tura

(°)


Cluj Napoca

Figura 81. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Cluj Napoca)

1.7.2.3 Diciembre

En la Figura 82 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos, Tabla XLI) se muestran la radiaciones: global con cielo claro y real y difusa. Las radiacio-nes han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo Diciembre en Tarragona, con-siderando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.


88 Memoria

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m


TarragonaIrradiacion diariaDiciembre

Figura 82. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre, Ta-

rragona)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m

2



TarragonaIrradiacion diariaDiciembre

Figura 83. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre, Ta-

rragona)


Memoria 89

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

Tem

pera

tura

(°C

)


TarragonaDiciembre

Figura 84. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Tarragona)

En la Figura 85 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos, Tabla XLII) se muestran la radiaciones: global con cielo claro y real y difusa. Las radia-ciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Diciembre en Bucarest, considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m


BucarestIrradiacion diariaDiciembre

Figura 85. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre,

Bucarest)


90 Memoria

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m

2



BucarestIrradiacion diariaDiciembre

Figura 86. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre,

Bucarest)

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

Tem

pera

tura

(°C

)


BucarestDiciembre

Figura 87. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Bucarest)

En la Figura 88 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos, Tabla XLIII) se muestran la radiaciones: global con cielo claro y real y difusa. Las radia-ciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo Diciembre en Hellín, consi-derando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.


Memoria 91

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m


HellinIrradiacion diariaDiciembre


Hellín)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m


HellinIrradiacion diariaDiciembre


Hellín)


92 Memoria

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

Tem

pera

tura

(°)


HellinDiciembre

Figura 90. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Hellín)

En la Figura 91 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos, Tabla XLIV) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difusa. Las radia-ciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo Diciembre en Cluj Napoca, considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

W/m

2 Global, cielo oclarGlobal, cielo realDifusa, cielo real

Cluj NapocaIrradiacion diariaDiciembre


Cluj Napoca)


Memoria 93

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

Tem

pera

tura

(°)



Cluj NapocaIrradiacion diariaDiciembre


Cluj Napoca)

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0

Hora

Tem

pera

tura

(°)


Cluj NapocaDiciembre

Figura 93. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Cluj Napoca)

1.7.3 Radiación mensual incidente en función del ángulo de inclinación Se hizo un estudio de la irradiación global incidente en Tarragona y Bucarest para di-

ferentes ángulos de inclinación (0°, 15°, 25°, 40°, 90°, optimo) cada mes durante un año (2007) mostrándose también la irradiación por el ángulo óptimo de cada mes.

De este estudio se nota que tanto para Tarragona como para Bucarest entre los prime-ros ángulos 0°, 15°, 25°, 40° y el optimo las diferencias son notables pero no muy grandes.


94 Memoria

En cambio la radiación mensual por una inclinación de 90 ° es mucho menor que las otras. Aun es una diferencia de localización para las dos ciudades la evolución del ángulo optimo es aproximadamente la misma. Por la manera de que esto se modifica en un año prueba su gran importancia. Pero como no siempre existe la posibilidad de construir una instalación móvil (razones financiares, de ubicación) entonces es necesario encontrar un ángulo opti-mo. Por lo tanto para Bucarest este ángulo óptimo es aproximadamente 34°. En Tarragona este ángulo puede ser aproximado entre 35° y 38°. Esta diferencia se debe a su ubicación.

La radiación global tiene por los ángulos óptimos los valores: 1535 kWh/m2 para Bu-carest y 1754 kWh/m2 para Tarragona.

Las otras dos ubicaciones son consideradas mas indicadas por el emplazamiento de una central fotovoltaica. En estos dos casos también hay una diferencia muy grande entre la radiación mensual por un ángulo de inclinación de 90° y unas diferencias casi no nota-bles entre los otros ángulos estudiados.

Lo que es notable es que en el caso de Hellín la radiación máxima en un ano es mu-cho superior a la radiación de Tarragona, cosa que no es tan pronunciado en Rumanía.

El aprovechamiento de la radiación solar en cada lugar depende de varios factores, como:

• Tipo de seguimiento: fijo, 2 ejes • Superficie necesaria • Inclinación • Orientación • Temperatura

El análisis consiste en la simulación de la actividad de una central fotovoltaica con una potencia de 100 kWp.

El terreno necesario por una instalación fotovoltaica de 100 kWp fijo o móvil no se puede calcular con precisión. Por cada proyecto en parte la superficie es diferente. Ella de-pende del terreno disponible, del tipo de la instalación (fijo o móvil), del lugar donde va ser situada la instalación y también del tipo de los paneles.

1.7.4 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica para una orientación horizontal Se hace un análisis comparativo entre Tarragona y Bucarest, de la producción de

electricidad de una central fotovoltaica con una potencia de 100 kWp situada en plano horizontal, con una inclinación de los módulos de 0° y con la orientación Sur.

1.7.4.1 Tarragona

Condiciones del estudio: • Potencia nominal del sistema de FV: 100 kWp (silicio cristalino) • Inclinación de los módulos: 0° • Orientación (acimutal) de los módulos: 0° • Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 8,6% (utilizando los datos lo-

cales de la temperatura ambiente)


Memoria 95

• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 3,7% • Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14,% • Pérdidas combinadas del sistema FV: 26,4%

En la Tabla XIV del documento Anexos, se puede ver la cantidad de electricidad es-perada cada mes de un sistema fotovoltaico con los parámetros elegidos.

En estas condiciones la radiación anual tiene el valor 1.494 kWh/m2 y el aprovecha-miento de esta radiación se refleja en una producción total de electricidad de 112.595 kWh. La potencia media anual, obtenida a partir de la estimación de energía producida en un año dividido por el número de horas de un año, es de 12,8 kW.

1.7.4.2 Bucarest


cales de la temperatura ambiente) • Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 4,1% • Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14% • Pérdidas combinadas del sistema FV: 25,9%

Igual que en el caso de Tarragona se ha estimado la cantidad de energía eléctrica producida por la central fotovoltaica definida anteriormente. Los resultados de la estima-ción se muestran en la Tabla XVI y en la Figura 12 de los Anexos.

La radiación total anual en Bucarest es de 1.344 kWh/m2, lo que representa el 89,99% de la que presenta Tarragona.

La producción de energía eléctrica estimada en Bucarest, para una central solar de las características definidas anteriormente, es de 101.810 kWh, lo que representa el 90,42% de la obtenida para Tarragona.

1.7.4.3 Hellín

Condiciones del estudio: • Potencia nominal del sistema de FV: 100 kWp (silicio cristalino) • Inclinación de los módulos: 0° • Orientación (acimutal) de los módulos: 0° • Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 9% (utilizando los datos loca-

les de la temperatura ambiente) • Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 3,6% • Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14,0% • Pérdidas combinadas del sistema FV: 26,7%

En la Tabla XVIII del documento Anexos, se puede ver la cantidad de energía eléc-trica estimada por mes para un sistema fotovoltaico con los parámetros elegidos.

En estas condiciones la radiación anual tiene el valor 1.698 kWh/m2 y el aprovecha-miento de esta radiación se refleja en una producción total de electricidad de 127.508 kWh.


96 Memoria

La potencia media anual, obtenida a partir de la estimación de energía producida en un año dividido por el número de horas de un año, es de 14,54 kW.

En condiciones de sistema fijo la producción de energía eléctrica se aumenta con 11,7%.

1.7.4.4 Cluj Napoca


cales de la temperatura ambiente) • Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 4,3% • Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14,0% • Pérdidas combinadas del sistema FV: 23,5%

En la Tabla XX del documento Anexos, se puede ver la cantidad de electricidad es-perada cada mes de un sistema fotovoltaico con los parámetros elegidos.

En estas condiciones la radiación anual tiene el valor 1.373 kWh/m2 y el aprovecha-miento de esta radiación se refleja en una producción total de electricidad de 106.880 kWh. La potencia media anual, obtenida a partir de la estimación de energía producida en un año dividido por el número de horas de un año, es de 12,19 kW.

En condiciones de sistema fijo la producción de energía eléctrica se aumenta con 4,74%. Este diferencia es menor que en el caso de España pero tenemos que tomar en cuenta la emplazamiento de cada central fotovoltaica.

1.7.5 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica para una inclinación y orientación óptimas.

1.7.5.1 Tarragona

Condiciones del estudio: • Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino) • Inclinación de los módulos: 35° (óptima) • Orientación (acimutal) de los módulos: 1° (óptima) • Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 9,1% (utilizando los datos lo-

cales de la temperatura ambiente) • Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 2,6% • Otras pérdidas (cables, inversor): 14% • Pérdidas combinadas del sistema FV: 25,7%

Igual que en el caso de la inclinación de 0° y orientación Sur se ha estimado la ener-gía eléctrica producida por una central fotovoltaica donde, en este caso, los módulos foto-voltaicos pueden encontrar en dos situaciones:

• Sobre una estructura fija que presenta la inclinación media óptima, 35°.


Memoria 97

• Sobre una estructura móvil con dos ejes que busca el ángulo y orientación óptimos en cada momento.

Los resultados numéricos de la estimación se presentan en la Tabla XXII del docu-mento Anexos. La representación gráfica de los mismos se puede observar en la Figura 17 Figura 18 y Figura 19 del documento Anexos.

Para esta central fotovoltaica, e independientemente de la estructura sobre la que es-tén los módulos fotovoltaicos, la radiación anual estimada es de 1.726 kWh/m2.

En el caso de un sistema fijo la estimación de energía eléctrica producida es de 131.122 kWh, mientras que en el caso de un sistema móvil de dos ejes es de 174.152 kWh (33% superior al sistema fijo). La diferencia es suficiente grande como para evidenciar la importancia de la inclinación de los paneles y la orientación.

La potencia media anual para un sistema fijo con inclinación óptima de 35° y orien-tación óptima de 1° es de 14,95 kW (14,38% más que del sistema fijo con inclinación 0° y orientación Sur). La potencia media anual para un sistema móvil de dos ejes es, obviamen-te, la más grande de todos: 19,86 kW.

1.7.5.2 Bucarest

Condiciones del estudio: • Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino) • Inclinación de los módulos: 35° (optimo) • Orientación (acimutal) de los módulos: -1,0° (optimo) • Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 8,3% (utilizando los datos lo-

cales de la temperatura ambiente) • Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 2,9% • Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14% • Pérdidas combinadas del sistema FV: 25,2%

Se ha estimado la producción de energía eléctrica anual para la central fotovoltaica especificada en los parámetros anteriores. (Tabla XXIV, Anexos).

La cantidad de radiación incidente durante un año en este caso es 1.536 kWh/m2.

Normalmente los valores de la energía eléctrica estimada son más grandes en estas condiciones que por el caso anterior (13,18% por el sistema fijo).

La potencia media máxima por este caso se obtiene por sistema móvil: 18,20 kW.

Considerando como criterio la cantidad de energía eléctrica producida en todos los casos estudiados la mejor solución es un sistema móvil en 2 ejes con inclinación y orienta-ción optimas. Pero tenemos tener en cuenta otras condiciones: el presupuesto, el terreno. Por supuesto que para elegir la mejor solución se hace un análisis técnico y una económica por cada proyecto en parte. Como este proyecto es uno genérico solamente se puede hacer una comparación entre diferentes casos.

1.7.5.3 Hellín

Condiciones del estudio:


98 Memoria

• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kWp (silicio cristalino) • Inclinación de los módulos: 34° • Orientación (acimutal) de los módulos: 0° • Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 9,4% (utilizando los datos lo-

cales de la temperatura ambiente) • Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 4,3% • Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14% • Pérdidas combinadas del sistema FV: 26%

Igual que en el caso de la inclinación de 0° y orientación Sur se ha estimado la ener-gía eléctrica producida para una central fotovoltaica donde, en este caso, los módulos foto-voltaicos se pueden encontrar en dos situaciones:

• Sobre una estructura fija que presenta la inclinación media óptima (34°). • Sobre una estructura móvil con dos ejes que busca el ángulo y orientación

óptimos en cada momento.

Los resultados numéricos de la estimación se presentan en la Tabla XXVI del docu-mento Anexos. La representación gráfica de los mismos se puede observar en la Figura 23, Figura 24 y Figura 25 del documento Anexos.

Para esta central fotovoltaica, e independientemente de la estructura sobre la que es-tén los módulos fotovoltaicos, la radiación anual estimada es de 1.955 kWh/m2.

En el caso de un sistema fijo la estimación de energía eléctrica producida es de 147.877 kWh, mientras que en el caso de un sistema móvil de dos ejes es de 201.337kWh (33% superior al sistema fijo). La diferencia es suficientemente grande como para eviden-ciar la importancia de la inclinación de los paneles y la orientación.

La potencia media anual para un sistema fijo con inclinación óptima de 34° y orien-tación óptima de 0° es de 16,86 kW (14,38% más que del sistema fijo con inclinación 0° y orientación Sur). La potencia media anual para un sistema móvil de dos ejes es, obviamen-te, la más grande de todos los analizados en este proyecto: 22,96 kW.

1.7.5.4 Cluj Napoca


cales de la temperatura ambiente) • Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 2,9% • Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14,0% • Pérdidas combinadas del sistema FV: 22,8%

Se ha estimado la producción de energía eléctrica anual para la central fotovoltaica especificada en los parámetros anteriores. (Tabla XXVIII, Anexos).

La cantidad de radiación incidente durante un año en este caso es 1.608 kWh/m2.


Memoria 99

Normalmente los valores de la energía eléctrica estimada son más grandes en estas condiciones que por el caso anterior (15,25% para el sistema fijo). La diferencia es más grande por esta ubicación que para la de Bucarest.

La potencia media máxima para este caso se obtiene para el sistema móvil: 19,79 kW.

1.7.6 Conclusiones • La irradiación total en Tarragona, obtenida para una inclinación y orienta-

ción óptimas (inclinación 35° y orientación 1°) es 1726 kWh/m2 y una me-dia de 142 kWh/m2. Para Bucarest la irradiación total obtenida para una inclinación y orientación óptimas (inclinación 35 ° y orientación -1°) es 1.536 kWh/m2 con una media de 128 kWh/m2.

• Los valores mostrados en la Tabla VII y Tabla IX del documento Anexos revelan que la producción de energía eléctrica de una planta solar tipo en Tarragona y Bucarest son parecidas con un ligero aumento de dicha pro-ducción en Tarragona.

• Los sistemas fotovoltaicos generan electricidad a partir de la intensidad de la radiación solar, no del calor. Por lo tanto, en lugares fríos pero con bue-na radiación solar se pueden instalar centrales fotovoltaicas rentables.

• En Rumanía se puede obtener más energía eléctrica de naturaleza fotovol-taica en una ubicación situada más lejos del Ecuador, lo que releva una vez más que las temperaturas muy elevadas no producen necesariamente más energía eléctrica.

Las diferencias de producción entre Tarragona y Bucarest en las mismas condiciones son:

• Sistema fijo, inclinación 0° y orientación S: en Bucarest el 90,4% de pro-ducción respecto a Tarragona.

• Sistema fijo, inclinación y orientación óptimas: en Bucarest el 89,4% de producción respecto a Tarragona.

• Sistema móvil: en Bucarest el 91,6% de producción respecto a Tarragona.

Las diferencias de producción para un sistema fijo con: • Tarragona: inclinación 0° y orientación S respecto a inclinación y orienta-

ción óptimas: 85.9%. • Bucarest: inclinación 0° y orientación S respecto a inclinación y orienta-

ción óptimas: 86,8%.

Para un sistema móvil: en Bucarest el 91,63% de producción respecto a Tarragona.

Las diferencias de producción entre Tarragona y Hellín en las mismas condiciones son:

• Sistema fijo, inclinación 0° y orientación S: en Tarragona el 88,30% de producción respecto a Hellín.

• Sistema fijo, inclinación y orientación óptimas: en Tarragona el 88,66% de producción respecto a Hellín.

• Sistema móvil: en Tarragona el 86,49% de producción respecto a Hellín.


100 Memoria

Las diferencias de producción entre Bucarest y Cluj Napoca en las mismas condicio-nes son:

• Sistema fijo, inclinación 0° y orientación S: en Bucarest el 95,25% de pro-ducción respecto a Cluj Napoca.

• Sistema fijo, inclinación y orientación óptimas: en Bucarest el 92,93% de producción respecto a Cluj Napoca.

• Sistema móvil: en Bucarest el 91,94% de producción respecto a Cluj Na-poca.

Las diferencias de producción entre Cluj Napoca y Hellín en las mismas condiciones son:

• Sistema fijo, inclinación 0° y orientación S: en Cluj Napoca el 83,82% de producción respecto a Hellín.

• Sistema fijo, inclinación y orientación óptimas: en Cluj Napoca el 85,28% de producción respecto a Hellín.

• Sistema móvil: en Cluj Napoca el 86,20% de producción respecto a Hellín.

