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TRANSCRIPT
ISBN
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MANUAL TÉCNICO
Instalación de plantas fotovoltaicas en terrenos marginales
Proyecto “PVs in BLOOM” - Un nuevo reto para la revalorización del terreno dentro de un planteamiento de estrategia eco-sostenible para el desarrollo local
G. Nofuentes, J. V. Muñoz, D. L. Talavera, J. Aguilera y J. Terrados
Lugar de publicación: Valencia, mayo de 2011
ISBN 978-84-694-2315-8
DL V-1908-2011
Este manual técnico ha sido desarrollado en el marco del Proyecto PVs in Bloom - Un nuevo reto
para la revalorización del terreno dentro de un planteamiento de estrategia eco-sostenible para el
desarrollo local. Contrato número IEE/07/762/SI2.499457, financiado por el Programa de Energía
Inteligente de la Unión Europea (CIP Framework Programme) de la Comisión Europea.
La responsabilidad sobre el contenido de esta publicación recae en los autores. No refleja necesaria-
mente la opinión de las Comunidades Europeas. La Comisión Europea no es responsable de ningún
uso que pueda hacerse de la información que contiene.
1. Fundamentos de los Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red ........................................... 51.1. Generalidades ............................................................................................................. 51.2. Parte de CC (módulos FV, cableado, cajas de conexión de CC, conmutadores de CC) ...... 81.3. Parte de CA (inversor y contadores de energía) ......................................................... 131.4. Partes metálicas y elementos protectores (toma de tierra, varistores, fusibles, etc.) .... 161.5. Características eléctricas de una planta fotovoltaica típica de 1 MWp ...................... 18BREVE RESUMEN DEL APARTADO 1 ............................................................................ 19
2. Estimación de la Energía Anual Producida por un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red .... 212.1. Evaluación de los Recursos Solares del Emplazamiento ............................................... 21
2.2. Estimación del Rendimiento de Electricidad Anual de un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red .............................................................................. 26
BREVE RESUMEN DEL APARTADO 2 ............................................................................ 28
3. Dimensionamiento de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red .................................... 293.1. Escoger el módulo FV ............................................................................................... 293.2. Dimensionamiento de la potencia nominal del generador FV .................................... 313.3. Dimensionamiento de la potencia nominal del inversor ............................................ 313.4. Dimensionamiento del número de módulos .............................................................. 323.5. Dimensionamiento de los módulos conectados en serie ............................................. 333.6. Dimensionamiento del número de módulos conectados en paralelo .......................... 343.7. Dimensionamiento del cableado ............................................................................... 353.8. Dimensionamiento de las medidas protectoras .......................................................... 373.9. Algunos datos característicos relativos a los huertos solares construidos .................. 39BREVE RESUMEN DEL APARTADO 3 ............................................................................ 42APÉNDICE DEL APARTADO 3 TERMINOLOGÍA .......................................................... 43
4. Ajuste de tipologías de huertos solares a Terrenos Específicos ............................................... 45BREVE RESUMEN DEL APARTADO 4 ............................................................................ 46
5. Evaluación Económica sobre sistemas fotovoltaicos conectados a la red ............................... 475.1. Cifras representativas del coste de SFVCAR en algunos países .................................. 475.2. Medidas de apoyo existentes para los huertos solares en cada uno de los
países que participan en el proyecto “PVs in BLOOM” ............................................ 485.3. Revisión de los índices de rentabilidad más significativos y comprensibles:
la tasa interna de rentabilidad (TIR) ......................................................................... 545.4. Tablas de fácil utilización para estimar la TIR .......................................................... 555.5. Breve revisión del efecto fiscal ................................................................................... 58BREVE RESUMEN DEL APARTADO 5 ............................................................................ 60
APÉNDICE I DEL APARTADO 5. TABLAS DESTINADAS A ESTIMAR LA TIR ................... 61
APÉNDICE II DEL APARTADO 5: TERMINOLOGÍA ............................................................ 71
APÉNDICE: ............................................................................................................................... 73Principales cuestiones técnicas y contractuales que un posible propietario debe compro-bar y comparar cuando examina una propuesta de un proveedor de IAC (Ingeniería, Adquisición y Construcción)
AGRADECIMIENTOS .............................................................................................................. 75
índice
manual técnico
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1. FUNDAMENTOS DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A LA RED
1.1. Generalidades
La tecnología fotovoltaica (FV) convierte la luz del sol en electricidad utilizando dis-
positivos en estado sólido llamados módulos FV. Durante los últimos años, esta forma
de producir energía ha experimentado uno de los crecimientos más formidables en la
industria de la energía renovable, tal y como se muestra en la figura 1.1.
