Proyecto Fin de Carrera Ingeniería...

ProyeIngen

INSTFOTO

Autor: Tutor: F

ecto Finniería I

TALACOVOL

Javier AnFrancisco

Escu

n de CIndustr

CIÓN DLTAICA

ntonio Lloo Javier Pi

Departauela Técn

Univ

arrerarial

DE LÁAS EN

opart Sáncino Lucen

amento denica Superversidad d

Sevilla, 201

ÁMINAN BLOQ

chez na

e Energétrior de Inde Sevilla14

AS QUE D

tica ngeniería

DE VIV

VIENDDAS

Proyecto Fin de Carrera Ingeniería Industrial

INSTALACIÓN DE LÁMINAS FOTOVOLTAICAS EN BLOQUE DE

VIVIENDAS

Autor:

Javier Antonio Llopart Sánchez

Tutor:

Francisco Javier Pino Lucena

Profesor Contratado Doctor

Departamento de Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla Sevilla, 2014

I. Agradecimientos

A mi familia

A mis maestros

II. Resumen

En el presente proyecto se tiene por objetivo definir y calcular todos los elementos necesarios para

crear un sistema de generación solar fotovoltaica basado en captadores de lámina delgada flexible que permita

en términos económicos el ahorro en suministro eléctrico de un edificio formado de nueve bloques y con un

total de 72 viviendas en Alcalá de Henares. Madrid.

La energía generada será autoconsumida en la medida en que esto sea posible y se deben gestionar los

excedentes del modo más óptimo posible, tratando siempre de lograr el mejor aprovechamiento de la energía

generada.

En cuanto a la metodología, y dada la dificultad que acarrea el edificio y las diferentes orientaciones

en que será necesario ubicar los captadores se empleará la simulación 3D del edificio mediante software para

el cálculo de la energía generada por el sistema.

El proyecto contiene una introducción al estado actual del mercado fotovoltaico, una aproximación al

perfil de uso de la electricidad en el caso de estudio, un estudio del estado de la lámina delgada y sus

tecnologías, descripción del edificio objeto, dimensionado del sistemas, evaluación económica del mismo y

conclusiones sobre los resultados obtenidos.

III. Índice

I. AGRADECIMIENTOS III

II. RESUMEN IV

III. ÍNDICE V

IV. ÍNDICE DE TABLAS VII

V. ÍNDICE DE FIGURAS 9

VI. MEMORIA DESCRIPTIVA 10

1. INTRODUCCIÓN. NECESIDADES DE UTILIZACIÓN DE ENERGÍA SOLAR. 11

1.1 APROXIMACIONES AL PERFIL DE USO DE LA ENERGÍA. 14

2. ESTADO DEL ARTE DE LÁMINAS FOTOVOLTAICAS. 19

2.1 SUSTRATO TRANSPARENTE. 22 2.2 CAPA CONDUCTORA BASADA EN UN ÓXIDO DE METAL TRANSPARENTE (TCO). 22 2.3 CAPA VENTANA 22 2.4 ABSORBENTE 23 2.5 CONTACTO POSTERIOR 24 2.6 ENCAPSULANTE + SUSTRATO POSTERIOR. 24 2.7 FABRICACIÓN DE MÓDULOS DE LÁMINA FLEXIBLE. 24 2.8 RENDIMIENTOS Y UTILIZACIÓN DE TECNOLOGÍAS. 25 2.9 MODELO MATEMÁTICO CAPTADORES SOLARES 28

3. DEFINICIÓN DEL BLOQUE DE VIVIENDAS. 33

4. DIMENSIONADO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO. 34

4.1 DATOS DE SITUACIÓN: 34 4.2 SELECCIÓN DEL MÓDULO A UTILIZAR (CRITERIOS DE SELECCIÓN) 34 4.3 ELABORACIÓN DE AÑO METEOROLÓGICO TIPO PARA EL EMPLAZAMIENTO. CLIMATOLOGÍA. 35 4.4 ANÁLISIS DE SOBMBRAS Y DISTINTAS UBICACIONES DISPONIBLES DE CAPTADORES FV. 36 4.5 COMPRARACIÓN DE DISTINTAS SUPERFICIES Y ORIENTACIONES. 36 4.6 SELECCIÓN DE LOS INVERSORES Y DE LA CONFIGURACIÓN: GENERADOR FV – INVERSOR 37 4.7 SELECCIÓN DE LAS UBICACIONES DEFINITIVAS DE LOS GENERADORES FV Y TRAYECTOS DE CC. 38 4.8 SELECCIÓN Y CÁLCULO DEL SISTEMA SOPORTE DEL CAMPO FOTOVOLTAICO 38 4.9 UBICACIÓN DE INVERSORES (CAJAS DE CORRIENTE CONTINUA, CAJA DE CORRIENTE ALTERNA) 39 4.10 CÁLCULO Y ESQUEMA ELÉCTRICO DE LA INSTALACIÓN 39

5. ANÁLISIS ECONÓMICO. 40

5.1 PRESENTACIÓN DE DATOS ECONÓMICOS OBTENIDOS DE LA SIMULACIÓN.- 41 5.2 PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN Y PARÁMETROS ECONÓMICOS. 44

6. CONCLUSIONES. 48

VII. MEMORIA DE SIMULACIONES

VIII. MEDICIONES Y PRESUPUESTO

IX. PLIEGO DE CONDICIONES

X. ESTUDIO BÁSICO DE SEGURIDAD Y SALUD

XI. PLANOS Y ESQUEMAS

XII. ANEXOS

XII. RESUMEN Y CONCLUSIONES

IV. Índice de Tablas

TABLA 1-1. POTENCIA INSTALADA MÁXIMA 72 VDAS. Y PORTALES. 15

TABLA 1-2. CONSUMOS MEDIOS VIVIENDAS Y PORTALES. 17

TABLA 1-3. CONSUMOS MEDIOS VIVIENDAS Y PORTALES POR MESES. 18

TABLA 2-1. VENTAJAS E INCONVENIENTES CIS 20

TABLA 4-1. RESULTADOS SIMULACIÓN EN PVSYST. 38

TABLA 5-1.EVALUACION ENERGÉTICA DE LA INSTALACIÓN. 41

TABLA 5-2.AUTOCONSUMO Y DEMANDA CUBIERTA. 42

TABLA 5-3.EVALUACION ECONÓMICA MENSUAL. 43

TABLA 5-4.TARIFAS HORARIAS DE LA ELECTRICIDAD. 43

TABLA 5-5.PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN MATERIAL. 44

TABLA 5-6.RESUMEN DEL PRESUPUESTO. 44

TABLA 5-7.RESUMEN DE INGRESOS/COSTOS. 46

TABLA 5-8.FLUJO DE CAJA ANUAL. 47

TABLA 6-1 COMPARATIVA INSTALACIÓN FV EN EDIFICIOS SI-C VS CIS 49

V. Índice de Figuras

FIGURA 1-1. MW INSTALADOS EN EUROPA 2012 12

FIGURA 1-2. MW INSTALADOS EN EUROPA 2013 12

FIGURA 1-3. DISTRIBUCIÓN INSTALACIONES FV EN ALEMANIA 2008 13

FIGURA 1-4. DISTRIBUCION DIARIA AUTONCONSUMO PARCIAL TÍPICA 14

FIGURA 1-5. DISTRIBUCIÓN DIARIA MEDIA DE CONSUMOS CASO DE ESTUDIO. 15

FIGURA 1-6. PERFILES DE CONSUMO MEDIO Y GENERACIÓN FV CASO DE ESTUDIO. 16

FIGURA 1-7. DISTRIBUCIÓN DIARIA MEDIA BALANCE DE CONSUMO CASO DE ESTUDIO. 16

TABLA 1-8. PERFIL GENERACIÓN Y TARIFAS HORARIAS DE ELECTRICIDAD. 18

FIGURA 2-1. CONEXIÓN DE SUPERESTRATOS EN CIS 21

FIGURA 2-2. ESTRATOS SCUIN, TDCD, Y SI-AMORFO TÍPICOS. 21

FIGURA 2-3. CAPAS P-I-N SI-A(:H). 23

FIGURA 2-4. EVOLUCIÓN DE EFICIENCIA MÁXIMA DE CÉLULA POR TECNOLOGÍA. 25

FIGURA 2-5. CUOTA INSTALACIÓN MUNDIAL POR TECNOLOGÍA DE CÉLULA. 26

FIGURA 2-6. CUOTA INSTALACIÓN MUNDIAL POR FABRICANTE, 2012. 26

FIGURA 2-7. CUOTA INSTALACIÓN MUNDIAL DE CIS POR FABRICANTE. 27

FIGURA 2-8. EVOLUCIÓN DE POTENCIA FV INSTALADA ANUAL POR PAÍSES 2012. 27

FIGURA 2-9. EVOLUCIÓN DE POTENCIA FV INSTALADA ANUAL POR PAÍSES 2013. 28

FIGURA 2-10. UNIÓN P-N DE UN CAPTADOR FVDE SI-C. 28

FIGURA 2-11. CURVAS I-V CAPTADOR PVL-144 UNI-SOLAR. 29

FIGURA 2-12. MODELO ELÉCTRICO CAPTADOR FV. 30

FIGURA 2-13. COEFICIENTES DE PÉRDIDAD CON LA TEMPERATURA. 31

FIGURA 2-14. CONEXIÓN DE DIODOS DE BYPASS EN FV. 31

FIGURA 4-1 MODELO DE SUPERFICIES DISPONIBLES. 36

FIGURA 5-1.TARIFAS HORARIAS DE LA ELECTRICIDAD. 43

FIGURA 5-2.FLUJO DE EFECTIVO ACUMULADO (€). 45

Introducción. Necesidades de utilización de energía solar.

