SOBRE BALANCE NETO. AUTOGENERACIÓN Y … · Las tecnologías de biomasa, eólica y solar...

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CURSO.

SOBRE BALANCE NETO. AUTOGENERACIÓN Y AUTOCONSUMO ELÉCTRICO.

1.- ANTECEDENTES Y SITUACIÓN 1.1.- Antecedentes sobre el autoconsumo eléctrico Tradicionalmente el concepto de autoconsumo o consumo propio de energía eléctrica (consumo por la misma persona física o jurídica que genera la energía) se ha venido aplicando en instalaciones de cogeneración dentro del régimen especial de producción de energía eléctrica. Ya en 2009, según datos estimados por IDAE, alrededor del 30% de la energía eléctrica generada por los equipos de cogeneración era consumida por los centros de consumo asociados a las centrales, lo que significa que en torno a 9.240 GWh se utilizaron en 2009 para autoconsumo. Actualmente otras tecnologías diferentes de la cogeneración, como fotovoltaica o eólica, podrían estar en condiciones de suministrar energía eléctrica para autoconsumo de una manera competitiva, según el recurso disponible y coste de instalación, lo que ha despertado el interés por este concepto de consumidores eléctricos, y por tanto de instaladores y promotores. Este interés ha suscitado un debate, en ocasiones poco documentado, que ha dado lugar a diferentes opiniones sobre la legalidad o no de autoconsumir producción propia de energía eléctrica. El modelo planteado en este curso, está dirigido exclusivamente a su utilización por pequeños y medianos consumidores de energía eléctrica, conectados a la red de distribución de Media o Baja tensión, que no tienen capacidad de negociación para obtener los precios de energía que se ofertan a los grandes consumidores. No obstante, también habrá un pequeño apartado destinado a la generación eléctrica aislada de red y destinada al autoconsumo, así como también será mencionada la autogeneración futura de polígonos industriales, residenciales o comerciales. Por considerarlo muy apropiado, se han tomado las excelentes consideraciones establecidas en el informe "Impacto Socioeconómico del Autoconsumo con Balance Neto", realizado por Plataforma para el Impulso de la Generación Distribuida y el Autoconsumo Energético. En la solución de autoconsumo y en caso de excedentes, estos podrían ser vertidos a la red si el gestor de la red lo admitiera, pero no se venderían, dado que se trata de una mera actividad para uso propio, no de una actividad económica. En caso de seguir hacia el camino de la venta de energía, el tratamiento es otro, amparado en otra legislación, como puede ser el RD 661/2007, etc.

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Ahora bien, al tratarse de consumidores eléctricos, todos ellos tienen contratada una potencia eléctrica que siempre debe estar disponible, por la que pagan al sistema eléctrico a través de su comercializadora una cantidad anual preestablecida. A cambio, disponen de tensión y frecuencia red y de la energía necesaria en los momentos en que la instalación de autoproducción no genere, hasta la potencia límite que contrataron. En relación a la energía que consuman de la red, con el límite de potencia instantánea antes fijado, pagan una cantidad casi proporcional al uso realizado. Dicha cantidad está, a su vez, compuesta por una parte unitaria fija que establece el sistema (peaje del término de potencia) y otra proporcional al consumo y función del tipo de contrato de suministro que se haya realizado. En cuanto a la vigente legislación básica del Estado, no existe inconveniente para conectarse en paralelo a la red de distribución; aunque, si se quiere exportar energía, habrá que hacerlo en las mismas condiciones requeridas al productor de una gran instalación como hemos dicho. Recíprocamente, al comprar la energía necesaria independiente del autoconsumo, habrá que pagarla en su integridad. La generación distribuida y la posibilidad de que los consumidores generen su propia energía aportan sostenibilidad al sistema de generación, distribución y consumo; y lo que puede ser más importante, abren un nuevo escenario de empleo y bienestar económico, ampliamente distribuido por el conjunto del territorio español. La sostenibilidad energética a la que estamos avocados y socialmente comprometidos, requiere un modelo de generación distribuida y, preferiblemente, de carácter renovable. Los avances en las distintas tecnologías, arropadas por una regulación específica permitirá la implantación de instalaciones distribuidas de micro-generación de energía que irán sustituyendo, paulatinamente, a las grandes centrales convencionales alimentadas por combustibles fósiles, en su práctica totalidad importados de zonas geopolíticas poco estables. Dentro de la generación distribuida existe un segmento orientado al autoconsumo, sustentado en tecnologías renovables, con alto grado de maduración que hoy permiten ser una alternativa a la generación convencional y viables económicamente, tanto desde el punto de vista del consumidor del sistema eléctrico, como de la sociedad en su conjunto. En este contexto se sitúa una de las iniciativas adoptadas por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo, en el sentido de llevar a cabo, el desarrollo normativo del mecanismo de Autoconsumo con Balance Neto, iniciado por el anterior gobierno y actualmente en tramitación, tras ser informado por la Comisión Nacional de Energía, una vez escuchado el Consejo Consultivo del regulador. El Autoconsumo puede, y debería, ser una alternativa a los actuales sistemas de generación de energía eléctrica al inducir una mejora significativa de la eficiencia energética. Las oportunidades que este sistema aportaría a la sociedad son, fundamentalmente: (i) Abaratar el coste de la energía en los hogares, comercios e industrias usuarias del autoconsumo; (ii) Garantía de poder cumplir con los compromisos europeos de desarrollo de las renovables y de la eficiencia energética; (iii) Atenuar la dependencia energética de los combustibles fósiles y de terceros países – con un mayor equilibrio de la balanza de pagos.

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(iv) Crear un escenario de “democratización energética”, que redundará en el bienestar de los ciudadanos. (v) Aumentar la eficiencia en los sistemas eléctricos actuales, al evitar el transporte y la distribución de la energía consumida con pérdidas del orden del 12%, lo que representa un ahorro estimado en unos 2000 M€/año. Además, dotaría a las administraciones locales de medios para un sistema de equidad energética y social, pudiendo, tener la capacidad de generar energía utilizando espacios comunes adecuados para emplazar las instalaciones, como patios, grandes cubiertas, jardines u otras zonas de uso comunitario. Nuestro país, por sus condiciones de desarrollo territorial y elevado potencial de consumo, podría incrementar su autoabastecimiento eléctrico, con una energía sostenible y predictible, que asegurara la contención de costes futuros ligados a los combustibles fósiles. Tecnologías en Generación Distribuida: Idoneidad y evolución Prácticamente todas las tecnologías renovables, son aptas para la generación eléctrica distribuida, desde el momento en que alcanzan su madurez tecnológica que les permita suministrar una energía segura y de calidad, a un precio razonable. Para producción de electricidad se incluyen, desde los grandes motores térmicos alimentados a gasóleo o a gas natural, hasta las instalaciones fotovoltaicas, pasando por las termosolares tipo Stirling, la cogeneración, la biomasa, la eólica, la hidráulica, la geotérmica los pequeños motores térmicos de GN, y unas pocas más (ver punto 6.2), en estado embrionario; así como la amplia gama que opera con la transferencia directa de calor. En particular, todas las renovables son aptas para un sistema eléctrico de generación distribuida. Cuando se centra la actividad al segmento de autoconsumo eléctrico de energía, serán el recurso renovable (o no) existente, la modularidad, la robustez y los costes de inversión y mantenimiento, las variables fundamentales que orienten la elección de la tecnología más adecuada a cada caso particular. Las tecnologías de biomasa, eólica y solar fotovoltaica pueden cubrir ya hoy el espectro del autoconsumo de energía. Dentro de ellas, la fotovoltaica parece destinada a cubrir la mayor parte de la potencia demandada en los próximos cuatro a diez años, seguida por la minieólica, la biomasa y la geotérmica. 1.2.- Situación actual y futuro próximo del autoconsumo en España La forma en que se promulgue el futuro Real Decreto que regule el autoconsumo por el mecanismo de Balance Neto establecerá, de facto, el grado y ritmo de penetración de las instalaciones de cada tecnología que se construyan para tal fin. A esta fecha, se da por hecho que el borrador inicial de regulación del Autoconsumo por el mecanismo de Balance Neto, será sustancialmente mejorado a la fecha de su publicación, en base a las alegaciones presentadas al mismo por diferentes afectados, vía la Comisión Nacional de Energía u otros. Destacando cuanto se refiere a: i. La simplificación de los procedimientos administrativos, en relación a los establecidos en el Real Decreto 1.699/2011. ii. La compensación de saldos de energía, haciéndolos coincidir con los de lectura o facturación.

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iii. La objetivación de los peajes -costes de acceso y gestión del Balance Neto- a la realidad física del uso concreto que hacen del Sistema. iv. Eliminación de las restricciones de potencia y del nivel de tensión. v. El establecimiento de algún sistema de incentivos fiscales, en los primeros años, para los casos individuales. Esta base, unida a la permanente reducción de precios en todas las tecnologías y un prudente aumento de los precios de la energía eléctrica, en el entorno del índice de precios al consumo, propiciará que el autoconsumo de energía, por el mecanismo del Balance Neto, sea una alternativa, viable económicamente, y necesaria desde un punto de vista de sostenibilidad. Se estima que una gran parte de las actuaciones se ejecutarán con tecnología fotovoltaica, en la actualidad suficientemente desarrollada como para permitir amplias aplicaciones prácticas. Para este caso se estima una penetración inicial de unos 50 MW anuales, creciendo de forma ordenada, hasta 1.459 MW acumulados en 2016. Desde 2017 y hasta 2020 se instalaría una potencia anual prácticamente constante, para decrecer después gradualmente y estabilizarse en 2025 a unos 400 MW anuales. En cuanto a la tecnología eólica, la evolución de potencia instalada destinada al autoconsumo y generación distribuida seguirá previsiblemente la línea de crecimiento marcada en el PER 2011-2020 realizado por el IDAE. Por otra parte, existen varias tecnologías renovables que también podrán ser incorporadas al mecanismo de autoconsumo con Balance Neto; sin embargo, ello dependerá en gran medida de cómo se promulgue finalmente la regulación. La citada regulación resultaría eficaz por la vía de la fijación periódica de incentivos fiscales, hasta que desaparezcan y, también, por el tratamiento individualizado de los peajes. Las cifras macroeconómicas acumuladas hasta el año 2016, ascenderían a 3.600 M€ de inversión durante el periodo, que representan unos 5.500 M€ de cifra de negocio agregada (volumen de facturación del conjunto de empresas, en la parte que es consecuencia de la implantación del mecanismo de Balance Neto), 14.000 empleos directos a tiempo completo de carácter estructural, unos 1.300 M€ de saldo positivo para el Estado y otros 380 M€ de mejora en la balanza de pagos, al disminuir las importaciones de combustibles fósiles y emisión de gases con efecto invernadero. Destaca el significativo volumen de retornos al Estado, que ya en 2016 ascenderá al 33% de la cifra de inversión acumulada en euros corrientes, habiendo descontado el apoyo fiscal previsto para los primeros años. El porcentaje del retorno al Estado crecerá hasta el 45% del importe acumulado de las inversiones iniciales en el horizonte de 2025. Por último, la promulgación del mecanismo de Balance Neto en sus términos iniciales, no aportaría absolutamente nada, que no permita ya el RD 1699/2011, llegando incluso a desincentivar algunas inversiones. Autoconsumo con Balance Neto de Energía. El fundamento del método de “Balance Neto de energía anual” consiste en generar algo menos de la energía que se consume anualmente, utilizando la red de distribución como “back up” o almacén, para entregarle aquellos excesos puntuales que no se consumen y, por otro lado, demandarle la energía necesaria para cubrir las necesidades de un momento dado, cuando superan a la autogenerada.

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Como se ha dicho, a esta fecha está pendiente de promulgación el Real Decreto por el que se establece la regulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de la modalidad de suministro de energía eléctrica con Balance Neto. Obedece a un mandato del RD 1699/2011 antes citado. El proyecto, elaborado por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo fue circulado, por la CNE, al Consejo Consultivo de la Electricidad y ha recibido numerosos comentarios al texto. Como mas adelante se expondrá, las instalaciones de autoconsumo con Balance Neto producen, de entrada, una reducción de pérdidas en el transporte y distribución superiores al 12% con respecto al sistema convencional, pues el exceso de energía no autoconsumida, lo será por el vecino del productor, sin que haya prácticamente pérdidas por el camino. La viabilidad o decisión de acometer la inversión dependerá de la relación entre la inversión realizada y los ahorros futuros. Es aquí donde se deberían de cumplir las siguientes premisas: i. La simplificación de los procedimientos administrativos, en relación a los establecidos en el Real Decreto 1699/2011. ii. La compensación de saldos de energía, haciéndolos coincidir con los de lectura o facturación. iii. La objetivación de los peajes -costes de acceso y gestión del Balance Neto- a la realidad física del uso que hacen del Sistema. iv. La eliminación de las restricciones de potencia y del nivel de tensión. v. El establecimiento de algún sistema de incentivos fiscales, en los primeros años, para los casos individuales. El tamaño de las instalaciones vendrá definido de forma individualizada, para la tecnología más apropiada, por el precio que se establezca para cubrir el servicio de respaldo (“back up” o almacenaje) que ofrece la red de distribución, por la vía de lo que denominamos “peajes” y las circunstancias en que se apliquen. De mantenerse el modelo actual de mercado eléctrico, parece evidente que los precios de la energía eléctrica final deberán estabilizarse y que, a largo plazo y de promedio, evolucionarán en línea con la inflación. Se ha estimado así para el caso doméstico, en el que la mayor parte de contratos se acogen a la tarifa de último recurso (TUR). En el escenario planteado, no se ha considerado que el límite de potencia para la TUR se reduzca en el corto plazo, a pesar de las demandas de los grandes grupos eléctricos que integran verticalmente toda la cadena de valor. No obstante lo dicho, conviene destacar que en 2012 ya ha existido un intento por parte del Gobierno actual de empeoramiento de las condiciones TUR para los clientes, si bien no se llevó a efecto en gran parte debido a los consejos aportados por el INFORME 35/2012 de 20 de Diciembre de la CNE. Por el contrario, en el mercado liberalizado para consumidores en el sector servicios y pequeñas industrias, se estima una evolución con una mejora de unos 25 puntos básicos con respecto al índice anual de precios al consumo. El contenido del futuro Real Decreto y los costes asociados que establezca para el autoconsumo, por Balance Neto de energía anual, determinarán la implantación y grado de desarrollo de cada tecnología sobre la evolución estimada, haciendo que se acelere o, por el contrario, se aplace el inicio, lamine la intensidad o se dilate en el tiempo.

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Con estos datos y los precios de instalación y de mantenimiento, resultará inmediato evaluar el periodo de retorno o plazo de recuperación de la inversión, vía ahorro en los futuros recibos de electricidad, y en función del año en que se realizara la instalación. Ahora bien, y a pesar de lo dicho, de no contar con algún tipo de apoyo fiscal, un mecanismo, como el Balance Neto, que permita transaccionar directamente energía, a un precio idéntico, y con costes objetivos de peajes, conducen –de momento- a que la generación para autoconsumo sea algo testimonial, por su inviabilidad económica. Por el contrario, caso de disponerse desgravaciones fiscales, incentivos financieros, incentivos a la producción, subvenciones, etc, los usuarios verían aceptable promover instalaciones de este tipo. A mayor abundancia, el mecanismo de Autoconsumo con Balance Neto puede ser mejorado en relación con el planteamiento actual de cara al consumidor, que en colaboración con el resto del sistema, es quien aporta alguna parte del suministro. Como ilustración, algunos supuestos. Por ejemplo,

CTI empresaeléctrica

Importaciónneta

Núcleo rural cualquiera

SITUACIÓN ACTUAL, 2012

CTI empresaeléctrica

GE

GE

GE

GE

GE

GE

GE

GE

Exportación / importación neta = 0

Núcleo rural cualquiera

Núcleo rural cualquiera. El suministro esradial y en un solo sentido, hacia el clienteconsumidor.

SITUACIÓN EN BALANCE NETO

El suministro es bidireccional en el interior de la red rural.La autogeneración en exceso de algunos clientes, justamente alimenta a los consumos de otros, produciendose un suministro cero de energía desde el transformador de la empresa eléctrica.

Consumidor.

Esta situación presenta problemas jurídicos de cara a la facturación de la empresa eléctrica a sus clientes, a los que les cobra una energía que no suministra. La facturación, no debería ser como en las condiciones actuales. Además, facturará un IVA sobre un producto no realizado, comprometiendo a la Administración, coautora del cobro.

1

2

SUPUESTOS

Contadorbidireccional

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33Exportación /

importación neta = 0

Subestaciónempresa eléctrica


Núcleo rural 1 Núcleo rural 3 Núcleo rural 5

Núcleo rural 4Núcleo rural 2


El suministro a varios núcleos urbanos, se realiza entre ellos. La empresa eléctrica no aportaenergía ni potencia desde su red, solo mantiene frecuencia y presta la red soporte.

Esta situación es similar a la 2

Red de AT Exportación

Importación

44

Exportación neta





Una vez realizado el suministro a varios núcleos urbanosprocedente de su propia autogeneración entre ellos, la empresaeléctrica recibe el exceso de autogeneración en su subestación.

Esta situación hace que los clientes consumidores de antes, se hayantransformado en suministradores de la empresa eléctrica. El problemajurídico es triple: la empresa ha perdido a sus clientes, les cobra unaenergía y un IVA que no aporta y recibe una energía gratis en sus redes ¿?Por parte de la Administración, se hace preciso ordenar todos estosconceptos para darle rigor administrativo y jurídico.Subestación

empresa eléctrica

Red de AT

55

Exportación / importación neta ≠ 0






Red de AT

SOLUCIÓN

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La situación 4 es la que mejor refleja los consumos diarios, con la consideración de que en determinados momentos del día habráexportación neta, mientras que en otros, predominará la importación. Se representa en el supuesto 5 anterior.

La relación entre cliente (consumidor o empresa eléctrica) y productor (autogenerador o empresa eléctrica) en cada momento, de cara a contemplar el aspecto económico del suministro, debería producirse considerando los costes del producto en cada caso.

Por ejemplo, cuando la empresa eléctrica es productor (el cliente es consumidor neto), el precio del producto es la tarifa, o similar.Cuando el cliente se convierte en exportador neto, suministrando energía, bien a otros clientes del entorno, bien al resto del sistema eléctrico, deberá recibir un importe económico por su aportación, considerando que está haciendo uso de la red de la empresa eléctrica que se ha convertido en almacén temporal “alquilado”, con su coste por el uso que de ella se hace.

En cualquier caso, el balance neto y justo, debe de ser aquél que retribuya económicamente al suministrador en función del costedel suministro realizado, independiente de que sea la empresa eléctrica o el autoproductor, antiguo cliente, ahora convertido en productor. Para nada se debería contemplar la opción de que el autogenerador inyecte energía a la red de la empresa eléctrica a precio de coste cero para el sistema eléctrico, ni tampoco derivar la aportación del cliente (ahora productor) hacia una situación de trueque, porque estamos en el siglo XXI, donde las transaciones de productos tienen su precio y sus impuestos. Caso de hacerserealidad los supuestos planteados, se vislumbran situaciones jurídicas complicadas y difíciles de explicar en la UE.

CONCLUSIONES:

Si la autogeneración toma impulso suficiente, en un futuro corto razonable, directamente para emplazamientos rurales, aportará el suministroenergético a los mismos y a su entorno, desplazando o eliminando el suministro reglado desde la red de la empresa eléctrica en determinadosperiodos del día. Posteriormente hará lo mismo en zonas industriales, donde irá desplazando al suministro reglado de la distribución que hoy se conoce, para continuar adueñándose de las zonas periurbanas y urbanas, de forma tal que en todos los casos, el cliente de una empresa eléctricase convertirá en suministrador temporal de ella, continuando el resto del tiempo como cliente. Es así como se contempla en lugares donde yafunciona una autogeneración similar a la propuesta para el BN.

El concepto de distribución que existe a fecha de hoy, enero de 2013, en pocos años habrá cambiado. Por poner un ejemplo, el sistema eléctriconacional será el soporte de los parámetros fijos de la red (tensión, frecuencia, potencia garantizada, potencia de cortocircuito, enlace eléctricoentre consumidores y generadores) y la garantía de estabilidad del suministro en situaciones de déficit de suministro temporal o exporádico en determinados lugares. Pero para nada el suministro nacional dependerá como hoy de una generación lejana que alimenta la totalidad de unossuministros dependientes de ella en forma radial, y que sean considerados solo como consumidores, tal como sucede a esta fecha.

Es evidente que en esas condiciones no es posible pensar que los pequeños autoproductores (muchos) aporten onerosamente su producción al sistema (GWh) sin compensación alguna, mas si tenemos en cuenta que cuando ellos mismos se convierten en consumidores, resulta de aplicación la tarifa estándar que remunera a la generación que ellos consumen, y que a veces esta generación procede de alguien muy próximo, de su entorno. Para entonces, será preciso que el Ministerio haga las cuentas pensando en un sistema eléctrico nacional que alimenta a muchosconsumidores, aportando el suministro desde muchos generadores, pequeños y grandes, la mayor parte de ellos próximos entre sí, por medio de una red eléctrica que los mantiene unidos y que tiene su propietario que deberá ser remunerado convenientemente. Y considerando también lasventajas de esta nueva forma de suministro, donde desaparecerán las grandes pérdidas debidas a la distancia productor-consumidor, así como la elevada dependencia de grandes centros de generación.

La red de Transporte actual pasará a convertirse en red de distribución entre consumidores/productores situados a grandes distancias y que no tengan otro medio de conseguir el suministro.

Las empresas eléctricas tienen aquí una buena oportunidad, quizá histórica, para situarse como promotoras de esta nueva forma de hacerDistribución, y tomar posiciones, porque el tiempo no se para. De su concienciación, dependerá su éxito.

Se podría resumir la situación del suministro eléctrico nacional futuro-próximo en base a tres agentes, con independencia de su procedencia:

PRODUCTOR: Exporta energía al mercado

CONSUMIDOR: Demanda energía del mercado

MERCADO: Regula y satisface necesidades energéticas del productor y del consumidor

CAMBIO EN EL MUNDO DE LA DISTRIBUCIÓN. UN ANTES Y UN DESPUÉS

Dado que existen precedentes en otros países, como por ejemplo, Alemania, Italia, Dinamarca, Bélgica, Japón, Australia, Estados Unidos, Canadá, México, Portugal, Francia, Panamá, Chile, Puerto Rico y Brasil, entre otros, citaremos algunos ejemplos: El caso alemán Alemania fue uno de los primeros países en apreciar las bondades del autoconsumo. Por eso, allí disfrutan de un sistema de net metering muy favorable al consumidor. Alemania prima el exceso de producción y, además, el hecho de consumir lo que uno mismo produce ya constituye en sí mismo un ahorro para el consumidor. Ese país ha sido pionero a la hora de generar incentivos a nivel nacional para que cada hogar pueda aportar a la red nacional el exceso de electricidad generada con paneles solares. Las estadísticas indican que a finales de 2010 Alemania contaba con 860.000 instalaciones en techos de casas, fábricas y establecimientos rurales.

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El gobierno alemán instó a las compañías eléctricas a comprar la electricidad proveniente de fuentes renovables con una tarifa especial, que, desde el año 2000, permite al usuario calcular el rendimiento de su instalación a veinte años vista. En Alemania, cada persona puede generar su propia electricidad y estar segura de que, si la quiere vender a la red, alguien se la comprará. A quienes desean hacerlo desde su hogar, se les instala dos medidores: uno cuenta la electricidad que se suministra a la red y otro mide el consumo desde la red. En la factura final se descuenta del consumo lo que se haya inyectado de energía renovable. Este modelo de tarifas feed-in predeterminadas por un largo plazo garantizado, es el sistema más favorable porque le da seguridad al generador y no hacen falta contratos individuales a negociar entre el generador y el comprador. En el sistema de remuneración alemán siempre hay transportistas en determinadas áreas que deben comprar energía renovable a tarifas más altas que en otras zonas donde se genera menos electricidad renovable. Para que no existan diferentes precios según la zona, existe un mecanismo de compensación, clave para el desarrollo de las energías renovables bajo un sistema con acceso prioritario a la red y con remuneración de tarifas fijas. Próximamente, entrará en vigor una nueva regulación que obligará a que cada instalación fotovoltaica consuma un 20% de la energía que produzca. En el caso de que la venda toda a la red, sólo recibirá el 80% de la retribución. Como ejemplo directo de valoración de excedentes capaces de aportar externalidades positivas, durante 2011, Alemania ha retribuido a 16 c€/KWh la energía procedente de las instalaciones de menos de 30 KW, con autoconsumo instantáneo mayor del 30%. El modelo americano California constituye otro de los claros ejemplos de autoconsumo. En 2011, 47 de los 51 estados de los Estados Unidos ya contaban con net metering, siendo el de California el más antiguo, 1996, y el que más éxito ha tenido. La potencia acogida en California en 2008 fue de 386 MW. Un 95% de los cuales, 365 MW, correspondió a energía fotovoltaica. En este estado existe un límite de potencia de un megavatio, pero otros estados tienden a incrementarlo hasta dos megavatios o más. Los principales tipos de usuarios se encuentran en los sectores comercial, industrial, residencial y agrícola. En California, la energía excedente FV se inyecta a la red y el usuario sólo paga la diferencia entre la energía extraída y la inyectada. En este sistema, el valor de la energía FV inyectada a la red genera un crédito de consumo cuyo valor es igual al precio minorista de la electricidad. Otra de las características destacables es que las utilities asumen el coste del sistema de net metering pero lo repercuten directamente en el conjunto de consumidores de electricidad. La compañía eléctrica asume el coste causado por la energía inyectada a red por los usuarios del sistema de net metering y asumen también los costes asociados al incremento de la carga administrativa. También a modo de ejemplo directo, en 43 estados de EE UU (incluido California), se ha valorado la energía entregada a la red al precio de unos 14 c€/KWh, que se corresponde con el precio de coste a un usuario en España.

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SITUACIÓN EN PUERTO RICO ¿Qué es Medición Neta? Medición Neta es una manera de incentivar el uso de fuentes de energía renovable a nivel del consumidor. Bajo este esquema, el sistema renovable suple en todo o en parte el consumo de energía del cliente y el exceso de energía, si alguno, se exporta al sistema eléctrico de la AEE. El cliente recibe un crédito cuando el sistema exporta energía a la red eléctrica de la AEE. El folleto Conozca el Programa de Medición Neta contiene más información de cómo funciona el mismo. ¿Cómo se estableció el Programa de Medición Neta en Puerto Rico? El Programa de Medición Neta se estableció bajo la Ley Núm. 114 del 16 de agosto de 2007, según enmendada. Dicha Ley establece los criterios de elegibilidad que el cliente tiene que cumplir para participar del Programa. Además, establece la manera en que se compensará por la energía que el cliente exporte a la red de la AEE. ¿Cómo funciona el Programa de Medición Neta en Puerto Rico? Bajo el Programa de Medición Neta, un cliente con un sistema de generación elegible, que utilice una fuente renovable de energía, puede exportar a la red de la AEE el exceso de energía que su sistema genere. La AEE medirá la energía que el cliente exporte a la red y facturará al cliente por la energía neta que este consuma. La energía neta es igual a la energía consumida por el cliente menos la exportada por éste a la red. Si el cliente exporta más energía que la que consume de la AEE, el exceso se contabilizará en su cuenta y podrá utilizarlo en meses subsiguientes. En el cierre fiscal de cada año la AEE compensará por la energía acumulada que el cliente no haya utilizado para compensar por su consumo, a razón de 10 centavos por kilovatio hora, de los cuales 75% se acredita a la cuenta por servicio de energía del cliente y 25% se acredita a la cuenta del Departamento de Educación, según dispuesto en la Ley Núm. 114. ¿En qué oficina de la AEE debo solicitar Medición Neta? El cliente solicita su participación en el Programa de Medición Neta en la oficina de Ingeniería de Distribución de la Región correspondiente según la ubicación del sistema. Sin embargo, la firma del Acuerdo de Medición Neta se gestiona en la Oficina Comercial correspondiente si la cuenta es residencial o comercial secundaria. Si es una cuenta al por mayor, la firma del Acuerdo se gestiona en el Departamento de Ventas al por Mayor en Santurce. Oprima aquí para obtener un mapa con las áreas de servicio y los números de teléfono de las Oficinas de Ingeniería de Distribución y Oficinas Regionales (comerciales) de la AEE. ¿Tengo que cambiar mi contador o medidor para participar en el Programa de Medición Neta? Para cualquier sistema de generación distribuida, independientemente de si participará del Programa de Medición Neta, es necesario reemplazar el contador del cliente. La AEE reemplaza el contador del cliente sin costo alguno como parte del proceso de Interconexión. ¿Cuándo comienza mi participación en el Programa de Medición Neta? El cliente comienza su participación tan pronto cumpla con todos los requisitos del proceso de interconexión y haya firmado un Acuerdo de Medición Neta en la Oficina Comercial correspondiente. Este Acuerdo establece la fecha en que el cliente comenzará a participar en el Programa.

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¿Es cierto que la AEE compensa a razón de 10 centavos por kWh por toda la energía que el cliente exporte? Toda la energía que el cliente exporte y utilice para compensar por su consumo tendrá el mismo valor que la energía que está desplazando. Sólo la energía que el cliente haya exportado en exceso y no utilizado durante el año fiscal se compensará a razón de 10 centavos por kWh, de los cuales 75% se acredita a la cuenta por servicio de energía del cliente y 25% se acredita a la cuenta del Departamento de Educación, según establece la Ley Núm. 114, supra. ¿Por qué la AEE acredita a la cuenta del cliente de Medición Neta menos energía que la que genera su GD? La AEE acreditará la energía que el sistema genere y exporte a la red de la AEE a través del contador o medidor. La energía exportada a la AEE es menor que la generada por el sistema del cliente, ya que parte de la energía generada se queda en las instalaciones del cliente para suplir el consumo de sus equipos. ¿Existen requisitos en cuanto a los equipos que puedo instalar en mis predios? Los equipos de interconexión (inversor, interruptor automático y relés) tienen que estar aprobados por la AEE. Una vez aprobados se publican en la Lista de Inversores Aprobados para Uso en Sistemas de Generación Distribuida. Además, los componentes principales de los sistemas de energía renovable (inversores, fuente de energía renovable, controlador de carga y batería) tienen que estar aprobados para su venta y uso en Puerto Rico por la Administración de Asuntos Energéticos (AAE). De igual manera, se requiere evidencia de que el instalador está certificado por la AAE y la certificación del sistema (diseño e instalación) aprobada por dicha Agencia. Puede encontrar más información sobre los equipos e instaladores certificados por la AAE en su página de internet www.aae.gobierno.pr. ¿Los términos Interconexión y Medición Neta se refieren a lo mismo? El término interconexión se refiere al proceso técnico mediante el cual el cliente instala y obtiene autorización para operar un sistema de generación en paralelo con la red eléctrica de la AEE. Medición Neta es la manera en que la AEE compensará al cliente por la energía que su sistema renovable exporte a la red. No todos los sistemas que se interconectan a la red eléctrica cualifican para el Programa de Medición Neta, pero todos los sistemas que interesen participar en el Programa tienen que obtener primero la aprobación de la AEE para la interconexión. Existe un Reglamento para la Interconexión de Generadores con el Sistema de Distribución Eléctrica y el Reglamento para Establecer el Programa de Medición Neta, ambos contienen los requisitos y el proceso que el cliente tiene que cumplir para participar en los mismos. Experiencia de Japón El autoconsumo y el Balance Neto se aplican en muchos países, pero otra referencia clara es Japón. En Japón la energía fotovoltaica está muy socializada; Sanyo, Sharp y Kyocera estuvieron décadas liderando el ranking global de fabricantes de paneles solares y éstos forman parte de la vida cotidiana de los japoneses: numerosas viviendas los incorporan como equipamiento estándar porque su coste no es relevante en comparación con el precio del suelo y el resto del inmueble. Tenemos mucho que aprender de ellos. A mediados de 2005, el país del sol naciente eliminó las ayudas directas a la fotovoltaica y dejó que el mercado operara en régimen de autoconsumo; los eventuales excedentes generados por las instalaciones se regalaban al sistema. Al año siguiente, el mercado solar cayó un 40%, pero todavía se instalaron 175 MW, que en aquella época era el 7% del mercado mundial.