Tabla 3. La producción de energía en kWh en todas las situaciones analiza-das

Estructura fija Estructura móvil

Bucarest 101.810 -

Cluj Napoca 106.880 -

Tarragona 112.595 -

Incl

inac

ión

0° y

Orie

ntac

ión

0°

Hellín 127.508 -

Bucarest 117.271 159.578

Cluj Napoca 121.115 173.562

Tarragona 131.122 174.152

Incl

inac

ión

y O

rient

ació

n op

timas

Hellín 147.877 201.337


Memoria 101

Tabla 4. La producción de energía en % en todas las situaciones analizadas

Estructura fija Estructura móvil

Bucarest 50,56 -

Cluj Napoca 53,08 -

Tarragona 55,92 -

Incl

inac

ión

0° y

Orie

ntac

ión

0°

Hellín 63,33 -

Bucarest 58,24 79,25

Cluj Napoca 60,15 86,20

Tarragona 65,12 86,49

Incl

inac

ión

y O

rient

ació

n op

timas

Hellín 73,44 100,00

En las Tabla 3 y Tabla 4 se pueden ver los resultados numéricos y porcentuales del análisis.

1.7.7 Análisis de la eficiencia económica de las centrales fotovoltaicas estudiadas Las instalaciones más antiguas, de los años 60-70, aún están operativas.

Una de las instalaciones más antiguas de Cataluña es la de Els Metges, en Cassà de la Sel-va, en Gerona. Se instaló en 1974 y aún continúa produciendo energía. Son paneles de 33 Wp y que costaron aproximadamente unos 11,30 €/Wp (1.880 ptas/Wp).

Normalmente se considera que la vida de los módulos fotovoltaicos es de unos 25-30 años; de hecho, a menudo se encuentran en el mercado módulos con garantías de 10, 15 y 20 años. Sin embargo, la experiencia demuestra que en realidad estos componentes nunca (hasta ahora) dejan de generar electricidad, aunque con el paso de los años las células foto-voltaicas reducen algo su rendimiento energético. En general se trata de equipos fabricados para resistir todas las inclemencias del tiempo.

Para analizar la eficiencia económica de las soluciones estudiadas se han calculado unos indicadores económicos que van a demostrar si una solución es eficiente económica-mente y cual de las opciones es mejor para cada ubicación. El análisis se hace para 25 años, tiempo en el cual se ha considerado que el rendimiento de la central baja un 0,15%


102 Memoria

cada año y que el precio de venta del kWh tiene un ritmo de crecimiento de 2,5% cada año. También consideramos que los ingresos, los costes y las ayudas son constantes en este pe-riodo aunque normalmente varían.

Para los cálculos hemos considerado los siguientes datos:

Tabla 5 Datos económicos

Precio de venda

€/kWh Ayudas

€/kWh

Tipo de interés (i)

Rumanía 0,16 0,042 12% España 0,46 0,4175 5%

Los indicadores calculados son:

1. Valor actual neto o Valor presente neto: son términos que proceden de la expre-sión inglesa Net Present Value. El acrónimo es NPV en inglés y VAN en español. Es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado número de flujos de caja futuros. El método, además, descuenta una determinada tasa o tipo de interés igual para todo el período considerado. La obtención del VAN constituye una herramienta fun-damental para la evaluación y gerencia de proyectos, así como para la administración fi-nanciera.

La fórmula que nos permite calcular el Valor Actual Neto es:

In ingresos

En egresos

N número de períodos considerado (el primer período lleva el número 0, no el 1)

i tipo de interés

En se toma como valor negativo ya que representa los desembolsos de dinero. El va-lor In - En indica los flujos de caja estimados de cada período.

En función del valor de este indicador se tomaran las decisiones presentadas en la Tabla 6.

Tabla 6. Modo de analizo al indicador Valor Actual Neto Valor Significado Decisión a tomar

VAN > 0 La inversión produciría ganancias El proyecto puede aceptarse

VAN < 0 La inversión produciría pérdidas El proyecto debería rechazarse

VAN = 0

La inversión no produci-ría ni ganancias ni pérdi-das

Dado que el proyecto no agrega valor monetario, la decisión debería basarse en otros criterios, como la obtención de un mejor posicionamiento en el merca-do u otros factores.

( )∑= +

−=

N

nnnn

iEI

VAN0 1


Memoria 103

2. La tasa interna de retorno o tasa interna de rentabilidad (TIR) de una inver-sión, está definida como la tasa de interés con la cual el valor actual neto o valor presente neto (VAN o VPN) es igual a cero.

La TIR es una herramienta para la toma de decisiones de inversión utilizada para comparar la factibilidad de diferentes opciones de inversión. Generalmente, la opción de inversión con la TIR más alta es la preferida.

Los resultados de los cálculos se pueden ver en la Tabla 7.

Tabla 7. Calculo de los indicadores: VAN y TIR VAN (€) TIR (%)

Estructura fija Estructura móvil Estructura

fija Estructura

móvil

Bucarest -371.560,77 - - -

Cluj Napoca -387.108,67 - - -

Tarragona 960.608,98 - 12 -

Incl

inac

ión

0° y

Orie

ntac

ión

0°

Hellín 1.171.398,56 - 15 -

Bucarest -344.567,02 -380.285,12 - -

Cluj Napoca -350.195,98 -395.481,42 - -

Tarragona 1.208.799,62 1.691.107,391 15 18

Incl

inac

ión

y O

rient

ació

n op

timas

Hellín 1446.386,534 2.058.113,538 18 21

( )0

10=

+

−=∑

=

N

nnnn

iEI

VAN


104 Memoria

1.8 Resultados finales Se ha presentado, de forma general, el estado de las energías renovables a nivel

mundial, haciendo especial hincapié en la energía solar fotovoltaica tanto en España como en Rumanía. Se presento la historia de la potencia fotovoltaica instalada en España y el modo de repartir las diferentes fuentes de energía en el consumo diario. Con el ayudo de los datos suministrados por la Red Eléctrica Española se presento matemáticamente la evo-lución de la producción de energía en función de su origen para el periodo 2002-2007 y utilizando las series temporales se hizo una previsión para el año 2008.

Se han descrito, de forma general, los diferentes componentes de una central fotovol-taica conectada a la red.

Se han elegido las dos ubicaciones principales para el estudio, Bucarest y Tarragona, y después otras dos ubicaciones como referencia. Por estos cuatro lugares se han estudiado la radiación diaria incidente para tres meses: Junio, Marzo y Diciembre y la radiación men-sual incidente en función del ángulo de inclinación.

Teniendo este estudio como base de análisis se ha considerado una central fotovol-taica con una potencia nominal de 100 kWp con paneles fotovoltaicos construidos por sili-cio cristalino. La central es conectada a la red eléctrica y toda la energía producida se en-trega a la red. En estas condiciones se estima la cantidad de energía producida por este cen-tral considerando diferentes ángulos de inclinación y orientación de los paneles y para dife-rentes tipos de seguimientos (fijo y móvil en 2 ejes).

Técnicamente los resultados obtenidos de este análisis muestran que este tipo de ins-talación es muy benéfico y viable. Pero además del aspecto técnico tenemos que tomar en cuento el aspecto económico, y a continuación se hizo un análisis económico también.

En lo que concierne el aspecto económico se ha demostrado que una inversión de es-te tipo es rentable y viable para los inversores que estén dispuestos a obtener beneficios a largo plazo, pero que además disponen de un presupuesto inicial bastante grande. Este tipo de inversiones tiene bajo riesgo pero un elevado período para obtener beneficios.

De una manera lógica los proyectos más rentables son para sistemas móviles en dos ejes, tanto desde el punto de vista económico como desde el técnico. Pero como hemos mencionado antes, tenemos que tomar en cuenta ciertas condiciones de presupuesto y ubi-cación. Cuando la superficie disponible para la instalación es limitada y/o el incremento de peso que supone utilizar una estructura móvil es crítico, una central fotovoltaica con pane-les montados sobre una estructura fija puede ser más recomendable.

1. España

De todos los cálculos realizados en este proyecto para centrales fotovoltaicas situadas en Tarragona la que produce más energía eléctrica es la que presenta estructura móvil con seguimiento en dos ejes. También este tipo de central fotovoltaica consigue la mayor efi-ciencia económica: VAN = 1.691.107,391 € y TIR = 18%. Por lo que respecta a la inver-sión, presenta el inconveniente de ser la mayor: 660.000 €.

Pero como hemos mencionado varias veces para elegir un tipo de central fotovoltaica tenemos que considerar varias factores. De esta manera si el terreno donde va ser ubicada la instalación es limitado entonces tenemos que elegir la versión más conveniente. Las


Memoria 105

plantas fijas ocuparan menos espacio que las plantas móviles. La superficie de una instala-ción fotovoltaica puede ser aproximada solamente después de analizar todos los factores implicados. Igual para Hellín los mejores resultados se obtienen en el caso de central foto-voltaica con seguimiento móvil en 2 ejes. Es verdad que por este ciudad como las resulta-dos técnicas son mejores, los resultados económicos son mucho mejor (VAN = 2.058.113,538 €, TIR = 21%). La TIR en todos los casos analizadas es más grande que el tipo de interés que es una condición fundamental en el elegir de un proyecto.

Pero la conclusión mas importante que se puede formular es que para todos los tipos de proyectos después de 25 anos de funcionamiento no solamente que la inversión es to-talmente recuperada pero aun existen beneficios muy grandes. Además de los beneficios económicos también hay los beneficios ambientales que al final son los más importantes.

2. Rumanía

En lo que concierne a Rumanía, los resultados del análisis económico no muestran la misma eficiencia que en el caso de España. Las centrales solares instaladas en la Universi-dad Politécnica de Bucarest y la de Targoviste son los mayores proyectos de Rumanía y fueron realizados con fondos europeos. Con el precio actual se ha estimado que la inver-sión de la instalación de la UPB puede ser recuperada en 80 años. Las inversiones en Ru-manía y en España para este tipo de instalación suponen prácticamente el mismo desem-bolso. Del análisis técnico se pudo constatar que los resultados son parecidos a los de Es-paña pero los medios económicos son diferentes en los dos países. En Rumanía el proceso de desarrollo de la industria fotovoltaica es incipiente. La falta de soporte institucional y de ayudas económicas a plantas de este tipo implica que, en estos momentos, la inversión en este tipo de instalaciones se sitúe en el límite de la eficiencia económica.

En las dos ubicaciones analizadas (Bucarest y Cluj Napoca) se obtiene mayor canti-dad de energía eléctrica utilizando sistemas fotovoltaicos móviles en dos ejes. En este pro-yecto se ha podido constatar que una temperatura ambiente mayor implica un rendimiento menor del sistema fotovoltaico: en Cluj Napoca, localidad situada más al norte que Buca-rest (46°30'51" frente a 44°21'37"), y a mayor altitud (1600 m frente a 70 m), por tanto una localidad más fría, se obtienen mayores producciones de energía eléctrica para las mismas condiciones de estudio.

Al final de este proyecto se puede concluir que la implementación de instalaciones fotovoltaicas representa un paso muy grande en el camino que el mundo tiene que seguir para asegurarse a si mismo los recursos necesarios para su futuro, utilizando recursos reno-vables e inagotables. Por otro lado es necesario mejorar los diseños de los diferentes ele-mentos que forman parte de estas instalaciones para hacerlas rentables sin ningún tipo de subvención económica por parte de las administraciones públicas, haciendo que sean com-petitivas con las demás fuentes de energía eléctrica.


106 Memoria

Índice de Figuras

Figura 1. El consumo mundial de energía por regiones (1970-2025). Fuentes: Historia: Internacional Energy Annual 2002, Pronosticos: EIA, System for the análisis of Global Energy Markets, 2005.......................................................................... 8

Figura 2. Evolución y estimación del consumo de energía eléctrica en función de su origen. Energy Information administration (EIA)........................................................ 9

Figura 3. Consumo de energía eléctrica en España en función del tipo de generación entre abril de 2007 y abril de 2008............................................................... 10

Figura 4. Evolución del consumo y la producción de energía eléctrica en España para el día de 13 de mayo de 2008, a las 18 horas.......................................................... 10

Figura 5. Estructura de la generación de energía las 18:00 horas ....................................... 11

Figura 6. Demanda de la energía en el día de jueves, 10.01.2008 ...................................... 11

Figura 7. Demanda de la energía en el día de domingo, 13.01.2008 .................................. 12

Figura 8. Previsión de la producción de energía hidráulica ................................................ 13

Figura 9. Previsión de la producción de energía nuclear..................................................... 13

Figura 10. Previsión de la producción de energía a partir del carbón ................................. 14

Figura 11. Previsión de la producción de energía a partir de fuel y gas.............................. 14

Figura 12. Previsión de la producción de energía en régimen de ciclo combinado ............ 15

Figura 13. Previsión de la producción de energía en régimen especial............................... 15

Figura 14. Previsión del saldo intercambio. ........................................................................ 16

Figura 15. Eco puntos de las diferentes tipos de producción de energía............................. 17

Figura 16. Central Hidráulica Portile de Fier, Probeta Turnu-Severin, Rumanía .............. 21

Figura 17. Parque eólico...................................................................................................... 22

Figura 18. Energía geotérmica............................................................................................. 23

Figura 19. Producción de Energías Renovables en España, Fuente: APPA........................ 23

Figura 20. Mapa de las energías renovables en Rumanía: I- solar; II- solar y eólica; III- eólica, hidráulica y biomasa; IV- hidráulica, biomasa y eólica; V- hidráulica y biomasa; VI- geotérmica y eólica; VII- hidráulica y biomasa; VIII- biomasa, geotérmica y solar............................................................................................ 25

Figura 21. El movimiento de la Tierra ................................................................................ 29

Figura 22. Calentamiento de la Tierra ................................................................................. 30

Figura 23. La radiación solar............................................................................................... 31

Figura 24. Posición del Sol.................................................................................................. 32

Figura 25. Evolución del mercado fotovoltaico mundial .................................................... 33


Memoria 107

Figura 26. Mapa de radiación solar en España. Fuente: Leonesa de Tecnología Solar, S.L......................................................................................................................... 34

Figura 27. Potencia fotovoltaica anual instalada en España. Fuente: Asociación de la Industria Fotovoltaica ................................................................................................ 36

Figura 28. La radiación solar en Rumanía (kWh/m2). Fuente: www.oer.ro........................ 36

Figura 29. El efecto fotovoltaico ......................................................................................... 37

Figura 30. Célula fotovoltaica ............................................................................................. 38

Figura 31. Funcionamiento de una célula solar................................................................... 39

Figura 32. El circuito equivalente de una célula solar......................................................... 39

Figura 33. Diagrama I-V ..................................................................................................... 40

Figura 34. Ejemplos de células solares................................................................................ 43

Figura 35. Influencia de la temperatura sobre el comportamiento de la célula................... 43

Figura 36. Elementos de un panel fotovoltaico ................................................................... 45

Figura 37. Panel solar con reflectantes................................................................................ 46

Figura 38. Panel de formato teja.......................................................................................... 46

Figura 39. Panel bifacial...................................................................................................... 47

Figura 40. Panel solar .......................................................................................................... 48

Figura 41. Variación de la intensidad de corriente y voltaje: a) según la radiación a temperatura constante de 25°C; b) según la temperatura a intensidad de radiación constante de 1 kW/m2 ..................................................................................... 49

Figura 42. Distancia entre los módulos ............................................................................... 50

Figura 43. Suporte por las estructuras de los paneles.......................................................... 52

Figura 44: a) estructura fija; b) esquema de estructura fija ................................................. 52

Figura 45. Forma de un panel solar. .................................................................................... 53

Figura 46. Esquema seguidor de un eje............................................................................... 54

Figura 47. Esquema seguidor dos ejes ................................................................................ 54

Figura 48. Esquema del punto de máxima potencia de una célula...................................... 57

Figura 49. Esquema de un sistema fotovoltaico aislado. Fuente: http://www.asif.org ......................................................................................................... 59

Figura 50. Ejemplo de un sistema fotovoltaico aislado. Fuente: Proyecto de Universidad Rovira i Virgili para la extracción del agua mediante energías renovables en Senegal. ................................................................................................... 60

Figura 51. Esquema de un sistema fotovoltaico conectado a red. Fuente: http://www.asif.org ......................................................................................................... 61

Figura 52. Ejemplo de aprovechamiento de instalación fotovoltaica conectada a red. .................................................................................................................................. 62


108 Memoria

Figura 53. Localización de Tarragona................................................................................. 71

Figura 54. Localización de Bucarest. .................................................................................. 72

Figura 55. Mapa de irradiación solar de Europa ................................................................. 73

Figura 56. Localización de Hellín ....................................................................................... 74

Figura 57. Localización de Cluj Napoca ............................................................................. 75

Figura 58. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Tarragona) ................ 76

Figura 59. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Tarragona)................ 76

Figura 60. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Tarragona)...................................... 77

Figura 61. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Bucarest) .................. 77

Figura 62. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Bucarest) .................. 78

Figura 63. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Bucarest) ........................................ 78

Figura 64. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Hellín) ...................... 79

Figura 65. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Hellín) ...................... 79

Figura 66. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Hellín) ............................................ 80

Figura 67. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Cluj Napoca) ............ 80

Figura 68. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Cluj Napoca) ............ 81

Figura 69. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Cluj Napoca) .................................. 81

Figura 70. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Tarragona) .............. 82

Figura 71. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Tarragona).............. 82

Figura 72. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Tarragona).................................... 83

Figura 73. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Bucarest)................. 83

Figura 74. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Bucarest) ................ 84

Figura 75. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Bucarest) ...................................... 84

Figura 76. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Hellín)..................... 85

Figura 77. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Hellín) .................... 85

Figura 78. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Hellín) .......................................... 86

Figura 79. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Cluj Napoca)........... 86

Figura 80. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Cluj Napoca) .......... 87

Figura 81. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Cluj Napoca) ................................ 87

Figura 82. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre, Tarragona)....................................................................................................................... 88

Figura 83. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre, Tarragona)....................................................................................................................... 88

Figura 84. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Tarragona) ............................. 89


Memoria 109

Figura 85. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre, Bucarest) .......... 89

Figura 86. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre, Bucarest).......... 90

Figura 87. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Bucarest)................................ 90

Figura 88. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre, Hellín) .............. 91

Figura 89. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre, Hellín).............. 91

Figura 90. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Hellín).................................... 92

Figura 91. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre, Cluj Napoca)........................................................................................................................... 92

Figura 92. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre, Cluj Napoca)........................................................................................................................... 93

Figura 93. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Cluj Napoca).......................... 93


110 Memoria

Índice de Tablas

Tabla 1. El consumo de energía en España en GWh............................................................. 9

Tabla 2. Comparación de impacto de distintas formas de producir electricidad. Fuente: US Department of Energy, Council for Renewable Energy Education y Worldwatch Institute....................................................................................................... 19

Tabla 3. La producción de energía en kWh en todas las situaciones analizadas............... 100

Tabla 4. La producción de energía en % en todas las situaciones analizadas ................... 101

Tabla 5 Datos económicos................................................................................................ 102

Tabla 6. Modo de analizo al indicador Valor Actual Neto................................................ 102

Tabla 7. Calculo de los indicadores: VAN y TIR.............................................................. 103

Análisis comparativo de diferentes tipologías de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red

ANEXOS

TITULACIÓ: Enginyeria Tècnica Industrial en Electricitat

AUTORS: Sonia Diana IORDAN .