10

VI. Memoria Descriptiva

11 INSTALACIÓN DE LÁMINAS FOTOVOLTAICAS EN BLOQUE DE VIVIENDAS

1. INTRODUCCIÓN. NECESIDADES DE UTILIZACIÓN DE ENERGÍA SOLAR.

En el presente proyecto vamos a estudiar la viabilidad técnico-económica de la instalación de un

sistema de generación eléctrico mediante láminas fotovoltaicas flexibles en un edificio de viviendas situado

en la localidad de Alcalá de Henares, Madrid.

El objetivo es definir todos los elementos necesarios para constituir un sistema de generación

fotovoltaico que permita reducir en condiciones de viabilidad económica el consumo general del edificio

cubriendo una parte o el total de las necesidades de energía eléctrica de un conjunto de 72 viviendas situadas

en un núcleo urbano con conexión a red. Esta conexión a red debe además permitir gestionar los excedentes

de energía eléctrica cuando estos se den y compensar la falta de generación en los periodos de no producción

o en aquellos donde la demanda supere a la generación.

Además del objetivo de generar energía eléctrica limpia, se pretende mejorar la calificación

energética de las viviendas con la intervención y obtener otras mejoras como la del comportamiento de

algunas zonas frente a la impermeabilidad ante las lluvias y agente atmosféricos.

Partiremos de la restricción de emplear láminas fotovoltaicas flexibles buscando lograr también una

buena integración arquitectónica, si bien, se realizará comparativa económica en horizontes temporales a

medio y largo plazo que permita comparar la competitividad entre los tipos de tecnologías junto a sus

ventajas e inconvenientes.

La evolución mundial y europea de la tecnología fotovoltaica resulta prometedora, aunque en

España no está teniendo quizá el apoyo necesario para que el aumento de potencia instalada en esta

tecnología pueda asemejarse a lo que viene siendo una tendencia en otros países de nuestro entorno.

En el año 2012 la potencia instalada en sistemas fotovoltaicos fue la mayor de todas en Europa, y la

segunda sólo por detrás de la eólica en 2013, sufriendo además un claro declive la instalación de centrales de

carbón y Fuel-Oil por ejemplo.


12

FIGURA 1-1. MW INSTALADOS EN EUROPA 2012

FIGURA 1-2. MW INSTALADOS EN EUROPA 2013

Tomando como ejemplo el modelo alemán, el cual es uno de los máximos responsables del aumento

de los MWh instalados en sistemas fotovoltaicos en Europa, podemos observar que la instalación en techos

de viviendas e industrias ha supuesto el 89 % de la potencia total instalada. Pero además, la mayoría de ellas

no son grandes instalaciones, sino más bien instalación de sistemas de tamaños relativamente pequeños en

zonas apropiadas para ello en construcciones existentes, frente a las grandes instalaciones y centrales que no

suponen más del 11 % en el global.


FIGURA 1-3. DISTRIBUCIÓN INSTALACIONES FV EN ALEMANIA 2008

De hecho, puede observarse que el caso que nos ocupa en el ejemplo actual en España, estaría

incluido dentro de este porcentaje del 89% que incluye tanto edificios unifamiliares como

macrocomunidades de viviendas y techos de naves industriales y centros comerciales.

El creciente aumento del precio de la electricidad abre la posibilidad al autoconsumo como forma de

mejora económica de nuestro propio abastecimiento. En esta situación los sistemas solares cobran fuerza,

toda vez que pueden resultar competitivos aportando además otra serie de posibles ventajas. Ni que decir

tiene que además la energía obtenida se considera limpia y renovable y que ahorra importantes pérdidas de

distribución al generar la energía muy próxima al propio lugar de su consumo. A esto debe unirse el hecho

de que se viene reduciendo los consumos eléctricos en general en las viviendas por su alto coste y por el uso

de equipos más eficientes. En particular el empleo de iluminación LED, ha reducido de forma notable el

consumo en este concepto que además se produce en horarios que en general no existe generación

fotovoltaica. Otra ventaja en el uso de energía Fotovoltaica en autoconsumo es su buen acople con las

máquinas de refrigeración para acondicionamiento de aire. Esta buena sintonía de acople en horarios de uso,

y dado que la calefacción en estos bloques es de origen térmico mediante gas natural, conllevarán que el

gasto eléctrico en acondicionamiento tendrá un buen sincronismo con la generación fotovoltaica.


14

1.1 Aproximaciones al perfil de uso de la energía.

Para el estudio de esta instalación, hemos de partir de la base de que existe posibilidad de

autoconsumo y venta a red, es decir, existe conexión desde los bloques de viviendas a un centro de

transformación que permita la evacuación de la energía generada que no haya sido auto-consumida.

Uno de los problemas más significativos para el consumidor eléctrico doméstico con respecto a la

generación fotovoltaica es precisamente el hecho de que para un día tipo de consumo/generación, se crea un

excedente de energía por el diferente acoplamiento. Para generar un consumo neto cero, sería necesario

permitir la evacuación de esta energía excedente y que se realizara un balance neto entre energía generada y

energía consumida. Este aspecto es uno de los más complejos de resolver actualmente según se encuentra la

actual normativa en España.

FIGURA 1-4. DISTRIBUCIÓN DIARIA AUTOCONSUMO PARCIAL TÍPICA

El conjunto de viviendas, está formado por nueve bloques, de ocho viviendas cada uno en dos

tipologías constructivas 3D y 4D. Dado que no se conoce con exactitud el perfil de consumo, habremos de

realizar aproximación de cálculo basada en:

Perfiles de consumo (aproximación basada en potencias instaladas, en los equipos y hábitos

de consumo).

Coste de la tarifa eléctrica.

A tener en cuenta el hecho de que en la actualidad existe un contrato de suministro eléctrico por

vivienda, 1 por portal siendo un total de 9 y uno de la macrocomunidad formada por el conjunto de los 9

portales que comparten el patio. Por tanto existen un total de 82 contratos de BT en el conjunto de la

manzana, con las siguientes potencias máximas instaladas (sin tener en cuenta coeficientes de


simultaneidad):

Rótulos de fila Potencia instalada (kW) Potencia instalada total

3D 6,75 432

4D 6,75 54

Portales 6,5 58,5

Macrocomunidad 3,3 3,3

Total general 547,80

Tabla 1-1. Potencia instalada máxima 72 vdas. y portales.

En muchos casos sobretodo de viviendas los contratos de suministro de luz serán mucho menores,

pero en previsión de potencia según RD 842/2002 se previeron en su día estos valores de 6.750 W por

vivienda.

En el anexo de cálculo se adjuntan las estimaciones realizadas a partir de los datos de consumo medio

por vivienda y número de elementos de consumo. Con ellos se observan los siguientes elementos tipo

extraídos de sus valores medios.

FIGURA 1-5. DISTRIBUCIÓN DIARIA MEDIA DE CONSUMOS CASO DE ESTUDIO.

Aunque estos datos resultan de la media anual para un día tipo, existe una incertidumbre debida a las

simultaneidades instantáneas que puedan darse en cada caso entre los 72 usuarios y sobre todo, la media

establece un día tipo apropiado para la mayoría de días laborales, pero probablemente en periodos

vacacionales y fin de semana puede albergar diferencias notables. En un caso real convendría por tanto un


16

registro de datos medidos con registradores eléctricos que permitiera modelar la varianza de los datos con

respecto a estos valores medios estimados. Todo lo anterior está referido a los consumos energéticos

eléctricos. Para valores de potencia instantánea, el cálculo aún resultaría más complejo, y el estudio de

maximetros sería muy necesario para la toma de decisiones como potencia a contratar por horarios.

A continuación se muestra la trasposición del perfil medio de generación extraído de simulaciones de

generación fotovoltaica.

FIGURA 1-6. PERFILES DE CONSUMO MEDIO Y GENERACIÓN FV CASO DE ESTUDIO.

A la vista de este gráfico (recordemos que normalizado), en caso de equilibrio neto existiría un

excedente de energía entre aproximadamente las 9:00 horas y 20:00 horas, y un consumo mayor que

generación y por tanto necesidad de compra de energía de la red para el resto de horas.

FIGURA 1-7. DISTRIBUCIÓN DIARIA MEDIA BALANCE DE CONSUMO CASO DE ESTUDIO.


Obviamente el gráfico está construido con datos medios y horarios que variarán cada día con el

consumo real y con las horas solares e irradiación global presentes en cada jornada.

Aunque en este proyecto trataremos de aproximarnos al balance neto de energía para las necesidades

detectadas, las primeras simulaciones para las superficies disponibles ya nos adelantan que esto no será

posible, y la cuota de generación fotovoltaica no cubrirá más del 40% ó 50% de la energía total consumida.

Concretamente los valores de generación para un año solar tipo alcanzarán alrededor de los 85 a 90

MWh/año, mientras que el consumo calculado para el total de las 72 viviendas así como portales y

macrocomunidad es de unos 192 MWh/año.

Mes Ud. Vivienda

Potencia Instalada (Kw)

Energía media mes (kWh)

Energía media/día (kWh/día)

Total (kWh/año)

Medio 64 3D 6,75 206,50 6,79 13216,00

Medio 8 4D 6,75 220,96 7,26 1767,64

Medio 9 Portales 6,50 92,42 3,04 831,75

Medio 1 Urbanización 3,30 120,36 3,96 120,36

Total Energía consumida Mes Medio (kWh) 15.936

Total Energía consumida año (kWh) 191.229

Tabla 1-2. Consumos medios viviendas y portales.