Figura 1.1: Evolución mundial del número de producción de células fotovoltaicas. El incremento de MW
producidos ha seguido una tendencia exponencial (fuente: EurObsev’ER 2008).
Los sistemas FV pueden agruparse en sistemas autónomos (SAFV) y sistemas foto-
voltaicos conectados a la red (SFVCAR) Básicamente, el primero utilizaba la electrici-
dad producida para el consumo propio mientras que en el segundo la energía se vende
a través de la red eléctrica. Teniendo en cuenta las características del proyecto “PVs
in Bloom”, el sistema FV autónomo queda fuera del alcance del análisis del presente
artículo y por este motivo vamos a centrarnos en los SFVCAR. En este tipo de sistemas
FV toda la energía generada se inyecta en la red de la compañía eléctrica. De hecho,
la empresa asume la función de un enorme almacén de energía: en los países desarrol-
lados, la mayoría de sistemas FV están conectados a la red. En principio, este punto
hace que los SFVCAR sean más simples que los SAFV principalmente porque no es
necesario almacenar energía.
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La razón de inyectar toda la energía que el SFVCAR genera, está relacionada con las
generosas tarifas reguladas existentes, por las que la energía FV generada se vende a
la red a precios que están bastante por encima de los precios del mercado. Además, la
cantidad de estos sistemas ha crecido enormemente en todo el mundo. Este crecimien-
to se ha debido principalmente a un continuo descenso en la tendencia de los costes
FV además de a una gran variedad de políticas de apoyo que han emprendido diversos
países (por ej.: Alemania, España e Italia).
Dichas estrategias o políticas se ponen en práctica con incentivos financieros, como la
concesión de ayudas por kWp de capacidad instalada o un pago por kWh producido
y vendido, dichos conceptos se explicarán en mayor profundidad en el apartado 5. En
otras palabras, estos incentivos financieros se dividen entre aquellos que se basan en
la generación (principalmente llevados a la práctica a través de generosas tarifas regu-
ladas) y los que se centran en la inversión (ayudas o descuentos a la inversión inicial,
préstamos con un bajo interés). Las instituciones gubernamentales están eliminando
progresivamente estos incentivos mencionados en segundo lugar.
Tras esta breve introducción a los SFVCAR a partir de ahora realizaremos un estudio
en mayor profundidad, en el que trataremos los elementos de estos sistemas y su forma
de funcionamiento.
En la figura 1.2 se muestra un plano simplificado de un sistema FV conectado a la red.
Normalmente, el sistema se compone de los siguientes elementos:
1. Módulos FV, normalmente llamados generador FV (algunos módulos FV
conectados en serie o en paralelo en una estructura de soporte)
2. Inversor (un aparato en estado sólido que convierte la electricidad de CC de
los módulos en electricidad de CA con las mismas características que las que
suministra la red).
3. Dispositivo medidor destinado a medir la electricidad vendida a la red
4. Dispositivo medidor destinado a medir la electricidad comprada a la red
5. Cargas de CA de aparatos eléctricos
Los primeros SFVCAR a menudo se montaron en los tejados de edificios residenciales
utilizando el esquema anterior. Hoy en día, estos sistemas se instalan cada vez con
mayor frecuencia en edificios de pisos, colegios y edificios agrícolas e industriales,
etc. Además, en los casos en que las generosas tarifas reguladas están disponibles,
se ha abandonado el esquema que se muestra en la figura 1.2 y se ha sustituido por
el sistema más ventajoso que se muestran en la figura 1.3. Este último le permite al
propietario del sistema vender la totalidad de la electricidad generada a la red. Esta
beneficiosa disposición ha preparado el camino para que las empresas públicas, las
compañías de explotación y las empresas inversoras energéticas utilicen SFVCAR de
gran tamaño instalados en el suelo. Además, especialmente en zonas soleadas, se ha
demostrado que los sistemas de seguimiento solares son rentables, dado el favorable
apoyo financiero mencionado anteriormente.