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El mercado nipón se mantuvo estable en 2007, sustentado por las instalaciones en la edificación residencial, y en 2008 creció un 40%, hasta los 250 MW, impulsado por nueva demanda del segmento industrial, capaz de asumir mejor los largos plazos de amortización. No podemos saber qué hubiera ocurrido en Japón si el mercado fotovoltaico se hubiera desarrollado así, porque en 2009, el Gobierno, para disminuir la dependencia energética y frenar el calentamiento global, mantuvo el autoconsumo y estableció una tarifa para cada kWh excedentario. Como resultado, la potencia solar instalada se duplicó en 2010 y la tendencia es creciente, porque se está reforzando el fomento de las renovables tras el desastre de Fukushima; en 2011 conectó 1.100 MW. Francia Recientemente se ha propuesto una forma de balance neto a través de Électricité de France. De acuerdo a su página web, la energía que producen los productores domésticos de energía puede ser comprada a un precio mayor que el que se carga a los consumidores. Por ello, se recomienda, vender toda la energía producida y comprar la energía necesaria para el consumo a un precio menor. El precio ha sido fijado durante un período de 20 años por el gobierno. Conclusión: El análisis de estos cinco modelos de autoconsumo mediante el mecanismo de Balance Neto implantados en Alemania, California y Puerto Rico y Japón (actualmente existen otros muchos), nos permiten visualizar cómo el autoconsumo ha ido avanzando a diferentes velocidades en estos territorios. Centrándonos en el caso español, y valorando la riqueza de los recursos renovables que posee España, la futura legislación sobre autoconsumo deberá ser capaz de aunar los intereses de consumidores y generadores y, en definitiva, de todos los actores implicados en el sector de las energías renovables. Las ventajas del modelo son incuestionables, su desarrollo se verá condicionado por las premisas que establezca el futuro RD. No se debe olvidar que los costes alternativos de otras tecnologías, se encuentran en niveles bastante aceptables, sobre todo algunos de ellos. No obstante lo dicho, a esta fecha se tienen buenas noticias acerca de las opciones propuestas que parecen aceptadas para la salida inicial del futuro RD, donde se estima que se han recogido multitud de sugerencias enviadas al Ministerio, cambiando la propuesta inicial de Balance Neto sin compensación económica directa. Actualmente se habla de retribuir la energía entregada al valor del "coste evitado", esto es, al precio mayorista de venta de electricidad, compitiendo con las grandes centrales, unos 6 c€/KWh. Incluso hasta se habla de otras opciones, como puede ser valoración mensual de excedentes a precio de coste del consumo (unos 16 c€/KWh), y anual a precio de coste evitado. 1.3.- Alcance del Curso El presente curso, desarrollado por medio del índice que sigue, pretende ofrecer información suficiente en relación con las condiciones que rodean la producción de energía eléctrica para autoconsumo, las exigencias reglamentarias y el estado actual o previsible de las diferentes tecnologías, de acuerdo con los siguientes puntos:

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1.- ANTECEDENTES Y SITUACIÓN 1.1.- Antecedentes sobre autoconsumos eléctricos 1.2.- Situación actual y futuro próximo del autoconsumo en España 1.3.- Alcance del Curso 1.4.- Objetivos básicos a cumplir 1.5.- Ayudas y subvenciones 2013 2.- REGLAMENTACIÓN Y NORMATIVA DE APLICACIÓN 2.1.- Marco legislativo. Reglamentación nacional (España, CCAA, Ayuntamientos). 2.2.- Recomendaciones internacionales 2.3.- Las tarifas eléctricas 3.- TIPOS BÁSICOS DE GENERADORES. 3.1.- Generación aislada de red y generación asistida. 3.2.- Generación interconectada a red 4.- GENERACIÓN DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO PARA AUTOCONSUMO 4.1.- Tipo, características y condicionantes de la demanda 4.2.- Generación minieólica. Características y componentes de las instalaciones 4.3.- Generación minihidráulica. Características y componentes de las instalaciones 4.4.- Generación fotovoltáica. Características y componentes de las instalaciones 4.5.- Generación biomasa. Características y componentes de las instalaciones 4.6.- Generación termosolar. Características y componentes de las instalaciones 4.7.- Generación mediante motor de gas natural licuado. Características y componentes de las instalaciones 5.- EL ASPECTO ECONÓMICO DE LA GENERACIÓN DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO PARA AUTOCONSUMO. 5.1.- Metodología a emplear. Ratios económicos. 5.2.- Evaluación del Autoconsumo realizado con Tecnología Fotovoltaica 5.3.- Evaluación del Autoconsumo realizado con Tecnología Eólica de pequeña y media potencia 5.4.- Estudio técnico-económico de la generación termosolar 5.5.- Estudio técnico-económico de la generación con motor a base de gas natural 5.6.- Incentivos y subvenciones en la generación para autoconsumo 5.7.- Garantías básicas establecidas entre el suministrador/cliente de las instalaciones 6.- EL AUTOCONSUMO COMUNITARIO 6.1.- Análisis de la situación. 6.2.- Tipos de captación a emplear para producir electricidad. Resumen 6.3.- Medidas a tomar para cumplir con la reglamentación 6.4.- Evaluación económica de las soluciones 1.4.- Objetivos básicos a cumplir Los objetivos básicos del curso son dos: a) Informar sobre la situación del estado actual de esta nueva modalidad de producción energética que se establece ahora en España para ayudar a un consumo eléctrico mas racional y eficiente, y de la legislación y reglamentación actual que lo acompaña, así como de ciertos aspectos que previsiblemente se relacionarán con la evolución de la misma a lo largo del tiempo a corto plazo. b) Formar y capacitar a los asistentes para que puedan desarrollar fácilmente las nuevas tecnologías que llevarán a cabo la implantación de este novedoso suministro eléctrico. Para ello se presentarán ejemplos de situaciones teóricas o reales que serán analizadas de acuerdo con los criterios que marca la reglamentación existente, tratando a su vez de optimizar los resultados de las mismas. 1.5.- Ayudas y subvenciones 2013 Debido a que todavía no se dispone del RD, el amplio mundo que se pondrá en marcha a partir de su aparición (empresas de suministro de instalaciones, empresas eléctricas, sistemas de financiación, figuras administrativas que lo definan, clientes, etc.), se encuentra en una impaciente espera. A esta fecha, enero 2013, no existen todavía ayudas que incentiven la inversión (Ver también punto 5.5 donde se citan posibles fuentes de ayudas).

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2.- REGLAMENTACIÓN Y NORMATIVA DE APLICACIÓN 2.1.- Marco legislativo. Reglamentación nacional (España, CCAA, Ayuntamientos). Entre la legislación y normativa vigente a nivel nacional, cabe citar: Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos. Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas. Real Decreto 1718/2012, de 28 de diciembre, por el que se determina el procedimiento para realizar la lectura y facturación de los suministros de energía en baja tensión con potencia contratada no superior a 15 kW. Ley 2/2011, de 4 de marzo, de Economía Sostenible. (Entre otros aspectos establece, en su Disposición final cuadragésima cuarta y quinta, la ampliación del plazo de cobro de prima para las instalaciones FV del RD 661/2007 hasta 30 años, en lugar de los 25 que establecía el 661 para el primer tramo, o los 28 años que establecía el RDL14). Real Decreto 647/2011, de 9 de mayo, por el que se regula la actividad de gestor de cargas del sistema para la realización de servicios de recarga energética. Orden ITC/2452/2011, de 13 de septiembre, por la que se revisan determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial (contadores domésticos telegestionados) Real Decreto 1544/2011, de 31 de octubre, por el que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que deben satisfacer los productores de energía eléctrica. Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia. Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Real Decreto 1614/2010, de 7 de diciembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica a partir de tecnologías solar termoeléctrica y eólica. Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico. Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social. Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Real Decreto 1028/2007, de 20 de julio, por el que se establece el procedimiento administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones de generación eléctrica en el mar territorial. REAL DECRETO 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación. REAL DECRETO 1580/2006, de 22 de diciembre, por el que se regula la compatibilidad electromagnética de los equipos eléctricos y electrónicos REAL DECRETO 385/2002, de 26 de abril, por el que se modifica el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica. Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento electrotécnico para baja tensión. y SUS ITC BT. REAL DECRETO 1433/2002, de 27 de diciembre, por el que se establecen los requisitos de medida en baja tensión de consumidores y centrales de producción en Régimen Especial. Real Decreto 1955/2000, 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica en general

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LEY 54/1997, de 27 noviembre. del Sector Eléctrico. Proyecto de Real Decreto que establece requisitos para la recarga de vehículos eléctricos (ITC-BT-52) y modifica otras ITC del REBT NOTA DE INTERPRETACIÓN TECNICA DE LA EQUIVALENCIA DE LA SEPARACIÓN GALVÁNICA DE LA CONEXIÓN DE INSTALACIONES GENERADORAS EN BAJA TENSIÓN OTRA NORMATIVA ORDEN MINISTERIAL de 5 de septiembre de 1985, Normas Administrativas y Técnicas que establecen normas administrativas y técnicas para el funcionamiento y conexión a las redes eléctricas de centrales de autoproducción eléctrica. REGLAMENTO SOBRE CONDICIONES TÉCNICAS Y GARANTÍAS DE SEGURIDAD EN CENTRALES ELÉCTRICAS, SUBESTACIONES Y CENTROS DE TRANSFORMACIÓN, en su edición vigente, aplicando la normativa eléctrica básica. Resolución de 31 de Mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas publicada en el BOE número 148, de 21 de junio de 2001, establece los modelos de contrato tipo y modelo de factura para este tipo de instalaciones. En particular, la autorización administrativa de las pequeñas instalaciones para autoconsumo, conectadas a la red interior se sustenta en el Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia. Ese decreto facilita, de una forma significativa, la tramitación genérica que establece el Real Decreto 1955/2000, 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica en general. Actualmente ya existe desarrollo normativo en diferentes CC AA (CyL, Extremadura, Cataluña, etc) en relación con el RD 1699/2011 que establece las condiciones de la autogeneración. Se espera que en poco tiempo, estarán fijadas unas condiciones administrativas sencillas en toda España, de forma que puedan desarrollarse las inversiones sin esta importante carga. Por otro lado, deducida de la legislación nacional, o simplemente como complemento a otras existentes, tanto CC AA como Ayuntamientos, han desarrollado diversas normas que complementan a las anteriores. Ver punto 5.5. Por ejemplo, en relación con el Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia, existen a esta fecha bastantes CC AA que han desarrollado criterios de aplicación, favoreciendo las condiciones de implantación, como pueden ser Cataluña, Extremadura, CyL, Galicia, etc. Las que todavía no lo han hecho, se encuentran en fase de redacción, como ocurre en en la CA de Murcia.

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2.2.- Recomendaciones internacionales Según Solar Alliance, -la agrupación de las principales empresas de toda la cadena de energía solar de EEUU-, existen 4 “pilares” para que una política renovable sea rentable: Incentivos, Balance Neto, interconexión y cambios en las tarifas e ingresos de las compañías.

- Con incentivos se refiere a cualquiera de las políticas ya descritas más arriba, como el sistema de cuotas o las rebajas fiscales. Como se ha explicado, estas medidas pueden ser complementarias al sistema de medición neta. El mayor incentivo debe venir del propio ahorro (coste evitado) que el consumidor/productor consigue con la instalación. En cualquier caso, un factor fundamental es el acceso a crédito. Si no existiera una fuente de acceso a crédito para los emprendedores, es absolutamente fundamental que se facilite este acceso, por ejemplo creando una agencia estatal, pues sin créditos las instalaciones se limitarían a hacerlas los propietarios de capital y la política sería un fracaso tanto en cuanto a instalación de kW como en implicación de la sociedad. En cualquier caso, que exista este crédito a un precio razonable no debería ser muy difícil, pues al nivel de costes explicado en el epígrafe x, el riesgo es el mismo o menor que el que alguien deje de pagar la factura de la electricidad. Por otro lado, para sobreponerse a la posibilidad de un entramado de leyes que mezclen el Balance Neto con otros tipos de incentivos, es muy útil la creación de un documento o una única página web que explique claramente cada política, como se ha tratado de hacer en EEUU. Esta página debe ser fácil de entender para todo el mundo, al mismo tiempo que de acceso de forma gratuita a todos los documentos legislativos. Esto es lo contrario de lo que ocurre en Italia, donde la página de referencia no explica nada y cobra por acceder a la regulación. - La interconexión (entre productor/consumidor y la compañía eléctrica) es un tema importante tanto para políticas de Tarifas Reguladas como de Balance Neto.

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En los modelos de tarifas reguladas suele haber una regulación clara sobre los límites de potencia, estos límites pueden obviarse salvo para grandes instalaciones, pues no suponen un problema para la red. Según Rose et al. (2009), y Jiménez (2011), para una máxima eficiencia no deben ponerse límites a los particulares. Solar Alliance (2011) recomienda: que se cobren tasas progresivas, es decir, mayores cuanto más grande sea la instalación; no poner límites de potencia, pues un gran consumidor (como un centro comercial) puede producir y absorber mucha energía durante el día sin que el sistema lo note; no exigir muchas normas técnicas para las instalaciones residenciales (más pequeñas); estandarizar y simplificar los procedimientos y resolver rápidamente las solicitudes. Estas recomendaciones coinciden con otros análisis (Electrical Safety Authority (2008), American Solar Energy Society (2009)75 que buscan, en general, proteger al pequeño consumidor del exceso de burocracia que pueda aumentar sus costes de transacción. En cualquier caso, cada entorno tiene sus particularidades. En el caso español, donde existe un sistema de Régimen Especial para tecnologías primadas con tarifas reguladas, debe estar claro, según Montoya, C. (2011:10) que el sistema de Balance Neto es un modelo diferente, en el que los usuarios adquieran un estatus legal de “autoproductores” o permanezcan como consumidores, y no generadores o empresarios (pues no buscan el lucro sino el ahorro) de cara a trámites oficiales. Esto disminuiría los requisitos administrativos a los usuarios, ya que actualmente dentro del Régimen Especial son altos y complicados, debido a razones de tensión de la red y posibilidad de fraude no aplicables a un sistema de Balance Neto. En este sentido, Mingo, L. (2011:10-11), refiriéndose al caso español, señala que no son necesarios requisitos como la exigencia de un aval, ni registros de pre-asignación como los que existen en las tarifas reguladas, y que de hecho para instalaciones de pequeña potencia ni siquiera hace falta una autorización administrativa previa. Además, destaca que los trámites y costes de conexión han de ser breves y reducidos. El modelo español de tarifas reguladas otorga otro caso de mala práctica regulatoria especialmente significativa: la exigencia de la firma de un ingeniero incluso para las instalaciones pequeñas. Una instalación solar fotovoltaica es más sencilla desde el punto de vista de la seguridad que la instalación eléctrica de una casa. Para la segunda el único requisito legal en España es que el instalador tenga el título de electricista. De este modo, para pequeñas instalaciones residenciales con Balance Neto, la exigencia de un ingeniero que avale el proyecto es totalmente innecesaria y puede encarecer el coste de los proyectos de forma abultada. Sin embargo, la experiencia demuestra que las trabas no las pone solamente el regulador. En este sentido, Rose, J., et al. (2009) señalan que las compañías no permiten fácilmente la instalación de puntos de generación, por lo que el legislador debe vigilar a las compañías para que: no impongan excesivas tasas y comisiones por el acceso a la red; no exijan requisitos innecesarios de seguridad; cambien requisitos técnicos de conexión según el lugar o cada cierto tiempo; o exijan más seguros para la instalación de los que requiere la regulación. Es muy importante para el regulador entender que una política renovable de Balance Neto, al mismo tiempo que puede favorecer a la sociedad, puede ir irremediablemente en contra de los intereses de las grandes compañías eléctricas, pues les resta cuota de mercado. Máxime en el caso de que sean compañías privadas, como ocurre en Perú y en España.

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Como indican Rose, J,. et al. (2009:10): ―Commissions that accept to balance utility concerns with customer interests can result in a program that is at odds with state legislators intent, potentially undermining the state’s renewable energy goalsǁ. Newton, M. et al. (2007) resaltan la importancia de la buena voluntad por parte de la compañía de cara a los trámites y tiempos de conexión a red. Esto es así, remarca, porque la compañía es un monopolio/oligopolio natural para el que el productor no tiene alternativas. A este respecto, que la regulación sea uniforme, inteligible y totalmente accesible a los usuarios es fundamental., porque de da por supuesto que la “buena voluntad”, en general, no siempre existirá por parte de empresas que por su naturaleza no están concebidas para tenerla. De esta manera, el Estado debe estar atento en responder a las reclamaciones de usuarios, para hacer cumplir los reglamentos que puedan evitar subterfugios por parte de las empresas en todo lo relativo a la interconexión a red. En cualquier caso, en el epígrafe 6 se analiza la cuestión de las conexiones entre los actores con más detalle. En definitiva, la interconexión para medición neta es una cosa muy sencilla, especialmente en el sector residencial, y lo que debe tratar de promoverse no es más que mantener esa sencillez, evitando trámites burocráticos innecesarios y costes injustos para los usuarios, ya sean impuestos por compañías eléctricas o por la propia regulación. - Respecto al propio sistema de Balance Neto en sí (es decir, la gestión de los pagos según producción y consumo del usuario), Solar Alliance recomienda que no se hagan pagar tasas extras; que se instale el mecanismo de créditos en kW o “rollover” dentro de un modelo de Balance Neto anual y que la regulación esté diseñada de modo que los productores sólo busquen cancelar su consumo, no obtener un dinero extra. Esto se conseguiría, añaden, cancelando anualmente los créditos y pagando el excedente al precio al por mayor. El modelo norteamericano de créditos en forma de kW es el que mejores resultados ha dado allí donde se ha llegado a la paridad de red, y realmente es un método sencillo que no necesita cambiar el modelo mensual de facturación y que otorga seguridad al productor/consumidor, al compensar perfectamente la estacionalidad e intermitencia de la energía solar, propósito principal de la regulación con Balance Neto. Por otro lado, compensar el excedente de generación al precio al por mayor es justo para las dos partes (compañía eléctrica y usuario) y permite que el productor no se exceda en su producción más allá de equipararlo con el consumo, salvo por motivos no económicos, pues perdería dinero. Se puede en este sentido caer en la tentación de exigir el pago del excedente al precio final (modelo 1) subvencionando el sobrecoste, como incentivo para que se instalen más kW. Esto podría ser un error, pues se vincularía la política de Balance Neto a algo costoso para el Estado, cuando no tiene porqué serlo, además de complicar la regulación en un ámbito en el que es importante que sea muy sencilla para poder implicar a la mayor cantidad de actores posible. Además, como se indica más arriba, cualquier incentivo económico puede desarrollarse añadido, y no integrado a la regulación de Balance Neto, de modo que no haga falta cancelar esta política si en un momento dado se decide políticamente por cualquier razón cancelar el pago de los incentivos. - Cambios en las tarifas e ingresos de las compañías: Este “pilar” propuesto por Solar Alliance en realidad son dos:

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El primero puede ser muy útil para aumentar la eficiencia del sistema de Balance Neto. Consiste en adecuar las tarifas finales que todos los consumidores pagan por la electricidad a los picos y valles de demanda. Puesto que en la mayoría de los lugares existe un pico por el día debido a la industria (que es cuando producen energía los paneles), si esto se refleja en la tarifa puede aumentar considerablemente el rendimiento económico de una instalación solar, haciendo que sea rentable para el mismo consumo una instalación más pequeña y por tanto más barata que la que se necesitaría si los precios fueran planos. La existencia de este régimen tarifario en California es lo que ha permitido que se alcanzara la paridad de red antes que en ningún otro estado no insular de EEUU76. Sin embargo, no sólo ajustar las tarifas a los precios de generación es útil. Para hacer más justa la competición entre el coste de la instalación solar y el coste general de la electricidad también es muy útil eliminar subsidios a la generación con los combustibles fósiles o energía nuclear si hubiere, y/o, en el caso de que el precio de la electricidad esté regulado, subirlo hasta reflejar las externalidades negativas asociadas al consumo de energía convencional. El segundo se refiere a desacoplar los beneficios de una compañía de sus ingresos. Es decir, crear fórmulas para que la compañía obtenga beneficios aunque deje de tener ingresos por los pagos usuales de los usuarios que ahora se producen su propia electricidad. Esto se presenta como una forma de evitar el conflicto de intereses mencionado más arriba y que provoca que las compañías pongan trabas a la ley. El problema es que esta medida no es equitativa, pues la empresa obtiene beneficios extraordinarios (windfall profits), beneficios que suponen un coste para el Estado o un sobrecoste a la factura de la electricidad de los ciudadanos; y además puede dañar la imagen de las fuentes renovables al hacerlas parecer más costosas de lo que son. Por lo tanto, puede ser más justas y efectivas otras medidas, como controlar a la compañía, mediante inspecciones y atendiendo a las demandas de usuarios, como recomiendan Rose, J. et al (2009:8-10). 2.3.- Las tarifas eléctricas Son disposiciones específicas que contienen las cuotas y condiciones que rigen los suministros de energía eléctrica en todo el territorio español, y se identifican oficialmente por su número y/o letra(s), según su aplicación. La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, establece en su artículo 18 lo siguiente:

«1. Los peajes correspondientes al uso de las redes de transporte serán únicos, sin perjuicio de sus especialidades por niveles de tensión y uso que se haga de la red. 2. Los peajes correspondientes al uso de las redes de distribución serán únicos y se determinarán atendiendo a los niveles de tensión y a las características de los consumos indicados por horario y potencia. 3. Los peajes de transporte y distribución serán aprobados por el Gobierno en la forma que reglamentariamente se determine y tendrán el carácter de máximos.»

Ámbito de aplicación. Real Decreto 1164/2001, Art 1.

1. Las tarifas de acceso que se regulan en el presente Real Decreto serán de aplicación: a) A los consumidores cualificados que ejerzan esta condición por cada punto de suministro o instalación.

A2 borrador futuro RD ... BALANCE NETO

A1 RD 1699/2011 CONEXIÓN A RED

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b) A los comercializadores como mandatarios en nombre de los consumidores cualificados que ejerzan esta condición por cada punto de suministro o instalación. c) A los distribuidores a los que les fuera aplicable la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, por la energía que adquieran, ejerciendo su condición de cualificados, destinada a la venta a sus clientes a tarifa cuando sea necesario acceder a través de las redes de otros distribuidores. d) A los autoproductores para el abastecimiento a sus propias instalaciones, las de su matriz o las de sus filiales en las que su participación en el capital social sea mayoritaria, siempre que utilicen las redes de transporte o de distribución. e) A los agentes externos y a otros sujetos, para las exportaciones de energía eléctrica que realicen. 2. Se exceptúan de la aplicación del presente Real Decreto las tarifas de acceso para los consumos propios de las empresas eléctricas destinados a sus actividades de producción, transporte y distribución de energía eléctrica, así como el consumo para instalaciones de bombeo. No se considerarán como consumos propios los de las explotaciones mineras, aunque sean para el abastecimiento de centrales termoeléctricas

Tipos de consumidores La regulación distingue dos tipos de consumidores: a) Los consumidores cualificados, que son los consumidores más comunes. Por decisión propia, optan por dar a las empresas energéticas el poder de suministro sobre ellos con un precio establecido, y también pueden elegir libremente al suministrador, comercializador, con el que pueden pactar el precio del suministro. b) Los restantes consumidores que inicialmente fueron suministrados por sus distribuidores a precios regulados (tarifa eléctrica integral), hasta que fueron considerados como cualificados, accedieron en su momento al mercado de electricidad. A partir del 1 de enero de 2003, todos los consumidores de electricidad tienen la condición de consumidores cualificados, o en tránsito hacia esa situación. Estos consumidores pueden optar a abonar las tarifas de acceso a las redes y adquirir su energía en el mercado al precio que corresponda o, aquellos consumidores cualificados que ya tenían su acceso con anterioridad a esta fecha porque ya recibían el suministro eléctrico a tarifa, acceder a las redes existentes por la potencia que tuvieran adscrita a la instalación. Pero este derecho no exime de pagar los costes correspondientes, denominados peajes o tarifas de acceso. DEFINICIONES Productores del mercado: son las personas físicas o jurídicas que generan energía eléctrica, ya sea para su propio consumo o para terceros. Transportista: es la compañía que tiene la función de transportar energía eléctrica, así como de construir, mantener y maniobrar las instalaciones de transporte. Distribuidores: son aquellas compañías que tienen la función de distribuir la energía eléctrica, así como construir, mantener y operar las instalaciones de distribución destinadas a situar la energía en los puntos de consumo. Comercializadores: empresas que, accediendo a las redes de transporte o distribución, adquieren energía para su venta a los consumidores. Consumidores: personas físicas o jurídicas que compran la energía para su propio consumo. Existen dos tipos: los que adquieren la energía directamente en el mercado de producción (consumidores directos en mercado libre) y los que compran la energía al distribuidor, al precio fijado por el gobierno, pagando una tarifa regulada que cubre la totalidad del suministro eléctrico (consumidores a tarifa o de último recurso).

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CONTRATO (art. 79 y siguientes, Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre) La contratación del suministro es personal y su titular tiene que ser el efectivo usuario de la energía, por lo que no puede utilizarlo en lugar distinto para el que fue contratado, ni cederlo o venderlo a terceros. La duración del contrato es anual y se prorrogará tácitamente por períodos iguales. No obstante, el consumidor puede resolver el contrato antes de dicho plazo, comunicándolo 15 días hábiles antes de la fecha para la que se desee la baja del suministro.

TARIFAS VIGENTES ACTUALMENTE EN ESPAÑA Complejo de tarifas TUR (PC < 10 KW) esta fecha

TUR sin DH (art1 RD 485/2009) TUR con DH2P (art6 ITC1659/2009) TUR con DH3P (supervalle) (dtp RD647/2011) TUR S (social) (dat ITC 1857/2008)

Complejo de TARIFAS DE ACCESO a esta fecha (agosto 2012)

BAJA TENSIÓN <10 KW. 2.0.A (sin DH) (art7 RD 1164/2001) 2.0.DHA (con DH2P) (da21 RD 1634/2006, ITC 1659/2009) 2.0.DHS (con DH3P) (daq ITC 1659/2009)

BAJA TENSIÓN >10 KW 15 KW

2.1.A (sin DH) (daq ITC 1723/2009). 2.1.DHA (con DH2P) (daq ITC 1723/2009). 2.1.DHS (con DH3P) (dap RD647/2011).

BAJA TENSIÓN > 15 KW

3.0.A (con DH3P) (art7 RD 1164/2001)

ALTA TENSIÓN ≤ 450 KW (≤ 36 KV) 3.1.A (con DH3P) (art7 RD 1164/2001)

ALTA TENSIÓN > 450 KW (cualquier AT) (art7 RD 1164/2001)

6.1 (con DH6P) 6.2 (con DH6P) 6.3 (con DH6P) 6.4 (con DH6P) 6.5 (con DH6P)

LA FORMACIÓN DE LOS PRECIOS DE LAS TARIFAS En el caso español, el consumidor paga a través de su factura dos conceptos principales de coste: el coste de la energía y las tarifas de acceso o peajes (+ impuestos). En el gráfico siguiente, se reflejan los costes a los que hace frente el consumidor doméstico en España acogido a la Tarifa de Último Recurso 2.0 por su suministro en el caso de suministrarse del sistema eléctrico o en el caso de autoconsumo, considerando que el consumidor está conectado a las redes del sistema eléctrico.

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Cuando el consumidor se suministra del sistema eléctrico nacional pagará el término fijo y variable de las tarifas de acceso más el coste de la energía (+ impuestos), en el ejemplo, 182,174 €/MWh. En el caso de autoconsumo, el consumidor soportaría la parte fija de las tarifas de acceso, más el coste de generación con una instalación de su propiedad, que para la instalación fotovoltaica del ejemplo serían 144 €/MWh (no proceden impuestos). Es decir, en este caso, al consumidor le compensaría instalar una placa fotovoltaica para dejar de pagar el coste de la energía del sistema, la parte variable de la tarifa de acceso y los impuestos cuando su placa fotovoltaica produzca electricidad.

Tarifa de acceso (CF)24 €/MWh

Tarifa de acceso (CV)64 €/MWh

Costes energía84 €/MWh

Impuestos10,174 €/MWh

TOTAL COSTE DE RED182,174 €/MWh

Tarifa de acceso (CF)24 €/MWh

Costes energía120 €/MWh

TOTAL COSTE DE FV144 €/MWh

C. V

aria

ble

C F

ijo

C. V

aria

ble

C F

ijo

2.0.A TUR

Como se ha mencionado anteriormente, el coste del suministro se compone del coste de la energía más las tarifas de acceso mas los impuestos:

Costes energía (generación y

comercialización

Tarifas de acceso

Coste del suministroCostes de redes

Transporte y Distribución

Costes de política energética: Régimen

Especial, extrapeninsulares,

anualidades, déficit, …

Impuestos

(Impuesto sobre la electricidad = 4,864*1,05113 %

s/(potencias+energías) + IVA 21%

RELACIÓN DE COSTES FIJOS (Redes+política)

•Costes de TRANSPORTE de energía eléctrica.•Costes de DISTRIBUCIÓN de energía eléctrica.•Costes de GESTIÓN COMERCIAL reconocidos a los distribuidores por atender a suministros de consumidores cualificados conectados a sus redes que adquieren su energía ejerciendo su condición de cualificados.

•COSTES DE DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD de abastecimiento:–Moratoria nuclear.–Stock básico del uranio.–Segunda Parte del ciclo del combustible nuclear.–Compensación a los distribuidores acogidos a la disposición transitoria undécima de la Ley del Sector Eléctrico en concepto de interrumpilidad, régimen especial y por tener clientes cualificados conectados a sus redes.–Sobrecoste del régimen especial.

• COSTES PERMANENTES:–Compensación de extrapeninsulares.–Operador del sistema.–Operador del mercado.–Comisión Nacional de Energía.–Costes de transición a la competencia

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Los costes de la energía son eminentemente variables para el consumidor, en el sentido de que, si se consume energía, debe adquirirse en el mercado y si no se consume energía no hay que hacer frente a ningún coste por este concepto. Las tarifas de acceso se fijan para hacer frente a los costes regulados, que en el caso español incluye los de las redes de transporte y distribución y otros relacionadas con decisiones de distintas políticas (medioambiental para las renovables, de cohesión territorial para la compensación a la generación extrapeninsular, económica para las anualidades de los déficits de años anteriores, etc.), todo ello complementado con los impuestos que gravan el consumo eléctrico (Impuesto sobre la electricidad = 4,864*1,05113 % s/(potencias +energías consumidas), y con el IVA, 21 %, sobre el total de la transacción. En cualquier caso, la práctica totalidad de estos costes son fijos, es decir, no varían con las decisiones de consumo de los consumidores (excepto una pequeña parte en los impuestos). Se han de seguir pagando independientemente de que los consumidores consuman más o menos. En definitiva, cuando un consumidor consume su energía autoproducida, el sistema se ahorra el coste de la energía, pero los costes regulados han de sufragarse igualmente. Sin embargo, la estructura de las tarifas de acceso actualmente existente en España tiene una parte fija independiente del consumo (llamada término de potencia, Tp, porque depende de la potencia contratada del consumidor), y una parte variable que sí está relacionada con el consumo (llamada término de energía Te). Es decir, en su factura, el consumidor paga por los peajes:

Peaje = Tp (€) + Tv (€ por cada kWh consumido) Para este análisis es fundamental tener en cuenta que este término variable no recoge exclusivamente costes variables, sino que engloba gran parte de los costes fijos. En el siguiente gráfico se representa de manera visual.