Cálculos basados para la siguiente media de consumos mensuales (ver anexos):

Valores de consumo medio mensual por tipo de contrato (kWh/mes)

3D 4D Portales Urbanización

Ene 230 Ene 246 Ene 115 Ene 156

Feb. 205 Feb 219 Feb 97 Feb 141

Mar 190 Mar 203 Mar 88 Mar 156

Abr 178 Abr 190 Abr 82 Abr 86

May 189 May 202 May 81 May 89

Jun 215 Jun 230 Jun 79 Jun 86

Jul 240 Jul 257 Jul 81 Jul 89

Ago 210 Ago 225 Ago 80 Ago 89

Sep 190 Sep 203 Sep 92 Sep 86

Oct 201 Oct 215 Oct 100 Oct 156

Nov 210 Nov 225 Nov 109 Nov 151


18

Dic 220 Dic 235 Dic 105 Dic 156

Medio 207 Medio 221 Medio 92 Medio 120

Tabla 1-3. Consumos medios viviendas y portales por meses.

Por último la cuestión importante que sin duda impulsa la elección de generación fotovoltaica

respecto a otras tecnologías como puedan ser la eólica por ejemplo, es la conveniencia del horario de

generación para con los precios de la electricidad. En el siguiente gráfico se muestran los precios de la

electricidad basados en comparativos de facturas actualizadas para clientes de tipo 2.0A (tarifa estándar

actual para todos los contratos del bloque), 2.1 A (Tarifa de horario nocturno para cliente < 10kW) a la que

se podrían acoger en conexión BT y por último clientes de factura 3.0A, caso al que se podrían acoger en

caso de unificación de contratos.

TABLA 1-8. PERFIL GENERACIÓN Y TARIFAS HORARIAS DE ELECTRICIDAD.

Posteriormente en el punto de evaluación económica serán tenidos en cuenta estos valores de precios

del consumo para el correcto cálculo de la evaluación, aunque ya en este gráfico detectamos que las horas

propias de generación coinciden bastante bien con los precios más caros de la energía. Solo a partir de las

20:00 horas hasta las 23/24 se da la condición de precio elevado y necesidad de compra.


2. ESTADO DEL ARTE DE LÁMINAS FOTOVOLTAICAS.

Dentro de las tecnologías empleadas en sistemas de generación fotovoltaica, una de las que ha

obtenido mayor investigación y desarrollo es la lámina delgada. Se entiende por lámina delgada, película

delgada o película fina, la capa de material en el orden de magnitud desde fracciones de nanómetro hasta

algunos micrómetros de espesor. Espesores por encima de 300 micras se vienen a consideran fuera del

concepto de lámina delgada.

Aunque esta tecnología posee un menor rendimiento global, puede ofrecer otras ventajas entre la cual

está por ejemplo una menor necesidad de mantenimiento y limpieza, menores pérdidas por calentamiento y

mejor rendimiento para radiación difusa.

La tecnología de lámina delgada, permite además la deposición de estas capas sobre un sustrato

flexible, logrando con ello unas grandes posibilidades de adaptación a superficies ya construidas y el

consiguiente ahorro en soportes e instalación, además de la ventaja del menor peso para su integración

arquitectónica en edificios ya construidos sin necesidad de refuerzos ni estructuras auxiliares, soportes, etc.

La tecnología de capas delgadas también se ha desarrollado como un método para reducir el coste, y

se espera que sean más baratos debido a su menor coste en material, energía y manipulación. No obstante, y

dada la tremenda evolución a la baja de la tecnología de silicio cristalina, los estudios de mercado actual aún

sitúan el precio del Wp de lámina delgada sensiblemente por encima de los valores que se están alcanzando

para paneles convencionales. Esta afirmación, si bien cierta para paneles fotovoltaicos puede resultar

discutible en algunos casos para la instalación completa, pues según sea el ahorro de soportes puede suponer

margen suficiente para que ambas tecnologías puedan ser consideradas igualmente viables. Es decir,

probablemente las láminas delgadas no suponen competencia para la tecnología cristalina en grandes

centrales creadas desde cero exclusivamente para la generación fotovoltaica, pero en muchos casos de

integración arquitectónica en edificios existentes o incluso de nueva construcción pueden competir con la

tecnología convencional.

Actualmente hay un gran número de tecnologías de materiales semiconductores bajo investigación

para la producción en masa. Se pueden mencionar, entre estos materiales, al silicio amorfo, silicio

monocristalino, silicio policristalino, teluro de cadmio y sulfuros y seleniuros de indio. Teóricamente, una

ventaja de la tecnología de película delgada es su masa reducida, muy apropiada para paneles sobre

materiales muy ligeros o flexibles. Incluso materiales de origen textil.

Sin embargo, la bajada del precio de fabricación de paneles fotovoltaicos cristalinos que no ha

cesado de decrecer en los últimos años ha ahogado en cierta medida las expectativas generadas por la lámina

delgada.

Aún así se sigue investigando y desarrollando la tecnología de la lámina delgada basadas en nuevos

materiales semiconductores, que incluyen sílice amorfo, cobre, indio, diseleniuro, cadmio, teluro, etc.… y se

espera que pueda suceder algo similar a lo que viene ocurriendo con el silicio cristalino y su producción en

Estado del arte de láminas fotovoltaicas.

20

serie pueda mejorar aún más su precio. No obstante para ello estas tecnologías tendrán que afrontar

considerables obstáculos técnicos y financieros y en algunos casos medioambientales, ya que se consideran

productos de alto potencial contaminante como por ejemplo el Teluro de Cadmio.

La ingeniería de láminas delgadas se complica por el hecho de que su física no está bien

comprendida en algunos casos. Especialmente, el problema de ruptura de superficies es difícil de resolver,

mientras que la investigación sobre estos procesos está aún en curso.

Por ello aún hoy nos encontramos tanto en láminas delgadas como en rígidas de mayor espesor el

problema del envejecimiento del material y la asociada pérdida de rendimiento, que resulta mayor en las

láminas delgadas que en los espesores tradicionales de silicio cristalino. Esto obliga a prever en los cálculos

importantes degradaciones iniciales y también otras pérdidas de rendimiento por envejecimiento en los años

posteriores lo cual impide mejores resultados en los estudios.

Por ejemplo y como veremos posteriormente se emplearán para este proyecto un supuesto de una

pérdida inicial por degradación del 10 % y se asumirá una pérdida de otro 5% cada 10 años, en una

amortización a 20 años, valores peores que los que ofrecen en garantía los fabricantes de silicio cristalino.

De esto modo podemos decir que las ventajas en inconvenientes en general de las láminas delgadas

con respecto a la tecnología convencionales son:

VENTAJAS INCONVENIENTES

•Requieren menor consumo de material en su

fabricación (2‐3 micras de espesor)

•Utilizan técnicas de procesado más complejas, en algunos

casos, que las tecnologías de Si basado en oblea

•Permiten uso de sustratos de diversas características,

flexibles, metálicos, transparentes y de grandes

dimensiones. •Menor eficiencia que el Silicio a partir de oblea

•No compiten con tecnologías de otros sectores para la

obtención de la materia prima (Algunas CIS) •Requieren un periodo de estabilización/activación

•Mayor facilidad de integración arquitectónica en

edificios existentes.

•Parte del proceso del módulo está integrado en la

fabricación de la célula

•Menor peso. •Peor relación precio/eficiencia que SI cristalino.

Tabla 2-1. Ventajas e inconvenientes CIS

La estructura de una lámina FV está compuesta en general:

1.- Sustrato transparente.

2.- Capa conductora basada en un óxido de metal transparente (TCO).


3.- Capa ventana.

4.- Absorbente de Si-amorfo:H, GaAs, InP, CdTe, Cu2S, Cu2O, Zn3P2, etc.

5.- Conductor posterior.

6.- Encapsulante + Sustrato posterior.

FIGURA 2-1. CONEXIÓN DE SUPERESTRATOS EN CIS

En el estudio de las láminas fotovoltaicas se han realizado estudios de multitud de combinaciones de

metales y combinaciones entre ellos, existiendo un número enorme de materiales con propiedades

fotovoltaicas y muchas más de posibles combinaciones entre ellos.

El interés en las investigaciones de este tipo de tecnologías es la gran cantidad de parámetros que

pueden modificarse gradualmente según se empleen unos materiales y otros en la construcción de las células

o incluso las cantidades de cada uno de ellos, modificando a nuestro interés características como las

constantes de red, el gap de energía y otras propiedades.

Ejemplos de estas configuraciones los podemos ver en la figura siguiente:

FIGURA 2-2. ESTRATOS SCUIN, TDCD, Y SI-AMORFO TÍPICOS.


22

Estudiaremos un poco las distintas capas y las soluciones técnicas empleadas hasta la fecha:

2.1 Sustrato transparente.

Debe permitir un paso correcto del flujo luminoso, proteger la capa metálica posterior y presentar la

durabilidad necesaria para que no se produzca deterioro de sus propiedades ópticas durante la vida útil de la

lámina. En las láminas flexibles se han empleado tanto metales como polímeros, aunque en los primeros la

conductividad del mismo condiciona la capa conductora. En las láminas flexibles los materiales

generalmente no soportan altas temperaturas, por lo que los procesos posteriores de deposición sobre este

substrato están limitados en temperatura, cosa que no ocurre en caso de sustratos de tipo cerámico.