DIRECTORS: Luis GUASCH PESQUER.


108 Anexos

DATA: Juny/2008.

Índice

1 Anexos .......................................................................................................................... 111

1.1 Generalidades ............................................................................................ 111

1.2 Contenido .................................................................................................. 111

1.2.1 Documentación de partida ................................................................. 111

1.2.2 Cálculos ............................................................................................. 112

1.2.2.1 Estimación del consumo de energía en España para el año 2008, por fuentes de energía .................................................................................................. 112

1.2.2.2 Radiación mensual incidente en función del ángulo de inclinación 116

1.2.2.3 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica para una orientación horizontal ............................................................................................ 122

1.2.2.3.1 Tarragona ............................................................................... 122

1.2.2.3.2 Bucarest.................................................................................. 124

1.2.2.3.3 Hellín...................................................................................... 127

1.2.2.3.4 Cluj Napoca............................................................................ 129

1.2.2.4 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica por inclinación y orientación óptimas.......................................................................... 132

1.2.2.4.1 Tarragona ............................................................................... 132

1.2.2.4.2 Bucarest.................................................................................. 135

1.2.2.4.3 Hellín...................................................................................... 138

1.2.2.4.4 Cluj Napoca............................................................................ 141

1.2.3 Anexos de aplicación......................................................................... 146

1.2.3.1 Otros documentos ......................................................................... 146

1.2.3.2 Análisis económico de las soluciones estudiadas ......................... 158


Anexos 111

1 Anexos

1.1 Generalidades Los cálculos han sido realizados a partir del programa de cálculo PVGIS disponible

en la página web de la Joint Research Centre de la Comisión Europea:

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/pvest.php?lang=es&map=europe

El programa de cálculo PVGIS es gratuito y permite determinar la radiación incidente en la ubicación elegida y estimar la cantidad de energía eléctrica que se puede obtener en ciertas condiciones impuestos por el usuario.

1.2 Contenido

1.2.1 Documentación de partida Las ciudades elegidas para el análisis son Bucarest y Tarragona.

Se está analizando una instalación fotovoltaica genérica con una potencia máxima de 100 kW conectada a red. Se han considerado las siguientes situaciones:

• Inclinación 0° y orientación Sur – sistema fijo. • Inclinación y orientación optimas – sistema fijo y móvil en 2 ejes.

Los paneles fotovoltaicos considerados están formados por células fotovoltaicas de silicio cristalino.

La potencia de la central solar fotovoltaica se ha escogido en función de las condiciones de dichas centrales en España a la hora de realizar este proyecto, donde la potencia máxima de una instalación fotovoltaica es de 100 kW. Si se desea aumentar la potencia, es necesario disponer de contratos y sistemas de medida individuales por cada fracción de 100 kW.

Por lo tanto, si es necesaria una potencia mayor y las condiciones técnicas y económicas lo permiten se pueden conectar varias plantas de 100 kWp para formar una huerta solar.

Como la superficie de la instalación es difícil de aproximar, especialmente porque no se habla de un proyecto específico si no de uno genérico no se considera en el análisis el tamaño y la forma de los paneles.

Toda la energía eléctrica producida por la instalación se exporta hacia la red.


112 Anexos

1.2.2 Cálculos

1.2.2.1 Estimación del consumo de energía en España para el año 2008, por fuentes de energía

A partir de los datos suministrados por Red Eléctrica Española respecto a los valores del consumo de energía eléctrica para el período 2002-2007, en función de las fuentes de energía, se hace una previsión del consumo de energía por el año 2008.

La previsión se hace utilizando el método de las series temporales. El objetivo de análisis de series temporales es doble: por un lado se busca explicar las variaciones observadas en la serie en el pasado, tratando de determinar si responden a un determinado patrón de comportamiento. Y por otro, si se consigue definir ese patrón o modelo, se intentará predecir el comportamiento futuro de la misma.

Cualquier serie temporal es la composición de cuatro componentes: • Tendencia (T): es la componente que recoge el comportamiento de la serie

a largo plazo. • Variaciones Estaciónales (VE): son movimientos de la serie que se

repiten de forma periódica. La razón de estas variaciones se base en causa de tipo climatológico o de ordenación del tiempo.

• Variaciones Cíclicas (C): esta componente tiene un marcado carácter económico, pues suele ser el resultado de la sucesión de las fases expansivas y recesivas de la economía. Son movimientos a medio plazo.

• Variaciones Accidentales (R): esta componente no responde a ningún patrón de comportamiento, sino que es el resultado de de factores fortuitos o aleatorios que inciden de forma aislada y no permanente en una serie.

Para obtener la tendencia se pueden utilizar varios métodos, como: análisis gráfico, medias móviles, método analítico, etc. Para este caso se ha elegido el método de las medias móviles. Se calcularon las medias móviles para las valores del consumo mensual de energía eléctrica para el intervalo estudiado. De este modo, se promedia cada valor de variable “y” con los valores contiguos mediante la media aritmética. Estos promedios substituyen a los valores de la variable y nos proporcionan la tendencia secular, siendo ésta una distribución con menor dispersión que la original. La media móvil se ha calculado para cada 12 valores consecutivos empezando con enero de 2002 hasta julio de 2007.

k

y

y

k

ki

it

t

∑−

−=

+

∗− =

12

25,0 ; ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ −+=

2,........,1

2,

2knkkt ;

Como ejemplo la primera medie móvil se ha calculado de este modo:

212

..........12

.......... 0202020202020202

02

++++++

++++

=∗

dicnovfebfebdicnovfebene

jul

yyyyyyyy

y

Remplazando los valores para cada modo de producción de la energía eléctrica va resultar la tendencia para cada una de ellas.


Anexos 113

A continuación, para ver cuales son las diferencias entre los valores de la energía y las medias móviles se dividen los valores de la energía por las medias resultando de este modo la razón. Con estos datos se calcula después la media mensual para los años estudiados (2002-2007). La media de todas estas medias debiera ser cien. Si no es cien entonces se tiene que calcular el índice general de variación estacional (IGVE). Para calcular el IGVE para cada mes se divide la media por la media de las medias y se multiplica por cien. Finalmente, para calcular las variaciones accidentales se dividen los valores de la energía por el IGVE y se multiplica por cien.

Para estimar la previsón del consumo d energía se utiliza el método lineal.

La ecuación de la previsión tiene la siguiente expresión: 'tbay ⋅+=

Donde a y b son dos coeficientes que se obtienen mediante las siguientes ecuaciones:

∑=

⋅=N

ii aNy

1; btyt i

N

ii

N

ii ⋅⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛= ∑∑

=−

2

11

' ; )(2'tii Ott −= ;

Ot es el valor central de los tiempos.

N es el número de meses tomados en cuenta.

En las siguientes tablas se pueden ver el razón, la media y el IGVE para cada mes del periodo 2002-2007 para los tipos de energía analizados.

Tabla I. El calculo de la IGVE para la energía hidráulica Mes Media IGVE 2002 2003 2004 2005 2006 2007 ene 117,94 118,10 186,79 126,16 86,63 102,01 88,09 feb 106,25 106,39 143,04 114,01 85,81 77,61 110,77 mar 131,83 132,01 144,12 105,58 100,57 166,36 142,52 abr 114,76 114,91 116,30 98,65 115,06 145,50 98,28 may 114,50 114,66 108,99 112,63 135,08 112,74 103,07 jun 94,09 94,22 72,88 103,11 124,35 77,49 92,63 jul 81,82 81,93 80,96 64,57 87,30 98,16 78,13 ago 63,92 64,01 54,33 53,37 79,90 79,84 52,18 sep 61,79 61,87 50,02 61,33 76,51 64,59 56,49 oct 68,39 68,49 50,12 70,96 88,55 59,47 72,88 nov 101,28 101,42 71,63 111,00 117,43 81,09 125,24 dic 141,81 142,00 143,86 170,82 96,90 103,96 193,52

99,86 100,00


114 Anexos

Tabla II. El calculo de la IGVE para la energía eléctrica producida a partir del carbón

Mes Media IGVE 2002 2003 2004 2005 2006 2007 ene 105,07 105,24 84,19 95,63 110,70 120,16 114,69 feb 97,03 97,19 92,70 99,44 99,62 101,25 92,15 mar 95,53 95,68 92,80 108,12 101,74 84,23 90,77 abr 87,35 87,49 86,65 87,91 90,94 62,65 108,61 may 95,87 96,02 91,86 90,73 93,57 93,08 110,13 jun 102,34 102,50 108,59 99,13 94,77 105,50 103,71 jul 111,21 111,39 102,87 116,05 108,00 103,00 126,15 ago 103,96 104,12 102,74 114,46 103,62 94,77 104,20 sep 105,77 105,94 109,50 111,50 102,08 98,38 107,41 oct 102,51 102,67 104,14 109,02 101,21 104,69 93,50 nov 97,85 98,00 107,62 93,88 96,91 109,90 80,93 dic 93,60 93,74 81,47 83,95 106,91 114,91 80,74

99,84 100,00

Tabla III. El calculo de la IGVE para la energía nuclear Mes Media IGVE 2002 2003 2004 2005 2006 2007 ene 113,11 113,08 108,66 107,47 120,19 113,01 116,21 feb 102,54 102,52 97,47 100,80 107,76 100,58 106,12 mar 100,48 100,45 92,68 96,60 97,91 104,63 110,59 abr 89,40 89,37 93,76 99,53 83,37 73,82 96,50 may 87,78 87,76 96,81 94,38 79,82 89,71 78,19 jun 89,51 89,49 90,32 101,15 83,08 101,26 71,75 jul 102,56 102,53 108,90 109,66 108,54 85,39 100,33 ago 105,64 105,61 106,47 107,67 106,47 99,14 108,45 sep 93,99 93,97 90,68 83,75 93,33 111,49 90,70 oct 97,21 97,18 105,92 91,04 90,06 102,18 96,83 nov 106,53 106,50 104,95 105,76 104,20 111,79 105,94 dic 111,57 111,54 109,47 109,17 108,36 116,24 114,62 100,03 100,00

Tabla IV. El calculo de la IGVE para la energía producida en ciclo combinado Mes Media IGVE 2002 2003 2004 2005 2006 2007 ene 94,77 93,08 50,27 84,45 102,69 114,83 121,59 feb 95,13 93,44 86,77 103,05 97,53 111,56 76,75 mar 90,70 89,09 72,35 116,81 92,89 94,15 77,30 abr 77,03 75,66 35,26 90,17 87,31 90,86 81,53 may 87,07 85,53 69,02 94,55 92,15 95,48 84,16 jun 117,43 115,35 148,22 101,68 117,95 105,74 113,58 jul 126,81 124,56 115,43 151,87 111,68 126,94 128,15 ago 114,32 112,29 150,96 131,90 90,94 103,88 93,91 sep 135,55 133,15 204,80 137,88 109,22 100,60 125,26 oct 118,92 116,81 187,40 112,97 102,60 90,18 101,43 nov 87,27 85,72 93,15 71,40 95,39 89,99 86,39 dic 76,69 75,33 69,62 48,95 92,36 87,00 85,52

101,81 100,00


Anexos 115

Tabla V. El calculo de la IGVE para la energía producida en régimen especial Mes Media IGVE 2002 2003 2004 2005 2006 2007 ene 111,20 111,26 123,74 122,14 111,00 96,15 102,98 feb 103,57 103,62 102,18 97,19 102,15 101,72 114,58 mar 114,18 114,23 101,22 108,39 108,38 131,03 121,87 abr 104,21 104,26 108,88 111,47 112,20 105,95 82,55 may 100,92 100,97 101,94 97,01 100,85 95,95 108,84 jun 87,66 87,70 87,60 89,66 87,95 83,35 89,73 jul 88,45 88,49 92,41 88,89 88,27 95,77 76,92 ago 86,37 86,41 81,76 76,49 85,49 91,95 96,14 sep 83,56 83,61 81,01 86,82 85,71 84,03 80,24 oct 101,88 101,93 100,78 101,89 102,74 97,92 106,08 nov 105,11 105,16 107,20 104,35 103,00 104,38 106,62 dic 112,29 112,35 116,02 115,60 109,11 115,25 105,48

99,95 100,00

Tabla VI. El calculo de la IGVE para la energía producida a partir de fuel y gas

Mes Media IGVE 2002 2003 2004 2005 2006 2007 ene 82,79 86,15 86,51 72,86 71,66 141,46 41,47 feb 88,09 91,66 77,01 60,37 86,11 119,79 97,15 mar 79,61 82,84 33,77 77,91 132,59 57,88 95,91 abr 40,54 42,19 12,29 18,62 48,53 55,57 67,71 may 56,91 59,21 37,43 32,33 69,55 43,85 101,38 jun 114,70 119,35 193,82 72,97 148,19 109,08 49,44 jul 171,91 178,88 156,06 191,46 103,78 174,58 233,69 ago 94,57 98,41 83,88 177,32 65,34 55,60 90,73 sep 218,19 227,03 122,05 153,34 529,25 77,69 208,62 oct 82,06 85,39 101,53 102,74 49,06 58,46 98,53 nov 53,46 55,63 61,73 56,60 39,16 69,97 39,86 dic 70,41 73,26 53,69 67,93 54,56 139,75 36,09

96,10 100,00

Tabla VII. El calculo de IGVE para el salto intercambio Mes Media IGVE 2002 2003 2004 2005 2006 2007 ene 310,45 289,48 10,79 200,54 1.287,74 95,98 -42,83 feb 214,73 200,23 22,57 147,85 651,47 150,61 101,14 mar 130,62 121,80 117,59 99,26 130,43 215,97 89,84 abr 251,79 234,78 -19,56 238,20 973,61 -12,07 78,77 may -42,49 -39,62 85,28 109,32 -524,20 -6,06 123,20 jun 79,52 74,15 339,60 121,05 -204,55 92,55 48,96 jul 125,93 117,42 136,16 260,93 106,52 -22,64 148,68 ago 115,41 107,61 62,63 199,23 258,17 85,68 -28,69 sep 220,63 205,72 128,80 586,27 38,74 179,44 169,86 oct 93,61 87,28 105,86 -322,93 335,62 211,95 137,54 nov 137,07 127,81 199,88 40,33 91,53 215,30 138,31 dic -350,33 -326,66 98,57 109,91 -2.162,62 121,79 80,72

107,24 100,00


116 Anexos

1.2.2.2 Radiación mensual incidente en función del ángulo de inclinación

En la Tabla VIII se muestra la radiación mensual durante un año (2007) para Tarragona y conforme con esta tabla la radiación máxima que se puede obtener por el ángulo optimo se obtiene en el mes de Julio y tiene el valor 6145 Wh/m2.