Costes energía

Costes del sistema

C. V

aria

ble

C F

ijo




Costes de redes Transporte y Distribución

C. V

aria

ble

C F

ijo

Término fijo (Tp)

Impuestos

Término variable (Te)


Estructura tarifaria

- 24 -

Es decir, cuando un consumidor consume la generación autoproducida, se ahorra la energía más el término variable de los peajes y, sin embargo, el sistema eléctrico solo se ahorra la energía. Pero estos costes fijos que el consumidor deja de pagar al autoconsumir no desaparecen y deberán ser recuperados por el resto de consumidores, ya que, por definición, los peajes deben ser suficientes para recuperar la totalidad de costes regulados. En definitiva, dada la actual estructura de tarifas, cuando un consumidor autoconsume, se produce una transferencia de costes fijos al resto de consumidores que sí consumen del sistema. De manera gráfica:

Costes energía

Costes del sistema

C. V

aria

ble

C F

ijo





C. V

aria

ble

C F

ijo

Término fijo (Tp)

Impuestos

Estructura tarifaria

autoproductor

Esta subvención implícita a los consumidores que autoproduzcan supone, además, un claro incentivo ineficiente por economía de escala. Es decir, el consumidor toma la decisión de autoproducir cuando en realidad es una alternativa más cara, lo que sucede es que parte de los costes que antes tenía que pagar se lo pagan el resto de consumidores. El efecto neto desde el punto de vista social es un aumento de los costes totales del suministro ya que los costes fijos han de pagarse igualmente y se sustituye una producción centralizada por una producción de pequeña escala hoy por hoy más cara para el conjunto. La mejor opción sería cambiar la estructura de tarifas, de forma que los costes fijos del sistema se recuperaran mediante cargos fijos y los costes variables mediante cargos variables. De esta forma se estaría dando una señal eficiente a los consumidores de cuándo es realmente económico autoproducir o suministrarse del sistema. De forma gráfica:

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Costes energía

Costes del sistema

C.

Va

riabl

eC

Fijo





C. V

aria

ble

C F

ijoTérmino fijo (Tp)

Impuestos


Estructura tarifariaprimer cambio

Una segunda opción que podría servir de transición mientras no existiera una tarifa que respondiera a estos principios podría ser crear un término en los peajes que respondiera a la parte variable que el consumidor dejara de pagar mientras autoconsume y que sirviera para recuperar estos costes de forma que no recayeran en el resto de consumidores.

Costes energía

Costes del sistema

C. V

aria

ble

C F

ijo





C. V

aria

ble

C F

ijo

Término fijo (Tp)

Impuestos



Estructura tarifaria actual

C.

Va

riab

leC

FijoTérmino fijo

(Tp)

Impuestos


Estructura tarifariaprimer cambio

C. V

aria

ble

C F

ijo

Término fijo (Tp)

Impuestos

Término complementario

de respaldo (TR)


Estructura tarifariade transición

En definitiva, regular el autoconsumo dejando la estructura tarifaria actual, equivale a que el conjunto de consumidores “subvencione” a los autoconsumidores con una cantidad equivalente a la parte variable de los peajes que se dejen de pagar.

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CONCEPTOS QUE COMPONEN UNA FACTURA CUALQUIERA: a) Facturación de la potencia contratada en HP, HLL y HV a1) Sobrepasamiento de potencia en facturas de tarifa 6x b) Facturación de la energía activa consumida en HP, HLL y HV c) Facturación (si procede) de la energía reactiva capacitiva excedida en HP y HLL

SUMA (a+a1+b+c) d) Impuesto sobre la electricidad (4,864+1,05113)% s/(SUMA a+b+c) e) Equipos de medida y otros complementos f) TOTAL CONSUMOS: SUMA(a+a1+b+c)+d+e g) IVA 21% s/TOTAL CONSUMOS

h) TOTAL FACTURA = f+g Ejemplo de Tarifa 3.0.A Potencia contratada, PC = 100 KW Discriminación horaria, DH3 TARIFAS Termino de potencia activa HP: 30,555555 €/KW-año Termino de potencia activa HLL: 21,555555 €/KW-año Termino de potencia activa HV: 12,555555 €/KW-año Termino de energía activa HP: 0,167777 €/KWh Termino de energía activa HLL: 0,107777 €/KWh Termino de energía activa HV: 0,077777 €/KWh Alquiler equipo de medida: 29 €/mes Periodo de lectura: 23 días CONSUMOS: Potencia activa punta de máximetro: 90 KW Energía activa consumida en horas punta, EAP = 24000 KWh Energía activa consumida en horas llano, EALL = 14000 KWh Energía activa consumida en horas valle, EAV = 5000 KWh Energía reactiva capacitiva excedida en horas punta, ERP = 1000 KVArh Energía reactiva capacitiva excedida en horas llano, ERLL = 600 KVArh IMPORTES, €

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3.- TIPOS BÁSICOS DE GENERADORES. De acuerdo con la ITC-BT-40 del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, se trata de instalaciones generadoras destinadas a transformar cualquier tipo de energía no eléctrica en energía eléctrica de baja tensión, definiendo dos conceptos:

— Red de Distribución Pública: Redes que pertenecen o son explotadas por empresas cuyo fin principal es la distribución de energía eléctrica para su venta a terceros. — Autogenerador: Empresa que, subsidiariamente a sus actividades principales, produce, individualmente o en común, la energía eléctrica destinada en su totalidad o en parte, a sus necesidades propias.

Y se clasifican las instalaciones generadoras, atendiendo a su funcionamiento respecto de la red de distribución pública, en:

— Instalaciones generadoras aisladas: Aquellas en las que no puede existir conexión eléctrica alguna con la red de distribución pública. — Instalaciones generadoras asistidas: Aquellas en las que existe una conexión con la red de distribución pública, pero sin que los generadores puedan estar trabajando en paralelo con ella. La fuente preferente de suministro podrá ser tanto los grupos generadores como la red de distribución pública, quedando la otra fuente como fuente de apoyo o socorro. Para impedir la conexión simultánea de ambas fuentes, se deben instalar los correspondientes sistemas de conmutación, aunque se permitirá la realización de maniobras de transferencia de carga sin corte siempre que se cumplan una serie de requisitos técnicos. — Instalaciones generadoras interconectadas: Aquellas que están, normalmente, trabajando en paralelo con la red de distribución pública.

3.1.- Generación aislada de red y generación asistida. Generación aislada de red Dado que ha sido la primera en ser empleada, después de muchos años de servicio, es bien conocida. Básicamente consiste en instalar varias placas FV, acopladas en paralelo a un generador eólico para producir la electricidad. En el generador eólico que produce en corriente alterna, es preciso tratarla mediante un regulador debido a que la frecuencia depende de la velocidad del viento, variable permanentemente, mientras que las placas FV la producen en corriente continua. Ambas producciones son almacenadas en forma de corriente continua en unas baterías. Para su utilización, la corriente de las baterías pasa por un inversor que la transforma en alterna a 50 Hz para ser inyectada a la red de consumo interior de forma local. Suele emplearse esta disposición en zonal rurales, en general aisladas o muy separadas de las instalaciones eléctricas comerciales, siempre con pequeñas potencias, en general bastante menos de 5 KW.

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Seguidamente se presentan varias soluciones.

En muchas ocasiones, como fuente de generación de apoyo, se coloca un grupo electrógeno, capaz de realizar el suministro a la red de consumo cuando no existe generación eólica, ni FV y las baterías no disponen de recursos suficientes. En general, este grupo electrógeno también es capaz de alimentar la carga de las baterías.

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Generación asistida ITC BT40.2b.

b) Instalaciones generadoras asistidas: Aquellas en las que existe una conexión con la Red de Distribución Pública, pero sin que los generadores puedan estar trabajando en paralelo con ella. La fuente preferente de suministro podrá ser tanto los grupos generadores como la Red de Distribución Pública, quedando la otra fuente como socorro o apoyo. Para impedir la conexión simultánea de ambas, se deben instalar los correspondientes sistemas de conmutación. Será posible no obstante, la realización de maniobras de transferencia de carga sin corte, siempre que se cumplan los requisitos técnicos descritos en el apartado 4.2.

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Se trata, por tanto, de sistemas de generación que dan servicio a consumos que, a su vez, cuentan con suministro de la red de distribución y que, además, podrían estar apoyados por otros generadores (grupos electrógenos, aerogeneradores, etc.). La red de distribución y los generadores auxiliares, incluido el sistema generador, nunca podrán abastecer los consumos simultáneamente. La prioridad de uso podrá ser establecida para la energía producida por la instalación generadora interconectada, que podría contar con acumulación eléctrica. Estas instalaciones tienen conexión física con la red eléctrica de distribución, pero sin trabajar en paralelo con ella. A modo de ejemplo, se consideraría asistida la instalación de una vivienda residencial urbana que, disponiendo de suministro de la red de distribución, opta por instalar un sistema complementario de abastecimiento de energía, a través de un sistema de acumulación, alimentado por paneles solares fotovoltaicos, eólicos, etc, para dar servicio a parte, o la totalidad, de los consumos existentes. Dicha instalación, como ya se ha indicado anteriormente, deberá disponer de los sistemas adecuados que imposibiliten el funcionamiento en paralelo con la red de distribución y que impidan, por tanto, el consumo simultáneo de energía desde ambas fuentes de suministro (red de distribución y sistema de generación. 3.2.- Generación interconectada a red Este tipo de generación, con el concepto de autogeneración, todavía está poco extendida en España. La generación mediante placas FV solamente, con vistas a ser vendida a la red eléctrica tradicional, si está bastante desarrollada, (RD 661/2007), pero no le ocurre lo mismo a la generación para autoconsumo interconectado a red. Por otro lado, ese nivel de poco desarrollo también le ocurre a la microgeneración por medido de turbinas eólicas solamente interconectadas a red. Con motivo de la implantación del futuro RD sobre Balance Neto, se espera que aumenten los usuarios que disfruten de este interesante tipo de autogeneración. En este caso de BN, al igual que también ocurre en la generación aislada de red, el generador eólico produce en corriente alterna, que es preciso tratar mediante un regulador o dispositivo similar, debido a que la frecuencia depende de la velocidad del viento, variable permanentemente, mientras que las placas FV la producen en corriente continua. En esta ultima situación, para su utilización, la corriente continua que se produce, pasa por un inversor que la transforma en alterna a 50 Hz. Ambas producciones, o son consumidas de inmediato, o se exportan a la red eléctrica (que hace de acumulador).

ITC BT40 4.3.3 Equipos de maniobra y medida a disponer en el punto de interconexión. En el origen de la instalación interior y en un punto único y accesible de forma permanente a la empresa distribuidora de energía eléctrica, se instalará un interruptor automático sobre el que actuarán un conjunto de protecciones. Éstas deben garantizar que las faltas internas de la instalación no perturben el correcto funcionamiento de las redes a las que estén conectadas y en caso de defecto de éstas, debe desconectar el interruptor de la interconexión que no podrá reponerse hasta que exista tensión estable en la Red de Distribución Pública. Las protecciones y el conexionado del interruptor serán precintables y el dispositivo de maniobra será accesible al Autogenerador. El interruptor de acoplamiento llevará un contacto auxiliar que permita desconectar el neutro de la red de distribución pública y conectar a tierra el neutro de la generación cuando ésta deba trabajar independiente de aquella.

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Cuando se prevea la entrega de energía de la instalación generadora a la Red de Distribución Pública, se dispondrá, al final de la instalación de enlace, un equipo de medida que registre la energía suministrada por el Autogenerador. Este equipo de medida podrá tener elementos comunes con el equipo que registre la energía aportada por la Red de Distribución Pública, siempre que los registros de la energía en ambos sentidos se contabilicen de forma independiente. Los elementos a disponer en el equipo de medida serán los que correspondan al tipo de discriminación horaria que se establezca. En las instalaciones generadoras con generadores asíncronos se dispondrá siempre un contador que registre la energía reactiva absorbida por éste. Cuando deba verificarse el cumplimiento de programas de entrega de energía tendrán que disponerse los elementos de medida o registro necesarios.

Como mas adelante se verá, cualquier usuario del suministro eléctrico podrá interconectar con la red eléctrica exterior una instalación de autogeneración en Balance Neto, siempre que la potencia de la misma sea igual o inferior a la potencia contratada para el suministro. La potencia económicamente razonable de la instalación de autogeneración, será la necesaria para cubrir cierta demanda anual a criterio del usuario, habitualmente estimada en un porcentaje comprendido entre el 30 y el 70% del consumo regular existente en el suministro (como media práctica, del orden de un 60%). Seguidamente se presentan varias soluciones, y en su momento se concretarán soluciones tomando como premisa el Grado de Electrificación Elevado que prescribe la ITC BT10 del RBT, aunque siempre será posible obtener la solución apropiada para cualquier consumo energético que se demande, bien sea doméstico, comercial o industrial.

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SISTEMAS DE CONEXIÓN A RED ESQUEMA BÁSICO PARA UNA VIVIENDA En las figuras que siguen se ha considerado oportuno establecer una sola conexión a red desde la instalación interior del usuario, aportando una potencia total de autogeneración de 8,2 KW, equivalente a la contratada para consumo, aún considerando lo expuesto en el art. 12.2 del RD 1699/2011, que dice:

"Si la potencia nominal de la instalación de generación a conectar a la red de distribución es superior a 5 kW, la conexión de la instalación a la red será trifásica con un desequilibrio entre fases inferior a 5 kW".

En la aplicación estricta del artículo citado, existentes dos opciones: 1) conectar dos o mas instalaciones diferentes por separado, tomando como potencia total la potencia contratada para consumo, 2) realizar la conexión trifásica equivalente. No obstante, en el unifilar se presenta la conexión monofásica de una instalación con las premisas citadas y limitando la potencia máxima de salida a 5 KW. DISPOSICIÓN PARA PEQUEÑAS COMUNIDADES Para pequeñas comunidades, este tipo de instalación puede ser si cabe más interesante, ya que permite la agrupación de la generación eólica del total del conjunto, así como su consumo. Este tipo de instalaciones, suelen ser reguladas en función del país y del estado recibiendo el nombre de net-metering. En España, deberá avanzar la reglamentación para poder realizar esta aplicación.

SISTEMAS AISLADOS PARA AUTOCONSUMO Estas instalaciones se utilizan cuando, existe un gran coste o dificultad para llevar la energía de la red eléctrica al lugar necesario para su consumo. Utilizado para cuando no hay posibilidad de una conexión futura a la venta a red y requiere de más baterías.

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22 01

GA

MS

PI = <= 5,8 KWp, 374 V

(FUTURO)

ON

/OF

F

RA598151

AE

81 59 50Otros: AÉREOGEN BIOMASAMICROHIDMOTOR AGN

FV

81 59 50

C1 C2 C3 C4a C4cC4b C5 C6 C7 C11 C8 C9 C10

SELECTOR MANUAL II,230 V, UP= 2,5 KV

PST N

CPM

ICP

KWKVAKWhKVArhCos

IGA

IDG

CGMP

IA

IA

IA

Grado de Electrificación Elevado, 8200 W

PF

V=

4,8

KW

, 2

30 V

ca

PAE <= 3,4 KW, 230 Vca

GENERADOR DE APOYO, A GN

REGULAD

REGULAD

CGPM Cuadro general de mando y protección de la viviendaCPM Caja de protección y medidaICP Interruptor de control de potenciaIGA Interruptor general automático para consumoPSTR Protector de sobretensiones de rayoPSTN Protector de sobretensiones por corte de neutroP Puesta a tierra de protecciónIDG Interruptor diferencial general para consumoFV Generador fotovoltáicoINV Inversor fotovoltáicoAE Aerogenerador (ó biomasa, o microhidráulica)MS Generador termosolar motor stirling (futuro)GA Generador portátil a GN de apoyo en emergenciasIA Interruptor automáticoIB Interruptor de bloqueo manualSM Selector manual enclavado con IGA y con IA del GELP Limitador de potencia de salidaSAI Alimentación ininterrumpida alumbrado de emergenciaIGAG Interruptor general automático para todas las generacionesCS1 Cuadro secundario 1, próximo a CPM25 Relé de sincronismo27 Relé de mínima tensión51 Relé de sobreintensidad59 Relé de sobretensión81 Relé de frecuencia87 Relé vigilante de aislamientoRA Relé anti-islaC1, C2, … C11, circuitos del interior de la viviendaC12 circuito iluminación de emergencia Enclavamiento entre elementos de cabecera

II, 230 V, 50 Hz, 5 KW

SM

AUTOGENERACIÓN Y AUTOCONSUMO EN BALANCE NETO. VIVIENDA UNIFAMILIARESQUEMA UNIFILAR

INV

C12

SAI

De acuerdo conRD 1699/2011, RD 842/2002

y RD xx (BN futuro)

EXPLICACIÓN:P1.- Suministro simultáneo red/autoconsumo desdeautogeneración interconectada a red exterior.P2.- Suministro auxiliar desde autogeneracióncomplementaria (GE de apoyo), aislada de red exterior.3.- El circuito C12, auxiliar de iluminación, recibesuministro permanente desde SAI.4.- Cada circuito de consumo, dispone de conductor de protección, PE.

GENERACIÓN

Empresa eléctrica

Particular

CONSUMO

Cu 16 mm2

P1

P2

1,5 KVA, 2 h

51

40 A

PST R

59

M

m

M

m

M

m50

25

27

27

25

P

P

P

P

P N

N

IB

LP

27

IG

ID

PA

E=

4,8

KW

, 23

0 V

ca

CS

NOTAS:1.- Son necesarias todas las protecciones que no incorpore internamente el inversor.2.- Solamente si se desea venta (RD 661/2007)3.- Solamente si la potencia instalada supera a PC

IGAG

(1)

(2)(3) (2)

P PST R

F

87CC

P

25

51

51

50

27

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Esquema básico de autogeneración propuesto: Se basa en el funcionamiento complementario de cuatro fuentes de alimentación, asistiendo directamente al autoconsumo, y exportando en las condiciones compatibles con el RD 1699/2011 a) La fuente FV alimenta en periodo solar aportando su potencia instantánea máxima. b) La fuente eólica (u otras) genera hasta su potencia máxima, dependiendo de la existencia de viento, o de recursos para resto de fuentes. c) El futuro motor Stirling, colaborará en la generación propia para unirse a la exportación en horas solares. d) Generador a gas natural de apoyo, que sirve de generador auxiliar para satisfacer la demanda de forma provisional y temporal, cuando los restantes sistemas y la red exterior no lo consigan. Su entrada en servicio queda restringida al asilamiento eléctrico completo de la demanda en relación con la red exterior y los demás sistemas de autogeneración. Como el coste de esta generación resulta algo mas elevado que el resto de fuentes, su uso está condicionado a situaciones de emergencia o temporales. E) Para la alimentación a los sistemas ininterrumpibles o de seguridad de las personas (informática y alumbrado básico en situación de emergencia) se ha previsto la utilización de un SAI complementario que alimenta permanentemente al circuito C12 de la vivienda. ALIMENTACIÓN PARA TELECOMUNICACIONES Para las telecomunicaciones inalámbricas hay que colocar antenas de emisión en lugares muy remotos que sean capaces de transmitir las señales a grandes distancias, en estas ocasiones raramente la energía eléctrica llega a estos lugares, por ello se utilizan sistemas de generación energética aislada, que garanticen el óptimo funcionamiento de la estación.

A3 EJEMPLO DE CÁLCULOS DE CONSUMO GRUPO ELECTRÓGENO.

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SISTEMAS DE EXTRACCIÓN DE AGUA Una de las principales características y novedades de esta nueva generación de Aerogeneradores es la posibilidad de conseguir una extracción de agua por medio de un bombeo directo, sin la necesidad de Baterías. Pudiendo llegar hasta 200m de profundidad.

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Instalaciones típicas: Refugios y pequeñas viviendas

4.- GENERACIÓN DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO PARA AUTOCONSUMO 4.1.- Tipo, características y condicionantes de la demanda La curva horaria de la demanda de potencia a lo largo de un día cualquiera, por parte de un consumidor, no es plana, ofreciendo puntas y valles de consumo dependiendo de la hora del día. En la gráfica que sigue se representa una curva típica del autoconsumo, referida a las producciones FV y eólica. En la figura se observa en la curva de color rosa la producción generada mediante el sistema FV en horas diurnas, en la curva de color verde la producción generada mediante el sistema eólico a lo largo del día, mientras que en la curva de color azul se muestra la demanda propia de un autoconsumidor durante las 24 h de un día cualquiera.

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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

1500

3000

4500

6000

7500

0

CONSUMOFV

EÓLICO

HORA SOLAR DEL DÍA

W

El razonamiento que sigue es válido para el supuesto de una generación combinada a base de energía FV y eólica, u otras. Al comienzo del día, hacia las 00 h, donde no existe producción FV y con una pequeña aportación eólica, gran parte del consumo se recibe desde la red eléctrica exterior. Un poco antes de la 01 h del día, el aporte eólico es suficiente para igualar a la demanda. A partir de esa hora, el aporte eólico crece, mientras que la demanda disminuye, por lo que el autogenerador exporta el exceso a la red. Desde que comienza la producción FV, hacia las 07 h aproximadamente, hasta algo mas de las 18 h, el consumo se encuentra compensado suficientemente por la producción, continuando la exportación hasta esa hora. De ahí en adelante, hasta las 24 h, el consumo depende en su totalidad de la red eléctrica exterior, ya que el consumo supera a la generación. Cabe destacar que, en todo momento, la energía exportada corresponde al excedente entre producción y consumo instantáneo. 4.2.- Generación minieólica. Características y componentes de las instalaciones 4.2.0.- Origen e historia de la energía eólica ORIGEN Todas las energías eólicas, provienen en último término del sol. La tierra recibe del sol una cantidad de energía del orden de 1.017 W de potencia por metro cuadrado. Alrededor de un 2% de esta potencia se convierte en energía eólica. El viento se genera como consecuencia de las diferencias de temperatura que alcanzan las diferentes zonas de la tierra, bien por su diferencia de altitud (vientos de montaña y valle, generando corrientes de aire ascendente en horas de sol y descendente durante la noche), de la latitud, o por la diferencia de temperatura de la tierra y del agua del mar. En este último caso se generan brisas que van desde la mar a la tierra durante las horas de sol, y desde la tierra a la mar durante la noche.

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Ventajas de la energía eólica La energía eólica no contamina, es inagotable y frena el agotamiento de combustibles fósiles contribuyendo a evitar el cambio climático. Es una tecnología de aprovechamiento totalmente madura y puesta a punto. Es una de las fuentes más baratas, puede competir en rentabilidad con otras fuentes energéticas tradicionales como las centrales térmicas de carbón (considerado tradicionalmente como el combustible más barato), las centrales de combustible e incluso con la energía nuclear, si se consideran los costes de reparar los daños medioambientales. El generar energía eléctrica sin que exista un proceso de combustión o una etapa de transformación térmica supone, desde el punto de vista medioambiental, un procedimiento muy favorable por ser limpio, exento de problemas de contaminación, etc. Se suprimen radicalmente los impactos originados por los combustibles durante su extracción, transformación, transporte y combustión, lo que beneficia la atmósfera, el suelo, el agua, la fauna, la vegetación, etc. Evita la contaminación que conlleva el transporte de los combustibles; gas, petróleo, gasoil, carbón. Reduce el intenso tráfico marítimo y terrestre cerca de las centrales. Suprime los riesgos de accidentes durante estos transportes: desastres con petroleros (traslados de residuos nucleares, etc). No hace necesaria la instalación de líneas de abastecimiento: Canalizaciones a las refinerías o las centrales de gas. La utilización de la energía eólica para la generación de electricidad presenta nula incidencia sobre las características fisicoquímicas del suelo o su erosionabilidad, ya que no se produce ningún contaminante que incida sobre este medio, ni tampoco vertidos o grandes movimientos de tierras. Al contrario de lo que puede ocurrir con las energías convencionales, la energía eólica no produce ningún tipo de alteración sobre los acuíferos ni por consumo, ni por contaminación por residuos o vertidos. La generación de electricidad a partir del viento no produce gases tóxicos, ni contribuye al efecto invernadero, ni destruye la capa de ozono, tampoco crea lluvia ácida. No origina productos secundarios peligrosos ni residuos contaminantes. Cada Kwh. de electricidad generada por energía eólica en lugar de carbón, evita: 0,60 Kg. de CO2, dióxido de carbono. 1,33 gr. de SO2, dióxido de azufre. 1,67 gr. de NOx, óxido de nitrógeno. La electricidad producida por los aerogeneradores evita que se quemen diariamente miles de litros de petróleo y miles de kilogramos de lignito negro en las centrales térmicas. Un gran generador produce idéntica cantidad de energía que la obtenida por quemar diariamente 1.000 Kg. de petróleo. Al no quemarse esos Kg. de carbón, se evita la emisión de 4.109 Kg. de CO2, lográndose un efecto similar al producido por 200 árboles. Se impide la emisión de 66 Kg. de dióxido de azufre -SO2-y de 10 Kg. de óxido de nitrógeno -NOx, principales causantes de la lluvia ácida. La energía eólica es independiente de cualquier política o relación comercial, se obtiene en forma mecánica y por tanto es directamente utilizable. Al finalizar la vida útil de la instalación, el desmantelamiento no deja huellas. Un aerogenerador de 10 KW, por ejemplo: Evita: 28,480 Tn. al año de CO2. Sustituye: 2,447 Tep. toneladas equivalentes de petróleo. Aporta: trabajo a 0,13 personas al año durante el diseño y la construcción. Proporciona: Industria y desarrollo de tecnología. Genera: el 50% de la energía eléctrica que consume al año una familia.

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En lo que sigue, por un lado, estudiaremos este tipo de aprovechamiento de cara a la utilización como suministro energético propio para un solo usuario, esto es, para pequeñas potencias instaladas, del orden de hasta 10 KW, complementadas con otras fuentes, con destino a que la producción total sirva para cubrir el autoconsumo de una vivienda y para exportar a la red eléctrica mediante la aplicación del Balance Neto. Aunque no se consideren aquí, los criterios y singularidades establecidos para los genradores de hasta 10 KW, son aplicables a la producción conseguida con aerogeneradores de potencia hasta 100 KW, capaces de alimentar a varios usuarios, con idéntico criterio anterior, esto es, cubrir el autoconsumo y para exportar a la red eléctrica mediante la aplicación del Balance Neto Desventajas de la energía eólica para pequeñas potencias El aire al ser un fluido de pequeño peso específico, implica fabricar máquinas relativamente grandes y en consecuencia caras. Su altura normal para estas aplicaciones puede oscilar entre 4 y 25 m, en tanto que la envergadura (diámetro) total de sus aspas puede llegar a los 5 m, lo cual encarece su producción. Desde el punto de vista estético, la energía eólica produce un impacto visual inevitable, ya que por sus características precisa unos emplazamientos que normalmente resultan ser los que más evidencian la presencia de las máquinas (cerros, colinas, zonas abiertas o lo mas posible libres de obstáculos, etc). En este sentido, la implantación de la energía eólica a pequeña escala (minieólica), puede producir una pequeña alteración sobre el paisaje, que deberá ser evaluada en función de la situación previa existente en cada localización. Un impacto negativo es el ruido producido por el giro del rotor, pero su efecto no es muy acusado, y solo siempre que estemos muy próximos a los molinos. También ha de tenerse especial cuidado a la hora de seleccionar un emplazamiento si en las inmediaciones habitan aves, por el riesgo de mortandad al impactar con las palas, aunque existen soluciones al respecto como pintar en colores llamativos las palas, situar los molinos adecuadamente e, incluso en casos extremos hacer un seguimiento de las aves por radar, llegando a parar las turbinas para evitar las colisiones. 4.2.1.- Definición y características principales de un aerogenerador de pequeña potencia. Un aerogenerador es una máquina que transforma la energía cinética del viento en energía eléctrica. La fuerza del viento mueve las aspas del aerogenerador, la energía cinética del viento se convierte en energía mecánica rotacional y este movimiento se transmite, en general de forma directa, al eje de un generador que produce la energía eléctrica. El máximo inconveniente de un aerogenerador es el impacto visual que provoca en la zona donde se instala. Asociaciones ecologistas también se quejan de la mortandad que provocan entre las aves migratorias. Por otro lado, en los últimos años en nuestro país ha habido un fuerte aumento del empleo en el sector de la energía eólica de gran potencia. La construcción e instalación de un aerogenerador y la investigación para conseguir modelos más eficaces requieren la formación y el reciclaje de profesionales especializados. En la Unión Europea de aquí al 2020 se doblará el número de empleos en el sector de la energía eólica. La decidida apuesta de las administraciones por la energía eólica aplicada al Balance Neto en España y en otros países, augura al sector de los aerogeneradores minieólicos un futuro esperanzador. Características generales propias de cualquier aerogenerador:

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Mínimo Ruido: El ruido esta entorno a un 1% por encima del ruido ambiente, siendo prácticamente inapreciable para nuestro oido, salvo situaciones de proximidad. Máxima eficiencia: Funciona con una simple brisa de 1 m/s y continua funcionado a más de 15 m/s sin perder eficiencia de productividad. Anticorrosivo: Tratado con cataforesis, se convierte en un conjunto, anticorrosivo y antisalino ideal para todo tipo de emplazamientos, incluso en islas y costas. Hermético: Sellado herméticamente en todas sus juntas, para evitar filtraciones de humedades y micropartículas que arrastra el aire. Evita deterioros en zonas de costas o desiertos donde hay mucha arena. Robusto: Para poder soportar fuertes vientos y ofrecer una larga vida de operación, todas las piezas del equipo están sobredimensiondas. 4.2.2.- Funcionamiento de un aerogenerador Gracias a los aerogeneradores transformamos la fuerza del viento en energía eléctrica. Desde principios del siglo XX se han usado molinos para generar electricidad en zonas rurales aisladas. En la actualidad los aerogeneradores, también se agrupan formando centrales eólicas que abastecen a la red eléctrica. Como ya ha sido señalado, en lo que sigue, solamente consideraremos la generación minieólica para potencias siempre menores de 100 KW. El funcionamiento de los aerogeneradores es muy sencillo, el viento mueve las hélices que conectadas a un generador transforman la energía mecánica rotacional en energía eléctrica. Existen diferentes tipos de aerogeneradores, dependiendo del tipo de generador, de su potencia y de la disposición de su eje de rotación. Los componentes claves de un aerogenerador son la torre que soporta la cabeza móvil, compuesta de las aspas, el generador eléctrico y la veleta. La mayoría de los aerogeneradores modernos son de tres palas, de eje horizontal y poseen mecanismos de orientación para obtener el máximo rendimiento y proteger el aerogenerador en caso de vientos fuertes. No obstante, en lo que sigue se verán diferentes tipos, atendiendo a su utilización. Si nos fijamos en aerogeneradores de pequeñas potencias en funcionamiento, podemos observar que la velocidad de movimiento de las hélices es relativamente elevada, ya que su eje se encuentra calado directamente en el del generador eléctrico, en general, sin mecanismos de multiplicación de la velocidad de rotación. Principio de funcionamiento de un aerogenerador: Como los aerogeneradores son dispositivos que convierten la energía cinética del viento en energía mecánica, la captación de la energía eólica se produce mediante la acción del viento sobre las palas. El principio aerodinámico por el cual el conjunto de palas gira, es similar al que hace que los aviones vuelen. Según este principio, el aire es obligado a fluir por las caras superior e inferior de un perfil inclinado, generando una diferencia de presiones entre ambas caras, y dando origen a una fuerza resultante que actúa sobre el perfil de la siguiente manera:

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Regiones que conforman un perfil Características importantes del perfil

Flujo de Aire sobre un cuerpo dado Angulo de ataque

Líneas de corriente en torno a un alerón, fuerza de sustentación FL y fuerza de arrastre FD. Alerón en pérdida

Fuerzas y Momentos Aerodinámicos Fuerzas Principales en un perfil

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Punto de Separación - Flujo laminar y turbulento

Si descomponemos esta fuerza en dos direcciones obtendremos: ► Fuerza de sustentación, o simplemente sustentación, es la fuerza desarrollada por un perfil aerodinámico moviéndose en el aire, ejercida de abajo arriba, y cuya dirección es perpendicular al viento relativo y a la envergadura del ala (no necesariamente perpendiculares al horizonte). Se suele representar con la letra L del inglés Lift = Sustentación.