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Figura 1.2: Disposición simplificada de un sistema FV conectado a la red. Parte de la electricidad FV
generada se vende a la red
Figura 1.3: Disposición simplificada de un sistema FV conectado a la red. Toda la electricidad FV generada
se vende a la red
Si se tienen en cuenta las características de la electricidad, el diagrama que se muestra en
la figura 1.3 puede dividirse de forma general en dos partes.
• PARTE DE CC: del generador FV a la entrada del inversor, la principal carac-
terística de esta parte es que la electricidad se suministra en CC. En esta parte
se incluyen los módulos FV, las estructuras de soporte, los cables y las cajas de
conexión de CC.
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• PARTE DE CA: desde el inversor hasta la red eléctrica pública, en esta parte la
electricidad se suministra como CA. En esta parte se incluyen los siguientes el-
ementos: inversor, cables, elementos protectores y un dispositivo medidor desti-
nado a medir la electricidad vendida a la red
Esta división es útil cuando se describe un SFVCAR y sus elementos constituyentes. No
obstante, hay un elemento clave de los sistemas conectados a la red que está relacio-
nado con las partes de la CC y la CA; concretamente las partes metálicas y las tomas de
tierra. Dichos elementos son elementos del sistema de seguridad del SFVCAR y están
destinados como protección contra descargas eléctricas.
1.2. Parte de CC:
Los módulos FV, los cables y las cajas de conexión son los elementos principales que
pueden encontrarse en la parte de CC. El carácter de CC de la corriente y el funcion-
amiento de los módulos plantean muchas cuestiones y nuevas situaciones para los
electricistas inexpertos que están acostumbrados a trabajar con CA.
1.2.1. Módulos FV
Los módulos FV son probablemente uno de los elementos más importantes de la
SFVCAR, cuando los módulos FV están conectados en configuraciones en serie y/o
paralelo obteniendo un generador FV. Al mismo tiempo, los módulos están hechos de
células solares fotovoltaicas conectadas, que están conectadas en series y en paralelo,
para obtener mayor corriente y tensión. Para proteger las células contra el esfuerzo
mecánico, el desgaste y la humedad, las células se incrustan en un material transpar-
ente que también aísla las células eléctricamente. En muchos casos, se usa el cristal
pero dependiendo del proceso es posible usar plástico acrílico, metal o laminado plás-
tico. Por el contrario, la conexión eléctrica de las células de película delgada es una
parte fundamental de la fabricación de las células y se consigue cortando estrías en
las capas individuales. Finalmente, los módulos estándar tienen marco de aluminio
aunque es posible conseguir módulos sin marco.
Las células solares incluidas en los módulos FV convierten directamente la radiación
solar en energía eléctrica. En el proceso de conversión, la energía incidente de la luz
crea partículas móviles cargadas en algunos materiales, conocidos como semiconduc-
tores, que están separados por la estructura del aparato y producen corriente eléctrica.
Esta corriente puede utilizarse para alimentar un circuito eléctrico.
El material celular fotovoltaico utilizado más habitualmente es el silicio (Si), uno de
los elementos más abundantes de la tierra. Las primeras células disponibles comer-
cialmente eran de silicio monocristalino en las cuales todos los átomos de silicio están
perfectamente alineados formando un cristal organizado. A fin de reducir costes, se
desarrollaron nuevas técnicas que su vez dieron origen a las células solares policrista-
linas. Este tipo de material contiene muchos cristales y los átomos están alineados en
diferentes direcciones.
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Figura 1.4: Tipos principales de células solares disponibles en el mercado actual.