2.2 Capa conductora basada en un óxido de metal transparente (TCO).

Esta capa debe poseer el equilibrio correcto entre generar una buena conductividad al paso de los

electrones obtenidos de la energía fotovoltaica y tener la suficiente transparencia para permitir el mayor

porcentaje posible del flujo luminoso en el espectro susceptible de generar pares de huecos en el material

absorbente. En general, los óxidos conductores transparentes son semiconductores de tipo-n degenerados con

buena conductividad eléctrica y alta transparencia en el rango visible del espectro. Los TCO deben permitir

la deposición de una capa compuesta doble, formada por una capa de conductividad muy alta (que favorece

la baja resistencia de contacto y el flujo lateral de la corriente) y otra de alta resistividad (denominada capa

HR en las células de CdTe y capa buffer en las de CIGS) que reduce los efectos de fugas de corriente a través

de la capa ventana. Los dispositivos de CdTe y CIGS más eficientes utilizan este tipo de capas dobles. Los

TCO (mono y bicapa) admiten además el texturizado, aspecto que se utiliza en células de a-Si para mejorar

la absorción luminosa. Los metales que se emplean normalmente para realizar esta capa son ITO (In2O3:Sn),

el SnO2, o el ZnO:In, que muestran resistividades del orden de 10–4 Ωcm y transmitancias por encima del

80%.

2.3 Capa ventana

La capa ventana se hace necesaria en las láminas delgadas para realizar la función del emisor de una

unión p-n en el equivalente cristalino. Debe poseer un alto gap para evitar pérdidas del flujo luminoso, y

debe ser lo más fina posible para no incrementar el valor de la resistencia serie. En caso de células de CIGS

y TeCd se utiliza habitualmente una capa de CdS como ventana, depositada por baño químico aunque se

sigue investigando con otros que mejoren la cristalinidad. En el caso del Si-a no se emplea esta capa como tal

sino una triple capa de si-a con unión tipo p-i-n.


FIGURA 2-3. CAPAS P-I-N SI-A(:H).

2.4 Absorbente

La capa absorbente, o simplemente, el absorbente, corresponde a la que realiza la función p-n en

células cristalinas. Para láminas delgadas las tecnologías más importantes han sido:

— CIS/CIGS. Los compuestos de este grupo lo forman aleaciones de Cu(In,Ga)(S,Se)2. Se considera como

uno de los materiales ideales para su uso fotovoltaico, aunque no exento de serias dificultades. Se han

alcanzado grandes eficiencias, aunque algunos de estos metales resultan muy caros y demasiado escasos para

una producción en serie.

— CdTe. El CdTe es un material absorbente ideal para células policristalinas en lámina delgada. y posee un

coeficiente de absorción muy elevado. Aunque el material es muy flexible en cuanto a los métodos de

deposición, muchos procesos se realizan a alta temperatura y por lo que se complican los sustratos a utilizar.

Células basadas en CdS/CdTe han alcanzado eficiencias de hasta el 16.5%. En los últimos años se ha frenado

su progreso debido a los problemas medioambientales de estos materiales como el Cd y a las dificultades de

la deposición de esta tecnología.

— Silicio depositado.- Es el más antiguo de los empleados en tecnología de lámina fina y sin duda el más

importante en lámina delgada flexible. Dado que la temperatura de deposición del Si-a es relativamente baja

200/300ºC permite su empleo sobre sustratos flexibles menos especiales y más económicos. Además no

presenta la toxicidad que otras tecnologías de lámina fina, por lo que su uso en serie es menos conflictivo que

los anteriores. Posee un alto grado de absorción comparado con el Si-c. Sus espesores típicos están entre 1-3

micras. Su relativo desorden estructural provoca esta alta absorción en multitud de ópticas. Sin embargo, este

propio desorden estructural también provoca muchas imperfecciones internas que provocan pérdidas por

recombinación en las imperfecciones. También complica el dopaje, pero esta dificultad ha disminuido al

incluir H en su estructura. Por el contrario, las propiedades del material y del dispositivo se ven afectadas por

la creación de una serie de defectos metaestables (producidos por la iluminación) conocidos como efecto


24

Staebler-Wronski, que hace que el material pierda eficacia durante sus primeras semanas o meses de

exposición a la luz solar (envejecimiento prematuro). El Si-a:H viene reduciendo en lo posible el espesor

para minimizar estas pérdidas al reducir los trayectos hasta el electrodo, pero dado que también se reduce la

absorción se procura también realizar estrategias de confinamiento óptico para reducir pérdidas luminosas.

Aunque a día de hoy es la más apropiada para su producción en serie, el rendimiento de célula es

menor que el de los anteriores.

2.5 Contacto posterior

En dispositivos policristalinos de CdTe y CIGS se han empleado Mo, Pt o Ti.

Para dispositivos de silicio depositado, los contactos se realizan en la capa tipo-n mediante Ag o Al.

Sin embargo, la interfase a-Si/metal presenta pérdidas ópticas a longitudes de onda largas por lo que se

utiliza como contacto posterior una capa doble de ZnO/Ag o ZnO/Al que aumenta la reflectancia interna y

permite mejorar la absorción del dispositivo.

2.6 Encapsulante + Sustrato posterior.

Es el menos complejo de los anteriores pues en principio no participa en el paso del flujo luminoso ni

del proceso fotovoltaico por lo que se permite la elección de un sustrato que actúe como soporte principal, de

propiedades aislantes, encapsule el conjunto para evitar su exposición a agentes externos y dote de la

flexibilidad y/o resistencia deseada.

2.7 Fabricación de módulos de lámina flexible.

El proceso de fabricación de módulos basados en estas tecnologías requiere la deposición de forma

secuencial de varias capas en un substrato de gran área. Una secuencia de producción típica de un módulo en

configuración superestrato comenzaría con la limpieza del sustrato y la deposición del TCO.

La deposición es el cambio de estado gaseoso a sólido sin pasar por el estado líquido y es la técnica

habitual para la creación de captadores fotovoltaicos de lámina delgada. Este proceso es el contrario a la

sublimación y generalmente la transformación tiene carácter exotérmico.

Posteriormente, mediante un láser o algún procedimiento mecánico, se procede a excavar varios

surcos lineales y paralelos que eliminan parte del material depositado. Se depositan a continuación la capa

ventana y el absorbente y se procede a excavar nuevos surcos lineales. El excavado se emplea por tanto para

definir, interconectar y aislar las células.

Finalmente, se deposita el metal y se excava de nuevo de forma que la parte posterior de una célula

queda conectada al TCO de la adyacente. Todas las células del módulo aparecen finalmente conectadas en

serie.


Las principales dificultades del proceso de fabricación de estos módulos estriban en la realización de

capas uniformes en grandes áreas y en los procesos de excavado con láser para aislar e interconectar las

células. La uniformidad de las capas es crítica por cuanto un solo dispositivo con propiedades degradadas

respecto al resto puede afectar al rendimiento del módulo completo.

2.8 Rendimientos y utilización de tecnologías.

El rendimiento de las células fotovoltaicas para las distintas tecnologías no ha parado de crecer en los

últimos años. La carrera por obtener los mejores resultados al menor precio mejora prácticamente todas las

tecnologías, aunque el más destacado en cuanto a uso mundial continúa siendo el silicio policristalino, no

tanto por su evolución en rendimiento como por su mejora constante de precios debido a las grandes

producciones en serie.

En los siguientes gráficos se muestran la evolución mundial en cuanto a tecnologías empleadas, la

evolución de las máximas eficiencias obtenidas para células de las distintas tecnologías, la cuota de mercado

por fabricante, la evolución del precio de los captadores cristalinos, la evolución de potencia instalada de los

últimos años.

FIGURA 2-4. EVOLUCIÓN DE EFICIENCIA MÁXIMA DE CÉLULA POR TECNOLOGÍA.


26

FIGURA 2-5. CUOTA INSTALACIÓN MUNDIAL POR TECNOLOGÍA DE CÉLULA.

FIGURA 2-6. CUOTA INSTALACIÓN MUNDIAL POR FABRICANTE, 2012.


FIGURA 2-7. CUOTA INSTALACIÓN MUNDIAL DE CIS POR FABRICANTE.

FIGURA 2-8. EVOLUCIÓN DE POTENCIA FV INSTALADA ANUAL POR PAÍSES 2012.


28

FIGURA 2-9. EVOLUCIÓN DE POTENCIA FV INSTALADA ANUAL POR PAÍSES 2013.

2.9 Modelo matemático captadores solares

Los captadores solares son generadores de efecto fotovoltaico que nos permiten convertir en energía

eléctrica una fuente luminosa a través del fenómeno fotovoltaico. En general están compuestos por

materiales semi-conductores, que dopamos o modificamos para producir uniones p-n produciendo así tres

zonas: una zona de conducción, una zona prohibida para la estancia de los electrones captados por un fotón y

una zona de valencia donde realmente se produce la creación del par electrón-hueco. La parte superior (zona

de conducción) es alcanzada por aquellos electrones excitados por la energía de un fotón con suficiente

energía para superar la energía del gap del material que hayamos empleado en la construcción de la unión p-

n.

FIGURA 2-10. UNIÓN P-N DE UN CAPTADOR FV DE SI-C.

Cuando cerramos el circuito a través de nuestra instalación eléctrica entre el conductor situado en la


capa de conducción y la de valencia generamos corriente eléctrica que es la que podemos aprovechar.