► Fuerza de arrastre o de impulso, de dirección paralela al viento.

calculo de velocidad límite http://hyperphysics.phy-astr.gsu.edu/hbasees/airfri2.html#c4 Con base en las figuras anteriores pueden deducirse las dos fuerzas aerodinámicas principales: La fuerza de sustentación, que es la componente de la fuerza resultante, siendo perpendicular a la dirección de la velocidad del aire que incide sobre el cuerpo y la fuerza de arrastre que es la componente de la fuerza resultante, siendo paralela a la dirección de la velocidad del aire. Todas las consecuencias que deja el paso del aire a través de un cuerpo se reflejan en la generación de fuerzas y momentos que son objeto de estudio para la ciencia aerodinámica (Anderson, 2001, 17). Según cómo estén montadas las palas con respecto al viento y al eje de rotación, la fuerza que producirá el par motor será dominantemente de arrastre (impulso) o de sustentación.

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Con excepción de los molinos de eje vertical, hoy en todos los aerogeneradores la fuerza dominante es la de sustentación pues permite obtener, con menor peso y coste, mayores potencias por unidad de área de rotor. Para que un aerogenerador se ponga en marcha necesita de un valor mínimo del viento para vencer los rozamientos y comenzar a producir trabajo útil, a este valor mínimo se le denomina velocidad de conexión, sin la cual no es posible arrancar un aerogenerador (esta velocidad esta comprendida entre 3-5 m/s). A partir de este punto empezará a rotar convirtiendo la energía cinética en mecánica, siendo de esta forma hasta que alcance la potencia nominal, generalmente la máxima que puede entregar. Llegados aquí empiezan a actuar los mecanismos activos o pasivos de regulación para evitar que la máquina trabaje bajo condiciones para las que no fue concebida.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

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

Velocidad del viento, m/s

PO

TE

NC

IA, W Pmáx real, W

Aunque continúe operando a velocidades mayores, la potencia que entrega no será diferente a la nominal, y esto se producirá hasta que alcance la velocidad de corte, donde, por razones de seguridad, se detiene (esta velocidad se considera a partir de 25 m/s). 4.2.3.- Clasificación de los aerogeneradores Pueden clasificarse en tras grandes familias: a) Aerogeneradores de pequeña potencia, siempre menor o igual a 50 KW b) Aerogeneradores de mediana potencia, entre 50 y 750 KW c) Aerogeneradores de gran potencia, siempre mayor de 750 KW Los aerogeneradores de pequeña potencia, podemos subdividirlos de la siguiente manera: a1) Aerogeneradores de potencia inferior o igual a 10 KW a2) Aerogeneradores de potencia inferior o igual a 25 KW a3) Aerogeneradores de potencia inferior o igual a 50 KW Los aerogeneradores de potencia inferior o igual a 10 KW, entran dentro del campo de la generación microeólica, y serán de los que se tratará en adelante, debido a que cumplen la función de electrificación prevista por el Balance Neto en la mayoría de los casos, como pueden ser aquellos destinados a los clientes domésticos. Clasificación de estos aerogeneradores.

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POR EL TIPO DE EJE Eje Vertical También conocidos como VAWT, que proviene de las siglas en ingles (vertical axis wind turbines). Su principal característica es que el eje de rotación se encuentra en posición perpendicular al suelo y a la dirección del viento. Su principal ventaja es la eliminación de los complejos mecanismos de direccionamiento y las fuerzas a las que se someten las palas ante los cambios de orientación del rotor, y no tienen que desconectarse con velocidades altas de viento. En cambio como desventaja presenta una capacidad pequeña de generar energía. Tipos: Darrieus: Consiste en dos o tres arcos que giran alrededor del eje. Sabonius: Dos o más filas de semicírculos colocados opuestamente alrededor del eje. Panémonas: Cuatro o más semicírculos unidos al eje central.

El diseñador checo Sergej Kuckir ha ideado una estación de energía eólica portátil y plegable que

se puede utilizar a lo largo de un campamento o durante una expedición científica en la selva. Todo el sistema (la turbina de eje vertical y las palas) puede ser doblado y empaquetado en un tubo de

apenas 10 cm de diámetro. El sistema pesa 4 kg, y se puede utilizar para generar hasta 400 vatios.

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Eje Horizontal También conocidos como HAWT, que proviene de las siglas en ingles (horizontal axis wind turbines). Son los más habituales y en ellos se ha centrado el mayor esfuerzo de diseño e investigación en los últimos años. Su característica principal es que el eje de rotación se encuentra paralelo al suelo y a la dirección del viento. Su principal ventaja es, que al estar a una altura de entre 40 y 60 metros del suelo, aprovecha mejor las corrientes de aire, y todos los mecanismos para convertir la energía cinética del viento en otro tipo de energía. Están ubicados en la torre y la góndola, además de tener una eficacia muy alta. Como desventaja tenemos el transporte por sus grandes dimensiones (torres de 60 metros y palas de 40 metros), la fuerza que tiene que resistir las palas y en velocidades altas de viento, más de 100 Km/h deben de ser parados para evitar daños estructurales. POR LA ORIENTACIÓN CON RESPECTO AL VIENTO A barlovento También denominado a proa. La mayoría de los aerogeneradores tienen este tipo de diseño. Consiste en colocar el rotor de cara al viento, siendo la principal ventaja el evitar el abrigo del viento tras la torre. Como desventaja diremos que necesita mecanismo de orientación del rotor, y que esté situado a cierta distancia de la torre. A sotavento También denominado a popa. Como ventaja presenta que el rotor puede ser más flexible, y que no necesita mecanismo de orientación. Como desventaja aparece la fluctuación de la potencia eólica, debido al paso del rotor por el abrigo de la torre, por lo que crea más cargas de fatiga en la turbina que con el diseño anterior (Barlovento). POR EL NÚMERO DE PALAS De una pala Al tener una sola pala necesitan de un contrapeso. Su velocidad de giro es muy elevada, lo que supone un inconveniente ya que introduce en el eje unos esfuerzos muy variables, lo que supone un acortamiento de la vida de la instalación.

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La empresa española ADES ha instalado en terrenos del Centro de Desarrollo de Energías Renovables (Ceder-Ciemat) en Lubia (Soria), un nuevo aerogenerador de 250 KW y una sola pala que mejorará la calidad de la energía del centro, asegurando una producción renovable y una mejora de las condiciones de la red. El aerogenerador, que incorpora avanzadas tecnologías, se integra en un proyecto de investigación financiado en el marco del Plan E por el Ministerio de Ciencia e Innovación. Una de las principales características de este equipo es su diseño, ya que la mayoría son de tres palas y éste es solo de una, además de contar con un movimiento que le permite compensar, acumular y regular las variaciones provocadas por el viento, según ha informado el centro tecnológico. Para asegurar la viabilidad técnica, se pondrán en marcha seis proyectos demostradores en distintas localizaciones con los que se pondrán a prueba los elementos de generación, almacenamiento, conexión a red y control, y mejorar así sus prestaciones, vida útil y reducir su mantenimiento. Según el centro, todo ello se enmarca entre los objetivos fundamentales de la política europea, y en particular la española, de aumentar la diversificación de las fuentes de generación y el porcentaje de participación de las energías renovables, para conseguir la máxima autosuficiencia energética junto con el ahorro y el uso racional de la energía, que implican, entre otras, la utilización de sistemas eléctricos más eficaces. De dos palas Los diseños de bipalas tienen la ventaja de ahorro en cuanto a coste y peso, pero por el contrario necesitan una velocidad de giro más alta para producir la misma cantidad de energía.

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De tres palas La mayoría de los aerogeneradores de hoy día son tripala, con el rotor a barlovento, algunos usando motores eléctricos para sus mecanismos de orientación. El motivo es la fricción con el aire, con tres palas es un 4% más rentable que con dos, y con 2 palas es un 10% más rentable que con una (Ver factor de Betz).

Multipala También conocido como el modelo americano, contiene multitud de palas, y sobre todo es utilizado para la extracción de agua en pozos.

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POR LA ADECUACIÓN DE LA ORIENTACIÓN DEL EQUIPO A LA DIRECCIÓN DEL VIENTO EN CADA MOMENTO Mediante conicidad Mediante un motor eléctrico y una serie de engranajes permiten el giro de todo el sistema, dejando perfectamente orientado el aerogenerador a la dirección del viento. Mediante una veleta Se emplea en equipos pequeños y de tamaño no muy grande, siendo el método más sencillo para orientar los aerogeneradores. Mediante molinos auxiliares Sistema no demasiado utilizado, y que consiste en instalar a ambos lados de la góndola dos rotores, los cuales son movidos por la propia fuerza del viento. POR EL CONTROL DE POTENCIA Sistemas de paso variable Consiste en que las palas varían su ángulo de incidencia con respecto al viento. De esta forma cuando la potencia del viento es excesiva, se disminuye la resistencia de las palas con respecto al viento, evitando posibles daños estructurales. El mecanismo que rige este sistema funciona de forma hidráulica. 4.2.4.- Diseño de las palas de un aerogenerador También conocido como diseño de regulación por pérdidas aerodinámicas. En este diseño la pala está ligeramente curvada a lo largo de su eje longitudinal, de esta forma la pala pierde la sustentación de forma paulatina y gradual, en vez de hacerlo bruscamente, cuando la velocidad del viento alcanza valores críticos.

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Los diseños de bipalas tienen la ventaja de ahorro en cuanto a coste y peso, pero por el contrario necesitan una velocidad de giro más alta para producir la misma cantidad de energía Regulación activa por pérdida aerodinámica En este caso se aumenta el ángulo de paso de las palas para llevarlas hasta una posición de mayor pérdida de sustentación, y poder consumir de esta forma el exceso de energía del viento. Sus principales ventajas son que la producción de potencia pude ser controlada de forma más exacta que con la regulación pasiva, y que puede funcionar a la potencia nominal con casi todas las velocidades de viento.

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4.2.5.- Partes principales de un aerogenerador Las principales partes de un aerogenerador, son las que se muestran en la figura que sigue:

Seguidamente se describen las partes de un aerogenerador en base a la figura anterior. A. Palas del aerogenerador Las palas están fabricadas con una nueva generación de telas de fibra de vidrio, combinadas según estructura. Y recubiertas por un compuesto especial de resinas epoxi. Pesan menos de la mitad que las normalmente utilizadas y con una resistencia mecánica superior. Esto se consigue porque para la fabricación de las palas utilizamos la tecnología mas avanzada que se usa en las grandes turbinas. Las palas son capaces de aguantar los vientos mas fuertes en cualquier situación climatológica. Presentan un comportamiento excelente frente a cargas de tracción y de fatiga, y un equilibrio óptimo reduciendo al mínimo el empuje horizontal. El diseño especial de las mismas está optimizado en conjunto con el paso variable para un bajo nivel de ruido. El conjunto resultante es una pala con un óptimo perfil aerodinámico que ofrece una gran dureza con un mínimo peso. Paso variable de palas El sistema de paso variable, es un sistema patentado que permite controlar de forma analógica el ángulo de inclinación del borde de ataque de las palas, en función de la incidencia con el viento. Este sistema que cuenta con una serie de mejoras como: Aleación anticorrosiva Pistón Hidráulico de retorno Regulador de presión

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Sincronización a la micra del conjunto de palas Todo ello permite que el Aerogenerador se desacelere en caso de altas velocidades de viento y evite que se produzcan sobre-intensidades que perjudiquen tanto al generador como a la electrónica del conjunto. Este sistema utiliza la fuerza centrifuga producido por el giro del aerogenerador para cambiar al ángulo de ataque de las palas. Gracias a la sencillez de funcionamiento y a la incorporación de este sistema conseguimos obtener el máximo resultado energético incluso en las peores condiciones meteorológicas. B. Generador Cuenta con un fácil arranque sin ofrecer resistencia, lo que permite que a una velocidad de viento muy baja el Aerogenerador produzca electricidad. Esta lenta velocidad de rotación, disminuye considerablemente las cargas mecánicas y las emisiones de ruido. Fabricado con materiales especiales para la disipación del calor, consiguiendo un nivel bajo de calentamiento. Materiales anticorrosivos y antioxidación, bloque sellado sin efectos de salinidad, ni humedad en instalaciones próximas a las costas. El generador está compuesto por imanes permanentes de neodimio encapsulados en el rotor y atornillados con 24 polos y soportados por un fuerte eje central y dos rodamientos laterales. Su diseño permite un fácil arranque sin ofrecer resistencia, lo que facilita que a unos 2 m/s de viento empiece a rodar y a producir electricidad. El generador para mini eólica con menos revoluciones en la actualidad cuenta con 24 polos y un gran diámetro del generador, el numero de revoluciones por minuto se sitúa en una nominal de 250 rpm. Además está fabricado con materiales especiales para la disipación del calor, consiguiendo un nivel bajo de calentamiento, materiales anticorrosivos y anti oxidación, bloque sellado sin efectos de salinidad, ni humedad en instalaciones próximas a las costas.

C. Timón de orientación El timón de orientación de este modelo está diseñado con la misma tecnología utilizada en las palas, adaptada para la cola de orientación. Se trata de un núcleo de acero cubierto de espuma de poliuretano de alta densidad y cubierta por diferentes telas de fibra de vidrio, todo el conjunto se sella con resinas epoxi, para darle mucha dureza a la vez que flexibilidad.

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Esta tecnología de materiales es la que habitualmente se usa en la industria náutica y aeroespacial, permitiendo al aerogenerador aprovechar los cambios de dirección del viento de forma rápida eficiente con tal de minimizar las pérdidas ocasionadas por las turbulencias. El material semirrígido, de gran dureza y resistencia a la fatiga, con un factor de elasticidad que le permite absorber las vibraciones, producidas por los rápidos cambios de orientación del viento y adaptarse con suavidad a cada nueva dirección. Fabricado por medio de resinas epoxi y fibra de vidrio con un núcleo de poliuretano expandido de alta densidad y esqueleto de acero. El diseño propio de los elementos de su fabricación son los empleados en aeronáutica y competiciones de nivel como la Formula 1 debido a gran resistencia y ligereza del conjunto de materiales. El diseño y la aerodinámica, están optimizados para evitar la fatiga de las turbulencias y adaptarse rápidamente a las rachas de vientos de mayor densidad con tal de aprovecha al máximo su energía útil. El timón representa un importante papel en términos de producción de energía ya que permite en cuestión de segundos enfocar el aerogenerador a la dirección optima de viento. D. Cuerpo Pieza inyectada de aluminio, que proporciona gran robustez y un peso mínimo. Las juntas tóricas de unión entre los diferentes componentes del aerogenerador producen un efecto de sellado hermético, lo que garantiza una vida larga del conjunto con un gran comportamiento en condiciones meteorológicas adversas.

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El cuerpo es donde se disponen las escobillas de conexión por lo que el espacio se ha diseñado con gran capacidad para poder facilitar la entrada de herramientas y otros mecanismos pensando en futuros mantenimientos o recambios de la máquina. Dispone de una amplia puerta lateral de acceso a los mecanismos internos a cada lado, con dicha doble abertura lateral se facilitan los mantenimientos. E. Regulador Uno de los principales elementos del sistema es la electrónica responsable del frenado y la carga de baterías. Los aerogeneradores van equipados con un regulador electrónico para la carga de baterías con 7 diferentes algoritmos configurables, con la intención de garantizar la máxima vida útil de las mismas. Este regulador de carga electrónico, funciona por medio de filtros PWM haciendo microimpulsos de derivación a resistencias y desviando partes proporcionales de energía a resistencias y batería en función de la capacidad de absorción de la batería configurada y la generación eólica. Esta división de energía entre la batería y las resistencias de frenado además de optimizar las baterías, controla la velocidad del aerogenerador ya que los mircorimpulsos a resistencias, provocan una inducción electromagnética controlada, lo cual reduce las revoluciones hasta provocar el frenado. F. Inversor Los inversores son utilizados para las conexiones a red minieolicas y las micro redes inteligentes. Compatible con la mayoría de inversores eólicos del mercado. Los inversores recomendados son SMA y Aurora powerOne, ambos con eficiencias situadas entre 98-95% y algoritmos optimizados por micropocesador – MPPT, capaces de extraer el máximo rendimiento del aerogenerador debido a la optimización de la curva de potencia y la rápida respuesta de los mismos con la configuración recomendada. G.- Controlador La electrónica, es uno de los principales puntos que se han evolucionado, consiguiendo obtener un regulador de carga y regulador de conexión a red que nos permiten eficiencias de entre 93% y el 97%. Si bien para el tipo de aplicación del Balance Neto, no son necesarias las baterías, si se precisan estas para otras aplicaciones, por lo que aquí también se consideran como un elemento habitual del sistema. El regulador de carga de las baterías, es totalmente electrónico y programable, permitiendo configurarlo para hasta 7 tipos diferentes de baterías. Su principal misión es la conservación de la vida útil de las mismas, maximizando su carga de forma eficiente. Consta de un filtro PWM que al detectar la tensión, regula la carga de las mismas y una derivación programada a resistencias, por medio de micro impulsos, hasta que finalmente frena el Aerogenerador por medio de la inducción electromagnética que provocan las resistencias. Para la conexión, la principal ventaja es la gran compatibilidad con la mayoría de fabricantes existentes en el mercado, SMA, Power One, Ingeteam, ….

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4.2.6.- Ubicación del Aerogenerador Velocidad del viento Para ubicar un aerogenerador hay que tener en cuenta las velocidades medias del viento de la zona. La velocidad mínima de funcionamiento en carga es de unos 28 a 30 km/h (unos 9 metros por segundo) y es la adecuada. Los pequeños cambios en la velocidad del viento pueden producir diferencias grandes, ya que la electricidad producida por un aerogenerador está relacionada con el cubo de la velocidad del viento. Ejemplo: en un lugar con velocidades de viento de 25 kilómetros por hora se generará 50% más de electricidad que en un lugar con velocidades de 22 kilómetros por hora. CONDICIONES A TENER EN CUENTA Elevaciones en el terreno (crestas de montañas) Llanuras elevadas, gradientes de presión Pasos entre montañas Vientos valles-laderas Brisas marinas Efecto barrera, encauzamiento, esquina Espacios protegidos Evacuación Legislación vigente Presencia de otros promotores Accesibilidad Indicadores biológicos o geomorfólogicos

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Rasgos de posición Pequeños sistemas de aerogeneradores hacen una mejor utilización de los puntos más altos que ofrecen los mejores vientos. Pero hay otros puntos que han de ser considerados. Los valles, montañas, bosques y edificios, o grandes árboles y vallas , pueden tener un gran impacto sobre la dirección del viento y la velocidad, de ahí la importancia de la localización de su turbina. Los pequeños aerogeneradores deberían ser instalados sobre un área bastante amplia con el menor número de obstáculos posibles. Los obstáculos a evitar son árboles, edificios, especialmente si están cerca de la parte alta de la turbina. Debería ubicarse el aerogenerador en lo más alto posible, pero también alejado de edificios, vallas, etc. Sería deseable localizar una zona despejada, y poner la turbina suficientemente alta en un mástil, o torre, preferentemente más alta de la casa o cualquier obstáculo. La mayor parte de las áreas de España tienen una dirección de viento predominante, y es importante considerar esto para situar el aerogenerador. Si el viento predominante es del Norte, entonces se pondrán el mástil al Norte ,sin que la casa obstaculice el viento o crea turbulencias. La altura de un pequeño aerogenerador es un elemento importante a considerar y debe tener en cuenta los obstáculos circundantes. Para la mayor parte de las instalaciones, con 6 a 8 metros son suficientes para eliminar cualquier problema de viento. Las siguientes imágenes muestran algunos ejemplos de torres, los dibujos ayudan a entender los principios viendo el aerogenerador. La dirección de viento puede variar considerablemente, pero hay siempre una dirección predominante que se debería estudiar. La turbina debería afrontar los vientos predominantes libre de obstáculos.

La colocación del aerogenerador es tan importante como el viento del que se dispone. Algunas otras consideraciones importantes que deben ser tenidas en cuenta: El terreno: Normalmente si el punto se encuentra más elevado, dispondrá de los mejores vientos, aunque áreas alrededor de un río, valles, grandes colinas o montañas y grandes superficies arboladas pueden afectar al recurso eólico disponible.

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Viviendas Aisladas: Al situar un Aerogenerador sobre viviendas aisladas, aparte de tener en cuenta la orografía del terreno, hay que considerar las turbulencias propias que genera el viento sobre la propia vivienda, como se ve en la figura anterior. Lo recomendable es sobrepasar en 5m la altura de la vivienda y alejarse entre 10 y 15 metros de la misma, no obstante depende de la rosa de vientos y del estudio eólico previo en cada ocasión. Edificios: Sobre los edificios, antes de colocar un Aerogenerador, debemos tener en cuenta la propia estructura del mismo, para asegurar su instalación.

Partiendo de un edificio correctamente dimensionado debemos colocar el aerogenerador, retranqueado unos 3 metros de la fachada del edificio, como se ve en las figuras anteriores, y a unos 2, 3 metros de de altura sobre su punto más alto, no obstante depende de los edificios colindantes y la rosa de vientos que se provoque en ese punto. Obstrucciones: Se consideran obstrucciones todo obstáculo que interfiera en la dirección del viento, afectando tanto a su dirección como a su velocidad. Las más comunes son las casas y los árboles. Generalmente se recomienda instalar la torre 10 metros por encima de cualquier obstrucción y a una distancia doble de su altura. Por ejemplo, si se tiene una casa de 5 metros de altura y un árbol de 7 metros cerca de donde se quiere instalar el aerogenerador habría que situarlo a 17 metros de altura (7 m del obstáculo más alto + 10 m) y a 10 metros de la casa (5 x 2) y 14 metros del árbol (7 x 2), son reglas prácticas. Vientos predominantes: Es importante conocer de donde provienen los vientos más frecuentes y más fuertes en el área donde se quiere instalar el aerogenerador. En la medida de lo posible, esa dirección debe de estar libre de obstrucciones. Para conocer estos datos suele recurrirse a estudios realizados con un anemómetro que mide la dirección y la velocidad del viento en un periodo de tiempo determinado. Así se configuran lo que se llaman “rosas de viento”. A continuación se muestra un ejemplo de las mencionadas rosas de viento en un mismo lugar, pero una en verano y otra en invierno. Como puede apreciarse, son completamente distintas, por lo que un estudio detallado de la demanda de electricidad en ambas estaciones será de gran utilidad. Selección de los puntos de medida Puntos representativos Puntos singulares Periodo mínimo de medidas, 1 año Varios puntos de medida Varias alturas

Evaluaciones energéticas Datos disponibles: Determinados puntos de medida Periodo limitados de medida (uno, dos, tres años) Densidad del aire Velocidad y dirección del viento

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Variabilidad estacional

Variabilidad anual

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Perfil vertical del viento

Resultado del estudio de los datos Velocidades medias y máximas Distribuciones de frecuencia Rosas de vientos Intensidad de turbulencia

Se desea obtener: Estimación de la producción futura del aerogenerador Periodo de vida del aerogenerador (25 años) Desde el aspecto de ajuste de la distribución, se pueden realizar las siguientes consideraciones Se ha observado que la velocidad del viento sigue una distribución de probabilidad de Weibull. Esta distribución tiene dos parámetros de ajuste, C y k cuya expresión es la siguiente:

Donde C es el parámetro de escala (aproximadamente la velocidad media del emplazamiento) y k es el parámetro de forma. Cuando la k de Weibull no es conocida, se pueden usar los valores de la siguiente tabla, que muestra los valores que toma k según la rugosidad del terreno.:

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cálculo de algunos parámetros Ver: http://confiabilidad.net/articulos/calculo-de-los-parametros-de-la-distribucion-de-weibull/

2)xx(

)yy(·)xx(m x·myb

bx·my 4.2.7.- Algunas consideraciones teóricas generales. Emplazamiento. Rugosidad y cizallamiento del viento A gran altura de la superficie del suelo, alrededor de un kilómetro, la superficie terrestre apenas ejerce influencia alguna sobre el viento. Sin embargo, en las capas más bajas de la atmósfera, las velocidades del viento se ven afectadas por la fricción con la superficie terrestre. En la industria eólica se distingue entre rugosidad del terreno, la influencia de los obstáculos, y la influencia del contorno del terreno, también llamada orografía del área. Rugosidad En general, cuanto más pronunciada sea la rugosidad del terreno mayor será la ralentización que experimente el viento. Obviamente, los bosques y las grandes ciudades ralentizan mucho el viento, mientras que las pistas de hormigón de los aeropuertos sólo lo ralentizan ligeramente. Las superficies de agua son incluso más lisas que las pistas de hormigón, y tendrán por tanto menos influencia sobre el viento, mientras que la hierba alta y los arbustos ralentizan el viento de forma considerable. Clase de rugosidad y longitud de rugosidad Las ovejas, gracias a su pastoreo, son las mejores amigas de los aerogeneradores. En la industria eólica, la gente suele referirse a clase de rugosidad o longitud de rugosidad cuando se trata de evaluar las condiciones eólicas de un paisaje. Una alta rugosidad de clase 3 ó 4 se refiere a un paisaje con muchos árboles y edificios, mientras que a la superficie del mar le corresponde una rugosidad de clase 0. Las pistas de hormigón de los aeropuertos pertenecen a la clase de rugosidad 0.5, al igual que el paisaje abierto y llano pacido por las ovejas (fotografía de la izquierda). La definición exacta de clase de rugosidad y longitud de rugosidad se muestra en el cuadro que sigue. El término longitud de rugosidad es en realidad la distancia sobre el nivel del suelo a la que teóricamente la velocidad del viento debería ser nula.

- 65 -

Tabla de clases y de longitudes de rugosidad, z0, m

Clase de rugosidad

Longitud de rugosidad,z0, m

Índice de energía (%) Tipo de paisaje

0 0,0002 100 Superficie del agua

0,5 0,0024 73 Terreno completamente abierto con una superficie lisa, p.ej., pistas de hormigón en los aeropuertos, césped cortado, etc.

1 0,03 52 Área agrícola abierta sin cercados ni setos y con edificios muy dispersos. Sólo colinas suavemente redondeadas

1,5 0,055 45 Terreno agrícola con algunas casas y setos resguardantes de 8 metros de altura con una distancia aproximada de 1250 m.

2 0,1 39 Terreno agrícola con algunas casas y setos resguardantes de 8 metros de altura con una distancia aproximada de 500 m.

2,5 0,2 31 Terreno agrícola con muchas casas, arbustos y plantas, o setos resguardantes de 8 metros de altura con una distancia aproximada de 250 m.

3 0,4 24 Pueblos, ciudades pequeñas, terreno agrícola, con muchos o altos setos resguardantes, bosques y terreno accidentado y muy desigual

3,5 0,8 18 Ciudades más grandes con edificios altos

4 1,6 13 Ciudades muy grandes con edificios altos y rascacielos

Cizallamiento del viento El hecho de que el perfil del viento se mueva hacia velocidades más bajas conforme nos acercamos al nivel del suelo suele llamarse cizallamiento del viento. El cizallamiento del viento también puede ser importante en el diseño de aerogeneradores. Considerando un aerogenerador con una altura del buje de 40 metros y con un diámetro del rotor de 40 metros se puede observar que el viento sopla a 9,3 m/s cuando el extremo de la pala se encuentra en su posición más elevada, y sólo a 7,7 m/s cuando dicho extremo se encuentra en la posición inferior. Esto significa que las fuerzas que actúan sobre la pala del rotor cuando está en su posición más alta son mucho mayores que cuando está en su posición más baja. Fórmula del perfil vertical del viento La velocidad del viento a una cierta altura sobre el nivel del suelo es:

0

ref

0ref

zz

Ln

zz

Ln·vv de la que puede obtenerse 0

ref

ref z

zLn·

v

v

0 e·zz

v = velocidad del viento a una altura z sobre el nivel del suelo. vref = velocidad de referencia, es decir, una velocidad de viento ya conocida a una altura zref , m/s. z = altura sobre el nivel del suelo para la velocidad deseada, v. z0 = longitud de rugosidad en la dirección normal de viento actuante. zref = altura de referencia, es decir, la altura a la que conocemos la velocidad de viento de referencia, vref. Puede encontrarse las longitudes de rugosidad en el cuadro anterior.

- 66 -

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Velocidad del viento, v, m/s

Alt

ura

so

bre

el

su

elo

, z,

m z(v), z0=0,1 m

El gráfico ha sido trazado con la segunda fórmula anterior, que expresa z(v). Muestra como varía la velocidad del viento en una rugosidad de clase 2 (suelo agrícola con algunas casas y setos de protección a intervalos de unos 500 metros (clasificado como z0 = 0,1 m), considerando que el viento sopla a una velocidad de 10 m/s a 100 metros de altura,. Ejemplo Queremos conocer la velocidad del viento a z = 60 m de altura. Si la longitud de rugosidad es de z0 = 0.1 m y asumimos que zref = 20 m, el viento que está soplando tiene una velocidad, vref = 7.7 m/s. Entonces,

s/m2966,9

1,0

20Ln

1,0

60Ln

·7,7v

En la fórmula se consideran las llamadas condiciones de estabilidad atmosférica neutra, es decir, que la superficie del suelo no está ni más caliente ni más fría, comparada con la temperatura del aire. De acuerdo con la tabla de clases y de longitudes de rugosidad, z0, m, anterior, seguidamente se presenta un gráfico trazado con la fórmula que expresa z(v). Muestra como varía la velocidad del viento para todas las rugosidades de la tabla clasificadas por su valor de z0, considerando que el viento sopla a una velocidad de 8,5 m/s a 10 metros de altura, a la que se sitúa el anemómetro de la torre metereológica.

- 67 -

En el caso de que la torre metereológica hubiera registrado durante un año los valores del viento solo a una altura determinada, puede calcularse la velocidad del viento a la altura correspondiente al eje del rotor, o en la pala cuando se encuentra en su parte mas alta o mas baja, considerando la clase de rugosidad y la longitud de rugosidad del terreno. Así se obtiene por ejemplo, la figura que sigue.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 10,5 11

Velocidad del viento, v, m/s

Alt

ura

so

bre

el s

ue

lo, z

, m

z(v), z0=0,0002 m

z(v), z0=0,0024 m

z(v), z0=0,03 m

z(v), z0=0,055 m

z(v), z0=0,1 m

z(v), z0=0,2 m

z(v), z0=0,4 m

z(v), z0=0,8 m

z(v), z0=1,6 m

Descripción de las variaciones del viento: distribución de Weibull Modelo general de las variaciones en la velocidad del viento Si se miden las velocidades del viento a lo largo de un año se observará que en la mayoría de áreas los fuertes vendavales son raros, mientras que los vientos frescos y moderados son bastante comunes. La variación del viento en un emplazamiento típico suele describirse utilizando la llamada Distribución de Weibull, como la mostrada en el dibujo. Este emplazamiento particular tiene una velocidad media del viento de 7 metros por segundo, y la forma de la curva está determinada por un parámetro de forma de 2.