Tabla VIII. Radiación mensual

Irradiación con inclinación (Wh/m2) Tarragona Inclinación

Mes 0° 15° 25° 40° 90° Ángulo óptimo óptima (°)

Ene 1885 2515 2869 3266 3173 3153 63 Feb 2568 3168 3483 3799 3297 3716 55 Mar 3912 4493 4759 4947 3648 4913 43 Abr 4857 5181 5262 5166 3047 5229 27 May 5839 5947 5874 5533 2669 5676 16 Jun 6425 6422 6260 5777 2466 5968 7 Jul 6465 6531 6406 5965 2636 6145 11

Ago 5698 5986 6021 5816 3122 5918 22 Sep 4499 5050 5278 5384 3661 5381 38 Oct 3171 3832 4169 4485 3701 4406 51 Nov 2072 2694 3038 3413 3212 3308 61 Dic 1643 2249 2593 2988 2989 2874 65 Año 4094 4513 4674 4717 3134 4730 35

Los valores numericos se transpunen gráficamente en las Figura 1 y Figura 2.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mes

Wh/

m2

0°15°25°40°90°Opt.

TarragonaRadiacion mensual

Figura 1. Radiación mensual durante un año para Tarragona


Anexos 117

0

10

20

30

40

50

60

70

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mes

Ang

ulo

(°)

Opt.

Figura 2. La evolución del ángulo óptimo durante un año.

En laTabla IX se muestra la radiación mensual durante un año (2007) para Bucarest.

Tabla IX. Radiación mensual

Irradiación diaria con inclinación (Wh/m2) Bucarest Inclinación

Mes 0° 15° 25° 40° 90° Ángulo óptimo óptima (grado) Ene 1.335 1.753 1.989 2.255 2210 2.179 64 Feb 2.037 2.499 2.745 2.996 2654 2.929 56 Mar 3.142 3.562 3.756 3.893 2940 3.869 43 Abr 4.487 4.797 4.885 4.824 2963 4.873 28 May 5.644 5.775 5.725 5.432 2780 5.559 15 Jun 5.991 6.000 5.874 5.468 2552 5.631 8 Jul 6.116 6.202 6.110 5.740 2763 5.894 14

Ago 5.545 5.866 5.933 5.779 3259 5.862 25 Sep 4.277 4.858 5.113 5.269 3737 5.249 41 Oct 2.906 3.586 3.946 4.307 3721 4.212 55 Nov 1.501 1.919 2.152 2.407 2283 2.336 61 Dic 1.101 1.451 1.650 1.876 1866 1.811 65 Año 3.683 4.031 4.164 4.194 2811 4.207 35


118 Anexos

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mes

Wh/

m2

0°15°25°40°90°Opt.

BucarestRadiacion mensual

Figura 3. Radiación mensual durante un año para Bucarest

0

10

20

30

40

50

60

70

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mes

Ang

ulo

(°)

Opt.

Bucarest

Figura 4. La evolución del ángulo óptimo durante un año.

Como una conclusión se puede decir que el intervalo óptimo del ángulo óptimo de inclinación de los paneles fotovoltaicos se refleja en Tabla X.


Anexos 119

Tabla X. Ángulo de inclinación (°) óptimo de los módulos FV para Bucarest y Tarragona.

Bucarest Tarragona mínimo 34° 35° medio 34° 35°

máximo 35° 38°

En función del ángulo óptimo la irradiación global anual (kWh/m2) se presenta así:

Tabla XI. Irradiación global anual en kWh/m2 Horizontal Vertical Óptimo Bucarest Tarragona Bucarest Tarragona Bucarest Tarragona

mínimo 1.338 1.461 1.023 1.126 1.529 1.698 medio 1.342 1.511 1.026 1.172 1.535 1.754

máximo 1.347 1.608 1.031 1.325 1.541 1.922

En la Tabla XII se muestra la radiación mensual durante un año (2007) para Hellín.

Tabla XII. Radiación mensual durante un año (2007) para Hellín.

Irradiación diaria con inclinación (Wh/m2) Inclinación Dif./global Temperatura

media Mes

0° 15° 25° 40° 90° Ángulo óptimo

óptima (°) irradiación diurna

Ene 2.423 3.257 3.723 4.242 4.080 4.063 62 0.41 10.3 Feb 3.161 3.913 4.307 4.698 4.022 4.572 54 0.41 12.2 Mar 4.532 5.186 5.479 5.668 4.050 5.630 42 0.37 15.1 Abr 5.352 5.673 5.735 5.588 3.130 5.683 25 0.40 16.7 May 6.505 6.582 6.461 6.017 2.648 6.232 11 0.38 20.3 Jun 7.042 6.974 6.747 6.148 2.354 6.429 4 0.36 25.4 Jul 7.068 7.075 6.895 6.336 2.524 6.600 8 0.33 27.8

Ago 6.230 6.501 6.503 6.225 3.121 6.377 20 0.35 27.9 Sep 5.064 5.643 5.870 5.943 3.877 5.953 36 0.35 23.9 Oct 3.738 4.499 4.882 5.230 4.215 5.125 50 0.38 19.6 Nov 2.480 3.201 3.595 4.018 3.701 3.875 59 0.44 14.0 Dic 2.112 2.893 3.337 3.842 3.804 3.665 64 0.43 10.9 Año 4.651 5.124 5.300 5.334 3.458 5.355 34 0.37 18.7


120 Anexos

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mes

Wh/

m2

0° 15°25°40°90°Opt.

HellinRadiaccion mensual

Figura 5. Radiación mensual durante un año para Hellín

0

10

20

30

40

50

60

70

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mes

Ang

ulo

(°)

Opt.

Hellin

Figura 6. La evolución del ángulo óptimo durante un año

En la Tabla XIII se muestra la radiación mensual durante un año (2007) para Cluj Napoca.


Anexos 121

Tabla XIII. La radiación mensual durante un año (2007) para Cluj Napoca.

Irradiación diaria con inclinación (Wh/m2) Inclinación Dif./global Temperatura

media Mes

0° 15° 25° 40° 90° Ángulo óptimo

óptima (°) irradiación diurna

Ene 1.282 1.737 1.996 2.294 2.313 2.244 66 0.58 -4.1 Feb 2.180 2.797 3.135 3.499 3.247 3.441 60 0.50 -3.0 Mar 3.569 4.187 4.491 4.749 3.744 4.717 48 0.47 -0.5 Abr 4.679 5.054 5.177 5.148 3.244 5.175 31 0.47 4.9 May 5.796 5.950 5.913 5.632 2.965 5.712 16 0.46 11.0 Jun 6.067 6.077 5.953 5.567 2.704 5.667 8 0.47 14.0 Jul 6.341 6.443 6.368 6.008 2.988 6.105 13 0.43 15.4

Ago 5.668 6.026 6.111 5.985 3.483 6.032 26 0.42 15.6 Sep 4.029 4.604 4.863 5.038 3.673 5.025 42 0.43 10.1 Oct 2.880 3.610 4.002 4.408 3.910 4.346 56 0.46 6.7 Nov 1.536 2.037 2.318 2.636 2.588 2.583 64 0.57 1.5 Dic 1.007 1.352 1.548 1.774 1.796 1.736 66 0.64 -3.9 Año 3.762 4.164 4.330 4.400 3.053 4.404 37 0.46 5.6

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mes

Wh/

m2

0°15°25°40°90°Opt.

Cluj NapocaRadiaccion mensual

Figura 7. Radiación mensual durante un año para Cluj Napoca


122 Anexos

0

10

20

30

40

50

60

70

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mes

Ang

ulo(

°)

óptima (grado)

Cluj Napoca

Figura 8. La evolución del ángulo óptimo durante un año

1.2.2.3 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica para una orientación horizontal

Se hace un análisis comparativo de la producción de electricidad de una central fotovoltaica situada en plaño horizontal, con una inclinación de los módulos de 0° y con la orientación Sur entre Tarragona y Bucarest.

1.2.2.3.1 Tarragona

Condiciones del estudio: • Potencia nominal del sistema de FV: 100 kWp (silicio cristalino) • Inclinación de los módulos: 0° • Orientación (acimutal) de los módulos: 0° • Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 8,6% (utilizando los datos

locales de la temperatura ambiente) • Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 3,7% • Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14% • Pérdidas combinadas del sistema FV: 26,4%

La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistemafotovoltaico con los parámetros elegidos se muestre en Tabla XIV. Tambien se

muestra la expectativa de producción media diaria y anual.


124 Anexos

Tabla XIV. Producción de energía eléctrica en kWh para Tarragona Producción de electricidad FV por:

Potencia nominal=100.0 kW, Pérdidas del sistema=14.0%

Inclinación: 0° Orientación: 0° Sistema de rastreo 2 ejes

Mes Producción

mensual Producción

diaria Producción

mensual Producción

diaria Ene 4.433 143 9799 316 Feb 5.548 198 10.148 362 Mar 9.366 302 15.060 486 Abr 11.198 373 15.758 525 May 13.721 443 18.353 592 Jun 14.389 480 19.091 636 Jul 14.844 479 20.093 648

Ago 13.051 421 18.342 592 Sep 10.125 337 15.637 521 Oct 7.414 239 13.121 423 Nov 4.689 156 9.765 325 Dic 3.817 123 8.985 290

Media 9.383 308 14.513 477 Total 112.595 174.152

La Tabla XV muestra la irradiación solar en el plaño fotovoltaico por la instalación elegida.

Tabla XV. Irradiación mensual y diaria en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico por Tarragona

Mes Irradiación

mensual Irradiación diaria Ene 58 1.9 Feb 72 2.6 Mar 121 3.9 Abr 146 4.9 May 181 5.8 Jun 193 6.4 Jul 200 6.5

Ago 177 5.7 Sep 135 4.5 Oct 98 3.2 Nov 62 2.1 Dic 51 1.6

Media 124.5 4.1 Total 1494

En la Figura 9 se muestra la irradiación mensual y la media anual en el plaño de un sistema fotovoltaico fijo con los parámetros elegidos.


Anexos 125

0

50

100

150

200

250

300

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Mes

kWh/

m2

Mensual Media anual

TarragonaIrradiacion mensualTotal=1494 kWh/m2

Media=124.5 kWh/m2

Figura 9. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico

El aprovechamiento de la radiación solar en este caso se puede evidenciar en

Figura 10 que muestra la energía producida por un sistema fijo.

0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000


Mes

kWh Mensual

Media anual

TarragonaIncl. 0°Orient. S

Total=112.595 kWhPmedia=12.8 kW

Figura 10. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para

Tarragona

1.2.2.3.2 Bucarest

Condiciones del estudio: • Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino) • Inclinación de los módulos: 0° • Orientación (acimutal) de los módulos: 0°


126 Anexos

• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 7,8% (utilizando los datos locales de la temperatura ambiente)

• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 4,1% • Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14% • Pérdidas combinadas del sistema FV: 25,9%

Igual que en el caso de Tarragona podemos estimar la cantidad de electricidad que puede esperar cada mes de un sistema fotovoltaico con los parámetros elegidos. Esto se muestre en Tabla XVI. También se muestra la expectativa de producción media diaria y anual.

Tabla XVI. Irradiación mensual y diaria en kW el plaño fotovoltaico para Bucarest

Producción de electricidad FV por: Potencia nominal=100.0 kW Pérdidas del sistema=14.0%


Mes Producción

mensual Producción

diaria Mes Producción

mensual Ene 3.237 104 7.000 226 Feb 4.509 161 8.263 295 Mar 7.680 248 12.068 389 Abr 10.402 347 15.249 508 May 13.184 425 18.390 593 Jun 13.326 444 18.099 603 Jul 13.993 451 19.420 626


Media 8484 279 13298 437 Total 101.810 159.578

En la Tabla XVII se muestre la irradiación solar en el plaño fotovoltaico por la instalación elegida.


Anexos 127

Tabla XVII. Irradiación mensual en kWh durante un año para Bucarest

Mes Irradiación

mensual Irradiación

diaria Ene 41 1.3 Feb 57 2.0 Mar 97 3.1 Abr 135 4.5 May 175 5.6 Jun 180 6.0 Jul 190 6.1


Media 112 3.7 Total 1344

En Figura 11 se muestra la irradiación mensual y la media anual en el plaño de un sistema fotovoltaico fijo con los parámetros elegidos.

0

50

100

150

200

250

300


Mes

kWh/

m2

MensualMedia anual

BucarestInclin. 0Orient. S

Total=1344 kWh/m2

Media=112 kWh/m2

Figura 11. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Bucarest

El aprovechamiento de la radiación solar se puede evidenciar en la Figura 12 que

muestra la energía producida por un sistema fijo.


128 Anexos

0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000


Mes

kWh Mensual

Media anual

BucarestInclin. 0Orient. S

Total:101.810 kWhPmedie=11,61 kW


Bucarest

1.2.2.3.3 Hellín

Condiciones del estudio: • Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino) • Inclinación de los módulos: 0° • Orientación (acimutal) de los módulos: 0° • Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 9% (utilizando los datos


La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistema fotovoltaico con los parámetros elegidos se muestre en Tabla XVIII. Tambien se muestra

la expectativa de producción media diaria y anual.


130 Anexos

Tabla XVIII. Producción media de electricidad fotovoltaica Producción de electricidad FV por:



Mes Producción

mensual Producción

diaria Mes Producción

mensual Ene 5.750 185 12.930 417 Feb 6.847 245 12.867 460 Mar 10.812 349 17.752 573 Abr 12.294 410 17.510 584 May 15.214 491 20.822 672 Jun 15.622 521 21.115 704 Jul 16.062 518 22.009 710


Media 10.626 349 16.778 552 Total 127.508 201.337

En laTabla XIX se muestre la irradiación solar en el plaño fotovoltaico por la instalación elegida.

Tabla XIX. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico

Mes Irradiación






Anexos 131

0

50

100

150

200

250

300


Mes

kWh/

m2

Mensual Media

HellinInclinacion 0°Orientacion STotal=1698 kWh/m2

Media=141 kWh/m2

Figura 13. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Hellín

El aprovechamiento de la radiación solar se puede evidenciar en la Figura 14 que

muestra la energía producida por un sistema fijo.

0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000


Mes

kWh Mensual

Media anual

HellinInclinacion 0°Orientacion S

Total=127.508 kWhPmedia=14,54 kW


Hellín

1.2.2.3.4 Cluj Napoca

Condiciones del estudio: • Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino) • Inclinación de los módulos: 0° • Orientación (acimutal) de los módulos: 0°


132 Anexos

• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 5,1% (utilizando los datos locales de la temperatura ambiente)

• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 4,3% • Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14% • Pérdidas combinadas del sistema FV: 23,5%

La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistema fotovoltaico con los parámetros elegidos se muestre enTabla XX. También se muestra la expectativa de producción media diaria y anual.

Tabla XX. Producción media de energía eléctrica en kWh Producción de electricidad FV por:

Potencia nominal=100.0 kW, Pérdidas del sistema=14%


Mes 3.104 100 7.123 230

Ene 4.892 175 10.034 358

Feb 8.944 289 15.522 501

Mar 11.146 372 17.005 567

Abr 13.938 450 19.888 642

May 13.938 465 19.466 649

Jun 15.045 485 21.451 692

Jul 13.448 434 20.317 655

Ago 9.467 316 15.621 521

Sep 6.971 225 13.981 451

Oct 3.570 119 7.780 259

Nov 2.417 78 5.375 173

Dic 3.104 100 7.123 230

Media 8.907 293 14.463 476

Total 106.880 173.562


Anexos 133

Tabla XXI. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico

Mes Irradiación




Media 114 3.8 Total 1.373

0

50

100

150

200

250

300


Mes

kWh/

m2

Mensual Media anual

Cluj NapocaInclinacion 0°Orientacion S

Total=1373 kWh/m2

Media=114 kWh/m2

Figura 15. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Cluj Napoca

La producción estimada de energía eléctrica esta representado en Figura 16.


134 Anexos

0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000


Mes

kWh Mensual

Media anual

Cluj NapocaInclinacion 0°Orientacion S



Cluj Napoca

1.2.2.4 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica por inclinación y orientación óptimas.

1.2.2.4.1 Tarragona

Condiciones del estudio: • Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino) • Inclinación de los módulos: 35° (óptima) • Orientación (acimutal) de los módulos: 1° (óptima) • Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 9,1% (utilizando los datos

locales de la temperatura ambiente) • Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 2,6% • Otras pérdidas (cables, inversor): 14% • Pérdidas combinadas del sistema FV: 25,7%

La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistema fotovoltaico con los parametros elegidos se muestra en Tabla XXII. Tambien se

muestra la expectativa de produccion media diaria y anual.


136 Anexos

Tabla XXII. Producción diaria de energía eléctrica en kWh por Tarragona Producción de electricidad FV por:

Potencia nominal=100.0 kW Pérdidas del sistema=14.0%

Sistema fijo Sistema 2 ejes

Mes Producción

mensual Producción

diaria Producción

mensual Producción

diaria Ene 7780 251 9799 316 Feb 8186 292 10148 362 Mar 11780 380 15060 486 Abr 11991 400 15758 525 May 13254 428 18353 592 Jun 13275 442 19091 636 Jul 14017 452 20093 648

Ago 13467 434 18342 592 Sep 12085 403 15637 521 Oct 10419 336 13121 423 Nov 7775 259 9765 325 Dic 7093 229 8985 290

Media 10927 359 14513 477 Total 131122 174152

En la Tabla XXIII se muestre la irradiación solar en el plaño fotovoltaico por la instalación elegida.