Estas técnicas permiten fabricar células solares de forma más sencilla, barata y rápida
utilizando menos silicio puro. En este sentido, el desarrollo de tecnologías de película
delgada ha permitido aún más reducciones en los costes mediante la reducción de
la cantidad de material necesaria para fabricar una célula solar. Además del silicio
para fabricar células solares se utilizan algunos materiales como el telururo de cadmio
(CdTe), diselenuro de cobre e indio (CIS), silicio amorfo, etc. En estos momentos,
hay muchas células solares diferentes disponibles en el mercado y hay más en etapa de
experimentación.
Los tipos de módulos se clasifican frecuentemente según la tecnología de las células
solares incorporadas. En este sentido, es habitual encontrar en la literatura módulos
de Si monocristalino, módulos de Si policristalino, módulos de Si amorfo, módulos de
CdTe, módulos CIS, etc. Siguiendo esta tendencia, a continuación mostramos una ex-
plicación en mayor profundidad de las tecnologías de células solares más importantes
que existen hoy en día.
Tecnologías de silicio cristalino
El material más importante de las células solares cristalinas es el silicio. Este es el seg-
undo elemento más abundante en la tierra aunque nunca se encuentra como elemento
químico puro. Está combinado con el oxígeno en forma de dióxido de silicio. Así que
es necesario separar ambos elementos mediante un proceso químico para obtener sili-
cio metalúrgico con una pureza del 98%. Este tipo de silicio no puede utilizarse para
producir células solares a causa de su baja pureza. Por lo tanto, es necesario realizar
otro proceso más de purificación que permita obtener silicio de grado elevado (como
mínimo con un 99,9999999% de pureza). Este silicio de grado elevado puede ahora
procesarse de diferentes formas para producir células monocristalinas y policristalinas.
No es venenoso y es ecológico, ya que sus residuos no representan problema alguno.
Entre todas las clases de células solares las que más se usan son las células solares de
silicio. Su eficacia es limitada debido a diversos factores. La energía de los fotones se
reduce a mayores longitudes de onda. La mayor longitud de onda a la que la energía
fotónica todavía es lo suficientemente elevada para producir electrones libres es de
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1,15µm (válida sólo para silicio). La radiación con mayor longitud de onda única-
mente hace que las células solares se calienten y no produce corriente eléctrica. Cada
fotón sólo puede causar la producción de un par electrón-hueco. Incluso a longitudes
de onda más bajas muchos fotones no producen ningún par electrón-hueco, sin em-
bargo incrementan la temperatura de la célula solar. La mayor eficiencia conseguida
por una célula solar de silicio en un laboratorio de investigación está alrededor del
23%, mientras que en otros materiales semi-conductores esta cifra se eleva hasta el
30%. De hecho, la eficiencia depende del material semiconductor. Las pérdidas son
causadas por contactos metálicos en la parte superior de una célula solar, además
una parte de la radiación solar se dirige a la parte superior (vidrio) de la célula solar.
Habitualmente, las células solares cristalinas son obleas de unos 0,3 mm de grosor
cosidos a un lingote de Si de un diámetro de entre 10 a 15 cm. Generan aproximada-
mente 35 mA de corriente por zona de cm2 (juntos hasta 2 células/A) a una tensión
de 550 mV a iluminación total. La eficiencia en laboratorio de las células solares
supera el 20%, mientras que las células solares producidas de forma tradicional por
las marcas comerciales superan normalmente el 15%. De hecho, hay tipos posibles
de células solares de silicio: monocristalino, policristalino (los dos primeros tipos
comentados anteriormente) y amorfo. No obstante, para fabricar las células de si-
licio amorfas se requiere una técnica especial de fabricación, por esta razón estas
normalmente no se clasifican junto a estas células monocristalinas o policristalinas,
si no con las de película delgada.
Células de película delgada
Durante los últimos años, el desarrollo de procesos de película delgada para fabricar
células solares ha cobrado mayor importancia. El proceso consiste en aplicar una fina
capa de semiconductores fotoactivos en un sustrato (normalmente vidrio). Los materi-
ales más habituales son: silicio amorfo (a-Si), películas delgadas de silicio monocrista-
lino en un sustrato de bajo coste, diselenuro de cobre e indio (CIS) y telururo de cadmio
(CdTe). El reducido material, el consumo de energía y la producción automatizada
aportan a esta tecnología un potencial muy alto de reducción de costes si se la compara
con la tecnología de silicio cristalino.