- 68 -

Descripción estadística de las velocidades del viento La gráfica muestra una distribución de probabilidad. El área bajo la curva siempre vale exactamente 1, ya que la probabilidad de que el viento sople a cualquiera de las velocidades, incluyendo el cero, debe ser del 100 por cien. La mitad del área azul está a la izquierda de la línea negra vertical a 6,6 metros por segundo. Los 6,6 m/s son la mediana de la distribución. Esto significa que la mitad del tiempo el viento soplará a menos de 6,6 m/s y la otra mitad soplará a más de 6,6 m/s. Puede preguntarse porqué decimos entonces que la velocidad del viento media es de 7 m/s. La velocidad del viento media es realmente el promedio de las observaciones de la velocidad del viento que tendremos en ese emplazamiento. Como se puede observar, la distribución de las velocidades del viento es sesgada, es decir, no es simétrica. A veces tendrá velocidades de viento muy altas, pero son muy raras. Por otro lado, las velocidades del viento de 5,5 m/s son las más comunes. Los 5,5 metros por segundo es el llamado valor modal de la distribución. Si multiplicamos cada diminuto intervalo de la velocidad del viento por la probabilidad de tener esa velocidad particular, y los sumamos todos, obtenemos la velocidad del viento media. La distribución estadística de las velocidades del viento varía de un lugar a otro del globo, dependiendo de las condiciones climáticas locales, del paisaje y de su superficie. Por lo tanto, la Distibución de Weibull puede variar tanto en la forma como en el valor medio. Si el parámetro de forma es exactamente 2, como en el gráfico anterior, la distribución es conocida como distribución de Rayleigh. Los fabricantes de aerogeneradores proporcionan gráficas de rendimiento para sus máquinas usando la distribución de Raileigh. Ejemplo A lo largo de un año, en una torre de control, se han medido las velocidades de viento y el número de horas en las que se han producido, llevando los resultados a las dos primeras columnas de la tabla que sigue. Determinar los parámetros de la distribución de Weibull asociados a la misma.

- 69 -

La distribución de Weibull correspondiente a las velocidades del viento a lo largo de las horas del año, se representa en la siguiente gráfica,

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

h/año

- 70 -

Para obtener los parámetros, establecemos los siguientes pasos: 1.- Se determina la frecuencia puntual, en relación con el total de horas anuales = 8760 h/año. Por ejemplo, la velocidad de 2 m/s, se ha registrado durante 800 h/año, dando una frecuencia puntual de

091324201,08760

800puntualf

2.- Tomando como datos las frecuencias puntuales para cada velocidad, se calculan las frecuencias acumuladas, Frecuencia acumulada para la velocidad de 1 m/s, = 0,0570776 Frecuencia acumulada para la velocidad de 2 m/s, = 0,0570776 + 0,091324201 = 0,1484018 3.- Se calcula el valor de

acumuladafrecuencia1

1LnLn

Para la velocidad de 2 m/s, se tiene,

828586388,1148418,01

1LnLn

Densidad del aire en condiciones no estándar Partiendo de la densidad del aire seco a presión atmosférica estándar (1013,2 mbar) y temperatura de 15ºC = 1,225 Kg/m3, se puede determinar la densidad del aire en otras condiciones, y obtener coeficientes reductoras. Densidad del aire según altitud La densidad del aire en función de la altitud h, en metros, y para alturas menores de 6000 m, viene dada por la siguiente fórmula,

)m(h3048

297,0

0 e·

)m(h

3048

297,0

e·225,1

Por otro lado, la temperatura del aire disminuye linealmente con la altitud, h, m, según la fórmula,

8,304

h·983,115t

La densidad del aire en función de la presión atmosférica, p, KPa, y de la temperatura ambiente, t, ºC, es,

273t

p·4843,3

Potencia teórica recuperable Es evidente que el aire en movimiento contiene una determinada energía cinética dependiendo de su velocidad. Energía que transporta el aire por unidad de tiempo (potencia)

2c v·m

2

1E

- 71 -

Masa de aire que atraviesa la superficie expuesta del aerogenerador en 1 s , A·v·m

Potencia eólica disponible 2v·)A·v·(21

P 3v·A·2

1

Donde Ec es la energía cinética total, P es la potencia instantánea, la densidad del viento, A el área del rotor y v la velocidad del viento. Máxima potencia recuperable. Límite de Betz Evidentemente, no puede extraerse toda la potencia indicada por la fórmula, ya que entonces la velocidad del viento a la salida de la turbina sería cero, y el aire no penetraría en el círculo barrido por las palas. La turbina ideal, reduciría la velocidad del viento en 2/3 según la ley de Betz (v2/v1 = 1/3), que indica que solo puede convertirse el 59% (16/27) de la energía cinética del viento en energía mecánica para mover la turbina. En efecto,

Si v1 y v2 son las velocidades antes y después de pasar por el círculo barrido por la turbina, la velocidad media del viento es

2

vv 21

y la masa de aire que penetra en el rotor cada segundo, será,

2

vv·

4

D··m 21

2

y la potencia extraída del rotor, es,

)vv(·2

vv·

4

D··

2

1v·m

2

1v·m

2

1P 2

221

212

22

21

Comparada esta potencia, con la potencia teórica P0 transportada por la masa de aire sin estar perturbada por la turbina, resulta,

Potencia teórica 31

2

0 v·4

D··

2

1P

transportada por la masa de aire sin estar perturbada

por la turbina,

- 72 -

31

2

22

21

212

0 v·4

D··

2

1

)vv(·2

vv·

4

D··

2

1

P

P

3

1

22

2121

v

)vv(·

2

vv

1

2

2

1

2

v

v1·

v

v1

2

1

El valor máximo de esta expresión se encuentra igualando a cero la derivada respecto a (v2/v1)

)1(·

v

v1)

v

v1(·)

v

v1(·2·

2

1

)v

v(d

)P

P(d 2

1

2

1

2

1

2

1

2

0

2

1

22

1

2

v

v1)

v

v(1·2·

2

1

2

1

2

1

22

1

2 )v

v(

v

v·21)

v

v(·22·

2

1

1

22

1

2

v

v·2)

v

v(·31·

2

1

02

1

v

v)

v

v·(

2

3

1

22

1

2

De donde se obtiene que 3

1

v

v

1

2

Por tanto, la relación de potencias, será,

31

2

22

21

212

0 v·4

D··

2

1

)vv(·2

vv·

4

D··

2

1

P

P

1

2

2

1

2

v

v1·

v

v1

2

1

593,027

16

3

11·

3

11

2

12

La relación completa, para rangos prácticos de v2/v1, se representa a continuación

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

V2/V1

P/P

0

P/P0

- 73 -

El rendimiento práctico depende del tipo de rotor, y de los diversos mecanismos que componen el aerogenerador. Valores razonables, son los siguientes: Rendimiento de Betz ........................................59,3% Rendimiento de la hélice ...................................85% Rendimiento del multiplicador (si existe) ............98% Rendimiento del alternador................................95% Rendimiento del transformador (si existe) ..........98% De los datos anteriores resulta un rendimiento global de la instalación del orden del 45,9%. En la práctica el rendimiento del aerogenerador, será aún menor, obteniéndose en las modernas turbinas un rendimiento del 35% (coeficiente de potencia de la turbina, Cp). Por otro lado, la fiabilidad es muy alta, siendo del orden del 96% La teoría de Betz es una simplificación, ya que no tiene presente algunos aspectos existentes en la práctica como resistencia aerodinámica de las palas, pérdida de energía por turbulencia de la estela, la compresibilidad del aire y la propia interferencia entre las palas. Esta teoría es sólo una aproximación al problema de determinar la potencia que puede obtenerse de una eólica de eje horizontal, pero es útil para establecer un límite superior para el coeficiente de potencia Cp (rendimiento de conversión de potencia eólica-mecánica un aerogenerador). Velocidad específica Se conoce como velocidad específica de un aerogenerador, λ, a la relación entre la velocidad tangencial de punta de pala del rotor de dicho aerogenerador y la velocidad con la que el viento ataca al rotor del mismo.

1e V

r·v

Así pues, la eficiencia interesa que sea alta para aquellos rangos de velocidades de viento más frecuentes, donde se encuentra la mayor parte de la energía.

- 74 -

Curva de potencia-velocidad del aergenerador Es la curva que relaciona la potencia real obtenida por el aerogenerador en relación con la velocidad del viento. Esta curva es proporcionada por el fabricante.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

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

Velocidad del viento, m/s

PO

TE

NC

IA, W Pmáx real, W

Coeficiente de potencia, Cp El coeficiente de potencia, Cp, indica con qué eficiencia el aerogenerador convierte la energía del viento en electricidad. Para calcular el coeficiente de potencia para cada velocidad dividimos el valor de la potencia eléctrica para cada velocidad sacado de la curva de potencia, por el área de barrido del rotor y por el rendimiento del generador.

3g

pv·A··

P·2·)v(C

El gráfico que sigue muestra la curva del coeficiente de potencia de un aerogenerador típico. Aunque la eficiencia media de estos aerogeneradores suele estar por encima del 20%, la eficiencia varía mucho con la velocidad del viento.

- 75 -

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18Velocidad del viento, V1, m/s

Co

efi

cie

nte

de

po

ten

cia

, Cp

(v

)

Cp (v)

La relación entre este coeficiente y la curva anterior es clara. Si multiplicamos el contenido energético de la corriente por el valor de Cp (v), obtenemos la potencia para cada velocidad. El rotor esta concebido de forma que Cp caiga rápidamente a partir del valor de velocidad en que se alcanza la potencia nominal. De este modo el crecimiento cúbico del contenido energético se compensa con una eficiencia decreciente y permite que la central funcione a la máxima potencia sin saturarse. En la curva anterior se aprecia que la eficiencia mecánica es máxima para velocidades de entorno a 6 m/s. Esto es una elección deliberada de los ingenieros. A bajas velocidades la eficiencia no es muy importante porque tampoco hay mucho que capturar. A muy altas velocidades tampoco importa debido a que no son frecuentes, pero para cuando ocurren es necesario que la eficiencia caiga para no rebasar los limites de diseño. Es por esto que la eficiencia es más importante en la zona en que se espera capturar la mayor parte de la energía. Potencia desarrollada Una vez conocida la curva de potencia real desarrollada por el aerogenerador para cada velocidad de viento, y la frecuencia horaria (nº horas de la curva de Weibull/8760, probabilidad Weibull), se puede obtener la potencia desarrollada en cada velocidad. Por ejemplo, para la velocidad de 4 m/s, se tiene, Potencia desarrollada para v = 4 m/s = 1000 W Horas anuales, 1035 h/año Probabilidad Weibull, 1035/8760 = 0,118150685 Potencia neta aportada en esa velocidad, 1000*0,118150685 = 118,15 W Energía producida Una forma (solo aproximada) de obtenerla, se puede decir que es:

- 76 -

Donde E es la energía total generada en un tiempo t. No obstante, la forma normal de obtener la energía producida por un aerogenerador, es la siguiente, La potencia real desarrollada por el aerogenerador para cada velocidad de viento, y las horas anuales en que se ha desarrollado, permiten calcular la energía producida anualmente en esa velocidad. Sumando la energía de cada velocidad, se obtiene la energía total producida durante el año. Por ejemplo, Potencia desarrollada para v = 4 m/s = 1000 W Horas anuales, 1035 h/año Energía anual producida en esa velocidad, 1000*1035 = 1035000 Wh/año = 1035 Kwh/año En el cuadro que sigue se aprecian los datos anteriores, y se comprueba que la energía total anual producida por el aerogenerador de Pn = 8 KW, es de 25739 KWh.

Factor de capacidad El factor de capacidad del aerogenerador es el cociente entre la producción generada y la que se obtendría si hubiera trabajado a pleno rendimiento.

- 77 -

Producción anual real, 25739 KWh Producción anual a pleno rendimiento, 365*24*8 = 70080 KWh Factor de capacidad,

36,070080

25739capacidaddeFactor

Un factor de capacidad excelente, es de 0,4, mientras que un valor razonable es de 0,25 a 0,30. Por consiguiente, en este caso, las horas de viento, unidad a la configuración del aerogenerador, consiguen un buen factor de capacidad.

Si consiguiéramos extraer toda la energía contenida en el viento (lo cual no es posible como demuestra Betz), la energía generada a lo largo de un día sería:

La realidad es que no es posible convertir toda la energía del viento en energía eléctrica. Las razones fundamentales son tres: El mencionado límite de Betz, que limita la potencia máxima extraíble a aproximadamente el 59%. La eficiencia aerodinámica de las palas y la eficiencia mecánica del resto de componentes. La eficiencia eléctrica del generador, controlador e inversor. Por ello, la nueva ecuación que utilizamos para saber la potencia eólica recuperable,

será, 3p v·A·

2

1·)v(CP

Donde Cp (v) es el coeficiente de potencia que representa la eficiencia total del sistema. Este factor suele tomar un valor máximo de entre el 20 y el 30% para el punto de trabajo nominal. Como puede apreciarse, la potencia varía con el cubo de la velocidad del viento. Es decir, doblando la velocidad podemos multiplicar por ocho la potencia, y producir ocho veces más de energía.

- 78 -

Con todos estos datos y con la curva de potencia del aerogenerador se puede obtener una estimación de la energía generada en un periodo de tiempo determinado. Aproximadamente se puede decir que:

Donde E es la energía total generada en un tiempo t. Otros factores a tener en cuanta son la temperatura y la altura sobre el nivel del mar del emplazamiento elegido, ya que influyen directamente sobre la potencia generada y que seguidamente se muestran tabulados. Variación de la densidad del aire con la temperatura:

Variación de la densidad del aire con la altitud:

Ejemplo 1: Disponemos de un aerogenerador de las siguientes características:

Area barrida, A = · d2/4 = 13,202 m2

- 79 -

El aerogenerador se encuentra situados a 610 m de altitud y a la temperatura ambiente de 25ºC. Se estima un Cp (v) para 12 m/s = 0,302 Se desea conocer: a) Potencia transportada por el viento en esas condiciones b) Potencia máxima teórica que se puede obtener a velocidad nominal. c) Potencia máxima real extraída al viento y comparación con la curva experimental.

a) Potencia transportada por el viento en esas condiciones La densidad del aire a 0ºC y al nivel del mar, es = 1,293 Kg/m3 La densidad del aire en las condiciones de trabajo, teniendo en cuenta la altitud (610 m) y la temperatura (25ºC), será, t = 1,293 · 0,966 · 0,940 = 1,174 Kg/m3 La potencia máxima que transporta el viento para esa velocidad, vendrá dada por la fórmula,

3p v·A·

2

1·)v(CP KW392,1312·202,13·174,1

2

1·1 3

b) Potencia máxima teórica que se puede obtener a velocidad nominal. Depende del límite de Betz,

3p v·A·

2

1·)v(CP KW936,712·202,13·174,1

2

1·59,0 3

c) Potencia máxima real extraída al viento y comparación con la curva experimental.

- 80 -

3

p v·A·2

1·)v(CP KW044,412·202,13·174,1

2

1·302,0 3

Ejemplo 2: Disponemos de un aerogenerador de las siguientes características:

Area barrida, A = · d2/4 = 29,224 m2

El aerogenerador se encuentra situados a 610 m de altitud y a la temperatura ambiente de 25ºC. El rendimiento del alternador se estima en g = 0,9 Se desea conocer: a) Potencia transportada por el viento en esas condiciones b) Coeficiente de potencia para velocidad nominal, Cp (v) c) Potencia máxima teórica que se puede obtener a velocidad nominal. d) Potencia máxima real extraída al viento y comparación con la curva experimental. e) Potencia máxima real obtenida en bornas de generador.

- 81 -

a) Potencia transportada por el viento en esas condiciones La densidad del aire a 0ºC y al nivel del mar, es = 1,293 Kg/m3 La densidad del aire en las condiciones de trabajo, teniendo en cuenta la altitud y la temperatura, será, t) = 1,293 · 0,966 · 0,940 = 1,174 Kg/m3 La potencia máxima que transporta el viento para esa velocidad, vendrá dada por la fórmula,

3p v·A·

2

1·CP KW646,2912·224,29·174,1

2

1·1 3

- 82 -

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

110000

120000

130000

140000

150000

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

Velocidad, m/s

Po

ten

cia

má

xim

a, W

Pmáx, W

b1) Coeficiente de potencia, Cp (v) para la potencia salida de bornes de generador

A la fórmula general de la potencia a extraer del viento, 3p v·A·

2

1·)v(CP , se le debe

incorporar el rendimiento del generador cuando se trata de obtener la potencia neta real

en bornes de generador, con lo cual, 3gp v·A·

2

1··)v(CP , de la que se deduce,

3g

pv·A··

P·2·)v(C

Siendo P (W) la potencia real salida de bornes de generador, de acuerdo a la siguiente curva del fabricante, obtenida en el laboratorio.

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Para aplicar la fórmula anterior, se supone que la temperatura de laboratorio es de 20ºC y la altitud es de 610 m sobre el nivel del mar. Los coeficientes de corrección de la densidad del aire, son: Coeficiente por temperatura (20ºC), 0,983 Coeficiente por altitud (610 m), 0,94 La densidad del aire en las condiciones de trabajo de laboratorio, teniendo en cuenta la altitud y la temperatura, será, t = 1,293 · 0,983 · 0,940 = 1,194 Kg/m3 Por lo que Cp (v) para 12 m/s por ejemplo, será

3g

pv·A··

P·2·)v(C

29465,0

12·224,29·194,1·9,0

8000·2·)s/m12(C

3p

c) Potencia máxima teórica que se puede obtener a velocidad nominal. Depende del límite de Betz,

3p v·A·

2

1·)v(CP KW568,1712·224,29·174,1

2

1·593,0 3

d) Potencia máxima real extraída al viento y comparación con la curva experimental.

3p v·A·

2

1·)v(CP KW735,812·224,29·174,1

2

1·294,0 3

e) Potencia máxima real obtenida en bornas de generador.

gg ·PP KW861,79,0·735,8

Ejemplo 3 práctico ENAIR 30

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A una velocidad de viento de 8 - 10 m/s, obtenemos potencia nominal del Aerogenerador, entrando en oscilación del paso variable a los 14 m/s. En entornos con un viento medio que oscilen en un 15-20% de su nominal, el aerogenerador Enair 30 puede obtener más de 30 Kwh/día. La principal ventaja de Aerogenerador es que nunca deja de producir, su reorientación es suave y no es necesario que actúe un freno para detenerlo. Esta ni se frena.

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CURVA ENAIR 30 – EMPÍRICA: La curva de potencia del aerogenerador Enair 30 ha sido obtenida en un campo de pruebas, es la curva real, obtenida de forma empírica, de la potencia producida para cada velocidad del viento. Desde ella, se ha obtenido el coeficiente de Betz (Cp) para cada rango de velocidad desde la siguiente fórmula:

Donde g corresponde al rendimiento del generador eléctrico, cuyo valor se estima de 0,9 (en tanto por uno). Este rendimiento tiene en cuenta las pérdidas por autoconsumo de equipos y las pérdidas por variaciones puntuales en la velocidad y dirección del aire. El Cp varía para cada velocidad y sigue una distribución no uniforme. Pese a ello puede apreciarse que es más favorable para velocidades menores que 11 m/s. Esto es debido a la activación del paso variable, que produce una pérdida aerodinámica y por tanto disminuye el coeficiente de Betz. Esto es aprovechado por los aerogeneradores Enair para poder continuar generando energía de forma ininterrumpida. Puede observarse como no se consigue ningún valor mayor o igual a 0,593, ya que esta es la limitación física a la que se somete cualquier máquina generadora de electricidad cuya fuente es el aire.

LA ENERGÍA TRANSPORTADA POR EL AIRE – CURVA ROJA Esta curva representa la energía que transporta el viento al pasar por la circunferencia generada por las aspas del Enair. Es decir, la energía instantánea que circula por un tubo de aire de diámetro igual a 4,1 metros. LA ENERGÍA EXTRAÍBLE – CURVA AMARILLA Esta curva también se denomina “curva de Betz”. Corresponde a la máxima potencia que podría extraer un aerogenerador de ese diámetro en condiciones ideales: despreciando rozamientos, rendimientos, pérdidas energéticas, turbulencias, auto consumo de equipos, etc. Corresponde al 59,3% de la energía extraíble (curva roja). Este es el límite que todo aerogenerador tiene impuesto por la naturaleza de las leyes de la física aerodinámica, correspondiendo este límite al valor de porcentaje máximo alcanzable para cualquier aerogenerador. Así, cada modelo tiene un Coeficiente de Betz que regula este porcentaje para cada régimen de giro.

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Ejemplo 4 práctico ENAIR 70

A una velocidad de viento de 10 – 12 m/s, obtenemos potencia nominal del Aerogenerador, entrando en oscilación del paso variable a los 14 m/s. En entornos con un viento medio que oscilen en un 15-20% de su nominal, el aerogenerador Enair 30 puede obtener más de 70 KWh/día. La principal ventaja de Aerogenerador es que nunca deja de producir, su reorientación es suave y no es necesario que actúe un freno para detenerlo.

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4.2.8.- Instalación en torre INSTALACIÓN EN TORRE DE CELOSÍA: 1º PASO:Realizar el agujero y ensamblar la torre. 2º PASO:En posición horizontal, ensamblar la torre con el molino.

3º PASO:Enganchamos el Aerogenerador junto con la torre y elevamos el conjunto hasta el foso. Siempre con el molino frenado, por medio del cruce de sus fases. 4º PASO: Nivelamos la torre y hormigonamos el Foso. Importante asegurarse de que está perfectamente a nivel para no perder luego eficiencia en el enfoque

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5º PASO: Soltar la grúa de la torre y mantener la torre arriostrada, durante el tiempo necesario a que el hormigón se solidifique, este tiempo suele estar entre 48h y 72h, durante este tiempo es necesario que el Aerogenerador esté frenado. 6º PASO: Transcurrido el periodo de tiempo necesario para el fraguado del hormigón, se quitan los tensores de la torre y se libera el Aerogenerador, iniciando así la puesta en funcionamiento del mismo.

INSTALACIÓN EN TORRE TUBULAR BASCULANTE 1º PASO: Se realiza el agujero y se insertan las varillas de hierro, para su posterior cimentación. Importante asegurarse de que las varillas queden lo más verticales posible. 2º PASO: Asegurarse de que los tornillos salen de la superficie del hormigón, unos 20 cm, esto es muy importante para luego nivelar bien.

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3º PASO: Colocar en caso de que se haya adquirido el soporte de elevación, con los tornillos. 4º PASO: Colocar los tramos de la torre encastándolos uno dentro el otro. Y apoyándolo sobre el soporte (opcional) de elevación manual.

5º PASO: Una vez ensamblada la torre en el suelo, colocarla sobre un soporte que permita acoplar el aerogenerador. 6º PASO: En caso de haber adquirido el soporte de elevación colocar el cable de tiro.

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7º PASO: Montar el aerogenerador acoplándolo al extremos de la torre, para montarlo completamente a ras del suelo (siempre con el molino en frenado) 8º PASO: una vez todo montado el aerogenerador elevarlo con el tractel manual, sino se ha adquirido el sistema de elevación, utilizar grúa.

9º PASO: Desenganchar la grúa, de la torre, por medio de una escalera o similar. 10º PASO: una vez todo montado y acoplado perfectamente en posición, liberamos el freno del molino para que empiece a producir.

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Torres Basculantes hidráulicas: Esta torre tiene un cilindro hidráulico que puede ser accionado tanto manual como con un motor eléctrico para su izado o su abatimiento. Otra de las ventajas que tiene este sistema es que se puede abatir cuando se den vientos demasiado fuertes, potencialmente peligrosos para el sistema eólico o cuando el aerogenerador vaya a estar sin producir energía durante un periodo largo de tiempo, ya sea por ausencia del propietario o por cualquier otra razón. Estas torres deben conservar siempre el pistón hidráulico puesto, para que sean realmente prácticas ya que este tiene un peso de unos 1200 daN, lo que hace difícil su manejo. Dado a que debe estar a la intemperie este pistón debe estar siempre recubierto por grasa y por la goma de protección que se entrega con el, sujeta con bridas.

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4.2.9.- Algunas preguntas frecuentes. 1. ¿Cuál es el tamaño apropiado para mi instalación? La siguiente tabla muestra una guía acerca de que aerogenerador elegir en función del viento y los consumos eléctricos. Como referencia, una vivienda normal consume unos 3500 a 4000 kWh anualmente, mientras que un gran consumidor puede rondar los 6000 o 8000 kWh.

Energía requerida (KWh)

KWh

2. ¿Cuánto espacio necesito? En teoría un aerogenerador funciona mejor cuantos menos obstáculos se encuentren en la dirección en la que fluye el viento, aunque a suficiente distancia, los edificios, árboles y demás obstáculos casi no influyen en el rendimiento del aerogenerador. Un aerogenerador debe situarse al doble de altura que los obstáculos muy cercanos a él y a una altura superior a los que se encuentran entre 10 y 20 m de la torre. 3. ¿Los aerogeneradores son ruidosos? Los aerogeneradores ENAIR han sido diseñados para ser silenciosos, ya que su velocidad de giro nominal está entre 200 y 250 rpm dependiendo del modelo. Considerando la altura en la que se encuentran, serán prácticamente imperceptibles por alguien que se sitúe en su base. Además, el giro relativamente lento en comparación con los pequeños aerogeneradores que hay actualmente en el mercado, aumenta el rendimiento y la durabilidad y disminuye las cargas mecánicas que soportan los componentes. Tener un 33% menos de rpm del resto de aerogeneradores existentes, supone una longevidad, 3 veces superior a modelos de altas revoluciones. 4. ¿Afectan a los pájaros los pequeños aerogeneradores? No es probable que un ave impacte sobre las palas de un pequeño aerogenerador como los ENAIR, que giran a bajas revoluciones (entre 200 y 250 rpm dependiendo del modelo) y no están situados a la altura a la que las aves migratorias realizan sus grandes viajes. 5. ¿Puedo usar un aerogenerador para mi sistema de calefacción? Si que se puede usar un aerogenerador para calentar agua. Basta con conectar la salida del controlador a un calentador eléctrico. Lo que se debe tener en cuenta es que normalmente el consumo energético en calefacción es bastante mayor que el consumo de electricidad para otros usos, con lo que será necesario disponer de equipos de mayor tamaño. 6. ¿Puedo conectar mi equipo a la red de distribución? Los pequeños aerogeneradores si pueden ser conectados a la red de distribución. Para ello hay que utilizar un inversor compatible con la red y que la instalación sea aprobada por la compañía eléctrica local, que requerirá que la se cumpla con la norma y asignará un punto de conexión a la red. Cada modelo de estos aerogeneradores ha sido testado para este fin en periodos superiores a un año, siendo sus resultados óptimos a este respecto. 7. ¿Cuánto tiempo producen electricidad los aerogeneradores? Esto depende en gran medida del emplazamiento elegido, de la media de la velocidad del viento y de lo constante que sea este.

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En un emplazamiento adecuado, un aerogenerador produce electricidad aproximadamente el 75% del tiempo, aunque no siempre a la potencia nominal. Durante un año es normal que produzca entre el 20 o el 30% de lo que generaría a potencia nominal funcionando durante todo el tiempo. A este valor se le conoce como factor de capacidad. 8. ¿Cuánto dura un aerogenerador? Este tipo de aerogeneradores están diseñados para durar más de 20 años. Esto es debido a su diseño robusto, la calidad de los materiales y de los tratamientos anticorrosión y a un diseño totalmente sellado que evita que la humedad y otras partículas penetren en el sistema, así como la imposibilidad que las aves aniden dentro de ellos, en periodos sin viento. Todo ello hace que su diseño no se deteriore incluso en ambientes agresivos propios de las localizaciones cercanas al mar, dada la corrosividad salina y erosión producida por las partículas de arena en costas. 9. ¿Puedo tener mi propio aerogenerador? Los pequeños aerogeneradores son la opción perfecta para particulares, comunidades o pequeñas empresas que quieren generar su propia energía. Las características del emplazamiento elegido (velocidad media del viento, localización y topografía) determinarán el tamaño y el tipo de aerogenerador a utilizar en cada caso. 10. ¿Cómo sé si dispongo del viento suficiente? La velocidad del viento está influida por la topografía local y los obstáculos cercanos como árboles y edificios. La circulación del viento puede ser muy variable y con mucha turbulencia, así que en caso de duda, lo mejor es contactar con profesionales que se dediquen a la instalación de pequeños aerogeneradores. Normalmente, con una media de 5 m/s merece la pena instalar un aerogenerador de pequeña potencia. El departamento técnico de un fabricante solvente como puede ser Enair u otros similares, determinará la velocidad media en su ubicación concreta, aportándo un estudio eólico de la zona. 11. ¿Cómo funciona un aerogenerador? A grandes rasgos un aerogenerador funciona de la siguiente manera: Las palas aprovechan el empuje del viento para generar un par en el generador. Este, dependiendo de la velocidad de giro y la fuerza ejercida por las palas sobre su eje, generarán electricidad, que llegará al controlador y al inversor. Estos componentes electrónicos transforman la corriente en continua, si lo que se quiere es cargar baterías, o en alterna, si lo que se desea es inyectar la energía generada a la red de distribución. 12. ¿Qué altura tiene un aerogenerador de pequeña potencia? La altura de la torre puede variar considerablemente dependiendo del tipo de aerogenerador y del viento del emplazamiento. Generalmente, las torres de los aerogeneradores de pequeña potencia oscilan entre 10 y 20 m. Cuanta mayor altura tenga la torre más viento tendremos disponible y más constante será este. Además, para determinar la altura total del sistema hay que tener en cuenta el diámetro de los aerogeneradores, el cual suele oscilar entre 1,5 y 10 m. 13. ¿Necesito algún tipo de permiso para instalar mi aerogenerador? La instalación de pequeños aerogeneradores puede requerir algún tipo de permiso. Esto muchas veces depende de la altura de la torre, de la comunidad autónoma o del país en que se quiera instalar. Lo mejor en caso de duda es consultar a un profesional o a la autoridad competente en cada caso. 14. ¿De qué están hechos los aerogeneradores? Las piezas estructurales de nuestros aerogeneradores están hechas de acero inoxidable y aluminio y las palas y demás componentes de cobre, plásticos, resina de poliéster y fibra de vidrio. Todas las piezas vienen protegidas adecuadamente contra la corrosión, ya sea mediante galvanizado en caliente o mediante distintos tratamientos superficiales encaminados a conseguir una protección adecuada incluso en ambientes salinos. Además, todo el conjunto es estanco para evitar la entrada de agua, polvo o cualquier tipo de sustancia al interior. De esta manera los componentes eléctricos se encuentran a salvo y bien protegidos.

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4.3.- Generación minihidráulica. Características y componentes de las instalaciones Es una tecnología muy madura cuyo aprovechamiento está casi completo en Europa, incluso en pequeñas aplicaciones, si bien siempre es posible realizar algunos aprovechamientos localizados. El impacto ambiental para pequeños aprovechamientos (hasta 10 KW) suele ser ínfimo, debido a que se realiza a tamaños reducidos. Toda la instalación puede ser encajada en las condiciones del entorno, incluido el muro de azud si fuera preciso realizarlo, de forma tal que el impacto visual sea reducido. Únicamente (en algún caso) será preciso crear un pequeño embalse o balsa que proporcione la reserva de agua suficiente para abastecer la turbina, estableciendo un pequeño lago que la retiene temporalmente, interrumpiendo el curso natural continuo del agua. Para la producción de electricidad, el agua de la presa se conduce por una tubería de manera que se hace funcionar una turbina, la cual conecta su eje a un generador eléctrico. Como el caudal con el que funcionan suele ser variable de invierno a verano, las turbinas empleadas suelen ser de geometría variable para optimizar el proceso. Además del caudal, la otra variable que definirá la eficacia del proceso será la altura de la presa, ya que todo el proceso se basa en la presión del fluido. Los modernos sistemas de aprovechamiento de energía minihidráulica consisten en instalaciones de potencia y tamaño reducido (inferior a 10 kW) mediante diseños que se integran fácilmente en el ecosistema sin generar impactos medioambientales. Requieren de estudios previos y muy personalizados en función del entorno, de la disponibilidad o no de otras fuentes energéticas, de la localización, y de las necesidades de distribución específicas y de consumo energético en el lugar. Por poner solo unos ejemplos, Minihidráulicas PowerSpout Desde 2012 ENEA Renovables® de la marca PowerSpout, está desarrollando una solución microhidráulica, un sistema capaz de universalizar el uso de la energía de agua para autoconsumo. en España y Portugal. http://www.eneagrupo.com/index.php/contacto/ Incluso un pequeño flujo de agua es capaz de generar corriente constante, limpia y gratuita a un coste mínimo. Un solo generador Pelton instalado adecuadamente como para generar 1kW, puede producir suficiente electricidad para una residencia normal (>8.000 kWh/año). El modelo Pelton, tiene tan solo unos 45 cm de tamaño. Existen dos modelos de generadores de PowerSpout: Modelo Pelton La PowerSpout Pelton de 1 kW de potencia, es ideal para instalar en lugares con bajos caudales de agua, con una caída neta de entre 3 y 130 metros. Sus reducidas dimensiones (45 cm de largo) y peso (230 daN) la hacen muy versátil. Su impacto en el ecosistema es mínimo, habiendo superado informes oficiales sobre medioambiente. Combinando múltiples generadores en una misma instalación se puede llegar a producir potencia de hasta 16 kW.