Tabla XXIII. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico

Mes Irradiación





En la


Anexos 137

Figura 17 se muestra la irradiación mensual y la media anual en el plaño de un sistema fotovoltaico fijo con los parámetros elegidos.

0

50

100

150

200

250

300


Mes

kWh/

m2

Mensual Media anual

TarragonaInclinacion y orientacion optimas

Total=1726 kWh/m2Media= 144 kW/m2

Figura 17. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Tarragona

El aprovechamiento de la radiación solar se puede evidenciar en las Figura 18 y Figura 19 que muestran la energía producida por un sistema fijo, respectivo por un sistema de

rastreo de 2 ejes.

0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000


Mes

kWh Mensual

Media anual

TarragonaInclinacion y orientacion optimasSistema fijo

Total=131.122 kWhPmedie= 14,95 kW


Tarragona


138 Anexos

0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000


Mes

kWh Mensual

Media anual

Total= 174.152 kWhPmedie=19,86 kW

TarragonaInclinacion y orientacion optimasSeguidor 2 ejes

Figura 19. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema móvil en 2

ejes para Tarragona

1.2.2.4.2 Bucarest

Condiciones del estudio: • Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino) • Inclinación de los módulos: 35° (optimo) • Orientación (acimutal) de los módulos: -1° (optimo) • Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 8,3% (utilizando los datos


La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistema con los parametros elegidos se muestra en Tabla XXIV. Tambien se muestra la expectativa media diaria anual.


140 Anexos

Tabla XXIV. Producción media de energía eléctrica en kWh Producción de electricidad FV por:



Mes Producción

mensual Producción

diaria Producción

mensual Producción

diaria Ene 5.590 180 7.000 226 Feb 6.638 237 8.263 295 Mar 9.459 305 12.068 389 Abr 11.205 374 15.249 508 May 12.873 415 18.390 593 Jun 12.416 414 18.099 603 Jul 13.372 431 19.420 626


Media 9.773 321 13.298 437 Total 117.271 159.578

En la Tabla XXV se muestre la irradiación solar en el plaño fotovoltaico por la instalación elegida.

Tabla XXV. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico

Mes Irradiación mensual

Irradiación diaria

Ene 68 2.2 Feb 82 2.9 Mar 120 3.9 Abr 146 4.9 May 172 5.6 Jun 169 5.6 Jul 183 5.9



Figura 20 muestra la irradiación mensual y la media anual en el plaño de un sistema fotovoltaico fijo con los parámetros elegidos.


Anexos 141

0

50

100

150

200

250

300


Mes

kWh/

m2

MensualMedia anual

BucarestInclinacion y orientacion optimas

Total=1.536 kWh/m2

Media=128 kW/m2

Figura 20. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Bucarest

El aprovechamiento de la radiación solar se puede evidenciar en las Figura 21 y Figura 22 que muestran la energía producida por un sistema fijo, respectivo por un

sistema de rastreo de 2 ejes.

0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000


Mes

kWh Mensual

Media anual

BucarestInclinacion y orientacion optimasSistema fijo

Total=117.271 kWhPmedie=13,377 kW


Bucarest


142 Anexos

0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000


Mes

kWh Mensual

Media anual

BucarestInclinacion y orientacion optimasSistema 2 ejes

Total=159.578 kWhPmedie=18,204 kW


ejes para Bucarest

1.2.2.4.3 Hellín

Condiciones del estudio: • Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino) • Inclinación de los módulos: 34° • Orientación (acimutal) de los módulos: 0° • Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 9.4% (utilizando los datos

locales de la temperatura ambiente) • Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 4.3% • Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14.0% • Pérdidas combinadas del sistema FV: 26%

La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistemafotvoltaico con los parametros elegidos se muestra en Tabla XXVI. Tambien se muestra

la expectativa diaria media y anual.


144 Anexos

Tabla XXVI. Producción media de electricidad fotovoltaica Producción de electricidad FV por:


Inclinación: 34°

Orientación: 0° Sistema de rastreo 2

ejes Mes 10.008 323 12.930 417 Ene 10.036 358 12.867 460 Feb 13.405 432 17.752 573 Mar 12.974 432 17.510 584 Abr 14.478 467 20.822 672 May 14.166 472 21.115 704 Jun 14.898 481 22.009 710 Jul 14.414 465 19.926 643


Media 12.323 405 16.778 552

Total 147.877 201.337

Tabla XXVII. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico

Mes Irradiación






Anexos 145

0

50

100

150

200

250

300


Mes

kWh/

m2

MensualMedia

HellinInclinacion y Orientacion optimas

Total=1955 kWh/m2Media=163 kWh/m2

Figura 23. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Hellín



0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000


Mes

kWh Mensual

Media anual

HellinInclinacion y Orientacion optimasSistema fijo



Hellín


146 Anexos

0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000


Mes

kWh Mensual

Media anual

HellinInclinacio y Orientacion optimasSeguidor 2 ejes

Total=201.337 kWhPmedia=22,96kW


ejes para Hellín

1.2.2.4.4 Cluj Napoca

Condiciones del estudio: • Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino) • Inclinación de los módulos: 37° • Orientación (acimutal) de los módulos: 2° • Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 5,9% (utilizando los datos


La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistemafotovoltaico con los parametros elegidos se muestra en Tabla XXVIII. tambien se

muestra la expectativa diaria media y anual.


148 Anexos

Tabla XXVIII. Producción media de electricidad fotovoltaica Producción de electricidad FV por:


Inclinación: 37°

Orientación: 2°

Sistema de rastreo 2 ejes

Mes 5.799 187 7.123 230 Ene 7.953 284 10.034 358 Feb 11.855 382 15.522 501 Mar 12.220 407 17.005 567 Abr 13.587 438 19.888 642 May 12.870 429 19.466 649 Jun 14.340 463 21.451 692 Jul 14.184 458 20.317 655


Media 10.510 346 14.463 476

Total 126.115 173.562

Tabla XXIX. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico

Mes Irradiación






Anexos 149

0

50

100

150

200

250

300


Mes

kWh/

m2

MensualMedia

Cluj NapocaInclinacion y Orientacion optimasSistema fijo

Total=1608 kWh/m2

Media=134 kWh/m2

Figura 26. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Cluj Napoca



0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000


Mes

kWh Mensual

Media

Cluj NapocaInclinacion y Orientacion optimasSistema fijo



Cluj Napoca


150 Anexos

0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000


Mes

kWh Mensual

Media

Cluj NapocaInclinacion y orientacion optimasSeguidor 2 ejes

Total=173562 kWhPmedia=19,79 kW


ejes para Cluj Napoca

Tabla XXX. Irradiación solar en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico Irradiación solar en el plaño FV

Total Media Tarragona Bucarest Tarragona Bucarest

Inclinación: 0° Orientación: 0° 1.494 1.344 124,5 112

Inclinación y Orientación Optimas 1.726 1.536 144 128

Tabla XXXI. Producción de energía eléctrica en kWh en función de la inclinación y orientación para Bucarest y Tarragona

Producción de electricidad FV-sistema fijo Producción de electricidad FV-sistema 2 ejes Etotal Pmedia (kW) Etotal Pmedia (kW)

Tarragona Bucarest Tarragona Bucarest Tarragona Bucarest Tarragona Bucarest Inclinación:

0° Orientación:

0° 112.600 101.800 12,8 11,61 - - - -

Óptimas 131.100 117.200 14,95 13,38 174.152 159.578 19,86 18,5


Anexos 151

Tabla XXXII. Producción de energía eléctrica en kWh en función de la inclinación y orientación para Hellín y Cluj Napoca

Producción de electricidad FV-sistema fijo Producción de electricidad FV-sistema 2

ejes Etotal Pmedia (kW) Etotal Pmedia (kW)

Hellín Cluj

Napoca Hellín Cluj

Napoca Hellín Cluj

Napoca Hellín Cluj

Napoca Inclinación: 0° Orientación: 0° 127.500 106.880 14,54 12,19 - - - - Inclinación y Orientación

Optimas 147.877 126.115 16,86 14,38 201.337 173.562 19,79 22,96

Para poder opinar sobre los resultados obtenidos para Bucarest y para Tarragona podemos hacer una comparación con la producción de energía eléctrica por otras ciudades de Rumania y España, lugares más favorables a la producción de energía eléctrica fotovoltaica.

Utilizando el mapa de la potencia en inclinación óptima hemos escogido dos lugares de Rumania y España.


152 Anexos

1.2.3 Anexos de aplicación

1.2.3.1 Otros documentos

Tabla XXXIII. Radiación global en Tarragona en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Junio, Tarragona)

Hora Hora

Irradiancia global

para cielo claro

Irradiancia global

Irradiancia directa

Irradiancia difusa


2 ejes, global, cielo

despejado 4:37:04 14 19 0 19 8 6 15,6 5:07:08 57 66 11 55 185 253 16,9 5:37:04 123 125 36 89 315 437 18,1 6:07:04 204 192 72 119 420 583 19,2 6:37:04 295 261 115 146 503 696 20,3 7:07:04 389 331 162 168 568 782 21,2 7:37:04 483 398 211 187 618 848 22 8:07:04 574 460 259 201 656 897 22,8 8:37:04 658 517 305 212 684 933 23,5 9:07:04 735 567 348 219 703 958 24,1 9:37:04 801 610 386 224 717 976 24,6

10:07:04 857 645 418 227 725 988 25 10:37:04 900 672 443 228 730 995 25,4 11:07:04 931 690 461 229 733 1000 25,7 11:37:04 948 700 471 229 734 1002 25,9 12:07:04 951 703 473 229 734 1003 26,1 12:37:04 941 696 467 229 734 1001 26,2 13:07:04 917 682 453 229 732 998 26,2 13:37:04 880 659 431 228 728 992 26,2 14:07:04 831 628 403 226 721 983 26,1 14:37:04 770 589 368 222 711 968 26 15:07:04 698 543 327 216 695 947 25,8 15:37:04 617 489 283 207 671 916 25,6 16:07:04 529 429 235 194 639 874 25,3 16:37:04 436 365 186 178 595 817 25 17:07:04 342 296 138 158 538 742 24,7 17:37:04 249 226 93 133 464 643 24,3 18:07:04 162 158 53 105 371 515 23,9 18:37:04 87 94 22 73 252 349 23,4 19:07:04 32 41 4 38 105 145 23


Anexos 153

Tabla XXXIV. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Junio, Bucarest)

Hora

Irradiancia global

para cielo claro

Irradiancia global

Irradiancia directa

Irradiancia difusa



despejado Temperatura (grados °C)

4:22:04 12 26 0 26 11 5 13,1 4:52:04 52 71 11 61 222 377 14,3 5:22:04 119 126 33 93 340 579 15,4 5:52:04 203 186 63 123 421 718 16,5 6:22:04 295 246 97 149 482 818 17,6 6:52:04 390 304 133 171 529 892 18,6 7:22:04 486 359 170 189 565 946 19,6 7:52:04 578 410 207 203 592 987 20,6 8:22:04 666 456 242 213 612 1016 21,5 8:52:04 746 495 275 220 625 1037 22,3 9:22:04 816 529 304 224 633 1051 23,1 9:52:04 877 556 330 227 638 1061 23,8

10:22:04 926 578 350 228 641 1067 24,5 10:52:04 962 593 366 228 642 1071 25,1 11:22:04 986 603 376 228 642 1073 25,7 11:52:04 996 608 380 227 643 1073 26,1 12:22:04 992 606 379 227 643 1073 26,6 12:52:04 976 599 372 228 642 1072 26,9 13:22:04 946 586 359 228 642 1069 27,2 13:52:04 903 568 341 227 640 1064 27,4 14:22:04 848 543 318 226 636 1056 27,5 14:52:04 782 513 290 222 630 1044 27,5 15:22:04 707 476 259 217 619 1027 27,5 15:52:04 623 434 225 208 603 1002 27,3 16:22:04 533 385 189 196 580 968 27,1 16:52:04 438 332 152 181 549 921 26,8 17:22:04 342 275 115 161 507 858 26,4 17:52:04 248 216 79 137 453 772 25,9 18:22:04 160 156 47 109 383 654 25,3 18:52:04 83 98 20 77 289 491 24,6 19:22:04 29 47 4 44 143 250 23,8


154 Anexos

Tabla XXXV. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Junio, Hellín)

Hora

Irradiancia global

para cielo claro

Irradiancia global

Irradiancia directa

Irradiancia difusa




4:52:04 20 30 0 30 14 9 15.8 5:22:04 77 89 23 67 294 373 17.1 5:52:04 157 160 61 100 437 558 18.3 6:22:04 250 238 110 129 543 694 19.5 6:52:04 350 318 165 153 623 795 20.6 7:22:04 452 396 223 174 683 869 21.6 7:52:04 551 471 281 190 727 924 22.6 8:22:04 645 539 338 202 758 963 23.5 8:52:04 731 600 391 210 780 991 24.4 9:22:04 807 653 438 215 793 1010 25.2 9:52:04 872 698 480 218 802 1023 25.9

10:22:04 925 733 514 220 807 1031 26.5 10:52:04 964 759 539 220 809 1035 27.1 11:22:04 989 776 556 220 810 1038 27.6 11:52:04 1000 783 563 220 810 1039 28.1 12:22:04 996 781 560 220 810 1038 28.5 12:52:04 978 769 549 220 809 1037 28.8 13:22:04 946 747 527 220 808 1033 29.0 13:52:04 900 717 498 219 805 1027 29.1 14:22:04 841 677 460 217 798 1017 29.2 14:52:04 770 628 415 213 787 1002 29.1 15:22:04 689 571 365 206 770 979 29.0 15:52:04 599 506 310 196 744 945 28.8 16:22:04 502 434 252 182 707 899 28.6 16:52:04 401 358 193 164 655 835 28.2 17:22:04 300 278 136 142 586 748 27.7 17:52:04 202 199 84 115 494 631 27.2 18:22:04 115 123 40 83 370 472 26.5 18:52:04 46 58 10 49 198 251 25.8


Anexos 155

Tabla XXXVI. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Junio, Cluj Napoca)

Hora

Irradiancia global

para cielo claro

Irradiancia global

Irradiancia directa

Irradiancia difusa




4:22:04 12 45 0 45 20 5 7.9 4:52:04 80 99 21 78 380 694 8.7 5:22:04 162 156 47 109 449 845 9.4 5:52:04 255 214 78 136 500 944 10.1 6:22:04 353 271 111 160 539 1013 10.8 6:52:04 453 325 144 180 569 1062 11.4 7:22:04 552 374 178 197 591 1097 12.1 7:52:04 646 419 210 209 607 1123 12.6 8:22:04 735 459 241 218 617 1140 13.2 8:52:04 816 493 269 223 624 1153 13.7 9:22:04 888 521 295 226 627 1161 14.1 9:52:04 949 544 316 228 628 1166 14.5

10:22:04 998 562 334 228 628 1169 14.9 10:52:04 1035 574 347 228 627 1171 15.3 11:22:04 1059 582 355 227 626 1172 15.6 11:52:04 1069 586 359 227 626 1172 15.8 12:22:04 1065 585 358 227 626 1172 16.0 12:52:04 1048 579 352 227 627 1171 16.2 13:22:04 1018 569 341 228 628 1170 16.3 13:52:04 975 553 325 228 628 1168 16.4 14:22:04 920 533 306 227 628 1164 16.4 14:52:04 853 507 282 225 626 1157 16.4 15:22:04 777 476 256 221 621 1147 16.3 15:52:04 692 440 226 214 613 1132 16.2 16:22:04 600 397 194 203 599 1111 16.1 16:52:04 503 350 161 189 581 1081 15.8 17:22:04 403 298 127 171 555 1039 15.6 17:52:04 304 243 94 149 521 982 15.2 18:22:04 207 185 62 123 477 900 14.9 18:52:04 119 127 34 94 417 778 14.4 19:22:04 46 73 11 62 291 557 13.9


156 Anexos

Tabla XXXVII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Marzo, Tarragona)

Hora

Irradiancia global

para cielo claro

Irradiancia global

Irradiancia directa

Irradiancia difusa




6:07:04 13 18 0 18 8 5 9,3 6:37:04 64 68 14 54 228 355 10 7:07:04 144 131 46 84 360 564 10,8 7:37:04 237 197 86 111 454 710 11,5 8:07:04 332 262 130 132 522 812 12,3 8:37:04 425 322 173 149 572 885 13 9:07:04 510 376 214 162 609 937 13,6 9:37:04 585 423 251 172 635 975 14,3