Por tanto, la captación del captador vendrá determinada por el espectro de luz que es capaz de

absorber y la energía dependerá de su gap. Un gap muy alto tiene el inconveniente de que sólo los fotones

más energético podrán generar huecos en los que los electrones alcancen la capa de conducción. Sin

embargo gaps demasiado bajos producirán tensiones pobre y altas corrientes, pero en las que la mayor parte

de energía disponible por cada frontón captado habrá sido desperdiciada.

En cuanto al modelo eléctrico a emplear para modelar un captador FV y dado que la tensión se

estabiliza muy pronto a partir un flujo luminosos mínimo (debido al potencial función del gap), los paneles

fotovoltaicos tanto cristalinos como de capa fina pueden modelarse con bastante acierto como generadores

de intensidad, y se caracterizan por su curva I-V que suele tener la distribución que se muestra a

continuación:

FIGURA 2-11. CURVAS I-V CAPTADOR PVL-144 UNI-SOLAR.

En cuanto a la curva I-V, ésta posee dos valores característicos que son:

Isc= Intensidad de cortocircuito del panel.

Voc= Tensión de circuito abierto.

Con objeto de caracterizar los paneles en unas condiciones que sean estándar para todos, estas

unidades para STC (Condiciones estándar de medida) se definen para una irradiancia de 1000 W/m2 y

temperatura de célula de 25 ºC. Una vez estos datos las ecuaciones características y los parámetros

característicos del panel nos permiten extrapolar estos valores característicos de I y V a otras situaciones de

irradiancia y temperatura.


30

En cuanto al modelo eléctrico de una célula tendremos:

FIGURA 2-12. MODELO ELÉCTRICO CAPTADOR FV.

Donde:

IL = Corriente generada en el semiconductor.

ID= Corriente del diodo. (En ocasiones representada por un diodo)

Rs= Resistencia serie equivalente del módulo.

Rp=Resistencia paralelo del captador.

V= Tensión generada.

Con ello se puede emplear la siguiente expresión para el cálculo de I:

· · ·

Ecuación 2-1. Ecuación modelo de célula.

Aunque en algunos cálculos se obvia la resistencia paralelo. En nuestro caso no emplearemos

directamente el modelo pues los programas de simulación incluyen las curvas I-V aproximadas mediante

polinomios sobre los datos reales obtenidos en laboratorio por los ensayos de los propios paneles. No

obstante el modelo matemático para el estudio de las potencias obtenidas por horas en función de la

temperatura de trabajo de la célula f (Tambiente, H (irradiación)), se pueden tomar expresiones basadas en

métodos normalizados a partir de los cuales podemos extrapolar los datos a condiciones de operación. Para

ellos se emplean los valores calculados de pérdidas con la Temperatura que se incluyen en las características

de los paneles:


FIGURA 2-13. COEFICIENTES DE PÉRDIDA CON LA TEMPERATURA.

Dada que la dependencia del comportamiento de la tensión (V) en función de las condiciones depende

en gran medida de la temperatura de operación (y poco del resto de variables) y que por el contrario la

intensidad depende mucho de la irradiancia (y poco del resto de variables), en el cálculo de la potencia

recibida en la unidad de tiempo se emplean en ocasiones ecuaciones simplificadas con V (Tamb, G.) e I (G).

Por último cabría destacar que el afinamiento de las ecuaciones no supone en general mayor beneficio

en la exactitud de los cálculos, pues todos estos cálculos están basados en datos de radiación que ya sean

mensuales medios o incluso horarios tendrán patrones de repetición relativos en los años siguientes por lo

que la varianza del sistema horario, mensual e incluso anual está prácticamente garantizada.

Diodos de bypass o diodos de paso.

Con objeto de evitar o al menos minimizar las pérdidas por sombreado parcial y proteger al panel a

sobrecalentamientos se emplean en la construcción de los paneles diodos de bypass o diodos de paso.

Precisamente una de las ventajas que ofrecen los paneles de capa fina de SI-amorfo (y en parte también el

resto de capa fina) con respecto a los paneles tradicionales es que al estar formados por una unión multicapa

en lugar de unas cuantas células asociadas en serie, no se producen pérdidas tan importantes en la serie en

casos de sombreados parciales.

FIGURA 2-14. CONEXIÓN DE DIODOS DE BYPASS EN FV.


32

Sin embargo en el caso que nos ocupa y pese a que el panel seleccionado es de Si-amorfo el captador

incluye 22 diodos de paso debido a que constructivamente el panel no se ejecuta de una vez, sino como

unión de 22 células en serie de menor dimensión, de ahí la necesidad de emplear estos diodos para evitar

pérdidas por sombreado en la serie de las mismas.


3. DEFINICIÓN DEL BLOQUE DE VIVIENDAS.

El complejo de viviendas situado en la localidad de Alcalá de Henares forma un conjunto de nueve

bloques de 8 viviendas cada uno, sumando un total de 72 viviendas. Existen dos tipologías de viviendas 3D y

4D, existiendo 8 bloques de tipología 3D (64 viviendas) y uno de tipología 4D (8 viviendas). Su disposición

en planta forma un conjunto en forma de “L” invertida, disponiéndose los bloques en torno al patio. Todas

sus fachadas posteriores se encuentran enfrentadas dos a dos formando un patio interior. El único bloque que

no se encuentra enfrentado a otro es el bloque de tipología 4D, pero igualmente este bloque continúa con la

formación de un patio interior de mayor dimensión que los anteriores.

En su origen fueron viviendas de protección oficial y con una particular forma de construcción en

hormigón prefabricado como envolvente principal.

El bloque sufrió una importante obra de mejora en el año 2007 motivado por la necesidad manifiesta

de incorporar ascensores a estas viviendas. EL proceso de reforma requerido fue bastante profundo, y lejos

de tener como único alcance la instalación de ascensores, se acometió una profunda reforma de las zonas

comunes, conquistando además para su uso y disfrute zonas que hasta ese momento eran de uso únicamente

transitable para mantenimiento.

Además la reforma cumplió otros objetivos de reforma general de instalaciones comunes como la

eléctrica, fontanería y otros. Se tuvo en cuenta además la mejora de la envolvente y la creación de espacios

que mejoraran las necesidades energéticas de la edificación, consiguiendo incorporar zonas de temperaturas

intermedias, sombras, etc.

Todo lo anterior y dada la disposición del edificio con su eje principal formando un azimut de 50 º con

el eje sur y la complejidad estructural que supondría la incorporación de paneles fijos con inclinación

optimizada.

Esta ventaja de sencilla integración mediante termosellado hace óptimo su uso en el tipo de

construcción que la reforma dejó sobre esta manzana, ya que evita subestructuras y permite además la

posibilidad de repartir en toda la superficie disponible las láminas fotovoltaicas.

Dimensionado del sistema fotovoltaico.

34

4. DIMENSIONADO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO.

Para el cálculo y dimensionado del sistema de generación fotovoltaico, partiremos de los datos de

situación del edificio:

4.1 Datos de situación:

Provincia: Madrid (España)

Localidad: Alcalá de Henares.

Coordenadas geográficas: 40.45 N, 3,72 O Altitud: 665 m

Y emplearemos un proceso iterativo para alcanzar una solución mejorada.

Dada la influencia de las temperaturas en los márgenes de tensiones del sistema, emplearemos las

siguientes condiciones de diseño:

• Temperatura ambiente mínima diurna : -10 º C

• Temperatura operativa de diseño en invierno para Vmpp Max.: 20 º C

• Temperatura usual de operación con irradiación de 1000W/m2: 50 º C

• Temperatura operativa de diseño en verano para Vmpp min.: 60 º C

4.2 Selección del módulo a utilizar (criterios de selección)

Como ya se comentó en anteriores puntos del presente proyecto, la especial reforma que modificó las

zonas comunes de los edificios realizada en torno al año 2007, introduce algunas particularidades en cuanto a

las superficie disponible en zonas altas de la edificación para la posible instalación de captadores

fotovoltaicos. Igualmente las estructuras superpuestas son relativamente más ligeras que la estructura general

del edificio.

También en la selección del captador hay que tener en cuenta que la disposición horizontal disponible

ha quedado reducida por el modo en que están dispuestos los trasteros y tendederos en planta cubierta, y

además los recorridos longitudinales se producen con un ángulo de azimut de 50 grados con respecto al sur

geográfico.

Todo ello desaconseja el uso de paneles convencionales de si-cristalino, ya que para éstos la búsqueda

de la orientación sur supondría un desperdicio muy grande de superficie horizontal disponible si se emplea

un ángulo de inclinación de 45/50 º. Además obligaría a la instalación de soportes fijos que incrementarían el

peso del conjunto y generarían importantes tensiones por efecto vela en una estructura de peso específico

aligerado.

Así entendemos que nuestro criterio de selección del captador más acertado sería la elección de un


panel de lámina delgada flexible que pueda adaptarse con facilidad a los paños horizontales y verticales del

edificio maximizando la superficie de captación disponible. Este sistema además permite mediante

termosellado un unión estable y duradera que evitará la necesidad de estructuras de soporte auxiliar y por

tanto evitará el aumento de tensiones de viento sobre las estructuras existentes, limitando además el peso que

se incorporará al edificio muy por debajo al que sería necesario en caso de seleccionar otro tipo de panel.