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Modelo Low Head La PowerSpout Low Head de 1’5 kW, está diseñada para ser instalada en lugares con un alto caudal de agua, con una caída neta de entre 1 y 5 metros. Se dispone de más detalles del modelo Low Head en sus manuales (en inglés).

A4 COSTES MICROHIDRÁULICA

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4.4.- Generación fotovoltáica. Características y componentes de las instalaciones Las instalaciones fotovoltaicas están compuestas básicamente por: Estructura metálica Módulos fotovoltaicos. Inversor. Cableado y protecciones de red. Contador bidireccional. Sistema de puesta a tierra de protección. 4.4.1.- Estructura metálica Es la parte de la instalación que une la cubierta o el suelo, con los módulos fotovoltaicos, es decir, la estructura metálica se fija a la cubierta / suelo, y los captadores se fijan a ésta con unas grapas especiales que unen captadores con estructura, haciendo un conjunto robusto y muy resistente. Esta estructura suele ser de aluminio, para evitar peso y toda la tornillería y accesorios son de acero inoxidable con vistas a los efectos de la intemperie. Estas estructuras pueden ser: • Integrables sobre cubiertas inclinadas. • Inclinadas sobre cubiertas inclinadas. • Inclinadas sobre cubiertas planas. • Inclinadas sobre suelo.

Existe una estructura adecuada para todos y cada uno de los casos posibles de cubiertas, ya sean de tejas árabes, de pizarras, de hormigón, de panel sándwich, etc, ya que hay un amplio abanico de posibles fijaciones.

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4.4.2.- Módulos fotovoltaicos. Son los elementos generadores de electricidad, éstos generan la electricidad en corriente continua, se unen entre ellos formando cadenas o strings de módulos para trabajar dentro de un rango de potencias adecuados para poder inyectar la electricidad generada al inversor. La potencia de generación de estos puede variar entre 150Wp y 300Wp cada uno de ellos, de modo que con 4 módulos instalados, por ejemplo, tenemos una potencia instalada de mas de 1000 Wp. Lo normal es emplear módulos de primera calidad mundial, ofrecer una garantía de 10 años, contra cualquier defecto, y una garantía de producción de hasta el 85% durante 25 años. 4.4.3.- Inversor Es el elemento encargado de transformar la energía de corriente continua a corriente alterna, por lo que este aparato prepara la energía para que pueda ser consumida directamente. Además, este aparato mediante un paquete de monitorización nos permite ver on-line el comportamiento de la instalación, tanto puntualmente, como generando históricos, etc .Lo habitual es disponer de toda esta información en el ordenador o bien en el i-phone o i-pad. Asimismo, se generará un mensaje de error si la instalación deja de producir vía SMS o vía correo electrónico. Son prestaciones habituales. 4.4.4.- Cableado y protecciones. Por un lado, todos los módulos estarán unidos mediante mangueras de cable eléctrico aisladas, de cobre, de sección correctamente dimensionada, que transportarán la electricidad hasta el inversor. Las pérdidas de estos cables, están contabilizadas en los estudios de producción que se realizan y en el estudio económico de viabilidad. Asimismo, el inversor estará conectado también con el contador de la vivienda, ya en corriente alterna. La instalación dispondrá también de un cuadro eléctrico con las protecciones adecuadas para el correcto funcionamiento. 4.4.5.- Contador bidireccional Es el único elemento de la instalación eléctrica existente en la vivienda, que será sustituido por otro elemento. Hasta que se realice la puesta en servicio de la instalación de las nuevas instalaciones, el contador únicamente contabilizaba la energía consumida, y habrá de ser sustituido por un nuevo contador, homologado por la compañía eléctrica, el cual se diferencia del anterior porque tiene la capacidad de contabilizar todo el consumo, y también toda la producción de la instalación de Balance Neto, de manera que a través de sus lecturas se pueda hacer el "Balance Neto", es decir, conocer la energía consumida y restar ese valor de la producida. El coste de la sustitución de este elemento, deberá estar incluido en la oferta económica de ejecución de las instalaciones, al que la obra civil necesaria para sustituirlo. 4.4.6.- Sistema de puesta a tierra de protección. De cara a la seguridad de las personas, todas las partes metálicas de las instalaciones habrán de ser puestas a tierra. Se trata de establecer una red de tierras a base de cable de cobre, generalmente desnudo (pintado de color camuflante y discurriendo por lugares de escasa visibilidad para evitar vandalismo), y conectado a un electrodo enterrado a cierta profundidad en el suelo. Desde el punto de vista de conseguir buenos resultados posteriores, lo típico es considerar de forma aislada como si fuera única cada una de las instalaciones, con el fin de adaptarse a las necesidades concretas de cada caso.

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¿Cómo se consigue? Una instalación fotovoltaica de autoconsumo es mucho más que tan sólo unos buenos módulos solares, es por este motivo hay que cuidar todos los detalles de la instalación, para que el resultado final sea fiable y duradero. Por este motivo se debe instalar así: Estructuras metálicas de aluminio anodizado y accesorios de acero inoxidable. Módulos solares fotovoltaicas con 25 años de garantía de producción lineal. Inversores de primera marca mundial. Conectores y accesorios de fabricación europea. Cableados y cuadros de fabricación europea. Monitorización para tener un control preciso de la producción fotovoltaica. Sistemas de alarmas vía correo electrónico/sms en caso de avería, de modo que la instalación fotovoltaica para el autoconsumo no pare nunca de producir. Desde el punto de vista de dimensionamiento, en el Anexo 5 se incluyen los cálculos correspondientes. 4.5.- Generación biomasa. Características y componentes de las instalaciones Es la única fuente de energía renovable que no resulta gratuita ni instantánea. Requiere de un ciclo que como mínimo necesita un año para su desarrollo completo (plantación, cultivo, recolección, tratamiento, transporte, distribución y conversión). Sin embargo, no sufre la intermitencia del resto de las energías renovables. La biomasa es materia vegetal que fija la energía solar por fotosíntesis y por materia animal. La eficiencia media de conversión de radiación solar a biomasa de los vegetales está entre 0’5 y 2’5%. A pesar del bajo valor, la extensión es muy grande, por lo que las reservas son importantes. Mediante su combustión se genera vapor de agua que mueve una turbina con un generador acoplado a su eje, siendo una combustión de la que se obtiene en principio agua y CO2 como únicos productos. Biocombustibles. Su origen se encuentra en la biomasa. Generalmente se reserva este nombre para los que son líquidos, aunque también existen en estado sólido y gaseoso. En estado sólido presentan el inconveniente de que su transporte resulta caro debido a su baja densidad, lo que origina la necesidad de tratar estos materiales compactándolos para hacer su transporte más económico. En estado líquido encontramos el alcohol metílico o metanol y el alcohol etílico, ambos producidos por la fermentación húmeda de la biomasa azucarada. Por regla general se utilizan para mejorar el índice de octanaje de las gasolinas, o añadiéndoselos al diesel para formar biodiesel. Mientras que los biocombustibles sólidos se utilizan en calderas para producir vapor de agua, los biocombustibles líquidos pueden ser utilizados en máquinas térmicas, lo que ha suscitado un gran interés por estos nuevos tipos de combustible, aunque rodeado de una gran polémica debido a la utilización de grandes cantidades de cultivos, válidos para la alimentación humana como la soja y el girasol, en su fabricación. 4.6.- Generación termosolar. Características y componentes de las instalaciones Para la aplicación en Balance Neto, se considera solamente si sistema de Disco Stirling.

A5 VILLAFLOR ejemplo

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En las últimas décadas, los sistemas disco parabólico han evolucionado tanto en Europa como en EE.UU. hacia la construcción de unidades autónomas conectadas a motores Stirling situados en el foco, con potencias de 7-25 kW. Los sistemas disco Stirling presentan una alta eficiencia en la conversión de la radiación solar en energía eléctrica, entre 25-30%, en condiciones nominales de operación. Además, se pueden conseguir relaciones de concentración superiores a 3.000, lo que permite alcanzar temperaturas entre 650 y 800°C y eficiencias nominales en los motores Stirling entre 30-40%. A principios de 2006, se aprobó en California el proyecto Stirling Energy Systems of Arizona 2 (SES 2). Este proyecto podría tratarse de la primera instalación de envergadura de discos Stirling en el mundo. La planta de 300 MW y un total de 12000 discos reflectores con receptores de hidrógeno, se ubicará en el desierto de Imperial Valley. Además, hay que reseñar otros desarrollos en EE.UU. involucrando a empresas como LaJet, Solar Kinetics, SAIC, Acurex y WG. En Europa, los principales desarrollos se han llevado a cabo por empresas alemanas (Steinmüller; SBP y SOLO Kleinmotoren). Éstas desarrollaron seis unidades de 9-10 kW, tres de ellas ensayadas en la Plataforma Solar de Almería, con más de 30.000 horas de operación. Se trata de sistemas que conllevan una significativa reducción de costes, aunque a cambio de menores rendimientos. El motor trabaja con helio a 630°C y presenta rendimientos del 20 %, sensiblemente inferior a los planteados por Boeing/SES. El proyecto europeo EURODISH (1998-2001), con participación de empresas españolas (Inabensa, CIEMAT-PSA), mejoró los prototipos anteriores (rediseño del concentrador y motor, revisión y simplificación del sistema de seguimiento y control, utilización de hidrógeno como fluido termoportador, etc.). Se construyeron tres unidades EURODISH ensayadas en Vellore (India), Milán (Italia) y la Plataforma Solar de Almería. Posteriormente, el proyecto alemán ENVIRODISH (2002-2005), además de incorporar mejoras de los componentes del prototipo EURODISH, comenzó a preparar su introducción en el mercado. Así, en el año 2004 se construyeron tres unidades de referencia en Odeillo (Francia), Sevilla y Würzung (Alemania). La potencia generada por las dos últimas se vende a tarifa de las redes eléctricas española y alemana. Los logros que se están alcanzando (hibridación, optimización de procedimientos de arranque y control, etc.) hacen prever unos costes de generación inferiores a 0,12-0,17 €/kWh a corto plazo. No obstante, pese al enorme potencial a largo plazo de esta tecnología, debido a sus elevadas eficiencias y su modularidad, la limitación en cuanto a su potencia unitaria (inferior a 25 kW) obstaculiza muchas aplicaciones que pretenden la producción eléctrica a gran escala. Así, tienen su aplicación más obvia en la producción de electricidad para autoconsumo, y también en lugares aislados donde no llegue la red eléctrica (bombeo de agua en pozos, suministro de electricidad a núcleos de viviendas rurales, etc.), donde cabe esperar que puedan competir con sistemas ya comerciales como los fotovoltaicos o los generadores diesel. Componentes del sistema. Básicamente un sistema disco Stirling consta de los componentes que se pueden observar en la figura: - Concentrador solar parabólico. - Sistema de seguimiento del sol. - Intercambiador de calor solar (Receptor).

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- Motor Stirling con generador.

4.6.1.- Concentradores Los sistemas disco Stirling utilizan concentradores solares que realizan el seguimiento del sol en dos ejes. Estos concentradores poseen una superficie reflectante que, ya sea de metal, de vidrio o de plástico, refleja la radiación solar incidente en una pequeña región llamada foco, o zona focal. El tamaño del concentrador solar para los sistemas disco Stirling está determinado por el motor utilizado. Con un máximo directo de irradiación solar de 1000 W/m2, un sistema disco Stirling de 25-kW tendrá un diámetro del concentrador de aproximadamente 10 metros. Los concentradores utilizan superficies reflectantes de diversos materiales. Por ejemplo, los concentradores utilizados por la empresa SBP se realizan con planchas de plástico reforzado y con fibra de vidrio como se observa en la figura que sigue (El concentrador de dicha figura consta de 12 segmentos reflectantes realizados con una resina de fibra de vidrio, que unidos forman un parábola casi perfecta. Para mantenerlos unidos se utilizan vigas rígidas en forma de anillo).

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Las superficies de reflexión más duraderas han sido espejos de plata y vidrio, similares a los espejos decorativos utilizados en el hogar. Los intentos de desarrollar a bajo coste películas reflectantes poliméricas han tenido un éxito limitado debido a su rápida degradación. Como los discos concentradores tienen longitudes focales cortas, se necesitan espejos de cristal relativamente delgados (espesor de aproximadamente 1 mm) para poder conseguir las curvaturas requeridas. Además, es deseable que el cristal posea un bajo contenido de hierro para mejorar su capacidad para reflejar la luz. Dependiendo del espesor y de los materiales que se utilicen, los espejos solares tienen rendimientos de reflexión en un rango del 90 a 94%. El concentrador de forma ideal es un paraboloide de revolución. Algunos concentradores solares aproximan esta forma con múltiples espejos en forma esférica sujetos mediante una estructura apropiada. El diseño óptico del concentrador y su precisión determinan el coeficiente de concentración. El coeficiente de concentración, que se define como flujo medio solar que atraviesa la apertura del receptor, dividido por la irradiación solar normal directa del ambiente, es típicamente más de 2000, lo cual permite obtener temperaturas de operación muy altas. Las fracciones interceptadas, que se definen como el porcentaje del flujo de energía solar reflejada a través apertura del receptor, son por lo general más del 85%. 4.6.2.- Sistema de seguimiento del sol. El seguimiento en dos ejes se puede realizar de dos maneras: (1) seguimiento de elevación-acimutal, y (2) el seguimiento en coordenadas polares. Con seguimiento de elevación-acimutal, el plato gira en un plano paralelo a la tierra (acimut) y en otro plano perpendicular a ella (la altitud). Estos sistemas proporcionan al colector la capacidad de rotar a izquierda / derecha y arriba / abajo mediante el uso de un pequeño servomotor. La tasa de rotación varía a lo largo del día, pero se puede calcular fácilmente. La mayoría de los sistemas disco Stirling más grandes utilizan este método de seguimiento (un programa de ordenador predice la posición del sol en cada momento). En el método de rastreo polar, el colector gira en torno a un eje paralelo al eje de rotación de la tierra. En la actualidad, su escaso uso se da en sistemas pequeños (la orientación hacia el sol es determinada por un sensor de seguimiento). 4.6.3.- Intercambiador de calor solar (Receptor). El receptor es el enlace entre el concentrador y el motor Stirling. Tiene dos tareas fundamentales: - Absorber la radiación solar reflejada por el concentrador. - Transmitir esta energía absorbida al motor Stirling en forma de calor con las mínimas pérdidas. Los receptores empleados en los discos parabólicos son receptores de cavidad (aunque el empleo de receptores externos presenta algunas ventajas para sistemas de baja temperatura), en los que la radiación concentrada entra por una apertura (situada en el foco del paraboloide) incidiendo posteriormente sobre el absorbedor. De esta forma se consiguen disminuir las pérdidas radiativas y convectivas, así como homogeneizar el flujo radiante incidente sobre el absorbedor y reducir su valor máximo. Hay dos tipos de receptores utilizados en sistemas disco Stirling: receptores de tubos de iluminación directa (DIR) y los receptores de reflujo.

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Receptores de tubos de iluminación directa Los receptores directamente iluminados permiten una adaptación directa del calentador de los motores Stirling convencionales. En estos receptores el absorbedor está formado con un haz de tubos por donde circula el fluido de trabajo del motor (helio o hidrógeno) altamente presurizado (5-20 MPa). La radiación incide directamente sobre estos tubos y es transformada en energía térmica y transmitida al fluido de trabajo. Las altas temperaturas de trabajo de estos absorbedores (del orden de 800ºC) dificultan el empleo de recubrimientos selectivos por el gran solape de la radiación emitida y absorbida. Un inconveniente de estos receptores es la falta de uniformidad en el flujo de radiación incidente en el absorbedor, lo cual trae como consecuencia el que la temperatura de los tubos absorbedores presente picos, limitando por tanto la máxima temperatura del fluido de trabajo para evitar sobrepasar la máxima temperatura permitida en los materiales. La figura muestra un receptor de este tipo.

Receptores de reflujo Este tipo de receptores emplea un fluido intermedio para la transmisión del calor, generalmente un metal líquido (normalmente sodio), mediante su evaporación en la superficie del absorbedor y su condensación en los tubos por donde circula el fluido de trabajo. Al condensar el metal líquido, por gravedad regresa a la superficie del absorbedor. En la actualidad se intenta emplear este tipo de receptores debido a las ventajas que presentan: - La gran capacidad de transmisión del calor de los metales líquidos (hasta 800 W/cm2) permite desarrollar receptores más pequeños. - Mediante la condensación de este metal líquido se consigue un calentamiento más uniforme del fluido de trabajo, y este se produce realmente a temperatura constante, lo que permite trabajar con temperaturas máximas del fluido de trabajo más cercanas a las máximas admisibles por los materiales. - Permite el diseño independiente de receptor y motor, evitando los compromisos de diseño entre ambos que limitaban el rendimiento en el caso de los receptores de tubos directamente iluminados. - Se facilita la hibridación del sistema.

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Se distinguen dos tipos de receptores de reflujo: - Receptor de tipo “pool boiler”. En este caso hay una poza de metal líquido siempre en contacto con el absorbedor, donde se produce la evaporación del metal, que posteriormente se desplaza hacia el calentador del motor. - Receptor de tubo de calor (heat pipe). En este caso el líquido metálico asciende por fuerzas de capilaridad por unas mechas situadas en la parte posterior del absorbedor, de donde se evapora para ir a condensar en el calentador del motor. Las gotas de metal líquido condensan aquí y por gravedad caen al absorbedor donde mojan las mechas y empiezan a subir por capilaridad. La reserva de metal líquido dentro del receptor es, en este caso, mucho más pequeña. La figura muestra un receptor de tubo de calor.

La configuración tubo de calor tiene la ventaja de su mayor seguridad asociada a una menor reserva de metal líquido para llevar a cabo la transmisión de calor. Por otro lado, al tener menor masa térmica presenta una respuesta más rápida a los transitorios y unas menores pérdidas térmicas durante los mismos. Además, es posible emplear este receptor para sistemas que implementen los dos tipos de seguimiento del sol comentados (acimut-elevación, polar declinación), mientras que el “pool boiler” sólo se presta fácilmente a su integración en el seguimiento acimut elevación. La desventaja del receptor tubo de calor frente al “pool boiler” es la existencia de un mayor número de ciclos térmicos en motor y receptor durante días nublados, así como una mayor variación en la potencia de salida. Además de la clasificación anteriormente establecida, se puede establecer otra en función de la fuente de la que obtiene el calor el receptor. En general existen dos tipos de receptores. Los de la primera clase que solo funcionan con luz solar y no pueden operar durante la noche, y los que poseen un tipo de receptor híbrido, los cuales están equipados con quemadores de gas y que pueden operar durante todo el día.

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En el proyecto Eurodish, se desarrollo un receptor de tubos que se conectaba directamente a las cabezas de los cilindros del motor Stirling. El receptor consistía en unos tubos muy delgados, de aproximadamente 3mm de diámetro, los cuales eran muy resistentes a temperaturas elevadas (receptor de tubos directamente iluminados). Formaban un área prácticamente cerrada que era la cara absorbente. La radiación solar concentrada elevaba la temperatura del gas de trabajo a una temperatura de unos 650ºC. Además de la cara absorbente de radiación solar, el receptor híbrido está equipado con un quemador de gas. De este modo, el motor Stirling puede operar cuando el sol está cubierto por nubes o incluso en la oscuridad. El sistema disco Stirling híbrido tiene la ventaja de estar disponible las 24 horas del día. Por lo tanto, este sistema puede ser el sustituto ideal de los motores diesel que en la actualidad ocupan un porcentaje del mercado de la pequeña generación aislada muy elevado. 4.6.4.- Equipos auxiliares Alternador: es el dispositivo de conversión de la energía mecánica en eléctrica utilizado en los sistemas disco Stirling. Los motores Stirling utilizan generadores de inducción para poder acoplarse a la red. Al sincronizarse los generadores con la red estos pueden suministrar potencia trifásica, ya sea a 230 o a 460 voltios. Estos generadores son capaces de convertir la energía mecánica en electricidad con una eficiencia de alrededor del 94%. El sistema dispone de unos inversores que convierten la corriente continua en alterna. Ello permite emplear máquinas de corriente continua como generadores, pudiendo funcionar a régimen de giro variable, teniendo con ello más flexibilidad para adaptarse a la demanda de electricidad instantánea. Sistema de refrigeración: Los motores necesitan transferir al medio ambiente grandes cantidades de calor debido a sus capacidades estructurales. Los motores Stirling utilizan un radiador para realizar el intercambio de calor entre el motor y la atmósfera. Controles: El modo de funcionamiento autónomo se logra mediante el uso de controladores electrónicos situados en el plato para el control de la función de seguimiento y para regular el funcionamiento del motor. Algunos sistemas utilizan un controlador de motor por separado. En las grandes instalaciones existe un Sistema de Control y de Adquisición de Datos (SCADA) que se utiliza para poder monitorizar y supervisar el funcionamiento del sistema, y para recoger sus principales datos de funcionamiento, de manera sincronizada con otras instalaciones de producción de energía eléctrica. Motores. El ciclo Stirling es el ciclo termodinámico más eficiente para transformar calor en energía mecánica o eléctrica. Entre las características de un motor Stirling destaca que es un motor de combustión externa, dependiendo su funcionamiento del aporte de calor externo que se realice, con independencia del modo en que se genere dicho calor. Además, el motor Stirling casi no produce ruido o vibraciones y posee un ciclo de vida potencial extraordinariamente alto, ya que no hay contaminación interna ni de los pistones, ni de los cojinetes, ni degradación del lubricante al no existir combustión de combustibles fósiles.

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El motor en un sistema disco Stirling convierte el calor en energía mecánica de una manera similar a los motores convencionales, por la compresión de un fluido de trabajo cuando está frío, el cual se calienta durante la compresión y que, a continuación, se expande a través de una turbina o con un pistón para producir trabajo. Posteriormente, la energía mecánica se convertirá en energía eléctrica gracias a un generador de energía eléctrica o alternador. Existen diversos ciclos termodinámicos y fluidos de trabajo que pueden funcionar con sistemas disco-motor. Estos incluyen los ciclos de Rankine, utilizando agua o un fluido de trabajo orgánico; Brayton, abierto y ciclos cerrados, y los ciclos de Stirling. Los motores más utilizados son por lo general el Stirling y el ciclo abierto de Brayton (turbina de gas). El uso de motores convencionales de automoción Otto y Diesel no es factible. En estos sistemas disco-motor el calor también puede ser suministrado por un quemador de gas suplementario para permitir funcionamiento durante tiempo nublado y por la noche. La producción eléctrica actual de los prototipos de sistemas disco Stirling es de alrededor de 25 kWe, existiendo unidades más pequeñas de 5 a 10 kWe. En la figura se muestra el motor Stirling utilizado en el proyecto Eurodish, desarrollado por Schlaich Bergermann und Partner con la empresa SOLO.

4.6.5.- Ciclo de Stirling. Los motores de ciclo Stirling utilizados en sistemas solares de alta temperatura utilizan hidrógeno o helio como gas de trabajo a elevada presión. La temperatura de trabajo del gas puede llegar a sobrepasar los 700ºC, y la presión alcanzada puede ser de hasta 20 MPa en modelos de alto rendimiento. En el ciclo Stirling, el fluido de trabajo es alternativamente calentado y enfriado en procesos a temperatura constante y a volumen constante. Por lo general los motores Stirling incorporan un regenerador para conseguir una mejora de la eficiencia. El regenerador capta el calor durante la refrigeración a volumen constante y lo suministra cuando el gas se calienta a volumen constante. La figura muestra los cuatro procesos básicos de un motor de ciclo Stirling.

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En la versión más simple, un motor Stirling consiste en un sistema herméticamente cerrado con dos cilindros (cilindros de expansión y compresión) lleno de un gas de trabajo (por ejemplo helio). Los pistones de esos cilindros están conectados a un cigüeñal. Cuando el gas de trabajo en el cilindro de expansión (cilindro de trabajo) es calentado (por el sol), este se expande debido al aumento de temperatura, empujando el pistón hacia abajo (Figura 1-2) induciendo potencia. Parte de esa potencia se utiliza para empujar el fluido de trabajo caliente desde el cilindro de expansión hacia el cilindro de compresión (Figura 2-3). En su recorrido, el gas de trabajo atraviesa el regenerador donde la mayor parte de su calor es almacenado. Entonces pasa a través de un enfriador de gases refrigerado por agua donde se enfriará (2-3). Una vez que el gas de trabajo se encuentre completamente en el cilindro de compresión, este pistón sube debido a la inercia del cigüeñal, comprimiendo el gas de trabajo a baja temperatura (3-4). El gas vuelve al cilindro de trabajo reabsorbiendo el calor cedido en el regenerador (4-1). La expansión total del gas caliente en el cilindro de trabajo entrega más energía de la necesaria para la compresión del gas frío en el cilindro de compresión. Este excedente de energía puede ser utilizado para hacer funcionar un generador eléctrico conectando su eje directamente al cigüeñal del motor.

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4.7.- Generación mediante motor de gas natural licuado. Características y componentes de las instalaciones El gas natural es un hidrocarburo compuesto principalmente por metano (CH4). Su poder calorífico superior es de unas 13000 Kcal/kg, algo mayor que el resto de los combustibles derivados del petróleo. Para que un motor pueda funcionar con gas natural debe de ser de explosión (ciclo OTTO), con encendido provocado por bujías. El gas natural posee un índice de octano en torno a 130. El proceso de combustión es muy similar al de un motor de gasolina de un vehículo. El aire aspirado por el motor se mezcla en el colector de admisión con el gas natural por efecto ventury o por inyección. La mezcla es introducida en el cilindro por la válvula de admisión para posteriormente ser comprimida y explosionada tras saltar la chispa en la bujía.

ESQUEMA Y COMPONENTES DE UN VEHÍCULO DE GNC

1 BOTELLA DE GNC Se trata del depósito de combustible. Almacena el gas natural comprimido a 200 bar de presión máxima. Las más utilizadas son fabricadas en acero sin soldadura, aunque existen también fabricadas con materiales composites que tienen la ventaja de ser más ligeras. Cuando se trata de vehículos convertidos generalmente se ubican en el maletero. En vehículos que vienen de fábrica a GNC suelen colocarse bajo el piso del vehículo consiguiendo no disminuir la capacidad del maletero 2 VÁLVULA DE BOTELLA Instalada en la salida de gas de la botella, es un dispositivo de seguridad para el exceso de presión y para la apertura y cierre rápido del circuito. 3 TUBOS DE CONEXIÓN Tubos rígidos de alta presión que conectan la botella de GNC con el motor. 4 REGULADOR DE PRESIÓN Su función es la de regular la presión para la alimentación de GNC al motor. Este regulador dispone de múltiples etapas de regulación, a través de las cuales la presión de la botella es reducida a una presión constante (entre atmosférica y 3 bar dependiendo del sistema de alimentación) 5 DISPLAY INDICADOR DE NIVEL Y SELECTOR DE COMBUSTIBLE Comanda eléctricamente el cambio de combustibles desde el interior del vehículo. Indica el nivel de GNC disponible en la botella de almacenamiento del vehículo.

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6 VÁLVULA DE LLENADO Válvula de carga de GNC. Puede estar instalada dentro del compartimento motor o localizada en algún punto exterior del vehículo. El enchufe de carga está estandarizado en toda Europa, siendo el modelo NGV1 para los turismos y NGV2 para los vehículos pesados. 7 MANÓMETRO Es un indicador de presión instalado entre la botella y el regulador de presión, con la finalidad de medir e indicar continuamente la presión del GNC almacenado en el depósito. El volumen del gas contenido en la botella guarda relación con la presión, por lo tanto, el manómetro envía una señal que indica en el panel del vehículo la cantidad de GNC disponible. Para su aplicación a la producción de electricidad destinada al autoconsumo por Balance Neto, el principio de funcionamiento de los motores es similar al de la aplicación al vehículo, a la vez que el gas, canalizado allí donde exista red de gas natural, o por medio de bombonas en otro caso, es fácil de conseguir, ya que las cantidades empleadas en pequeñas potencias no son significativas. Por otro lado, el empleo de gas natural como combustible, requiere la adaptación de un local en condiciones de seguridad suficientes respecto a la emisión de humos y al ruido producido y, si fuera preciso, adaptado también a la circulación del agua necesaria para la refrigeración del motor. Hoy en día existen gran variedad de motores, con múltiples potencias, capaces de ser adaptados a cualquier aplicación. En concreto, para una situación de BN, se puede considerar: Será precisa disponer de espacio suficiente para acondicionar un local, cerrado o no, de forma que se pueda instalar el motor-generador, la chimenea y el depósito de gas natural licuado. El elemento a instalar es un motor-generador compacto, de mercado, de las siguientes características: Motor-generador aislado, estático (o móvil) de PN = 4,5 KW Dimensiones aproximadas 0,8x0,5x0,4 (motogenerador)+depósito Peso del grupo motor-generador, 68 Kp Y sus dispositivos de protección eléctrica y mecánica, así como la chimenea de evacuación de humos. La refrigeración de este tipo de motores es por agua en circuito cerrado, por lo que no precisa suministro exterior (únicamente recargas periódicas del agua evaporada). En lugar próximo dentro del local se instalará un depósito de GNL, 5000 l, 1,5x3 m3 y sus equipos de protección. Complementariamente será preciso realizar la instalación eléctrica del interior del local y la de interconexión con la red de BT.

A6 CÁLCULOS ELÉCTRICOS EN BT

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5.- EL ASPECTO ECONÓMICO DE LA GENERACIÓN DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO PARA AUTOCONSUMO.

5.1.- Metodología a emplear. Ratios económicos. 5.1.1.- Indicadores de rentabilidad En mayo de 2012, UNEF emitió un interesante informe donde exponía datos y consideraciones sobre el previsible futuro relacionado con el Balance Neto. Seguidamente veremos algunas de esas consideraciones que reflejan aspectos económicos. En las condiciones planteadas por el borrador de Balance Neto, para un proyecto de estas características, el indicador base está representado por el ahorro estimado en la factura del consumo eléctrico. En un futuro, es posible otro tipo de incentivos (fiscales, impositivos, etc) para poder añadirlos favorablemente al coste inicial propio de las instalaciones. No obstante, la inversión inicial a realizar, como en cualquier otro tipo de actividad económica, deberá tener unas interesantes mínimas condiciones de retorno para resultar atractiva, como ya ha demostrado en Japón. Por ello, antes de tomar la decisión, el posible inversor deberá tener en cuenta las siguientes consideraciones aplicadas a su proyecto: Tasa de descuento Al considerar la tasa de descuento, es importante mantener la consistencia entre flujos y tasas. Es decir, si se considera flujos nominales, se debe emplear una tasa nominal, y si los flujos son reales, la tasa también debe serlo. Así como los flujos de caja son variables con el tiempo y uno de los factores de los que depende esta variabilidad es la inflación, en el caso de las tasas, aunque la relación generalmente aceptada entre tasa nominal y real es la inflación, pueden intervenir otros factores tales como variaciones en el tipo de interés que normalmente se desconocen a la hora de hacer el plan de negocio del proyecto. En el caso de que el proyecto se financie en parte y haya que considerar aporte monetario de entidades bancarias, entonces la tasa que se debe emplear es el WACC (Weight Average Capital Cost). El WACC corresponde al coste medio ponderado de los capitales aportados por las entidades financieras. El coste del capital aportado por las entidades financieras será el que estos exijan al dinero arriesgado en el proyecto. Se debe tener en cuenta la deducción de ahorro fiscal de los intereses pagados por los recursos ajenos. Además de los indicadores tradicionales de rentabilidad de un proyecto (VAN, TIR, Pay Back), etc., hay que añadir el que se usa especialmente a efectos comparativos de coste entre las diferentes ofertas y que corresponde al Coste Descontado Unitario o DUC. VAN Corresponde al Valor Actual Neto del proyecto, que se obtiene considerando todos los beneficios generados por éste a lo largo de su vida útil. Como el dinero no tiene el mismo valor a lo largo del tiempo, para que los beneficios sean comparables y se puedan sumar, se deben referir a una fecha común que normalmente corresponde a la fecha presente en la que se realiza la inversión (de ahí su nombre de actual). La actualización se realiza a una determinada tasa de descuento, cuyo valor suele considerarse constante a lo largo de la vida del proyecto.