10:07:04 649 461 283 178 653 1000 14,9 10:37:04 699 491 308 183 665 1018 15,4 11:07:04 734 511 326 186 672 1029 15,9 11:37:04 753 523 336 187 676 1034 16,3 12:07:04 757 525 338 187 677 1035 16,7 12:37:04 746 518 332 186 675 1032 17 13:07:04 718 502 318 184 669 1024 17,2 13:37:04 675 477 296 181 659 1010 17,3 14:07:04 619 443 268 175 644 989 17,4 14:37:04 549 400 233 167 623 958 17,3 15:07:04 468 350 194 156 592 913 17,2 15:37:04 379 293 152 141 549 852 16,9 16:07:04 285 230 108 122 491 765 16,6 16:37:04 190 164 66 98 411 643 16,1 17:07:04 102 98 29 70 299 468 15,5 17:37:04 34 41 5 36 133 209 14,8


Anexos 157

Tabla XXXVIII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Marzo, Bucarest)

Hora

Irradiancia global

para cielo claro

Irradiancia global

Irradiancia directa

Irradiancia difusa




6:07:04 10 30 0 30 13 4 -0,7 6:37:04 73 78 15 64 265 648 0,2 7:07:04 165 130 38 92 338 833 1,2 7:37:04 265 181 64 117 385 943 2,1 8:07:04 364 227 90 137 419 1015 3 8:37:04 459 267 115 152 444 1064 3,9 9:07:04 545 302 139 164 462 1099 4,7 9:37:04 621 331 159 172 476 1122 5,4

10:07:04 685 355 177 178 485 1139 6,1 10:37:04 735 372 190 182 491 1150 6,8 11:07:04 770 384 200 184 495 1156 7,4 11:37:04 790 391 205 186 497 1160 8 12:07:04 793 392 206 186 497 1161 8,5 12:37:04 782 388 203 185 496 1159 8,9 13:07:04 754 379 196 183 493 1153 9,3 13:37:04 711 364 184 180 488 1145 9,6 14:07:04 655 344 168 176 481 1131 9,8 14:37:04 585 318 149 168 470 1112 9,9 15:07:04 503 286 127 158 454 1083 10 15:37:04 412 248 103 145 432 1042 10 16:07:04 315 204 77 127 403 983 9,9 16:37:04 214 156 51 105 363 895 9,7 17:07:04 117 104 26 79 307 754 9,4 17:37:04 36 53 6 47 190 486 9


158 Anexos

Tabla XXXIX. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Marzo, Hellín)

Hora

Irradiancia global

para cielo claro

Irradiancia global

Irradiancia directa

Irradiancia difusa




6:07:04 13 25 0 25 11 6 8.0 6:37:04 76 85 25 60 357 522 8.7 7:07:04 172 160 68 91 491 729 9.5 7:37:04 278 236 119 117 579 859 10.3 8:07:04 385 309 172 137 639 946 11.1 8:37:04 487 377 223 153 680 1005 12.0 9:07:04 580 436 271 165 709 1046 12.8 9:37:04 662 487 314 173 728 1075 13.6

10:07:04 731 529 350 179 741 1094 14.4 10:37:04 784 561 379 183 749 1106 15.2 11:07:04 822 583 399 185 754 1114 15.9 11:37:04 844 596 410 185 756 1118 16.5 12:07:04 848 598 413 186 756 1119 17.1 12:37:04 835 591 406 185 755 1116 17.6 13:07:04 805 574 390 184 752 1111 18.0 13:37:04 759 546 365 181 746 1101 18.4 14:07:04 698 509 333 177 736 1085 18.6 14:37:04 623 463 293 170 720 1062 18.7 15:07:04 535 408 248 160 696 1028 18.6 15:37:04 437 344 198 146 661 978 18.4 16:07:04 332 273 146 128 612 907 18.1 16:37:04 224 198 93 105 540 801 17.6 17:07:04 122 122 45 77 432 638 16.9 17:37:04 39 52 9 43 235 351 16.1


Anexos 159

Tabla XL. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Marzo, Cluj Napoca)

Hora

Irradiancia global

para cielo claro

Irradiancia global

Irradiancia directa

Irradiancia difusa




6:22:04 14 47 0 47 21 6 -4.56:52:04 119 113 36 78 427 827 -3.97:22:04 217 172 69 104 488 959 -3.47:52:04 317 229 103 125 530 1041 -2.88:22:04 414 280 137 143 560 1095 -2.38:52:04 503 325 169 156 581 1133 -1.89:22:04 584 364 197 166 597 1159 -1.49:52:04 652 396 222 174 607 1177 -0.9

10:22:04 708 421 242 179 614 1189 -0.510:52:04 750 439 257 182 618 1196 -0.211:22:04 777 451 267 184 621 1201 0.211:52:04 789 456 271 185 622 1203 0.512:22:04 785 454 270 184 621 1202 0.712:52:04 765 446 263 183 620 1199 0.913:22:04 731 431 250 181 616 1193 1.113:52:04 682 409 233 176 611 1183 1.214:22:04 619 381 210 170 602 1168 1.314:52:04 545 345 184 162 590 1147 1.315:22:04 460 303 153 150 572 1116 1.315:52:04 366 255 121 134 546 1071 1.216:22:04 267 201 86 115 511 1005 1.016:52:04 167 143 52 91 461 902 0.817:22:04 74 84 21 63 373 719 0.5


160 Anexos

Tabla XLI. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Diciembre, Tarragona)

Hora

Irradiancia global

para cielo claro

Irradiancia global

Irradiancia directa

Irradiancia difusa




7:37:04 18 27 0 27 12 8 8,1 8:07:04 76 69 19 50 262 490 8,6 8:37:04 143 113 44 69 349 654 9 9:07:04 213 155 71 85 409 764 9,5 9:37:04 278 193 96 97 451 839 10

10:07:04 333 225 119 106 481 891 10,6 10:37:04 378 250 137 113 501 926 11,1 11:07:04 410 268 150 118 514 948 11,6 11:37:04 428 278 158 120 521 960 12,1 12:07:04 432 280 159 121 522 962 12,5 12:37:04 421 274 155 119 518 955 12,9 13:07:04 396 260 144 116 508 939 13,2 13:37:04 357 239 129 110 492 910 13,4 14:07:04 307 210 108 102 467 868 13,6 14:37:04 246 175 84 91 432 805 13,6 15:07:04 178 134 57 77 382 715 13,5 15:37:04 109 91 31 60 310 580 13,3 16:07:04 47 48 9 39 193 362 12,9


Anexos 161

Tabla XLII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Diciembre, Bucarest)

Hora

Irradiancia global

para cielo claro

Irradiancia global

Irradiancia directa

Irradiancia difusa




7:52:04 29 35 3 32 117 407 -2,4 8:22:04 86 64 14 51 196 657 -1,9 8:52:04 153 94 27 67 237 795 -1,5 9:22:04 219 120 40 80 266 883 -1,1 9:52:04 278 142 52 90 287 942 -0,7

10:22:04 328 160 63 97 301 981 -0,4 10:52:04 365 173 71 102 311 1007 -0,1 11:22:04 389 181 76 106 317 1022 0,2 11:52:04 400 185 78 107 319 1029 0,4 12:22:04 396 184 77 107 319 1027 0,6 12:52:04 379 178 73 104 314 1016 0,8 13:22:04 348 167 67 100 307 996 0,9 13:52:04 304 152 58 94 294 964 1 14:22:04 250 132 47 85 277 915 1,1 14:52:04 187 107 34 74 253 844 1,1 15:22:04 119 79 20 59 218 734 1,1 15:52:04 55 49 8 42 159 542 1


162 Anexos

Tabla XLIII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Diciembre, Hellín)

Hora

Irradiancia global

para cielo claro

Irradiancia global

Irradiancia directa

Irradiancia difusa



despejado

Temperatura (grados

°C) Hora 6:07:04 13 25 0 25 0 11 6 8 6:37:04 76 85 25 60 0 357 522 8,7 7:07:04 172 160 68 91 0 491 729 9,5 7:37:04 278 236 119 117 0 579 859 10,38:07:04 385 309 172 137 0 639 946 11,18:37:04 487 377 223 153 0 680 1005 12 9:07:04 580 436 271 165 0 709 1046 12,89:37:04 662 487 314 173 0 728 1075 13,6

10:07:04 731 529 350 179 0 741 1094 14,410:37:04 784 561 379 183 0 749 1106 15,211:07:04 822 583 399 185 0 754 1114 15,911:37:04 844 596 410 185 0 756 1118 16,512:07:04 848 598 413 186 0 756 1119 17,112:37:04 835 591 406 185 0 755 1116 17,613:07:04 805 574 390 184 0 752 1111 18 13:37:04 759 546 365 181 0 746 1101 18,414:07:04 698 509 333 177 0 736 1085 18,614:37:04 623 463 293 170 0 720 1062 18,715:07:04 535 408 248 160 0 696 1028 18,615:37:04 437 344 198 146 0 661 978 18,416:07:04 332 273 146 128 0 612 907 18,116:37:04 224 198 93 105 0 540 801 17,617:07:04 122 122 45 77 0 432 638 16,917:37:04 39 52 9 43 0 235 351 16,1


Anexos 163

Tabla XLIV. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Diciembre, Cluj Napoca)

Hora

Irradiancia global

para cielo claro

Irradiancia global

Irradiancia directa

Irradiancia difusa




7:52:04 11 27 0 27 12 5 -5.1 8:22:04 18 46 0 46 21 9 -4.8 8:52:04 140 85 24 61 246 882 -4.6 9:22:04 206 110 37 74 271 968 -4.3 9:52:04 265 131 48 83 289 1023 -4.1

10:22:04 315 148 58 91 302 1060 -4.0 10:52:04 352 161 65 96 311 1084 -3.8 11:22:04 376 169 70 99 316 1098 -3.7 11:52:04 387 172 72 100 318 1103 -3.6 12:22:04 383 171 71 100 318 1101 -3.5 12:52:04 366 165 68 98 314 1092 -3.4 13:22:04 335 155 62 94 307 1073 -3.4 13:52:04 291 140 53 87 296 1044 -3.4 14:22:04 237 121 43 79 281 998 -3.4 14:52:04 174 98 30 68 260 930 -3.4 15:22:04 106 71 18 54 229 821 -3.5 15:52:04 15 37 0 37 17 7 -3.6

Los datos de la radiación diaria global fueron suministrados por el PVGYS por cada 15 minutos pero aquí están presentadas a cada 30 minutos.


164 Anexos

1.2.3.2 Análisis económico de las soluciones estudiadas

Tabla XLV. Calculo de VAN para Tarragona, sistema fijo y orientación horizontal

Inversión Producción Precio Ayudas Ingreso Ingreso total Gastos Flujos

de caja

Flujos de caja

actualizadas

Año (€) (MWh) (€) (103€) (103€) (103€) (€) (103€)

1/(1+i)n (-)

(103€)

0 550.000 0 0 0 0,00 -550 1 -550

1 0 112,6 0,45 47 50,6 97,6 2,53 95,1 0,95 90,6

2 0 112,4 0,46 46,9 51,8 98,7 2,59 96,2 0,91 87,2

3 0 112,2 0,47 46,8 53 99,9 2,65 97,2 0,86 84

4 0 112,1 0,48 46,7 54,3 101,1 2,72 98,4 0,82 80,9

5 0 111,9 0,5 46,7 55,6 102,3 2,78 99,5 0,78 77,9

6 0 111,7 0,51 46,6 56,9 103,5 2,84 100,7 0,75 75,1

7 0 111,6 0,52 46,5 58,2 104,8 2,91 101,9 0,71 72,4

8 0 111,4 0,53 46,5 59,6 106,1 2,98 103,1 0,68 69,8

9 0 111,2 0,55 46,4 60,9 107,4 3,05 104,3 0,64 67,2

10 0 111,1 0,56 46,3 62,4 108,8 3,12 105,6 0,61 64,8

11 0 110,9 0,58 46,3 63,9 110,2 3,19 107 0,58 62,5

12 0 110,7 0,59 46,2 65,4 111,6 3,27 108,3 0,56 60,3

13 0 110,6 0,61 46,1 66,9 113,1 3,35 109,7 0,53 58,2

14 0 110,4 0,62 46,1 68,5 114,6 3,42 111,1 0,51 56,1

15 0 110,2 0,64 46 70,1 116,1 3,51 112,6 0,48 54,1

16 0 110,1 0,65 45,9 71,7 117,7 3,59 114,1 0,46 52,2

17 0 109,9 0,67 45,8 73,4 119,3 3,67 115,6 0,44 50,4

18 0 109,7 0,68 45,8 75,1 120,9 3,76 117,2 0,42 48,7

19 0 109,6 0,7 45,7 76,9 122,6 3,85 118,8 0,4 47

20 0 109,4 0,72 45,6 78,7 124,4 3,94 120,4 0,38 45,4

21 0 109,2 0,74 45,6 80,5 126,1 4,03 122,1 0,36 43,8

22 0 109,1 0,76 45,5 82,4 128 4,12 123,8 0,34 42,3

23 0 108,9 0,77 45,4 84,4 129,8 4,22 125,6 0,33 40,9

24 0 108,7 0,79 45,4 86,3 131,8 4,32 127,4 0,31 39,5

25 0 108,6 0,81 45,3 88,4 133,7 4,42 129,3 0,3 38,1

Valor Actual Neto (€) 960.608,98

TIR (-) 12%

El precio de kWh se ha considerado 0,45 € y tiene un ritmo de crecimiento de 2,5% cada año. Los ingresos se calculan con la siguiente formula:

oduccionAyudasecioI n Pr)(Pr ⋅+=


Anexos 165

Los gastos anuales se consideran 5% de la producción y las egresos se consideran como la suma entre la inversión y los gastos anuales.

Tabla XLVI. Calculo de VAN para Tarragona, sistema fijo y orientación optima

Año Inversión Producción Precio Ayudas Ingreso Ingreso

total Gastos Flujos

de caja

Flujos de caja

actualizadas (€) (MWh) (€) (103€) (103€) (103€) (€) (103€)

1/(1+i)n (-)

(103€)

0 550.000 0 0 0 0 0 2,95 -550 1 -550

1 0 131,1 0,45 54,7 58,9 113,7 3,02 110,7 0,95 105,5

2 0 130,9 0,46 54,6 60,3 115,0 3,09 112,0 0,91 101,5

3 0 130,7 0,47 54,5 61,8 116,3 3,16 113,2 0,86 97,8

4 0 130,5 0,48 54,4 63,2 117,7 3,24 114,5 0,82 94,2

5 0 130,3 0,5 54,4 64,7 119,1 3,31 115,8 0,78 90,8

6 0 130,1 0,51 54,3 66,2 120,5 3,39 117,2 0,75 87,5

7 0 129,9 0,52 54,2 67,8 122,0 3,47 118,6 0,71 84,3

8 0 129,7 0,53 54,1 69,3 123,5 3,55 120,0 0,68 81,2

9 0 129,5 0,55 54,0 71,0 125,1 3,63 121,5 0,64 78,3

10 0 129,3 0,56 53,9 72,6 126,6 3,72 123,0 0,61 75,5

11 0 129,1 0,58 53,9 74,3 128,3 3,81 124,5 0,58 72,8

12 0 128,9 0,59 53,8 76,1 129,9 3,90 126,1 0,56 70,2

13 0 128,7 0,61 53,7 77,9 131,6 3,99 127,7 0,53 67,7

14 0 128,5 0,62 53,6 79,7 133,4 4,08 129,4 0,51 65,3

15 0 128,3 0,64 53,5 81,6 135,2 4,18 131,1 0,48 63,0

16 0 128,1 0,65 53,5 83,5 137,0 4,28 132,8 0,46 60,8

17 0 127,9 0,67 53,4 85,5 138,9 4,38 134,6 0,44 58,7

18 0 127,7 0,68 53,3 87,5 140,8 4,48 136,4 0,42 56,7

19 0 127,6 0,7 53,2 89,5 142,8 4,58 138,3 0,4 54,7

20 0 127,4 0,72 53,1 91,6 144,8 4,69 140,2 0,38 52,8

21 0 127,2 0,74 53,1 93,8 146,9 4,80 142,2 0,36 51,0

22 0 127,0 0,76 53,0 96,0 149,0 4,91 144,2 0,34 49,3

23 0 126,8 0,77 52,9 98,2 151,2 5,03 146,3 0,33 47,6

24 0 126,6 0,79 52,8 100,5 153,4 5,15 148,4 0,31 46,0

25 0 126,4 0,81 52,7 102,9 155,7 2,95 150,5 0,3 44,4

VALOR ACTUAL NETO (€) 1.208.799,62

TIR (-) 15%


Anexos 167

Tabla XLVII. Calculo de VAN para Tarragona, sistema móvil y orientación optima


total Gastos Flujos de caja

1/(1+i)n (-)

Flujos de caja

actualizadas

(€) (MWh) (€) (103€) (103€) (103€) (€) (103€) (103€)

0 550.000 0 0 0 0 0 3,96 -550 1 -550

1 0 174,1 0,46 72,7 79,2 151,9 4,05 147,9 0,95 140,9

2 0 173,8 0,47 72,5 81 153,6 4,15 149,6 0,91 135,7

3 0 173,6 0,48 72,4 83 155,4 4,25 151,3 0,86 130,7

4 0 173,3 0,49 72,3 84,9 157,3 4,35 153 0,82 125,9

5 0 173,1 0,5 72,2 86,9 159,2 4,45 154,8 0,78 121,3

6 0 172,8 0,51 72,1 88,9 161,1 4,55 156,6 0,75 116,9

7 0 172,5 0,53 72 91 163,1 4,66 158,5 0,71 112,6

8 0 172,3 0,54 71,9 93,2 165,1 4,77 160,4 0,68 108,6

9 0 172 0,55 71,8 95,3 167,2 4,88 162,4 0,64 104,7

10 0 171,8 0,57 71,7 97,6 169,3 5,00 164,4 0,61 100,9

11 0 171,5 0,58 71,6 99,9 171,5 5,11 166,5 0,58 97,3

12 0 171,2 0,6 71,5 102,2 173,7 5,23 168,6 0,56 93,9

13 0 171 0,61 71,4 104,6 176 5,36 170,8 0,53 90,6

14 0 170,7 0,63 71,3 107,1 178,4 5,48 173 0,51 87,4

15 0 170,5 0,64 71,1 109,6 180,8 5,61 175,3 0,48 84,3

16 0 170,2 0,66 71 112,2 183,2 5,74 177,6 0,46 81,3

17 0 170 0,68 70,9 114,8 185,8 5,88 180 0,44 78,5

18 0 169,7 0,69 70,8 117,5 188,4 6,01 182,5 0,42 75,8

19 0 169,5 0,71 70,7 120,2 191 6,16 185 0,4 73,2

20 0 169,2 0,73 70,6 123,1 193,7 6,30 187,6 0,38 70,7

21 0 169 0,75 70,5 126 196,5 6,45 190,2 0,36 68,2

22 0 168,7 0,76 70,4 128,9 199,4 6,60 192,9 0,34 65,9

23 0 168,4 0,78 70,3 131,9 202,3 6,75 195,7 0,33 63,7

24 0 168,2 0,8 70,2 135 205,3 6,91 198,5 0,31 61,5

25 0 167,9 0,82 70,1 138,2 208,3 3,96 201,4 0,3 59,4


TIR (-) 18%

En todos los casos para Tarragona VAN tiene un valor positivo lo que significa la recuperación entera de la inversión y además la obtención de beneficios financieros.