Dentro de los distintos fabricantes que existen en el mercado hemos tomado como referencia el

fabricante de origen americano Unisolar. En el anexo se incluyen ejemplos de instalación de paneles de este

fabricante. Entre los ejemplos se encuentra además un centro comercial en la Vaguada (Alcobendas) en una

latitud de utilización prácticamente calcada a la que nos ocupa.

Estudiando el catálogo del fabricante observamos como la evolución año a año ha sido la de conseguir

obtener en dimensiones similares ligeros aumentos de potencia. En la actualidad se ha llegado a obtener

rollos de células de dimensiones 5,5 x 0,4 m con una potencia de 144 Wp, mientras que para la misma

medida en los años 2002 la potencia pico para esa dimensión era de unos 128 Wp, suponiendo un

incremento del 22% de la potencia.

Indicar que aunque el fabricante indica que bajo pedido pudiera realizar otras medidas, trataremos de

ajustarnos en este proyecto a una medida estándar comercializada con objeto de no complicar posibles

sustituciones posteriores.

Por tanto vamos a seleccionar el panel de Unisolar PVL-144 con las siguientes características (ver

anexos para más detalles):

Fabricante: Unisolar

Modelo: PVL-144

Dimensiones: L: 5486 mm x A: 394 mm, espesor 4mm (16mm en caja de conexiones).

Tecnología: Silicio amorfo (Si-a) lámina delgada sobre sustrato flexible.

Nº de células: 22 células de triple unión 356 x 254 mm con diodos de bypass.

Potencia pico (Pp): 144 Watios pico ( 5% de tolerancia)

Intensidad de circuito cerrado (Isc): 5,3 A (I mp: 4,36 A)

Tensión de circuito abierto (Voc): 46,2 V (Vmp: 43,2 V)

Cable: 4 mm2 de sección y 560 mm de longitud.

El fabricante ofrece además las siguientes garantías: 5 años de garantía limitada de producto, 92 % de

potencia a 10 años, 84 % a 20 años y 85 % a 20 años (tolerancia de potencia +-5%)

4.3 Elaboración de año meteorológico tipo para el emplazamiento. Climatología.


36

Para los datos solares de la zona y dada la importancia que tendrá en nuestro caso los sombreados

parciales que puedan darse sobre cada cadena de paneles fotovoltaicos que asociemos, vamos a emplear el

software de apoyo de PVsyst en su versión 6.2.4. Simularemos las diferentes posibles situaciones de sombras

y tomaremos los datos solares incorporados al programa (fuente: Meteonorm 6.1), si bien, los mismos serán

contrastados con otras fuentes como: Ministerio de Medio Ambiente, ELIOS-IES (Madrid), PVGIS, NASA.

4.4 Análisis de sombras y distintas ubicaciones disponibles de captadores FV.

Del estudio del perfil de utilización y de los consumos de las viviendas y portales que hemos

estimado, se deduce que el consumo total a lo largo de un año de energía eléctrica es de aproximadamente

200 MWh/año. Dado que no hemos predefinido un objetivo de porcentaje de demanda cubierta con el

sistema de generación, trataremos de utilizar un criterio de viabilidad económica para evaluar si es

interesante o no una determinada ubicación de paneles fotovoltaicas. Para realizar una primera aproximación

de las superficies susceptibles de albergar paneles fotovoltaicas debemos definir tres subsistemas de

captación diferentes según su orientación. Dado que los sombreados parciales de una cadena penalizan el

rendimiento de toda la asociación de paneles por su influencia en la búsqueda del punto de máxima potencia

(MPPT), podemos presuponer que no deben nunca asociarse cadenas de diferentes orientaciones entre ellas.

En esta primera simulación no vamos a tener en cuenta pequeños cambios de dirección ni sombras

pequeñas (éstos serán estudiados con más detalle en simulaciones posteriores).

En la figura 1 se muestra esta primera aproximación:

FIGURA 4-1 MODELO DE SUPERFICIES DISPONIBLES.

4.5 Comparación de distintas superficies y orientaciones.

De la figura anterior puede deducirse en primer lugar que la superficie final será algo inferior a la

utilizada, en primer lugar porque existen obstáculos que no han sido tenidos completamente en cuenta y en


segundo lugar porque deberá hallarse superficies compatibles con el reparto según dimensiones del panel y el

número de asociaciones viables entre ellos.

Igualmente otras zonas no están disponibles sencillamente por la existencia de ventanas u obstáculos

que no pueden cubrirse a la luz solar como por ejemplo lamas fijas, etc.…

4.6 Selección de los inversores y de la configuración: generador FV – inversor

Para la selección del inversor y tras varias pruebas realizadas entre algunos fabricantes conocidos y

equipos disponibles en el mercado damos en seleccionar el inversor Mastervolt Sunmaster XS6500:

Fabricante: Mastervolt

Modelos: Sunmaster XS6500

Dimensiones: 725 x 356 x 145 mm

Tecnología: 2 MPPT, separación galvánica,

Potencia pico (Pp): 4000-7000Wp (Potencia Nominal DC 5325W CC máx. 5600W)

Intensidad nominal: 2 x 15A ó 1 x 30A

Tensión de seguimiento MPPT: 180-480V CC

El fabricante ofrece además las siguientes garantías: 5 años ampliables a 10 años o 20 años.

Cabe indicar que no definimos que en la simulación no definimos inicialmente un solo inversor, sino

que hemos variado en distintos intervalos y asociaciones de cadenas, aunque hemos mantenido el principio el

número de asociaciones. Esto ha sido así porque:

Es posible que no todas las cadenas finales alberguen el mismo número de paneles, por lo que

podría ser que un único elemento no fuera viable para todas las combinaciones.

En la selección final y una vez sean definidas todas las cadenas se tratará de primar el más potente

de ellos y/o el más potente de ellos que cubra todas las definiciones con el mismo modelo, tratando

con ellos de optimizar el gasto en inversores y si es posible emplear un único elemento lo cual

resultaría ventajoso para el mantenimiento y posibles sustituciones, reparaciones, etc.…

Inicialmente las simulaciones se hicieron con inversores Sunpower de 5200, SMA 4600 y el propio

Mastervolt XS6500.

La selección de la serie se realiza por existir una apropiada combinación entre número de paneles en serie

necesarios (8) y número de cadenas asociables (entre 2 a 6) según inversor cada inversor. En la primera

simulación de acercamiento y para las superficies propuestas se podrían alcanzar un total de:

• 42 cadenas de 8 paneles serie en el sistema 1: paneles horizontales.

• 24 cadenas de 8 paneles en serie en el sistema 2: horizontales con azimut -40º


38

• 19 cadenas de 8 paneles en serie en el sistema 3: horizontales con azimut 50 º

Todas ellas habrían de repartirse en subsistemas en combinaciones de 3,4 y 5 asociaciones por cadena

de cada 8 paneles. Los resultados de las simulaciones pueden consultarse en el anexo “Simulaciones”.

4.7 Selección de las ubicaciones definitivas de los generadores FV y trayectos de CC.

Dada la complejidad de cálculo de las sombras parciales, para el cálculo definitivo de la ubicación de

los paneles fotovoltaicos nos apoyaremos en la herramienta informática PVsyst para el estudio de la posición

exacta de los paneles.

Para obtener una optimización razonable de dicha ubicación definitivo de cada subsistema de cada

sistema por orientación elegida procederemos del siguiente modo:

1. Estudiaremos por separado cada sistema (orientación) y simularemos sus rendimientos,

producción anual y precio del KWh obtenido.

2. Dividiremos cada uno de los subsistemas apropiados de cada orientación. Trataremos de

proponer subsistemas que tengan una ubicación cercana entre sí en términos de unión de

cables eléctricos y cercanía a las posibles ubicaciones de los inversores para reducir

pérdidas eléctricas en el sistema de DC. Estas asociaciones deberán cumplir el requisito de

estar formadas por 3,4 o 5 uniones de cada 8 paneles en serie.

3. Simularemos las distintas posibles ubicaciones por separado tratando de mejorar en cada

paso el dato de partida dentro de la viabilidad económica de cada ubicación.

Para más detalles de los resultados ver el anexo simulación adjunto al proyecto.

En la tabla se muestras los resultados definitivos de los tres subsistemas tras las iteraciones realizadas

para cada orientación y conjunto final, así como los valores generales obtenidos en las simulaciones.

Nº Simulación Sistemas Cadenas

Pnormalizada

(kWh producido/ kWh Instalado)

Factor de Rendimiento

Inversión

(€/Wp)

Coste energía (€/kWh)

Energía generada (kWh/año)

VCX S1+S2+S3 66 3,13 0,707 1,90 0,14 86.865

Tabla 4-1. Resultados simulación en PVsyst.

4.8 Selección y cálculo del sistema soporte del campo fotovoltaico

Debido al sistema de panel elegido no se hace necesario el cálculo de sistemas de soportes. Lo único

que debe estar asegurado es la correcta instalación de la lámina y que la superficie sobre la que se una

disponga de la necesaria limpieza y capacidad de soporte para este tipo de lámina.


En cuanto a las superficies y pesos a soportar las superficies seleccionadas cuentan con la necesaria

capacidad de sujeción para la ubicación de estas láminas y es la correcta ejecución de adhesión la que debe

garantizar su durabilidad. En general las superficies serán: Hormigón, chapas de panel sándwich, acabados

de monocapa, paramentos de panel cemento compactado en fibra, etc.