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De esta forma, si el Valor Actual Neto es mayor que cero, significa que los beneficios generados por el proyecto pagan el coste de los fondos empleados en el mismo. Estos serán los aportados por capital propio, o bien que satisface la rentabilidad exigida por las entidades financieras.

donde: FC.: los flujos de caja netos a lo largo de la vida del proyecto, r: la tasa de descuento, I0: la inversión del proyecto, n: los años de vida del proyecto. Ejemplo VAN: VAN > 0 → el proyecto es rentable. VAN = 0 → el proyecto es rentable también, porque ya está incorporado ganancia de la TD, r. VAN < 0 → el proyecto no es rentable. Entonces para hallar el VAN se necesitan:

tamaño de la inversión. flujo de caja neto proyectado. tasa de descuento.

Un proyecto de una inversión de 12000 € y una tasa de descuento (TD) de 14%:

año 1 año 2 año 3 año 4 año 5

Flujo de caja neto 4000 4000 4000 4000 5000

El beneficio neto nominal sería de 21000 € (4000 + 4000 + 4000 + 4000 + 5000), y la utilidad lógica sería 9000 € (21000 – 12000), pero este beneficio o ganancia no sería real (sólo nominal) porque no se estaría considerando el valor del dinero en el tiempo, por lo que cada periodo debemos actualizarlo a través de una tasa de descuento (tasa de rentabilidad mínima que esperamos ganar). Hallando el VAN:

donde: FC.: los flujos de caja netos a lo largo de la vida del proyecto, r: la tasa de descuento, I0: la inversión del proyecto, n: los años de vida del proyecto. VAN = BNA – Inversión Donde el beneficio neto actualizado (BNA) es el valor actual del flujo de caja o beneficio neto proyectado, el cual ha sido actualizado a través de una tasa de descuento. VAN = 4000 / (1 + 0,14)1 + 4000 / (1 + 0,14)2 + 4000 / (1 + 0,14)3 + 4000 / (1 + 0,14)4 + 5000 / (1 + 0,14)5 – 12000 VAN = 14251,69 – 12000 >>>>>>> VAN = 2251,69 >>>>RENTABLE

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Si tuviéramos que elegir entre varios proyectos (A, B y C): VANA = 2251,69 VANB = 0 VANC = 1000 Los tres serían rentables, pero escogeríamos el proyecto A pues nos brindaría una mayor ganancia adicional. TIR Corresponde al cálculo de la tasa de descuento necesaria para que los flujos efectivos generados por el proyecto entreguen un Valor Actual Neto igual a cero. Si el TIR que se obtiene es mayor que la tasa de descuento, significa que el proyecto tiene una rentabilidad mayor que el coste de los capitales invertidos. Así, el TIR se presenta como una forma alternativa al Valor Actual Neto para medir la rentabilidad del proyecto (uno lo hace en dinero, el otro en % de tasa).

siendo r la Tasa Interna de Rentabilidad o TIR. Ejemplo TIR Para hallar la TIR se necesitan:

tamaño de inversión. flujo de caja neto proyectado.

Un proyecto de una inversión de 12000 € y una tasa de descuento (TD) de 14%:

año 1 año 2 año 3 año 4 año 5

Flujo de caja neto 4000 4000 4000 4000 5000

Para hallar la TIR hacemos uso de la fórmula del VAN, sólo que en vez de hallar el VAN (el cual reemplazamos por 0), estaríamos hallando la tasa de descuento: VAN = BNA – Inversión

0 = 4000 / (1 + i)1 + 4000 / (1 + i)2 + 4000 / (1 + i)3 + 4000 / (1 + i)4 + 5000 / (1 + i)5 – 12000 i = 21% >>>>>>> TIR = 21% Si esta tasa fuera mayor, el proyecto empezaría a no ser rentable, pues el BNA empezaría a ser menor que la inversión. Y si la tasa fuera menor (como en el caso del ejemplo del VAN donde la tasa es de 14%), a menor tasa, el proyecto sería cada vez más rentable, pues el BNA sería cada vez mayor que la inversión. Pay Back Es un indicador que estima el momento de la vida del proyecto en que logra pagar su inversión. Se mide en años y este parámetro es especialmente relevante para quienes aportan los fondos porque indica desde cuando «el proyecto empieza a rendir» en forma efectiva para ellos.

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siendo n el periodo de recuperación de la inversión y r la tasa de descuento. Ejemplo de pay back Se pretende realizar tres inversiones con los retornos esperados que se citan en el cudro que sigue.

Determinar: A) Diagrama temporal que las representa: B) La mejor inversión según el pay- back A) Diagrama temporal que las representa:

B) La mejor inversión según el pay- back Se trata de determinar el tiempo en que recuperamos cada inversión. Inversión A D = -200 F1 = 50 F2= 300 Exige un desembolso inicial de 200. Pasado un año recuperamos 50.Ya sólo nos quedan 150 por recuperar y llegan en el flujo 2. ¿En qué momento en concreto? Para saberlo podemos hacer una sencilla cuenta: 150/ 300 = 0,5 si lo multiplico por 12 me dice el número de meses en que lo recupero. 0,5 x 12 = 6 meses. El plazo de recuperación de esta inversión es de un año y seis meses. Inversión B D= -300 F1 = 40 F2 = 220 Exige un desembolso inicial de 300. Pasado un año recuperamos 40.Ya sólo nos quedan 260 por recuperar y no van a llegar nunca, porque el flujo 2 sólo nos proporciona 220. Esta inversión no recupera la inversión inicial. Inversión C D= -400 F1= 200 F2= 600

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Exige un desembolso inicial de 400. Pasado un año recuperamos 200 .Ya sólo nos quedan 200 por recuperar y llegan en el flujo 2. ¿En qué momento en concreto? Para saberlo podemos volver a hacer: 200/ 600 = 1/3 si lo multiplico por 12 me dice el número de meses en que lo recupero. 1/3 x 12 = 4 meses. El plazo de recuperación de esta inversión es de un año y cuatro meses. Como el plazo de recuperación es un criterio que premia la inversión que se recupera antes, la inversión elegida sería la inversión C. Sin embargo ya en este ejemplo nos ilustra sus desventajas: es un criterio de liquidez, no tiene en cuenta los flujos de caja generados a partir del momento que se recupera la inversión, no tiene en cuenta el diferente valor del dinero en el tiempo. 5.2.- Evaluación del Autoconsumo realizado con Tecnología Fotovoltaica a. Instalaciones tipo. Coste de la inversión Se estima que el tamaño de las instalaciones fotovoltaicas promedio para el sector residencial estará entre los 2 y 4 kWp (kilovatios pico); y entre 25 y 100 kWp para las empresas e industrias. Los precios de mercado actuales (2012) oscilan alrededor de los 3,1 €/Wp para las instalaciones domésticas y de 2 €/Wp para las industriales (a esta fecha, enero 2013, los precios citados han sido rebajados sustancialmente). Si bien, dependiendo de las circunstancias de cada caso particular el precio individualizado puede variar hasta en un 30% al alza o a la baja sobre los promedios indicados En la figura que sigue se muestra la evolución esperada del precio final de una instalación fotovoltaica a lo largo del tiempo ejecutada con fines de autoconsumo. En estos primeros años se espera una fuerte reducción del precio unitario del kilovatio pico instalado, para posteriormente estabilizarse y terminar subiendo con una pendiente algo menor que el IPC estimado.

La razón de este comportamiento se encuentra, básicamente, en la mejora continua de la eficiencia energética de los módulos fotovoltaicos y la optimización de los procesos de fabricación. De forma similar, pero en menor medida ocurre con los inversores y con la influencia del tamaño de los módulos, por la mejora de eficiencia, en los soportes o estructuras de fijación.

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Respecto a la brecha existente entre los costes de una instalación doméstica frente a una industrial, cabe destacar dos circunstancias fácilmente entendibles, la mayor eficiencia en los suministros y montaje, por cuestión de tamaño, a favor de las industriales y que se muestra en la figura; y, cómo no, a la carga fiscal por la vía del impuesto sobre el valor añadido (IVA), que el inversor doméstico deberá soportar, mientras el industrial lo repercutirá en sus primeras ventas de producto o servicio.

A la vista de la figura anterior, cabe concluir que el arranque va a ser difícil en la coyuntura económica actual, aún con el importante efecto positivo y estimulante del apoyo fiscal que se ha planteado como imprescindible. Dicho estímulo fiscal se reduciría anualmente hasta desaparecer en 2016. Su objeto no es otro que arrancar el proceso, para que se inicie la reducción local de los costes de inversión estimados. De otro modo un inversor podría posponer su decisión, esperando que al año siguiente la inversión fuera algo menor; de forma que si se generalizase esta política individual, conduciría a que las curvas de la figura se desplazarían a la derecha y ese supuesto año de menor periodo de retorno tardaría más en llegar. b. Penetración estimada de la tecnología FV en instalaciones para autoconsumo, con el mecanismo de Balance Neto de energía. De iniciarse el proceso de implementación, el desarrollo que se espera del mismo se representa en la figura que sigue, donde puede observarse un despegue lento, salvo que se activara y promoviera políticamente. Se estima una penetración fotovoltaica inicial de unos 50 MW anuales; de ellos corresponderían 20 MW para el sector industrial y de servicios en instalaciones individuales de unos 50 kW de promedio, y unos 30 MW para el segmento doméstico, con instalaciones de unos 2,5 kW de promedio. En estas cifras no se incluye el aporte correspondiente por aquellas instalaciones fotovoltaicas para autoconsumo superiores a 100 kW, que pudieran realizar consumidores que tienen contratos de energía en media tensión, a pesar de que la Plataforma se ha manifestado explícitamente en que también éstas debieran poder acogerse a un mecanismo de Balance Neto de energía, siempre con el límite de que la potencia nominal instalada no supere la potencia de contrato como consumidor. La evolución esperada es que crecerá anualmente de forma ordenada hasta alcanzar los 1.459 MW acumulados en 2016. Desde 2017 y hasta 2020 se instalaría una potencia anual prácticamente constante, para decrecer después gradualmente y estabilizarse en 2025 a unos 400 MW anuales.

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La inversión en instalaciones fotovoltaicas de este tipo, en el sector de las empresas e industrias, les asegura un precio de la energía eléctrica competitivo, constante y blindado ante alzas bruscas del precio de mercado, por lo que la convierten en una herramienta más, para elevar su competitividad. A la vista de la figura anterior, merece especial mención analizar su forma armónica de implementación. Tal como está concebido el mecanismo de Balance Neto de energía, su regulación es automática. En los primeros años, tras la promulgación, requiere un fuerte impulso político, y apoyo fiscal, que genere la confianza necesaria para que una parte de los consumidores susceptibles de acogerse a esta posibilidad decidan realizar la inversión. El umbral de penetración para 2025, fecha en la que se considera cubierto el objetivo de utilización del mecanismo de Balance Neto, se estima en algo menos de un millón y medio de hogares y de unas ciento cincuenta mil industrias. Cifras realmente modestas para un territorio que goza de una excelente radiación solar y que representaría una penetración de alrededor del 6% en los contratos de suministro doméstico, y ligeramente superior en el segmento de industrial. En la figura que sigue se recoge, de una manera gráfica, la evolución en el tiempo de los principales parámetros socio-económicos que induciría la implementación de instalaciones con tecnología fotovoltaica para autoconsumo. Se trata de cifras correspondientes a tres anualidades que pueden tomarse como prototipo del inicio (2012), último año de crecimiento (2016) e inicio de la contracción del sector (2021) hasta estabilizarse en lo que sería atender el crecimiento vegetativo de la edificación.

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Ahora bien y sólo a título de ejemplo, de regularse el Balance Neto tal como propugnó la Comisión Nacional de Energía, en unas condiciones más restrictivas que el borrador de Real Decreto elaborado por el MINETUR y sin que existieran incentivos fiscales a la inversión y una buena campaña de divulgación institucional, se estima que la penetración de la tecnología fotovoltaica llegaría escasamente a los 4 MW en el primer año, para alcanzar unos 68 MW acumulados en 2016. La razón es que las inversiones se harían por motivaciones de sostenibilidad ambiental, pues los periodos de retorno de la inversión serían de 23 a 26 años en el caso doméstico y de 11 a 13 en las industrias y servicios que pudieran acogerse. Sin embargo, ya hoy existen iniciativas autonómicas que apoyan decididamente este tipo de inversiones. Por ejemplo, el “Programa de Ayudas a inversiones en Energías Renovables del País Vasco para 2012” con un incentivo que puede llegar al 20% de los equipos (aproximadamente la mitad del coste completo de la inversión) para instalaciones a partir de 5 kW. c. Impacto socioeconómico del autoconsumo, con el mecanismo de Balance Neto de energía utilizando la tecnología FV. A continuación se explica con detalle, la evolución anual de los principales parámetros económicos que se impulsarán con el desarrollo de instalaciones, junto a otros que aportan información relevante acerca de los efectos positivos para el Estado y la sociedad en su conjunto que traerá el desarrollo e implementación de la generación distribuida y autoconsumo por el mecanismo de Balance Neto, mediante la tecnología fotovoltaica Se estima que el grado de madurez de de la Tecnología Fotovoltaica, su competitivo precio y fácil adaptabilidad le permitirá cubrir, en una primera etapa, más del 90% de la demanda de instalaciones para autoconsumo mediante un mecanismo de Balance Neto. Las tablas y gráficos que siguen muestran, en términos económicos y sociales, cuál será el impacto inicialmente previsto y su evolución anual, consecuencia de la paulatina implementación de la generación distribuida para autoconsumo, por el mecanismo de Balance Neto de energía anual, en el segmento correspondiente a la tecnología fotovoltaica. Cifra de negocio agregado Los resultados que se presentan, se han obtenido incorporando únicamente valores directos, obtenidos del sector fotovoltaico, y que se pueden medir con rigor; nunca los inducidos al resto de segmentos y subsectores económicos, los cuales únicamente podrían estimarse mediante modelos macroeconómicos de aproximación multisectoriales y estándares. La mayoría de los parámetros se presentan cifrados globalmente y con representación gráfica segmentada por su origen, de forma que se dispone de una información adicional que permite valorar la importancia relativa de cada área o segmento que los componen.

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En la figura anterior se presenta la cifra de negocio directa agregada de las empresas del sector que intervienen en el diseño, fabricación, construcción y mantenimiento de los equipamientos e instalaciones fotovoltaicas realizadas por consumidores bajo el modelo de Balance Neto de energía anual. La figura es el fiel reflejo de la potencia que se prevé instalar anualmente; la cual, tras una primera etapa de despegue, llega a su plenitud de capacidad, sin inflacionar los costes, hasta que cubre las necesidades de ese mercado, para concluir cubriendo el crecimiento vegetativo de la nueva construcción. Del análisis de la misma figura, cabe destacar el crecimiento estructural del mantenimiento, en su mayor parte mano de obra, y también de los costes de gestión del Balance Neto o peajes de acceso a medida que aumenta la potencia acumulada instalada. Generación de Empleo estructural En el aspecto socio-laboral, el empleo, es relevante analizar la capacidad del mercado laboral para permitir cubrir los nuevos puestos de trabajo en la fase de desarrollo y, de forma similar, absorberlos de una forma suave cuando la actividad vaya disminuyendo. A la vista de la gráfica que sigue, es inmediata la respuesta, acerca de la capacidad del mercado para una captación y salida suave. Puede apreciarse que los rangos de crecimiento son de duplicarse anualmente hasta 2017. En otras palabras, hay un año para formar un operario especializado colocándolo al lado de otro que esté realizando la actividad. Respecto a la salida del sector se plantea un ratio del 15% anual, absolutamente asumible por el resto del sector construcción y servicios, de forma que estaría asegurada su rápida recolocación. Mención aparte merece el crecimiento sostenido del empleo para mantenimiento, en el que se garantiza la actividad directa de forma permanente para un grupo laboral de tamaño superior al de la mayor fábrica de coches implantada en España

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Recordamos que en coherencia con el análisis de la cifra de negocio generado por el sector fotovoltaico en el segmento de autoconsumo por Balance Neto que no se ha considerado la aportación indirecta ni inducida, las cuales son muy relevantes. Retornos económicos al Estado Destaca el impresionante volumen de retornos al Estado, que ya en 2016 ascenderá al 33% de la cifra de inversión acumulada en euros corrientes, habiendo descontado el apoyo fiscal previsto para los primeros años. El porcentaje del retorno al Estado crecerá hasta el 45% del importe acumulado de las inversiones iniciales en el horizonte de 2025. En la figura que sigue se presenta la evolución anual consecuencia de la estimación de penetración.

Evolución de los retornos anuales al Estado, correspondiente al negocio agregado del sector fotovoltaico destinado a cubrir la demanda de instalaciones y su mantenimiento, dentro del

segmento de autoconsumo por Balance Neto de energía anual. Fuente UNEF Mayo 2012 Impacto positivo en la Balanza de Pagos. No deben olvidarse los ahorros anuales del país, en su conjunto, por la vía de su balanza de pagos, (ver figura que sigue). Se refieren, principalmente, al combustible fósil no adquirido y a los derechos de emisión de gases efecto invernadero que no se necesitará adquirir de los mercados internacionales.

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La importancia de ello radica en el carácter estructural de los mismos y que han sido considerados desde una hipótesis llena de prudencia, en el sentido de que no se ha considerado eventuales crisis geopolíticas internacionales que pongan en riesgo la extracción o suministro de combustible fósil.

Ahorro por eficiencia energética Además del ahorro en combustible, hay otro muy directamente relacionado con el “no gasto”. Nos referimos a la mejora de la eficiencia energética. La generación distribuida y particularmente la destinada a autoconsumo, incluso haciendo uso del Balance Neto de energía, elimina prácticamente las pérdidas de transporte y distribución. Se trata de instalaciones, asociadas a consumidores y conectadas, generalmente en Baja Tensión. Los excedentes entregados a la red son consumidos por el vecino, de tal forma que nunca llegan al nivel de tensión superior. Esta afirmación, que conlleva que la energía no pasa ninguna etapa de transformación, se sostiene a la vista del ratios de potencia, energía y consumidores que se acogen al sistema, frente al total en su propio nivel de tensión. En la figura que sigue, pueden apreciarse las cifras tan impresionantes que resultan de la simple comparación con las pérdidas de energía reconocidas por el sistema eléctrico español entre las barras de central y el contador del consumidor, que las cifra en el entorno del 14.7%.

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5.3.- Evolución del Autoconsumo realizado con Tecnología Eólica de pequeña y mediana potencia a. Evolución de la potencia instalada El PER 2011-2020 estima una penetración eólica de pequeña potencia (o minieólica) inicial de unos 6 MW para 2012. La eólica de pequeña potencia engloba tanto al sector doméstico como al industrial, pudiendo entre ambos aportar cifras significativas, tanto en cuanto al número de instalaciones (sector doméstico) como en cuanto a la potencia global instalada ya que la mayoría de las instalaciones industriales instalarán el máximo de potencia que recoge el RD 1699/2011 y la propuesta de RD de Balance Neto (100 kW) El PER 2011-2020 estima una penetración eólica de pequeña potencia inicial de unos 6 MW para 2012. La eólica de pequeña potencia engloba tanto al sector doméstico como al industrial, pudiendo entre ambos aportar cifras significativas, tanto en cuanto al número de instalaciones (sector doméstico) como en cuanto a la potencia global instalada ya que la mayoría de las instalaciones industriales instalarán el máximo de potencia que recoge el RD 1699/2011 y la propuesta de RD de Balance Neto (100kW) En cuanto al reparto de la potencia eólica instalada en función de su uso, domestico e industrial, se estima en torno al 30% y 70% respectivamente, siendo la potencia promedio en la instalaciones industriales de 100kW y para el segmento doméstico entre 2.5 - 3 kW. La evolución de potencia esperada es la indicada por el IDAE en el Plan de Energías Renovables 2011-2020. El objetivo marcado por el PER 2011-2020 de instalar 300MW en 2020 de energía eólica conectada a red destinada al autoconsumo y generación distribuida es un objetivo alcanzable y realista. A continuación se representa la evolución de potencia eólica prevista destinada al autoconsumo

En el grafico siguiente se hace distinción entre la potencia que destinada al segmento industrial y al segmento domestico

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Como se ha mencionado anteriormente la mayor parte de la potencia se instalará con maquinas de media potencia en el ámbito industrial, pero en cuanto al número de instalaciones, la eólica para uso doméstico será la que realizará mayor número de instalaciones. b. Costes de inversión de la generación eólica Para las instalaciones eólicas de pequeña potencia previstas en España en el horizonte 2020, es necesario realizar consideraciones diferenciadas en función de la potencia, pues tanto los ratios de inversión como los niveles de aprovechamiento energético son bastante variables en función del tamaño y potencia de la máquina a conectar a red. La estimación de la evolución anual del los coste unitario de diferenciado entre el tamaño de las instalaciones es el que se muestra a continuación.

Si bien es cierto, que existe una brecha entre los costes de inversión entre los dos tipos de instalaciones, la cada vez mas aparición de fabricantes sobre todo en el rango de potencias mas reducidas indica un acercamiento de los costes entre ambos uso. Por otra parte, no se puede obviar que las máquinas de mayor tamaño, en términos generales, son más eficientes y el aprovechamiento energético es mayor.

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Buena parte de la mejora de la eficiencia de las máquinas así como de la reducción de los cotes de inversión es debido al trabajo y al avance que realizan fabricantes españoles de aerogeneradores. En este sentido existe un tejido industrial español muy importante alrededor de la eólica de pequeña y media potencia y fabricantes como Norvento, Electria-Wind, Laddes Work, Del valle Aguayo, Ades, Ventus Control, Bornay, Sonkyo Energy, Zigor Corporación, Kliux Energies, Baiwind o Carlo Gavazzi entre otros, hacen que la fabricación de los aerogeneradores tenga un valor añadido al ser más del 90% nacional. En temas relacionados con la I+D+i, centro tecnológicos tales como el CENER, CIEMAT, CIRCE...están muy involucrados en proyectos de investigación y colaboran estrechamente con las empresas españolas. Por las características de la propia tecnología mejoran la estabilidad en redes débiles por lo que son interesantes para la conexión en las redes de distribución. c. Parámetros socioeconómicos El impacto socio económico que tiene el sector eólico de pequeña y media potencia es tremendamente alto ya que mas del 90% del coste de la maquina se queda en la industria nacional, que además aporta la gran mayoría del valor añadido a sus componentes (industria de productos metálicos, de maquinaria o de material eléctrico, así como de materiales compuestos). Empleo: La implementación de instalaciones con tecnología eólica para autoconsumo supone creación de riqueza y una intensiva generación de empleos directos e indirectos, ya que existe alrededor de la eólica un enorme tejido industrial. Teniendo en cuenta que la instalación anual de 50MW/año aproximadamente generan 4.000 empleos directos e indirectos en instalaciones eólica de pequeña y media potencia, la evolución anual del empleo de representa a continuación:

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Cifra de negocio para las empresas del sector eólico. En la siguiente figura se presenta la cifra de negocio directa agregada de las empresas del sector que intervienen el diseño, fabricación, instalación y mantenimiento de las instalaciones eólicas realizadas.

Retornos para el Estado El retorno económico para el Estado de las instalaciones eólicas destinadas al autoconsumo vendrá dado ,por un lado, por los costes evitados de desempleo que el Estado no incurriría y por otro lado por vía fiscal donde se incluyen IRPF, Seguridad Social, IVA por fabricación de los aerogeneradores.

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Importaciones evitadas El hecho de instalar generación eólica destinada al autoconsumo contribuiría a que reducir las importaciones de combustibles fósiles para la producción de energía eléctrica. Las importaciones evitadas teniendo en cuenta la evolución de la generación eólica es la que se muestra a continuación.

5.4.- Estudio técnico-económico de la generación termosolar 5.4.1- Viabilidad económica del sistema disco Stirling. En cualquier proyecto de construcción y puesta en marcha de una instalación energética se debe realizar un desembolso económico que permita adquirir unos bienes e infraestructuras capaces de sustentar la instalación proyectada. Estos bienes conllevan una serie de pagos en el tiempo que se deben analizar para conocer la viabilidad económica del proyecto. En el presente capítulo, partiendo de lo anteriormente expuesto, se realizará un estudio de la viabilidad económica de los sistemas disco Stirling.

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5.4.2- Costes del sistema. Los costes de explotación de una instalación energética se dividen en costes fijos y en costes variables. Los costes fijos, a diferencia de los variables, no cambian con la cantidad de energía producida, e incluyen una serie de costes relacionados con la adquisición de los bienes de equipo, con el mantenimiento de la instalación (personal de mantenimiento) y con el personal de operación. Los costes de mantenimiento y los de operación suelen unirse en el denominado coste de mantenimiento y de operación. En energías renovables, al no existir coste del combustible consumido, el coste de mantenimiento y operación se puede representar como un porcentaje del coste de adquisición. Por su parte, los costes variables incluyen costes de mantenimiento (debido a imprevistos en el funcionamiento, como averías) y costes de combustible consumido. Este último coste debe ser tenido en cuenta debido a la tendencia actual de crear sistemas disco parabólico híbridos que puedan cubrir la demanda existente en cualquier momento quemando gas natural. 5.4.3- Ingresos del sistema. Los ingresos de una instalación energética son de diversa índole. En primer lugar encontramos los ingresos procedentes del ahorro en la factura del consumo eléctrico habitual. Estos ingresos suelen ser insuficientes para hacer atractiva por su rentabilidad la puesta en marcha de una instalación renovable. Por ello, el gobierno de la nación, debería de otorga una serie de ayudas estatales que fomenten el desarrollo de dichas instalaciones, entre las que se deberán de encontrar desgravaciones fiscales, incentivos financieros, incentivos a la producción, subvenciones, etc. 5.4.4- Costes orientativos en instalaciones generadoras de energía eléctrica Como complemento a lo expuesto anteriormente, en el presente punto se muestran valores representativos de los costes que soportan los distintos sistemas de generación de los que se dispone en la actualidad. Por regla general, el coste de adquisición es el más importante de los que conlleva una instalación de producción de energía eléctrica. Por ello, comparando los diferentes costes de cada tipo de instalación se obtendrá una idea de la competitividad de cada una de ellas, y más concretamente de en qué punto se encuentran los sistemas disco Stirling. Coste de adquisición. A continuación se presentan los costes de adquisición de las instalaciones de generación. A modo de referencia general, para situar estos costes en su verdadera magnitud, en la primera figura se muestran los costes de las instalaciones basadas en combustibles fósiles y en la energía nuclear, mientras que en la segunda se observan los costes de adquisición de las instalaciones basadas en energías renovables.

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En primer lugar se observa que los costes de las instalaciones basadas en energías no renovables son menores que el de las basadas en energías renovables, llegando algunas de las tecnologías renovables a un nivel de costes que las hace inviables, sin ayudas gubernamentales, actualmente. El límite de lo rentable se sitúa en un coste de adquisición de unos 2000 euros/kW, coste al que se aproxima la generación nuclear. En el otro extremo se sitúan los generadores diesel y gasolina, opciones muy baratas en adquisición al tener gran experiencia de fabricación. El principal problema de estos generadores, además del problema medioambiental ya mencionado en capítulos anteriores, es el encarecimiento de los combustibles a medida que disminuyen sus reservas. Esta tendencia hará que los sistemas basados en la combustión de derivados del petróleo dejen de ser rentables en unas décadas, ya que aunque los costes de adquisición se mantendrán, los costes variables relacionados con el consumo de combustible se irán incrementando con el tiempo.

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Por otro lado se sitúan los costes de adquisición de las energías renovables, segunda figura anterior, donde se pueden observar dos grupos bien diferenciados: - instalaciones productoras de energía eléctrica de gran tamaño basadas en tecnología eólica, en tecnología hidráulica y en la combustión de biomasa, instalaciones que presentan unos costes de adquisición reducidos que hacen que la instalación sea viable desde el punto de vista económico. - Instalaciones eólicas de poca potencia, solares de alta temperatura y fotovoltaicas, tecnologías que presentan elevados costes de adquisición. Comentario especial merecen las instalaciones basadas en tecnologías solares de alta temperatura, especialmente las que se basan en colectores cilíndrico parabólico, cuyos costes empiezan a ser competitivos en la generación actual, aunque no para la aplicación en Balance Neto. Estas tecnologías renovables, excepto la biomasa, presentan como gran ventaja la ausencia de costes añadidos por el combustible consumido. Además, se espera que a medida que se desarrollen los nuevos prototipos y se comience la fabricación en serie, los costes de adquisición se reduzcan. Muy llamativa es la situación de la tecnología fotovoltaica, ya que con su baja eficiencia, presenta unos costes muy elevados todavía. Costes de operación y mantenimiento. Como se indicó en el apartado anterior, los costes de operación en instalaciones renovables se pueden expresar como un porcentaje de los costes de adquisición, al no tener que soportar este tipo de instalaciones costes relacionados con el consumo de combustible. La tabla que sigue muestra valores representativos en algunos de estos sistemas.

Como se puede observar los sistemas disco Stirling presentan unos costes de operación y mantenimiento muy elevados en la actualidad debido a dos factores principales. El primero es la falta de unidades en el mercado, ya que la producción en serie reduce los costes y mejora la fiabilidad, y el segundo, muy relacionado con el primero, es la fiabilidad del sistema (al hablar de prototipos, la fiabilidad de dichos sistemas es todavía bastante limitada).

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Algo similar le ocurre a los campos de helióstatos, aunque en menor medida, ya que estos comienzan a aproximarse a los límites de la rentabilidad. También es destacable el comportamiento de los sistemas fotovoltaicos. A pesar de su bajo rendimiento y de su alto coste general, estos sistemas han acumulado muchas horas de experiencia comercial y en el ámbito de la fabricación, lo que ha optimizado su desarrollo. Debido a esto presentan una elevada fiabilidad y unos costes de operación y mantenimiento bastante bajos. Este dato nos conduce a pensar que la fabricación en serie de unidades disco Stirling obtendría los mismos resultados, mejorando su fiabilidad y disminuyendo sus costes de adquisición hasta los 4900 euros/kWe. Una vez analizados los costes más importantes para energías renovables, en el apartado siguiente, se mostrarán datos orientativos del coste por energía producida para instalaciones que consuman combustible. Coste por energía producida. En actividades energéticas que mayoritariamente consuman un combustible, el coste de mantenimiento se cuantifica en primera aproximación como un coste por energía producida, generalmente en €/kWh o en €/MWh, o por hora de funcionamiento. Algunos datos orientativos se muestran en la tabla que sigue. Observamos que este coste varía bastante de un equipo a otro.

Nótese que las impurezas del biogás encarecen el coste del mantenimiento, además de añadir nuevos costes debido a la necesidad de almacenarlo y purificarlo, frente al gas natural. Una vez que se conocen los principales costes de una instalación, el siguiente paso es detallar sus ingresos, tras lo cual se podrá conocer el coste total unitario de la instalación o coste de la electricidad, que será el parámetro que finalmente permita comparar la viabilidad actual de cada uno de los sistemas. En la tabla que aparece a continuación se muestran las previsiones que realizó el Departamento de Energía de EEUU acerca del coste de la electricidad que tendrían los distintos sistemas basados en tecnologías renovables. Aunque las previsiones se hicieron en 2001, y están ligeramente desplazadas de los valores actuales, son una fuente fiable de la evolución relativa esperada en el precio (c$/KWh) del coste de la electricidad de los sistemas renovables.