También la TIR tiene un valor más grande que el tipo de interés que también es una condición obligatoria en la decisión de aceptar o no un proyecto.


168 Anexos

Tabla XLVIII. Calculo de VAN para Hellín, sistema fijo y orientación horizontal



1/(1+i)n (-)

Flujos de caja

actualizadas

(€) (MWh) (€) (103€) (103€) (103€) (€) (103€) (103€)

0 550.000 0 0 0 0 0 2,97 -550 1 -550

2 0 127,3 0,47 53,1 59,3 112,5 3,04 109,5 0,91 99,3

3 0 127,1 0,48 53 60,7 113,8 3,11 110,8 0,86 95,7

4 0 126,9 0,49 52,9 62,1 115,1 3,18 112 0,82 92,2

5 0 126,7 0,5 52,9 63,6 116,5 3,26 113,3 0,78 88,8

6 0 126,5 0,51 52,8 65,1 117,9 3,33 114,7 0,75 85,6

7 0 126,3 0,53 52,7 66,6 119,4 3,41 116,1 0,71 82,5

8 0 126,1 0,54 52,6 68,2 120,9 3,49 117,5 0,68 79,5

9 0 125,9 0,55 52,5 69,8 122,4 3,57 118,9 0,64 76,6

10 0 125,7 0,57 52,5 71,4 124 3,66 120,4 0,61 73,9

11 0 125,6 0,58 52,4 73,1 125,6 3,74 121,9 0,58 71,3,

12 0 125,4 0,6 52,3 74,8 127,2 3,83 123,4 0,56 68,7

13 0 125,2 0,61 52,2 76,6 128,9 3,92 125 0,53 66,3

14 0 125 0,63 52,2 78,4 130,6 4,01 126,7 0,51 63,9

15 0 124,8 0,64 52,1 80,2 132,3 4,11 128,3 0,48 61,7

16 0 124,6 0,66 52 82,1 134,2 4,20 130 0,46 59,5

17 0 124,4 0,68 51,9 84 136 4,30 131,8 0,44 57,5

18 0 124,2 0,69 51,8 86 137,9 4,40 133,6 0,42 55,5

19 0 124,1 0,71 51,8 88 139,8 4,51 135,4 0,4 53,6

20 0 123,9 0,73 51,7 90,1 141,8 4,61 137,3 0,38 51,7

21 0 123,7 0,75 51,6 92,2 143,9 4,72 139,3 0,36 50

22 0 123,5 0,76 51,5 94,4 146 4,83 141,2 0,34 48.378

23 0 123,3 0,78 51,5 96,6 148,1 4,95 143,3 0,33 46,6

24 0 123,1 0,8 51,4 98,9 150,3 5,06 145,3 0,31 45

25 0 122,9 0,82 51,3 101,2 152,5 2,97 147,5 0,3 43,5


TIR (-) 15%


Anexos 169

Tabla XLIX. Calculo de VAN para Hellín, sistema fijo y orientación optima



1/(1+i)n (-)

Flujos de caja

actualizadas

(€) (MWh) (€) (103€) (103€) (103€) (€) (103€) (103€)

0 550.000 0 0 0 0 0 3,44 -550 1 -550

2 0 147,6 0,47 61,6 68,8 130,5 3,52 127 0,91 115,2

3 0 147,4 0,48 61,5 70,4 132 3,61 128,5 0,86 111

4 0 147,2 0,49 61,4 72,1 133,5 3,69 129,9 0,82 106,9

5 0 146,9 0,5 61,3 73,8 135,2 3,78 131,5 0,78 103

6 0 146,7 0,51 61,2 75,5 136,8 3,87 133 0,75 99,2

7 0 146,5 0,53 61,1 77,3 138,5 3,96 134,6 0,71 95,6

8 0 146,3 0,54 61,1 79,1 140,2 4,05 136,2 0,68 92,2

9 0 146,1 0,55 61 81 142 4,15 137,9 0,64 88,9

10 0 145,8 0,57 60,9 82,9 143,8 4,24 139,6 0,61 85,7

11 0 145,6 0,58 60,8 84,8 145,6 4,34 141,4 0,58 82,6

12 0 145,4 0,6 60,7 86,8 147,5 4,44 143,2 0,56 79,7

13 0 145,2 0,61 60,6 88,8 149,5 4,55 145 0,53 76,9

14 0 145 0,63 60,5 90,9 151,5 4,65 146,9 0,51 74,2

15 0 144,8 0,64 60,4 93 153,5 4,76 148,8 0,48 71,6

16 0 144,5 0,66 60,3 95,2 155,6 4,88 150,8 0,46 69,1

17 0 144,3 0,68 60,2 97,5 157,7 4,99 152,9 0,44 66,7

18 0 144,1 0,69 60,1 99,8 159,9 5,11 154,9 0,42 64,4

19 0 143,9 0,71 60,1 102,1 162,2 5,23 157,1 0,4 62,1

20 0 143,7 0,73 60 104,5 164,5 5,35 159,3 0,38 60

21 0 143,5 0,75 59,9 106,9 166,9 5,48 161,5 0,36 57,9

22 0 143,2 0,76 59,8 109,5 169,3 5,60 163,8 0,34 56

23 0 143 0,78 59,7 112 171,8 5,74 166,2 0,33 54,1

24 0 142,8 0,8 59,6 114,7 174,3 5,87 168,6 0,31 52,2

25 0 142,6 0,82 59,5 117,3 176,9 3,44 171 0,3 50,5


TIR (-) 18%


170 Anexos

Tabla L. Cálculo de VAN para Hellín, sistema móvil y orientación optima



1/(1+i)n (-)

Flujos de caja

actualizadas

(€) (MWh) (€) (103€) (103€) (103€) (€) (103€) (103€)

0 660.000 0 0 0 0 0 4,69 -660 1 -660

2 0 201,0 0,47 83,9 93,7 177,6 4,80 173 0,91 156,9

3 0 200,7 0,48 83,8 95,9 179,7 4,91 174,9 0,86 151,1

4 0 200,4 0,49 83,6 98,2 181,8 5,03 176,9 0,82 145,6

5 0 200,1 0,5 83,5 100,5 184 5,14 179 0,78 140,2

6 0 199,8 0,51 83,4 102,8 186,3 5,26 181,1 0,75 135,1

7 0 199,5 0,53 83,3 105,2 188,5 5,39 183,3 0,71 130,2

8 0 199,2 0,54 83,1 107,7 190,9 5,51 185,5 0,68 125,5

9 0 198,9 0,55 83 110,2 193,3 5,64 187,8 0,64 121

10 0 198,6 0,57 82,9 112,8 195,8 5,78 190,1 0,61 116,7

11 0 198,3 0,58 82,8 115,5 198,3 5,91 192,5 0,58 112,5

12 0 198,0 0,6 82,6 118,2 200,9 6,05 194,9 0,56 108,5

13 0 197,7 0,61 82,5 121 203,5 6,19 197,5 0,53 104,7

14 0 197,4 0,63 82,4 123,8 206,2 6,34 200 0,51 101

15 0 197,1 0,64 82,3 126,7 209 6,49 202,7 0,48 97,5

16 0 196,8 0,66 82,1 129,7 211,9 6,64 205,4 0,46 94,1

17 0 196,5 0,68 82 132,7 214,8 6,79 208,1 0,44 90,8

18 0 196,2 0,69 81,9 135,8 217,8 6,95 211 0,42 87,6

19 0 195,9 0,71 81,8 139 220,8 7,12 213,9 0,4 84,6

20 0 195,6 0,73 81,6 142,3 224 7,28 216,9 0,38 81,7

21 0 195,3 0,75 81,5 145,6 227,2 7,45 219,9 0,36 78,9

22 0 195,0 0,76 81,4 149 230,5 7,63 223 0,34 76,2

23 0 194,7 0,78 81,3 152,5 233,9 7,81 226,2 0,33 73,6

24 0 194,5 0,8 81,2 156,1 237,3 7,99 229,5 0,31 71,1

25 0 194,2 0,82 81 159,8 240,9,88 4,69 232,9 0,3 68,7


TIR (-) 21%

Obviamente que en caso de Hellín los resultados tiene que ser mejor, teniendo en cuento que la producción es mayor en este ubicación. Aquí también el VAN es positivo y la TIR mayor que el tipo de interés


Anexos 171

Tabla LI. Calculo de VAN para Bucarest, sistema fijo y orientación horizontal


total Gastos Flujos de

caja 1/(1+i)n

Flujos de caja

actualizadas

(€) (MWh) (€) (103€) (103€) (103€) (103€) (103€) (-) (103€)

0 550.000 0 0 0 0 0 0,843927 -550 1 -550

2 0 101647,3 0,166 4269 16879 21147,72 0,863727 20303,8 0,7972 16186,1

3 0 101494,83 0,17 4263 17275 21537,33 0,883993 20673,6 0,7118 14715,1

4 0 101342,59 0,174 4256 17680 21936,24 0,904733 21052,2 0,6355 13379,1

5 0 101190,57 0,179 4250 18095 22344,67 0,925961 21439,9 0,5674 12165,6

6 0 101038,79 0,183 4244 18519 22762,84 0,947686 21836,9 0,5066 11063,2

7 0 100887,23 0,188 4237 18954 23190,98 0,969921 22243,3 0,4523 10061,7

8 0 100735,9 0,193 4231 19398 23629,33 0,992678 22659,4 0,4039 9151,75

9 0 100584,79 0,197 4225 19854 24078,12 1,015968 23085,4 0,3606 8324,84

10 0 100433,92 0,202 4218 20319 24537,59 1,039806 23521,6 0,322 7573,33

11 0 100283,27 0,207 4212 20796 25008,01 1,064202 23968,2 0,2875 6890,29

12 0 100132,84 0,213 4206 21284 25489,62 1,089171 24425,4 0,2567 6269,4

13 0 99982,642 0,218 4199 21783 25982,69 1,114726 24893,5 0,2292 5704,95

14 0 99832,668 0,223 4193 22295 26487,48 1,14088 25372,8 0,2046 5191,77

15 0 99682,919 0,229 4187 22818 27004,28 1,167648 25863,4 0,1827 4725,15

16 0 99533,395 0,235 4180 23353 27533,36 1,195044 26365,7 0,1631 4300,82

17 0 99384,095 0,24 4174 23901 28075 1,223082 26880 0,1456 3914,91

18 0 99235,018 0,247 4168 24462 28629,52 1,251779 27406,4 0,13 3563,92

19 0 99086,166 0,253 4162 25036 29197,2 1,281149 27945,4 0,1161 3244,65

20 0 98937,537 0,259 4155 25623 29778,35 1,311208 28497,2 0,1037 2954,21

21 0 98789,13 0,265 4149 26224 30373,3 1,341972 29062,1 0,0926 2689,98

22 0 98640,947 0,272 4143 26839 30982,36 1,373458 29640,4 0,0826 2449,56

23 0 98492,985 0,279 4137 27469 31605,86 1,405683 30232,4 0,0738 2230,79

24 0 98345,246 0,286 4131 28114 32244,15 1,438664 30838,5 0,0659 2031,7

25 0 98197,728 0,293 4124 28773 32897,57 0,843927 31458,9 0,0588 1850,52

VALOR ACTUAL NETO (€) -371.560,77


172 Anexos

Tabla LII. Calculo de VAN para Bucarest, sistema fijo y orientación optima



1/(1+i)n (-)

Flujos de caja

actualizadas

(€) (MWh) (€) (103€) (103€) (103€) (103€) (103€) (103€)

0 550.000 0 0 0 0 0 0,97 -550 1 -550 2 0 117.0 0,17 4.9 19.4 24.3 0,99 23.3 0,8 18.6

3 0 116.8 0,17 4.9 19.8 24.7 1,02 23.8 0,71 16.9

4 0 116.6 0,17 4.9 20.3 25.2 1,04 24.2 0,64 15.4

5 0 116.4 0,18 4.8 20.8 25.7 1,07 24.6 0,57 14.0

6 0 116.3 0,18 4.8 21.3 26.2 1,09 25.1 0,51 12.7

7 0 116.1 0,19 4.8 21.8 26.6 1,12 25.6 0,45 11.5

8 0 115.9 0,19 4.8 22.3 27.2 1,14 26.0 0,4 10.5

9 0 115.8 0,2 4.8 22.8 27.7 1,17 26.5 0,36 9.5

10 0 115.6 0,2 4.8 23.3 28.2 1,20 27.0 0,32 8.7

11 0 115.4 0,21 4.8 23.9 28.7 1,23 27.5 0,29 7.9

12 0 115.2 0,21 4.8 24.5 29.3 1,25 28.1 0,26 7.2

13 0 115.1 0,22 4.8 25.0 29.9 1,28 28.6 0,23 6.5

14 0 114.9 0,22 4.8 25.6 30.3 1,31 29.2 0,2 5.9

15 0 114.7 0,23 4.8 26.2 31.0 1,34 29.7 0,18 5.4

16 0 114.5 0,23 4.8 26.8 31.6 1,38 30.3 0,16 4.9

17 0 114.4 0,24 4.8 27.5 32.3 1,41 30.9 0,15 4.5

18 0 114.2 0,25 4.7 28.1 32.9 1,44 31.5 0,13 4.1

19 0 114.0 0,25 4.7 28.8 33.6 1,47 32.1 0,12 3.7

20 0 113.9 0,26 4.7 29.4 34.2 1,51 32.8 0,1 3.4

21 0 113.7 0,27 4.7 30.1 34.9 1,54 33.4 0,09 3.0

22 0 113.5 0,27 4.7 30.8 35.6 1,58 34.1 0,08 2.8

23 0 113.3 0,28 4.7 31.6 36.3 1,62 34.8 0,07 2.5

24 0 113.2 0,29 4.7 32.3 37.1 1,66 35.5 0,07 2.3

25 0 113.0 0,29 4.7 33.1 37.8 0,97 36.2 0,06 2.1



Anexos 173

Tabla LIII. Calculo de VAN para Bucarest, sistema móvil y orientación optima



1/(1+i)n (-)

Flujos de caja

actualizadas

(€) (MWh) (€) (103€) (103€) (103€) (103€) (103€) (103€)

0 660.000 0 0 0 0 0 1,32 -660 1 -660 2 0 159.3 0,17 6.6 26.4 33.1 1,35 31.8 0,8 25.3