4.9 Ubicación de inversores (cajas de corriente continua, caja de corriente alterna)

La ubicación de los inversores debe elegirse lo más cerna posible a los paneles generadores en orden a

minimizar las pérdidas de energía en el sistema de corriente continua. Dado que existen en cada zona de

cubierta una armarios destinados a la ubicación de elementos de instalaciones, este lugar resulta óptimo para

la ubicación de los inversores, los cuales además estarán en inmejorable situación para su conexionado al

sistema de BT del edificio a través de los huecos verticales que existen en los patinillos del resto de plantas y

con el embarrado de BT ubicado en el lateral de los ascensores en planta baja.

En algunos casos los sistemas S2 y S3 que pudieran permitirlo se ubican también en los mismos

patinillos, pero en tercera planta, con objeto de reducir la distancia total a los embarrados de CA a los que

finalmente se conectarán. El grado de protección ip44 de los inversores permite sobradamente su ubicación

en cualquiera de estas posiciones.

4.10 Cálculo y esquema eléctrico de la instalación

En el plano 05_Esquemas del presente proyecto se muestra el esquema unifilar y de conexionado de

los elementos eléctricos necesarios para la evacuación de la energía y el conexionado a adoptar para adaptar

al autoconsumo en común de todos los actuales contratos de suministro de luz en la manzana completa.

Dado el esquema original de nueve cajas generales de protección una por bloque, no tenemos a priori

modo de evacuar la energía a través de contador bidireccional. Debe modificarse el modo en que se evacúa y

compra la energía. Para ello se hace necesario la instalación de un transformador de AT/BT y una nueva

línea de distribución de BT que conectar a los embarrados situados en los laterales de los ascensores en el

patio. Igualmente sería necesario mantener los contadores de viviendas para realizar facturación

internamente a cada contador la tarificación de su uso particular, y en el interior del CT realizar la medida de

compra y venta de energía horario en 3.0A del total de los consumos y generación del conjunto.

Análisis económico.

40

5. ANÁLISIS ECONÓMICO.

La viabilidad de los sistemas fotovoltaicos está cada vez más destinada al éxito. El inevitable aumento

del precio de la energía debido al uso de recursos agotables unido a la incesante bajada de precios de venta y

fabricación de los sistemas de captación e incluso el resto de componentes del sistema produce unas

inmejorables condiciones para la viabilidad económica de este tipo de sistemas.

No obstante este escenario favorable no asegura que todas las instalaciones sean convenientes desde el

punto de vista económico, y como todo estudio realizado en horizonte temporal lejano acumula mucha

incertidumbre en la estimación de estos datos futuros.

También deben considerarse otros factores que como desgraciadamente comprobamos son

dificilísimos de estimar como son la evolución del apoyo gubernamental a estos sistemas, las dificultades

normativas para autorización y gestión de instalaciones, etc.

De hecho, la dificultad más destacada a día de hoy en España a la hora realizar la viabilidad y

rentabilidad económica de la instalación del presente proyecto radica en la dificultad de anticiparse a cuál va

a ser el marco normativo a cumplir para el autoconsumo.

Las simulaciones realizadas con Pvsyst nos generan una buena base de datos de parámetros

energéticos en generación para el cálculo de la aportación del sistema fotovoltaico. Obviamente pese al

carácter determinista de estos valores existirá una varianza intrínseca asociada a multitud de variables como

variación de la energía solar disponible, defectos y averías de la instalación, indisponibilidad de equipos,

fallos en la red de distribución, etc.

Por otra parte la evolución de los precios resulta favorable, aunque como en todo presupuesto

económico la determinación del precio real podrá variar en función de las condiciones comerciales de cada

fabricante a la hora de servir el producto, la competencia entre empresas instaladoras, etc.

Realizaremos aquí estudio de previsión determinista de los ingresos generados y precios de la energía

obtenidos para evaluar el retorno de la inversión, rentabilidad y años de amortización de la inversión,

estimando los parámetros que fueran necesarios para este estudio.


5.1 Presentación de datos económicos obtenidos de la simulación.-

Meses

Perfil consumo teórico (kWh)

Energía Generada (kWh)

Balance (kWh)

Energía inyectada a red (kWh)

Energía consumida de red (kWh)

Ene 17.880 4.248 14.164 ‐13.632 531

Feb 15.889 5.186 11.799 ‐10.703 1.096

Mar 14.735 7.818 9.555 ‐6.916 2.638

Abr 13.740 8.312 8.314 ‐5.428 2.886

May 14.532 9.403 8.264 ‐5.129 3.135

Jun 16.398 9.805 9.137 ‐6.593 2.544

Jul 18.233 10.114 10.565 ‐8.118 2.447

Ago 16.047 9.680 9.330 ‐6.366 2.963

Sep 14.701 7.907 9.272 ‐6.794 2.478

Oct 15.641 5.999 11.061 ‐9.642 1.419

Nov 16.370 4.279 12.758 ‐12.091 667

Dic 17.064 3.321 14.103 ‐13.743 360

Total General 191.229 86.073 128.321 ‐105.156 23.165

Tabla 5-1.Evaluacion energética de la instalación.

Con los valores anteriormente expuestos basados en simulación hora a hora deducimos que la energía

excedente total y por tanto la que necesitamos evacuar a través de la red es de 23.165 kWh, todo ello pese a

que la energía generada es tan sólo del 45 % de las necesidades totales. Por tanto la energía autoconsumida

real será de:

Meses

Energía Generada (kWh)

Energía autoconsumida (kWh)

Porcentaje de demanda cubierto en autoconsumo

Energía excedente (kWh)

Ene 4.248 3.716 20,78% 531

Feb 5.186 4.090 25,74% 1.096

Mar 7.818 5.180 35,16% 2.638

Abr 8.312 5.426 39,49% 2.886

May 9.403 6.268 43,13% 3.135

Jun 9.805 7.261 44,28% 2.544

Jul 10.114 7.667 42,05% 2.447


42

Ago 9.680 6.717 41,86% 2.963

Sep 7.907 5.429 36,93% 2.478

Oct 5.999 4.580 29,28% 1.419

Nov 4.279 3.612 22,07% 667

Dic 3.321 2.961 17,35% 360

Total general 86.073 62.908 33,18% 23.165

Tabla 5-2.Autoconsumo y demanda cubierta.

Donde el promedio de energía efectivamente autoconsumida es de promedio un 33 %.

Lógicamente una vez acometida la instalación de un sistema de generación fotovoltaico se hace

necesaria la correcta colocación de la energía en términos económicamente viables. Para ello nos

encontramos con la gran dificultad de que existan 10 embarrados separados entre ellos y con conexión propia

a la red de la compañía. En primer lugar el reparto de conexión de 17 inversores a cada embarrado por

separado no encontraría en ningún momento un reparto equitativo, además de empeorar el comportamiento

del sistema ya que cuanto mayor sea el número de abonados consumiendo a la vez más estable resultarán los

coeficientes de simultaneidad y por tanto mejor balance de energía autoconsumida podrá alcanzase.

En términos económicos el autoconsumo (a tenor de las simulaciones) mejora la economía del gasto

eléctrico en las viviendas, mientras que su venta en general no alcanzará el mismo precio que el de compra

en horarios generalmente punta o al menos llano de facturación, de ahí que interese la unión de cuantos más

abonados mejor para asegurar el mayor autoconsumo posible y un sistema estable.

Para realizar esta unión no queda otro remedio que unificar los consumos de los embarrados de las 10

centralizaciones de contadores mediante un anillo de red BT propio interno a la manzana y consumir desde

AT, único modelo admisible además para contadores bidireccionales en la actualidad, que permita por tanto

la tarificación de la venta de excedentes así como la unificación de suministros a efectos de lograr un buen

nivel de autoconsumo. Pese al alto coste de la inversión para convertir 82 consumos de BT en un único

consumo de AT se generarán otras ventajas en la operación, como es la mejora del precio en los periodos de

compra que como hemos visto pasarán a producirse en horarios más convenientes.

De la simulación hora a hora en comparativa entre los costes previos con tarifa 2.0A y la actual

proyectada con Tarifa 3.0A, se obtienen mediante simulación hora a hora los siguientes valores de costes por

meses:

Mes Costo previo Costo actual

Costo energía comprada

Beneficio venta

Beneficio neto

Ene 2.802,92 € 1.056,45 € 1.086,95 € 30,50 € 1.746,46 €

Feb 2.490,78 € 837,74 € 900,62 € 62,88 € 1.653,05 €


Mar 2.309,84 € 526,10 € 690,80 € 164,69 € 1.783,73 €

Abr 2.153,93 € 363,08 € 557,93 € 194,85 € 1.790,85 €

May 2.278,09 € 337,88 € 550,72 € 212,84 € 1.940,21 €

Jun 2.570,56 € 435,66 € 606,53 € 170,87 € 2.134,90 €

Jul 2.858,20 € 539,55 € 704,28 € 164,73 € 2.318,65 €

Ago 2.515,55 € 416,41 € 618,39 € 201,98 € 2.099,13 €

Sep 2.304,53 € 451,67 € 623,08 € 171,41 € 1.852,86 €

Oct 2.451,89 € 703,08 € 796,68 € 93,60 € 1.748,81 €

Nov 2.566,17 € 939,83 € 978,09 € 38,26 € 1.626,34 €

Dic 2.675,06 € 1.064,86 € 1.085,53 € 20,66 € 1.610,20 €

Total general 29.977,49 € 7.672,31 € 9.199,58 € 1.527,27 € 22.305,18 €

Tabla 5-3.Evaluacion económica mensual.