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En la tabla que sigue se muestran los costes de la electricidad (€/KWh) en instalaciones de producción de electricidad basados en la combustión de combustibles fósiles. Solo aparecen datos actuales del coste de la electricidad, aunque la tendencia futura es la de ir encareciéndose a medida que disminuyan las reservas.

La producción con combustibles fósiles se sitúa alrededor de los 5 céntimos de euro por kWh de energía producido. En general, se prevé que los sistemas renovables tiendan a aproximarse a este valor en las próximas décadas, encontrándose ya la energía eólica en el límite de la rentabilidad. Respecto a la posición de los sistemas disco Stirling, vemos como partiendo de muy atrás con respecto al resto de las tecnologías, esfuerzos como los realizados en el prototipo EuroDish permitirán alcanzar valores de rentabilidad en un periodo de unos 15 años, resultado que será totalmente dependiente de la aparición de un mercado de consumo de estas unidades que permita su fabricación en serie. También se destaca la situación de rentabilidad de la solución híbrida, con más posibilidades comerciales que la solución 100% solar. Evolución de los costes en sistemas disco Stirling. A medida que se desarrollaban nuevos prototipos desde los años 80, la tecnología en la que se basaban los sistemas disco Stirling fue modificándose para lograr optimizar los costes y las características operativas del sistema. A continuación se muestra la tabla que sigue, en la que se observan los principales cambios en el diseño de los sistemas disco motor, la tendencia que se espera que sigan durante los próximos años y su influencia en los costes del sistema hasta el año 2030.

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Como es razonable, en líneas generales se observa que los costes se reducirán a medida que se optimice el sistema, cuestión que depende totalmente de su comercialización. También es de destacar que los costes más importantes se reparten entre el concentrador, el receptor y el motor. A continuación se describen los motivos en los que se fundamentan las reducciones de los costes en cada generación. Tecnología 1997. La tecnología utilizada en los sistemas disco Stirling antes del año 2000 se basaba en los prototipos de los años 80. Esta tecnología aplicada en unidades de 10 a 25 KW, presentaba rendimientos bajos de eficiencia, con motores Stirling, de alrededor del 12%.

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Este valor, aunque parezca insuficiente, es más elevado que el que se obtiene con placas fotovoltaicas, que logran unas eficiencias en torno al 10%. Los costes de operación y mantenimiento son elevados debido a los problemas que tenían en funcionamiento dichos prototipos. Tecnología 2000. Esta tecnología presenta mejoras del rendimiento muy elevadas frente a su predecesora, con unos valores de eficiencia en torno al 23%. EL problema de las instalaciones de esta generación fue la poca fiabilidad que tuvieron debido a la tardanza en recibir repuestos en el momento de las averías, y por la falta de un plan de mantenimiento adecuado, situación reflejada en el brusco descenso de los costes de operación y mantenimiento. También es de destacar la reducción de costes en el motor y en el concentrador. Los costes en esta generación son quizá un poco bajos, ya que se estimaba que en este punto se fabricaría una serie de varias decenas de módulos, pero aun así, estos datos proporcionan una buena orientación acerca de cómo se desarrollan los principales cambios económicos. Tecnología 2010. Para 2010 se esperaba la introducción de los primeros módulos comerciales, pero esta situación se va a retrasar todavía unos años. Los costes son estimados para una producción de unas 2.000 unidades al año, y muestran un descenso de los costes importante en la fase de fabricación en serie, y muy especialmente en el concentrador. La utilización del receptor heat pipe se espera que se pueda incorporar en pocos años, lo que se cree que podrá mejorar el funcionamiento del absorbedor en un 10%, aunque primero debe superar los problemas técnicos que en la actualidad sufre. Tecnología 2020-2030. Desde 2010 hasta 2030 se espera que la producción de unidades se dispare hasta las 50.000 al año. No se asumen mejoras en el absorbedor tras la introducción de los tubos heat pipe, pero si se asumen en lo referente al diseño del motor, del concentrador y del receptor. Consumo de agua y alquiler de suelos. No se estiman costes para consumo de agua ya que estos apenas influyen, aunque se estima que habrá que establecer fechas en las que lavar el espejo reflectante. En lo referente al alquiler del suelo se estima un coste de unos 16’3 $/ha para estos sistemas, que necesitarán un especio estimado de 1’2-1’6 ha/MW instalado. 5.4.5- Análisis de costes en sistemas disco Stirling de última generación. Barreras y desarrollos actuales. La tecnología de los discos parabólicos Stirling se ha desarrollado lentamente en los últimos treinta años con un desarrollo algo desigual entre el concentrador, que se ha optimizado (en prestaciones/coste), y el motor Stirling. Las dos barreras que han impedido el despegue comercial de esta tecnología han sido el alto precio del disco colector-concentrador-dispositivo de seguimiento solar y la falta de una industria de motores Stirling de escala adecuada para estas tecnologías solares. El coste actual del sistema disco Stirling es de 8.000 € por kilovatio eléctrico, siendo los componentes de mayor coste específico (y por tanto los de mayor potencial de reducción) el disco concentrador y el motor Stirling.

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Por otro lado, la durabilidad y fiabilidad de los motores Stirling cinemáticos solarizados es, hasta la fecha, insuficiente lo que provoca disponibilidad reducida del sistema y altos costes de operación y mantenimiento. En la figura que sigue se muestra la distribución de costes del sistema.

Varios discos Stirling se han ensayado extensivamente en los últimos treinta años. En dichos ensayos se han acumulado decenas de miles de horas de experiencia. A pesar de la existencia de diversos prototipos en el mundo, el presente estudio se ha centrado de manera mayoritaria en el sistema EuroDish. Dicho sistema, de 10 kW de potencia, está en operación en varios países (España, Italia, Alemania, Francia e India). En base a las estimaciones de varios diseñadores y fabricantes, el estudio Ecostar estima que la producción en serie de unas 3.000 unidades, requeridas en una instalación centralizada de producción eléctrica de 50 MW, podría reducir un 40 % los costes del sistema disco Stirling hasta unos 4.700 € / kWe. Se estima además, que la disponibilidad y los costes mejorarían significativamente durante la fase de comercialización. Hasta la fecha se han diseñado prototipos que funcionan con potencias entre 10 kW y 50 kW, que se encuentran instalados en centros de investigación españoles, alemanes, americanos, etc. Estos sistemas que funcionan perfectamente en estos emplazamientos, resultan en la actualidad más costosos que el resto de tecnologías para ser considerados a la hora de promover grandes plantas. Tienen a favor el hecho de ser sistemas modulares. Como principal incertidumbre de esta tecnología para grandes plantas en la actualidad está la vida útil de los motores Stirling, que se ha de esperar en torno a las 30.000 horas a plena potencia, como resultado de la operación de una central durante 15 años, pero sometidos además a continuos arranques y paradas diarios. Finalmente, a pesar de lo expuesto anteriormente, donde se intuye que la generación por medio de disco Stirlig, todavía no es viable económicamente para estas aplicaciones, (salvo incentivos especiales de la Administración) principalmente porque su coste de instalación inicial es superior a 6 €/W, y resulta prácticamente prohibitivo en la práctica. No obstante, a modo de referencia, citaremos lo siguiente como resumen:

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Ejemplo Coste de la instalación disco Stirling. El coste de adquisición del módulo disco Stirling se estima en 6.400 €/kWp. Para un sistema menor de 10 kW, el coste de adquisición será proporcional. Los costes de operación y mantenimiento serán de 5 cent.€/kWh. La vida útil de la instalación se estima en 20 años. Coste de la instalación disco Stirling fabricada en masa. Este caso es hipotético y refleja un coste de adquisición de 4.700 €/kWp y un coste de operación y mantenimiento de 3 cent.€/kWh. Las horas equivalentes para un sistema solar serán de 1.500 h/año. El factor de corrección será de 1’3, mientras que la disponibilidad (tiempo que funciona al año debido a revisiones o a mantenimiento no programado) será del 83%, por lo que las horas equivalentes totales serán: Horas equivalentes = 1.500 h/año * 0’83* 1’3 = 1.620 h/año. Los cálculos se realizan para un sistema de 10 kW de potencia nominal, por lo que los kWh anuales que puede producir son: Producción anual =1.620 h/año * 10 kW =16.200 kWh/año. Producción total durante vida útil = 16.200 kWh/año * 20 años = 324.000 kWh. Sistema disco Stirling fase comercial. Las horas equivalentes para un sistema solar serán de 1.500 h/año. El factor de corrección será también de 1’3, mientras que ahora la disponibilidad será mayor que la de los prototipos actuales, llegando a valores en torno al 91%, por lo que las horas equivalentes totales serán: Horas equivalentes = 1.500 h/año * 0’91* 1’3 = 1.774 h/año. Para un sistema es de 10 kW de potencia nominal, por lo que los kWh anuales que puede producir son: Producción anual =1.774 h/año * 10 kW =17.740 kWh/año. Producción total durante vida útil = 17.740 kWh/año * 20 años = 354.800 kWh. 5.5.- Estudio técnico-económico de la generación con motor a base de gas natural La tecnología de pequeños motores de gas natural, utilizados para mover el generador eléctrico de hasta 10 KW, se encuentra muy desarrollada en la actualidad, incluso a nivel doméstico y comercial. 5.5.1- Costes de instalación Como se ha dicho anteriormente, se precisa disponer de espacio suficiente para acondicionar un local, cerrado o no, de forma que se pueda instalar el motor-generador, la chimenea y el depósito de gas natural licuado, además de realizar las instalaciones eléctricas de interconexión con la red de BT y otras. Los costes de instalación se pueden resumir de la siguiente manera: a) Local y su acondicionamiento para sala de generación ( a valorar) b) Motogenerador ...................................................... 4500 € c) Instalación de protecciones....................................... 1500 € d) Instalaciones eléctricas e interconexión...................... 2000 € e) Depósito de GNL y su instalación............................... 300 € f) Proyecto, Licencias, etc .......................................... 1900 €

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5.5.2- Costes de explotación (operación y mantenimiento) Dado que estamos hablando de generar electricidad con un motor de combustión interna, los consumos en generación con gas natural suelen ser parecidos a los de generación con otros combustibles derivados del petróleo, como el gasoil o la gasolina, si bien con ventaja para el gas natural. Desde el aspecto económico, el precio del combustible es significativamente menor, del orden de un 40 %, por lo que se reduce el coste de producción en €/KWh. En un planteamiento inicial, se pueden establecer los siguientes valores: Potencia nominal del generador: 4,5 KW Rendimiento global (motor+generador): 0,25 Con los datos anteriores se podrá obtener un precio en €/KWh para toda la producción, a la que será preciso añadir los costes de mantenimiento, cifrados como se ha dicho en un 3% sobre los costes de instalación. 5.6.- Incentivos y subvenciones en la generación para autoconsumo A esta fecha todavía están por decidir las posibles ayudas, tanto por parte de la Administración Central, como las correspondientes a las CC AA de cara al Balance Neto. No obstante, para aplicaciones aisladas u otras, existen subvenciones y ayudas en las distintas CC AA y en la Administración Central, que son actualizadas permanentemente. Por ello, se citan las direcciones de interés siguientes: GALICIA http://www.ayudasenergia.com/subvenciones-autonomicas/subvenciones-energia-de-galicia.html PAIS VASCO http://www.ayudasenergia.com/subvenciones-autonomicas/subvenciones-pais-vasco.html ARAGÓN http://www.ayudasenergia.com/subvenciones-autonomicas/subvenciones-energia-aragon.html CATALUÑA http://www.ayudasenergia.com/subvenciones-autonomicas/subvenciones-energia-cataluna.html CASTILLA Y LEÓN http://www.ayudasenergia.com/subvenciones-autonomicas/subvenciones-energia-castilla-leon.html MADRID http://www.ayudasenergia.com/subvenciones-autonomicas/subvenciones-energia-madrid.html VALENCIA http://www.ayudasenergia.com/subvenciones-autonomicas/subvenciones-energia-valencia.html BALEARES http://www.ayudasenergia.com/subvenciones-autonomicas/subvenciones-energia-baleares.html EXTREMADURA http://www.ayudasenergia.com/subvenciones-autonomicas/subvenciones-energia-extremadura.html CASTILLA LA MANCHA http://www.ayudasenergia.com/subvenciones-autonomicas/subvenciones-energia-castilla-la-mancha.html ANDALUCIA http://www.ayudasenergia.com/subvenciones-autonomicas/subvenciones-energia-andalucia.html

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MURCIA http://www.ayudasenergia.com/subvenciones-autonomicas/subvenciones-energia-murcia.html CANARIAS http://www.ayudasenergia.com/subvenciones-autonomicas/subvenciones-energia-canarias.html 5.7.- Garantías básicas establecidas entre el suministrador/cliente de las instalaciones Representan condiciones previas y posteriores que se deben establecer y acordar entre el suministrador de las instalaciones y el cliente. Una vez ejecutada la instalación y puesta en servicio, se debe exigir su cumplimiento por parte del cliente. Previas y generales Estudio de producción eléctrica anual total. Estudio económico derivado de la producción eléctrica. Planos de integración arquitectónica de las instalaciones. Presupuesto detallado de las instalaciones. Planificar y acordar actuaciones a realizar. Elaboración de memoria y planos. Gestiones con la compañía eléctrica. Suministro de materiales y sistemas. Instalación y puesta en marcha. Entrega de manuales de funcionamiento. Entrega de garantías. Mantenimiento y visitas periódicas. Realización de auditoría energética doméstica. Documentación de pautas de consumo y recomendaciones. Seguimiento de las facturas eléctricas y correcciones. Conseguir el máximo ahorro económico en las facturas eléctricas. · Módulos fotovoltaicos: Se pueden distinguir dos coberturas de garantías. 10 años contra cualquier desperfecto del módulo. Garantía de rendimiento de producción. Los fabricante garantizan sus módulos fotovoltaicos de 25 a 30 años con una producción mínima entre 80 – 85%, dependiendo del fabricante. En función de cada uno de los fabricantes, las condiciones pueden variar, aunque muy ligeramente. A la entrega de la oferta económica, donde ya se conocen los módulos a instalar se deben de adjuntar todos los certificados de garantías de los módulos fotovoltaicos. Inversor: Los fabricantes deben de garantizar como mínimo 5 años. En función de cada uno de los fabricantes, las condiciones pueden variar, aunque muy ligeramente. A la entrega de la oferta económica, donde ya se conoce el inversor a instalar se adjuntarán todos los certificados de garantías.

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Condiciones Generales * Los datos de producción y del estudio económico que se derivan son a título orientativo y de un valor aproximado. * Oferta válida xx días. * Una vez entregadas las mercancías en el lugar de la instalación (domicilio del comprador), quedan bajo su responsabilidad y tutela. * La solicitud de suministros, modificaciones, trabajos adicionales o provocados por errores en los datos recibidos y no reflejados en la oferta, se efectuarán aparte, sin alterar el el pago del servicio original contratado. * La cantidad económica entregada a la firma del presupuesto, en caso de anulación por parte del cliente, quedará en poder de YYYY en concepto de daños y perjuicios. Partidas incluidas: * Transporte de los materiales presupuestados a pie de obra. * Todos los materiales especificados en la presente oferta. * Mano de obra especializada. * Puesta en marcha. * Pruebas finales. Partidas excluidas: * Instalación de distribución eléctrica por el interior vivienda. * Acometida de red. * Gastos de acometida eléctrica. * Trabajos de yesero, pintura o decoración para el acabado estético de la instalación. * Ayudas de albañilería y ayudas de carpintería. * Tasas de legalización, licencias de obras, visados 1º verificación de compañía y visado del proyecto. * Cualquier indemnización por eventuales daños a personas o cosas, tales como alfombras, cortinas, objetos de valor… debiendo ser retirados con antelación por el cliente. * En general cualquier partida que no esté especificada en este presupuesto. Condiciones económicas: * xx% del importe total a la aceptación del presupuesto. * yy% al realizar el pedido de los módulos. (Según justificante de compra emitido por el fabricante). * zz% Una vez inciciada la obra. * uu% del precio total a la finalización de la obra. * La valoración económica solo incluye los materiales mencionados anteriormente. * Una vez aceptado y firmado el presupuesto, se respetarán los precios ofertados Garantías: * La garantía de la instalación será de 2 años, para todos los materiales utilizados y el montaje 1 año, siempre que no haya estado manipulado * Subrogándonos a la garantía del fabricante del material. Mantenimiento: * Contrato de mantenimiento a partir de la finalización de la garantía de la instalación, bien con el instalador, o con cualquier otro profesional cualificado.

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6.- EL AUTOCONSUMO COMUNITARIO. 6.1.- Análisis de la situación. A fecha de hoy todavía no existe el RD (futuro) sobre autoconsumo y autogeneración mediante el sistema de Balance Neto, a pesar de haber sido anunciado por el RD 1699/2011, y haber vencido ampliamente el plazo anunciado entonces para su publicación. Por ello, es prematuro pensar en el autoconsumo comunitario debido a que el futuro RD está solamente en forma de borrador conocido. No obstante, sí cabe mirar a países que ya disponen de esa situación de Balance Neto. En su momento evidentemente también llegará España a una situación similar, desde la que comenzará su andadura siguiendo en parte las pautas de otros lugares. Por ello, hagamos un poco de prospectiva con lógica de acierto/error, tratando de establecer premisas. 1.- Todavía el borrador conocido de BN establece que la energía entregada al sistema eléctrico por el autoproductor no será retribuida, y la que reciba como cliente, le será facturada. Esa posición no es congruente con las reglas generales del mercado de productos, donde la transacción de los mismos tiene su precio de mercado y sus correspondientes impuestos. No obstante, la compensación como tal, ya señala un precio en si aunque no sea real, dado que si, por ejemplo, el coste de la energía consumida es de 14 c€/KWh y la energía que la compensa evita ese coste para el consumo realizado, el precio atribuible a la energía consumida, es el correspondiente al coste evitado. Falta por conocer como se desarrollará la aplicación de los impuestos, pues no debe olvidarse que en tal caso, la energía cedida sería gratis, mientras que el coste de volver a recuperarla se incrementaría un 27 % (4,864+1,05113)%*21%. 2.- Es evidente que en un periodo de tiempo razonable gran parte de la alimentación al mercado eléctrico durante varias horas al día se va a realizar desde los autoproductores, siempre mas próximos al consumo que las grandes centrales de producción, como ocurre en el caso representado por la figura que sigue para el supuesto 3, donde varios núcleos urbanos excedentarios, alimentan a otros deficitarios en ese instante, sin intervención del suministro por parte de la empresa eléctrica. Esta situación, todavía no contemplada en el borrador de BN, deberá tenerse en cuenta en relación con las condiciones suministrador/cliente.

33Exportación /

importación neta = 0






El suministro a varios núcleos urbanos, se realiza entre ellos. La empresa eléctrica no aportaenergía ni potencia desde su red, solo mantiene frecuencia y presta la red soporte.

Esta situación es similar a la 2

Red de AT Exportación

Importación

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3.- A mayor abundancia, la situación representada en la figura que sigue como supuesto 4, tampoco se encuentra contemplada en el borrador de BN, pero resulta inevitable en la práctica de la Distribución, y en su momento hará tomar en consideración ese hecho, es inevitable.

44

Exportación neta





Una vez realizado el suministro a varios núcleos urbanosprocedente de su propia autogeneración entre ellos, la empresaeléctrica recibe el exceso de autogeneración en su subestación.

Esta situación hace que los clientes consumidores de antes, se hayantransformado en suministradores de la empresa eléctrica. El problemajurídico es triple: la empresa ha perdido a sus clientes, les cobra unaenergía y un IVA que no aporta y recibe una energía gratis en sus redes ¿?Por parte de la Administración, se hace preciso ordenar todos estosconceptos para darle rigor administrativo y jurídico.Subestación

empresa eléctrica

Red de AT

4.- La aplicación de las condiciones de BN a la realidad diaria futura, conducirá lógicamente a una convivencia de suministrador y cliente tal como se muestra en el supuesto 5 de la figura que sigue, donde en ciertos momentos la empresa eléctrica será el suministrador, mientras que en otros se comportará como cliente, recibiendo energía aguas arriba de su red desde los autogeneradores, muchos en cantidad. Entre ambos productores, abastecerán la demanda instantánea del mercado. También aquí la Administración deberá regular el suministro que ahora ignora el borrador conocido de BN.

55

Exportación / importación neta ≠ 0






Red de AT

SOLUCIÓN

5.- El borrador conocido de BN establece que el punto de suministro del consumidor sirve de referencia para aplicar las condiciones de BN, donde como autogenerador, no podrá verter a la red mas de la potencia contratada como consumidor (art. 9 RD 1699/2011), y la titularidad del suministro no podrá ser compartida (art. 1 del borrador de RD). Ambas son condiciones que en nada favorecen la aplicación del sistema BN, y que en su momento deberán de ser superadas, permitiendo que el autoproductor pueda conectar a la red eléctrica la potencia que considere apropiada, siempre que mantenga las condiciones técnicas establecidas reglamentariamente para las instalaciones.

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6.- El balance neto comunitario, como se aprecia en los supuestos anteriores, tiene especial interés porque la mayor parte de la población española vive en edificios comunitarios, y deberá ser impulsado. Fomentar el balance neto comunitario convertiría a las comunidades de vecinos, empresas de polígonos industriales, comercios, etc, en autosuficientes enérgicamente, proporcionando los excedentes a la red eléctrica y tomando los valles de producción de la propia red y de sus vecinos excedentarios, situación que se producirá de forma natural por condiciones técnicas de las conexiones. Plantear este supuesto, es tan fácil como redactar una modificación al texto actual en la que el autogenerador pueda ser distinto al titular, diferente a la redacción actual del texto existente en el borrador conocido, que establece lo contrario (art. 1). Sin ningún género de duda, la generación distribuida se basa en que la generación se produzca lo más cerca del consumo, y la titularidad compartida hace no solo posible sino viable la generación distribuida. Por eso es necesario abrir la titularidad para hacer posible el balance neto compartido. La finalidad prioritaria del autoconsumo es la eficiencia energética. Y el balance neto compartido aumenta las posibilidades de alcanzar mayores cuotas de eficiencia y de ahorro de energía y esa es la clave para pasar de un modelo energético basado en el mayor consumo, a otro basado en el ahorro atendiendo a un consumo necesario. El balance neto compartido también es coherente con la naturaleza de la fotovoltaica, eólica y otras tecnologías, todas ellas accesible a hogares, edificios y empresas de todo tipo. Este hecho hace que su desarrollo compartido choque con intereses contrapuestos y contradictorios, pero si hablamos de dar más soberanía al consumidor o, como señala la directiva de eficiencia energética de edificios, de ir hacia el concepto de edificios de consumo casi nulo de energía, la apuesta está clara. Al final del punto 6.4 se expone un ejemplo de actuaciones posibles relativas a un suministro compartido, si bien en condiciones específicas. Al haberse alcanzado la paridad de red para algunas zonas en el año 2012, actualmente en España, ya se están realizando instalaciones que cumplen los criterios de BN, y están siendo interconectadas a la red de BT sin exportar, en preparación adelantada a la posible salida del RD donde esperan funcionar bajo esos criterios. Cabe recordar que existen bastantes CC AA que ya han emitido instrucciones en relación con el desarrollo del RD 1699/2011 que representa el soporte técnico para estas instalaciones.

Coste total FV €/KWh

Coste compra a red €/KWh

0,14

2012 t

€/KWhParidad de red

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Por otro lado, para la autogeneración a pequeña escala, con vista a su venta al mercado (RD 661/2007), está a punto de conseguirse la paridad de generación, si bien en ciertos casos, como es a gran escala, ya se ha conseguido.

Precio de exportación €/KWh

20?? t

€/KWh

Paridad de generación

Coste total FV €/KWh

6.2.- Tipos de captación a emplear para producir electricidad. Resumen De cara a los suministros comunitarios o individuales, se pueden plantear los siguientes tipos de tecnologías aplicables: solar fotovoltaica, solar termoeléctrica, geotérmica, de las olas (undimotriz), de las mareas, de las rocas calientes y secas, oceanotérmica, de las corrientes marinas, eólica, térmicas sin cogeneración (motor de gas) y térmicas con cogeneración 6.3.- Medidas a tomar para cumplir con la reglamentación A esta fecha, la reglamentación existente, principalmente tomando como referencia el RD 1699/2011 y el RD 661/2007, permite la conexión a red de pequeñas potencias hasta 100 KW en BT y hasta 1000 KW en AT (art. 2 del RD 1699/2011). Por otro lado, las instalaciones acogidas al sistema de BN, de acuerdo con el borrador de RD conocido, no podrán acogerse al RD 661/2007, solamente podrán suministrar sus excedentes a la red eléctrica para ser canjeados por futuros consumos. No obstante, sin BN, podrán acudir al mercado libre donde podrán vender esos excedentes en las condiciones existentes en cada momento. 6.4.- Evaluación económica de las soluciones Existen dos opciones posibles (una sola para el sistema de BN): 1.- Venta al mercado libre. El precio se fijará en cada momento, dependiendo de las condiciones de venta.

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2.- Compensación de excedentes por energía consumida. Se puede considerar una buena opción, si se tiene en cuenta lo siguiente Supongamos que el precio de tarifa de un determinado consumo sea de 0,140069 €/KWh, que se deja de abonar cuando se realiza la compensación. Si a ese precio se le incorpora el impuesto sobre la electricidad (4,864%x1,05113 = 5,113%), y el correspondiente IVA (21%), el importe no abonado por la compensación será de 0,178148666 €/KWh. No obstante, aun siendo así, el importe del KWh vertido a red debería ser retribuido analizando costes en condiciones razonables de explotación/remuneración de la red de transporte/distribución utilizada, así como otros propios del sistema a compartir para mantener parámetros de red, con criterios proporcionales al uso que se hace de las estructuras. Ejemplo práctico (práctico y actual de autogeneración para autoconsumo) En estos momentos, año 2013, en muchas zonas de España donde ya el año pasado se ha conseguido la paridad de red, es más barato fabricar la energía eléctrica con un generador fotovoltaico (u otro similar) que comprarla a la red. Basta con tomar los datos de cualquier generador de cubierta fotovoltaica y hacer las cuentas para un generador de 3,1 kWp de potencia, financiado al 100% e instalado en cualquier lugar de Zona V y hacer los correspondientes cálculos reflejados en el siguiente cuadro

Es decir que con los precios actuales de un generador FV ya es posible fabricar energía eléctrica al mismo precio o menor de lo que cuesta su compra a la red con tarifa TUR. Tarifa TUR enero 2013 = 0,150938 €/KWh Si a ese precio se le incorpora el impuesto sobre la electricidad (4,864%x1,05113 = 5,113%), y el correspondiente IVA (21%), el importe del KWh para el consumidor asciende a 0,191972 €/KWh. La paulatina puesta en marcha de la generación eléctrica distribuida, la proliferación de generadores preferentemente FV o eólicos en las cubiertas o lugares similares, hará necesario reforzar la red de MT/BT ahora concebida como red de distribución en un solo sentido. Es decir habrá que mejorar el tramo que va desde los CT de media y baja tensión a los contadores del usuario y además implementar la inteligencia en ese tramo de red. Esta necesidad acarrea costes que con toda seguridad van a repercutir en la factura del usuario de la tarifa de balance neto, como ya se viene hablando bajo el término de peaje.

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En definitiva costes en detrimento de los excedentes que hasta el momento se valoraban al mismo precio que con el que comprábamos nuestra energía a la red. Nuestro balance neto quedaría devaluado con esos costes accesorios. Si a esta perspectiva se le añade la más que probable subida constante a lo largo del tiempo de la electricidad comprada a la red eléctrica (y los impuestos que la gravan) está claro que la idea de verter excedentes a la red para su compensación pierde a todas luces atractivo, y gana fuerza el considerar como dispendio la acción de verter para recuperar posteriormente una parte. Existen otros mecanismos suficientes para solventar la situación de vertido oneroso, como son el resto de tecnologías complementarias (eólico, motor a gas natural, etc), e incluso la opción de almacenar excedentes en baterías, aún manteniendo la interconexión con la red exterior. Pero además……, almacenar lo más posible para cubrir aquellos momentos donde el SOL no puede trabajar…., puede darle sentido (rentabilidad) a objetivos como este…

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Ejemplo práctico posible. Autoconsumo compartido. Se pretende promover y poner en servicio la segunda etapa de un polígono industrial, con las siguientes características: Superficie: 209509 m2 Nº de parcelas. 55 Suelo industrial: 127423 m2 Equipamiento comercial: 2028 m2 Equipamiento social público: 4456 m2 Zonas verdes: 21843 m2 Red viaria: 27326 m2 Afección FF CC: resto m2 Y con los servicios normales a pié de parcela: AGUA: Red para abastecimiento, red de riego y red contra incendios. RED DE ALCANTARILLADO : Red separativa para fecales con E.D.A.R. y pluviales. ENERGÍA ELÉCTRICA: No se ha realizado subestación. Se suministra a media y baja tensión. RED DE TELEFONÍA Y MULTIMEDIA: Canalizaciones subterráneas para líneas de telefonía. GAS NATURAL. Canalización subterránea de gas natural con posibilidad de conexión a cada parcela. Situación del polígono,

Consideraciones incluidas en la promoción: 1.- Creación de una Junta de Propietarios del Polígono (JPPxx) 2.- Gestión de servicios y suministros al interior del Polígono para atender a las diferentes parcelas, responsabilidad de la JPPxx. 3.- Posibilidad de autogeneración eléctrica a nivel de parcela. 4.- Gestión básica, mantenimientos y operación de servicios, ESE concesionaria.

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Las parcelas son las siguientes:

Por el tema que estamos tratando (autogeneración y autoconsumo interconectado a red, prescindimos del resto), desde el punto de vista de suministro de servicios, lo resumiremos aquí al suministro eléctrico de la demanda eléctrica del interior del Polígono, consistente en: a) Las redes eléctricas del interior del polígono industrial (AT, MT y BT) son propiedad de la JPPxx. Desde el punto de vista eléctrico previsto por la JPPxx, las características iniciales son las siguientes:

b) La JPPxx, o su delegada la ESE, será responsable de optimizar el suministro eléctrico a las distintas parcelas del interior del Polígono. c) La JPPxx, acordará con la Distribuidora eléctrica la tensión y características del suministro, así como el punto de entrega a pié de polígono o no, y concertará acuerdos con la Comercial que realice el suministro eléctrico al Polígono. Inicialmente, el suministro masivo al interior del Polígono se realizará en MT (20 KV) y en BT. Aquellas parcelas que por su actividad o tamaño (> 5000 m2) requieran posible suministro en AT (45 KV), dispondrán en origen de ese suministro a pie de parcela. En previsión de la posible autogeneración, las parcelas dispondrán de posibilidad de evacuación en BT o MT dependiendo de su tamaño. d) La ESE delegada de la JPPxx, será responsable de realizar el mantenimiento, operación, modificación, actualización y , cuando proceda, ampliación de las instalaciones eléctricas. e) La JPPxx, acordará con los propietarios de las parcelas el reparto de las cargas económicas correspondientes al suministro o exportación de energía eléctrica. A modo de ejemplo se ofrecen las infraestructuras eléctricas en AT, MT y BT del Polígono, todas ellas preparadas para la autogeneración en las respectivas parcelas.

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LAAT 45 KV

ST 45/20 KV

LSAT 45 KV

LSAT 45 KV

Parcelasalimentadas

en AT

Parcelasalimentadas

en BT/MT

CT2

CT1

CT4

CT3

CT5

LAAT 45 KV

ST 45/20 KV

LSMT 20 KV

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CT2

CT1

CT4

CT3

CT5

LSBT 0,4 KV

SOBRE BALANCE NETO. AUTOGENERACIÓN Y … · Las tecnologías de biomasa, eólica y solar...

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