3 0 159.0 0,17 6.6 27.0 33.7 1,39 32.4 0,71 23.0

4 0 158.8 0,17 6.6 27.7 34.3 1,42 33.0 0,64 20.9

5 0 158.6 0,18 6.6 28.3 35.0 1,45 33.6 0,57 19.0

6 0 158.3 0,18 6.6 29.0 35.6 1,49 34.2 0,51 17.3

7 0 158.1 0,19 6.6 29.7 36.3 1,52 34.8 0,45 15.7

8 0 157.9 0,19 6.6 30.4 37.0 1,56 35.5 0,4 14.3

9 0 157.6 0,2 6.6 31.1 37.7 1,59 36.1 0,36 13.0

10 0 157.4 0,2 6.6 31.8 38.4 1,63 36.8 0,32 11.8

11 0 157.2 0,21 6.6 32.5 39.2 1,67 37.5 0,29 10.8

12 0 156.9 0,21 6.5 33.3 39.9 1,71 38.2 0,26 9.8

13 0 156.7 0,22 6.5 34.1 40.7 1,75 39.0 0,23 8.9

14 0 156.4 0,22 6.5 34.9 41.5 1,79 39.7 0,2 8.1

15 0 156.2 0,23 6.5 35.7 42.3 1,83 40.5 0,18 7.4

16 0 156.0 0,23 6.5 36.6 43.1 1,87 41.3 0,16 6.7

17 0 155.7 0,24 6.5 37.4 44.0 1,92 42.1 0,15 6.1

18 0 155.5 0,25 6.5 38.3 44.8 1,96 42.9 0,13 5.5

19 0 155.3 0,25 6.5 39.2 45.7 2,01 43.8 0,12 5.0

20 0 155.0 0,26 6.5 40.1 46.6 2,06 44.6 0,1 4.6

21 0 154.8 0,27 6.5 41.1 47.6 2,10 45.5 0,09 4.2

22 0 154.6 0,27 6.4 42.0 48.5 2,15 46.4 0,08 3.8

23 0 154.3 0,28 6.4 43.0 49.5 2,20 47.3 0,07 3.4

24 0 154.1 0,29 6.4 44.0 50.5 2,26 48.3 0,07 3.1

25 0 153.9 0,29 6.4 45.1 51.5 1,32 49.3 0,06 2.9



174 Anexos

Tabla LIV. Calculo de VAN para Cluj Napoca, sistema fijo y orientación horizontal



1/(1+i)n (-)

Flujos de caja

actualizadas

(€) (MWh) (€) (103€) (103€) (103€) (€) (103€) (103€)

0 550.000 0 0 0 0 0 0,89 -550 1 -550

2 0 106.7 0,17 4.4 17.7 22.2 0,86 21.3 0,8 16.9

3 0 106.5 0,16 4.4 17.2 21.7 0,86 20.8 0,71 14.8

4 0 106.3 0,16 4.4 17.2 21.7 0,86 20.8 0,64 13.2

5 0 106.2 0,16 4.4 17.2 21.6 0,86 20.8 0,57 11.8

6 0 106.0 0,16 4.4 17.1 21.6 0,86 20.7 0,51 10.5

7 0 105.9 0,16 4.4 17.1 21.6 0,86 20.7 0,45 9.3

8 0 105.7 0,16 4.4 17.1 21.5 0,86 20.7 0,4 8.3

9 0 105.6 0,16 4.4 17.1 21.5 0,85 20.6 0,36 7.4

10 0 105.4 0,16 4.4 17.0 21.5 0,85 20.6 0,32 6.6

11 0 105.2 0,16 4.4 17.0 21.4 0,85 20.6 0,29 5.9

12 0 105.1 0,16 4.4 17.0 21.4 0,85 20.5 0,26 5.2

13 0 104.9 0,16 4.4 17.0 21.4 0,85 20.5 0,23 4.7

14 0 104.8 0,16 4.4 16.9 21.3 0,85 20.5 0,2 4.2

15 0 104.6 0,16 4.3 16.9 21.3 0,85 20.5 0,18 3.7

16 0 104.5 0,16 4.3 16.9 21.3 0,85 20.4 0,16 3.3

17 0 104.4 0,16 4.3 16.9 21.2 0,84 20.4 0,15 2.9

18 0 104.1 0,16 4.3 16.8 21.2 0,84 20.4 0,13 2.6

19 0 104.0 0,16 4.3 16.8 21.2 0,84 20.3 0,12 2.3

20 0 103.8 0,16 4.3 16.8 21.1 0,84 20.3 0,1 2.1

21 0 103.7 0,16 4.3 16.8 21.1 0,84 20.3 0,09 1.8

22 0 103.5 0,16 4.3 16.7 21.1 0,84 20.2 0,08 1.6

23 0 103.4 0,16 4.3 16.7 21.0 0,84 20.2 0,07 1.4

24 0 103.2 0,16 4.3 16.7 21.0 0,84 20.2 0,07 1.3

25 0 103.0 0,16 4.3 16.7 21.0 0,89 20.1 0,06 1.1



Anexos 175

Tabla LV. Calculo de VAN para Cluj Napoca, sistema fijo y orientación optima


total Gastos Flujos

de caja

1/(1+i)n (-)

Flujos de caja

actualizadas

(€) (MWh) (€) (103€) (103€) (103€) (103€) (103€) (103€)

0 550.000 0 0 0 0 0 1,09 -550 1 -550

2 0 130.9 0,17 5.4 21.7 27.2 1,06 26.1 0,8 20.8

3 0 130.7 0,16 5.4 21.1 26.6 1,06 25.6 0,71 18.2

4 0 130.5 0,16 5.4 21.1 26.6 1,06 25.5 0,64 16.2

5 0 130.3 0,16 5.4 21.1 26.5 1,05 25.5 0,57 14.4

6 0 130.1 0,16 5.4 21.0 26.5 1,05 25.4 0,51 12.9

7 0 129.9 0,16 5.4 21.0 26.5 1,05 25.4 0,45 11.5

8 0 129.7 0,16 5.4 21.0 26.4 1,05 25.4 0,4 10.2

9 0 129.5 0,16 5.4 20.9 26.4 1,05 25.3 0,36 9.1

10 0 129.3 0,16 5.4 20.9 26.3 1,05 25.3 0,32 8.1

11 0 129.1 0,16 5.4 20.9 26.3 1,04 25.2 0,29 7.2

12 0 128.9 0,16 5.4 20.8 26.3 1,04 25.2 0,26 6.4

13 0 128.7 0,16 5.4 20.8 26.2 1,04 25.2 0,23 5.7

14 0 128.5 0,16 5.3 20.8 26.2 1,04 25.1 0,2 5.1

15 0 128.3 0,16 5.3 20.7 26.1 1,04 25.1 0,18 4.5

16 0 128.1 0,16 5.3 20.7 26.1 1,04 25.1 0,16 4.0

17 0 127.9 0,16 5.3 20.7 26.1 1,04 25.0 0,15 3.6

18 0 127.7 0,16 5.3 20.7 26.0 1,03 25.0 0,13 3.2

19 0 127.6 0,16 5.3 20.6 26.0 1,03 24.9 0,12 2.9

20 0 127.4 0,16 5.3 20.6 25.9 1,03 24.9 0,1 2.5

21 0 127.4 0,16 5.3 20.6 25.9 1,03 24.9 0,09 2.3

22 0 127.0 0,16 5.3 20.5 25.9 1,03 24.8 0,08 2.0

23 0 126.8 0,16 5.3 20.5 25.8 1,03 24.8 0,07 1.8

24 0 126.6 0,16 5.3 20.5 25.8 1,02 24.8 0,07 1.6

25 0 126.4 0,16 5.3 20.4 25.7 1,09 24.7 0,06 1.4



176 Anexos

Tabla LVI. Cálculo de VAN para Cluj Napoca, sistema móvil y orientación optima


total Gastos Flujos

de caja

1/(1+i)n (-)

Flujos de caja

actualizadas

(€) (MWh) (€) (103€) (103€) (103€) (103€) (103€) (103€)

0 660.000 0 0 0 0 0 1,44 -550 1 -550

2 0 173.3 0,17 7.2 28.7 36.0 1,40 34.6 0,8 27.5

3 0 173.0 0,16 7.2 28.0 35.3 1,40 33.8 0,71 24.1

4 0 172.7 0,16 7.2 27.9 35.2 1,40 33.8 0,64 21.5

5 0 172.5 0,16 7.2 27.9 35.1 1,40 33.7 0,57 19.1

6 0 172.2 0,16 7.2 27.9 35.1 1,39 33.7 0,51 17.0

7 0 172.0 0,16 7.2 27.8 35.0 1,39 33.6 0,45 15.2

8 0 171.7 0,16 7.2 27.8 35.0 1,39 33.6 0,4 13.5

9 0 171.4 0,16 7.2 27.7 34.98 1,39 33.5 0,36 12.1

10 0 171.2 0,16 7.1 27.7 34.9 1,38 33.5 0,32 10.8

11 0 170.9 0,16 7.1 27.6 34.8 1,38 33.4 0,29 9.6

12 0 170.1 0,16 7.1 27.6 34.8 1,38 33.4 0,26 8.5

13 0 170.4 0,16 7.1 27.6 34.7 1,38 33.3 0,23 7.6

14 0 170.2 0,16 7.1 27.5 34.7 1,38 33.3 0,2 6.8

15 0 169.9 0,16 7.1 27.5 34.6 1,37 33.2 0,18 6.0

16 0 169.6 0,16 7.1 27.4 34.6 1,37 33.2 0,16 5.4

17 0 169.4 0,16 7.1 27.4 34.5 1,37 33.1 0,15 4.8

l 18 0 169.1 0,16 7.1 27.0 34.5 1,37 33.1 0,13 4.3

19 0 168.9 0,16 7.0 27.3 34.4 1,37 33.0 0,12 3.8

20 0 168.6 0,16 7.0 27.3 34.4 1,36 33.0 0,1 3.4

21 0 168.7 0,16 7.0 27.2 34.3 1,36 32.9 0,09 3.0

22 0 168.1 0,16 7.0 27.2 34.3 1,36 32.9 0,08 2.7

23 0 167.9 0,16 7.0 27.2 34.2 1,36 32.8 0,07 2.4

24 0 167.6 0,16 7.0 27.1 34.2 1,36 32.8 0,07 2.1

25 0 167.4 0,16 7.0 27.1 34.1 1,44 32.7 0,06 1.9


Este análisis económico no tiene como objetivo comparar la eficiencia económica de cada central fotovoltaica ni de comparar la producción de energía eléctrica a partir de la energía solar con la producción de energía eléctrica de manera convencional. Ella quiere evidenciar el hecho que instalar una central de este tipo no solo trae beneficios técnicos pero también económicos. Durante los cálculos no se han considerado los impuestos..


Anexos 177

Índice de tablas Tabla I. El calculo de la IGVE para la energía hidráulica ............................................ 113

Tabla II. El calculo de la IGVE para la energía eléctrica producida a partir del carbón .................................................................................................................. 114

Tabla III. El calculo de la IGVE para la energía nuclear.............................................. 114

Tabla IV. El calculo de la IGVE para la energía producida en ciclo combinado......... 114

Tabla V. El calculo de la IGVE para la energía producida en régimen especial.......... 115

Tabla VI. El calculo de la IGVE para la energía producida a partir de fuel y gas ....... 115

Tabla VII. El calculo de IGVE para el salto intercambio............................................. 115

Tabla VIII. Radiación mensual..................................................................................... 116

Tabla IX. Radiación mensual........................................................................................ 117

Tabla X. Ángulo de inclinación (°) óptimo de los módulos FV para Bucarest y Tarragona............................................................................................................. 119

Tabla XI. Irradiación global anual en kWh/m2............................................................. 119

Tabla XII. Radiación mensual durante un año (2007) para Hellín. .............................. 119

Tabla XIII. La radiación mensual durante un año (2007) para Cluj Napoca................ 121

Tabla XIV. Producción de energía eléctrica en kWh para Tarragona .......................... 123

Tabla XV. Irradiación mensual y diaria en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico por Tarragona............................................................................................................. 123

Tabla XVI. Irradiación mensual y diaria en kW el plaño fotovoltaico para Bucarest ............................................................................................................... 125

Tabla XVII. Irradiación mensual en kWh durante un año para Bucarest..................... 126

Tabla XVIII. Producción media de electricidad fotovoltaica ....................................... 128

Tabla XIX. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico............................. 128

Tabla XX. Producción media de energía eléctrica en kWh.......................................... 130

Tabla XXI. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico............................. 131

Tabla XXII. Producción diaria de energía eléctrica en kWh por Tarragona ................ 133

Tabla XXIII. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico.......................... 133

Tabla XXIV. Producción media de energía eléctrica en kWh...................................... 136

Tabla XXV. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico............................ 136

Tabla XXVI. Producción media de electricidad fotovoltaica....................................... 139

Tabla XXVII. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico......................... 139

Tabla XXVIII. Producción media de electricidad fotovoltaica .................................... 142

Tabla XXIX. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico .......................... 142

Tabla XXX. Irradiación solar en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico ............................. 144


178 Anexos

Tabla XXXI. Producción de energía eléctrica en kWh en función de la inclinación y orientación para Bucarest y Tarragona.......................................... 144

Tabla XXXII. Producción de energía eléctrica en kWh en función de la inclinación y orientación para Hellín y Cluj Napoca .......................................... 145

Tabla XXXIII. Radiación global en Tarragona en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Junio, Tarragona)........................................................................ 146

Tabla XXXIV. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Junio, Bucarest).................................................................................................. 147

Tabla XXXV. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Junio, Hellín)...................................................................................................... 148

Tabla XXXVI. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Junio, Cluj Napoca)............................................................................................ 149

Tabla XXXVII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Marzo, Tarragona)........................................................................... 150

Tabla XXXVIII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Marzo, Bucarest) ............................................................................. 151

Tabla XXXIX. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Marzo, Hellín).................................................................................................... 152

Tabla XL. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Marzo, Cluj Napoca).......................................................................................... 153

Tabla XLI. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Diciembre, Tarragona) ....................................................................................... 154

Tabla XLII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Diciembre, Bucarest) ......................................................................................... 155

Tabla XLIII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Diciembre, Hellín) ............................................................................................. 156

Tabla XLIV. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación (Diciembre, Cluj Napoca) ................................................................................... 157

Tabla XLV. Calculo de VAN para Tarragona, sistema fijo y orientación horizontal............................................................................................................. 158

Tabla XLVI. Calculo de VAN para Tarragona, sistema fijo y orientación optima.................................................................................................................. 159

Tabla XLVII. Calculo de VAN para Tarragona, sistema móvil y orientación optima.................................................................................................................. 161

Tabla XLVIII. Calculo de VAN para Hellín, sistema fijo y orientación horizontal............................................................................................................. 162

Tabla XLIX. Calculo de VAN para Hellín, sistema fijo y orientación optima ............ 163

Tabla L. Cálculo de VAN para Hellín, sistema móvil y orientación optima................ 164

Tabla LI. Calculo de VAN para Bucarest, sistema fijo y orientación horizontal ......... 165


Anexos 179

Tabla LII. Calculo de VAN para Bucarest, sistema fijo y orientación optima............. 166

Tabla LIII. Calculo de VAN para Bucarest, sistema móvil y orientación optima........ 167

Tabla LIV. Calculo de VAN para Cluj Napoca, sistema fijo y orientación horizontal............................................................................................................. 168

Tabla LV. Calculo de VAN para Cluj Napoca, sistema fijo y orientación optima.................................................................................................................. 169

Tabla LVI. Cálculo de VAN para Cluj Napoca, sistema móvil y orientación optima.................................................................................................................. 170


180 Anexos

Índice de figuras Figura 1. Radiación mensual durante un año para Tarragona ...................................... 116

Figura 2. La evolución del ángulo óptimo durante un año. .......................................... 117

Figura 3. Radiación mensual durante un año para Bucarest......................................... 118

Figura 4. La evolución del ángulo óptimo durante un año. .......................................... 118

Figura 5. Radiación mensual durante un año para Hellín............................................. 120

Figura 6. La evolución del ángulo óptimo durante un año ........................................... 120

Figura 7. Radiación mensual durante un año para Cluj Napoca................................... 121

Figura 8. La evolución del ángulo óptimo durante un año ........................................... 122

Figura 9. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico ................................................ 124

Figura 10. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para Tarragona............................................................................................................. 124

Figura 11. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Bucarest ....................... 126

Figura 12. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para Bucarest ............................................................................................................... 127

Figura 13. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Hellín ........................... 129

Figura 14. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para Hellín ................................................................................................................... 129

Figura 15. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Cluj Napoca ................. 131

Figura 16. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para Cluj Napoca......................................................................................................... 132

Figura 17. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Tarragona..................... 134

Figura 18. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para Tarragona............................................................................................................. 134

Figura 19. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema móvil en 2 ejes para Tarragona ............................................................................................. 135

Figura 20. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Bucarest ....................... 137

Figura 21. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para Bucarest ............................................................................................................... 137

Figura 22. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema móvil en 2 ejes para Bucarest ................................................................................................ 138

Figura 23. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Hellín ........................... 140

Figura 24. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para Hellín ................................................................................................................... 140


Anexos 181

Figura 25. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema móvil en 2 ejes para Hellín.................................................................................................... 141

Figura 26. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Cluj Napoca ................. 143

Figura 27. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para Cluj Napoca......................................................................................................... 143

Figura 28. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema móvil en 2 ejes para Cluj Napoca.......................................................................................... 144

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