Para los cálculos se han empleados los siguientes valores de precios para las tarifas 2.0A y 3.0A,

ambos tomados de ejemplos reales aproximados incluidos impuestos:

€/kWh P1 P2 P3

2.0 A 0,15676225

3.0 A 0,10743869 0,08199786 0,04416967

Tabla 5-4.Tarifas horarias de la electricidad.

FIGURA 5-1.TARIFAS HORARIAS DE LA ELECTRICIDAD.


44

5.2 Presupuesto de ejecución y parámetros económicos.

Adjunto al presente proyecto se presentan las mediciones del proyecto ascendiendo su ejecución al

siguiente PEM:

N Concepto Cantidad Precio (€) Wp (€/Wp)

CAPITULO 01 Sistema de captación solar 1 91.200,00 1,20

CAPITULO 02 Sistema DC e Inversores 1 24.150,00 0,32

CAPITULO 03 Sistema eléctrico y protecciones AC/DC 1 7.768,07 0,10

CAPITULO 04 Centro de Transformación+AT+Entronque 1 42.043,18 0,55

TOTAL PEM 165.161,25 2,17

Tabla 5-5.Presupuesto de ejecución material.

El sistema de captación, si bien dobla el precio de un panel monocristalina y como ya hemos

comentado ahorra peso y estructura auxiliar, por lo que la lámina flexible pasa a ser la mejor adaptable.

Además del gasto de ejecución material del proyecto se deberán tener en cuenta los siguientes gastos:

N Concepto Cantidad Precio TOTAL

1 PEM 76.000,00 2,17 165.161,25 €

2 GASTOS GENERALES 7,00% 165.161,25 11.561,29 €

3 BENEFICIO INDUSTRIAL 3,00% 165.161,25 4.954,84 €

4 INGENIERIA 2,00% 165.161,25 3.303,23 €

5 PERMISOS Y LICENCIAS 2,00% 165.161,25 3.303,23 €

6 IVA 21,00% 188.283,83 39.539,60 €

TOTAL GENERAL ……………………………………… 227.823,43 €

Tabla 5-6.Resumen del presupuesto.

Ascendiendo el proyecto a los 2,99 €/Wp instalado.

En cuanto al retorno de la inversión, sin tener en cuenta la depreciación energética de paneles más allá

del 10% inicial ya previsto en la simulación y sobre el precio final con impuestos de 227.823,43 € tenemos

un periodo algo superior a ocho años para el retorno de la inversión:


FIGURA 5-2.FLUJO DE EFECTIVO ACUMULADO (€).

Para el cálculo anterior se han estimado un incremento de la tasa de electricidad del 5%/año, así como

teniendo en cuenta unos gastos de mantenimiento de 786,30 €/año y el 1% de inflación.

No se han tenido en cuenta los importes correspondientes a créditos. En principio al tratarse de una

agrupación de usuarios la cuota unitaria de cada abonado para poder poner en marcha la ejecución será de

3.164,21 € cada uno.

Gráfico de flujo de caja acumulado

Año

Fluj

o ef

ectiv

o ac

umul

ado

(€)

-300.000

-200.000

-100.000

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


46

A continuación se muestran los datos de rentabilidad y los costes tenidos en cuenta:

Tabla 5-7.Resumen de ingresos/costos.

Resumen de costos/ahorros/ingresos del proyecto

Costos iniciales

Sistema eléctrico de potencia 100,0% € 227.240

Sistema de calefacción 0,0% € 0

Sistema de enfriamiento 0,0% € 0

Definido por el usuario 0,0% € 0

Balance del sistema y misc. 0,0% € 0

Costos iniciales totales 100,0% € 227.240

Costos anuales/pagos de deuda

Operación y Mantenimiento € 760

Costo de combustible ‐ caso propuesto € 7.863

Pagos de la deuda ‐ 0 años € 0

Costos anuales totales € 8.623

Costos periódicos (créditos)

€ 0

Ahorros y renta anuales

Costo de combustible ‐ caso base € 29.927

Renta por exportación de electricidad € 0

Total renta y ahorros anuales € 29.927

Viabilidad financiera

TIR antes de impuestos ‐ capital % 12,4%

TIR antes ‐ impuestos ‐ activos % 12,4%

TIR luego de impuestos ‐ capital % 12,4%

TIR luego de impuestos ‐ impuestos ‐ activos % 12,4%

Pago simple de retorno del capital año 10,7

Repago ‐ capital año 8,4

Valor Presente Neto (VPN) € 521.900

Ahorros anuales en ciclo de vida €/año 26.095

Relación Beneficio‐Costo 3,30


Y los flujos de caja por año:

Flujos de caja anuales

Año Antes-impuestosDespués-impuestos Acumulado

# € € €

0 ‐227.240 ‐227.240 ‐227.240

1 22.399 22.399 ‐204.841

2 23.550 23.550 ‐181.290

3 24.759 24.759 ‐156.532

4 26.028 26.028 ‐130.504

5 27.361 27.361 ‐103.143

6 28.761 28.761 ‐74.382

7 30.231 30.231 ‐44.150

8 31.775 31.775 ‐12.375

9 33.397 33.397 21.022

10 35.100 35.100 56.122

11 36.889 36.889 93.011

12 38.767 38.767 131.778

13 40.740 40.740 172.518

14 42.811 42.811 215.330

15 44.987 44.987 260.317

16 47.272 47.272 307.588

17 49.671 49.671 357.259

18 52.190 52.190 409.449

19 54.836 54.836 464.286

20 57.615 57.615 521.900

Tabla 5-8.Flujo de caja anual.

Conclusiones.

48

6. CONCLUSIONES.

En el presente proyecto se han desarrollado los estudios previos energéticos y se ha definido un

sistema FV basado en láminas delgadas flexibles de uso comercial de Si-amorfo. La tecnología de láminas

delgadas ofrece algunas ventajas que hacen que su uso sea ideal en edificios en los que se pretenda evitar la

problemática del peso y los esfuerzos a los que obliga la tecnología convencional. Su aptitud para la

integración arquitectónica las hace por tanto idóneas para multitud de construcciones que de otro modo

podría no resultar conveniente un sistema FV.

El estado actual de la tecnología CIS despierta el interés de investigaciones y ha resultado próspero en

los últimos años, aunque aún a día de hoy no puede competir con las tecnologías de Si-cristalino, que no

paran de avanzar su cuota de mercado sobre todo por sus impresionantes bajadas de precios. No obstante, se

ha demostrado que su rentabilidad económica está fuera de duda, pues si bien no alcanzan precios tan bajos

como sus competidores de Si-c, su montaje y sencilla integración las sigue haciendo competitivas.

En cuanto al dimensionado de instalaciones la gran oferta de datos solares y elementos existentes en el

mercado (captadores, inversores, etc.) unido al gran desarrollo de las herramientas informáticas de

simulación redundan en una buena solvencia técnica para encontrar soluciones de integración de generadores

FV en emplazamientos que de otro modo resultaría sumamente difícil. Este escenario es prueba de la

madurez que va alcanzando en el mercado de las instalaciones fotovoltaicas, empujados por la creciente

consciencia energética mundial y exigido por los continuos aumentos de precios de la energía basada en

fuentes convencionales. Aunque siempre existe una gran incertidumbre en todo cálculo económico futuro, en

general los datos son esperanzadores para el futuro de la tecnología fotovoltaica y CIS.

Sin embargo esta afirmación claramente cierta a nivel mundial y europeo no terminar de ser cierta

para nuestro país. Las idas y venidas del mercado eléctrico español y su regulación, unido a la oposición y

campaña anti-renovables que algunas entidades comandan, hace que resulte verdaderamente difícil asumir el

riesgo que implica una instalación con tan largo plazo de amortización.

A falta de un marco regulatorio estable que dé certidumbre a estos sistemas, cabe decir que las

simulaciones a nivel horario basados en un número de usuarios suficientes y siempre que se permita la

evacuación a través de la red de la energía no autoconsumida es a día de hoy viable, como bien demuestra el

presente proyecto, y seguramente conveniente ya que aporta beneficios de todo tipo a usuarios, sistema,

medio ambiente, etc.


Por último incorporamos un pequeño comparativo de valores típicos de coste de sistemas FV para

integración en edificios basados en Si- monocristalino y en láminas delgada flexibles:

Estimación de costes de sistemas fotovoltaicos conectado a red en edificios Comparativa valor típico SI-Policristalino vs Lámina delgada flexible Si-amorfo

COSTES DE INVERSIÓN Lámina delgada

% Sobrecoste

Costes específicos (€/Wp)* 5 kWp 100 kWp 76 kWp 76 kWp

Módulos 0,6 0,6 1,17 95,00%

Inversor 0,22 0,18 0,22 22,22%

Estructura soporte 0,12 0,12 0 -100,00%

Instalación eléctrica 0,1 0,1 0,1 0,00%

Montaje y puesta en marcha 0,15 0,12 0,12 0,00%

Sistema de monitorización 0,1 0,1 0,1 0,00%

Total (€/Wp) 1,29 1,22 1,71 40,16%

Gastos generales 0,0903 0,0854 0,0855 0,12%

Margen industrial 0,0387 0,0366 0,1368 273,77%

Total sin IVA (€/Wp) 1,419 1,342 1,9323 43,99%

Total con IVA (€/Wp) 1,72 1,62 2,34 43,99%

Tabla 6-1 Comparativa instalación FV en edificios Si-C vs CIS

Proyecto Fin de Carrera Ingeniería...

Documents

Transcript of Proyecto Fin de Carrera Ingeniería...