El silicio amorfo se diferencia del silicio cristalino porque que los átomos de silicio
no están situados a distancias muy precisas los unos de los otros y esta aleatoriedad
en la estructura atómica tiene un fuerte impacto en las propiedades electrónicas del
material. El proceso de fabricación consiste en la deposición en un vidrio de bajo coste
de diferentes capas de óxido, a-Si y contacto metálico. La eficiencia de las células so-
lares amorfas se encuentra normalmente entre el 6 y el 8%. La vida útil de las células
amorfas es más corta que la vida útil de las células cristalinas. Las células amorfas
tienen una densidad de corriente de hasta 15mA/cm2, y la tensión de la célula sin carga
conectada de 0,8 V, una cifra mayor que la de las células cristalinas para este parámet-
ro. Su respuesta espectral alcanza su punto más alto en el rango de longitud de onda de
luz azul: por lo tanto, la fuente lumínica ideal para las células solares amorfas es una
lámpara fluorescente. La principal desventaja del silicio amorfo es su baja eficiencia
(6-8%) que disminuye incluso durante los primeros 6-12 meses de funcio namiento.
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Después de este periodo de tiempo, la eficiencia se queda en un valor estable. En re-
lación con las películas delgadas de silicio multicristalino, un sustrato cerámico con-
ductivo que contiene silicio se cubre con una fina capa de silicio policristalino. El
proceso de fabricación requiere temperaturas más bajas, así que es posible obtener
semiconductores de alta calidad que tienen un potencial muy alto de reducir costes.
El telururo de cadmio (CdTe), un material de película delgada producido por depos-
ición o por chisporroteo es una base de bajo coste prometedora para las aplicaciones
fotovoltaicas del futuro. La desventaja del proceso es que en su fabricación se utiliza
un material venenoso (el cadmio), aunque algunos fabricantes secundan un sistema de
póliza de seguros para financiar los costes futuros estimados de reclamación y reciclaje
de sus módulos cuando ya no se puedan utilizar. La eficiencia de las células solares en
el laboratorio es de hasta el 16%, mientras que la eficiencia de los modelos comerciales
es de hasta el 8%.
El diselenuro de cobre e indio (CuInSe2 o CIS) es un material de película delgada cuya
eficiencia va desde el 13% de algunos módulos comerciales hasta algunos de los labo-
ratorios de investigación en los que se ha alcanzado el 17%. Se trata de un material
prometedor, que todavía no se usa de forma generalizada debido a los procedimientos
específicos de producción y a la escasez del indio. En la tabla 1.1 se resumen las prin-
cipales características de las células solares comerciales.
PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LAS CÉLULAS SOLARES COMER CIALES
Material Eficiencia Degradación de potencia
nominal después de 22 años de
exposición en el exterior
Color
Si monocristalino 15-22% 14,8%(encapsulante TedlarTM y EVA)
Azul oscuro
Si multicristalino 13-15% 6,4% (encapsulante de silicio transparente)
Azul
Si amorfo 8-15% N/A Rojo azulado, negro
CdTe 6-9% N/A Verde oscuro, negro
CIS 7,5-9,5 N/A Negroa Fuente: Ewan D. Dunlop and David Halton, The Performance of Crystalline Silicon Photovoltaic Solar.Modules after 22 Years of Continuous Outdoor Exposure, Prog. Photovolt: Res. Appl., DOI: 10.1002/pip.627
Hoy en día, el mercado FV ofrece una enorme diversidad de la potencia de salida de los
módulos FV. Se pueden adquirir módulos FV desde unos pocos vatios hasta varios miles
de vatios y la cantidad de empresas que ofrecen módulos FV en el mundo es muy ele-
vada. Un módulo estándar típico está formado por 36-72 células y la potencia va desde
75 hasta 270 Wp, en el caso de las células cristalinas. En ocasiones, en condiciones de
funcionamiento las células solares de un módulo FV pueden oscurecerse y su tempera-
tura podría incrementarse hasta provocar daños en el material. Esta situación se conoce
TABLA 1.1
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con el nombre de «puntos calientes» y cuando aparece la potencia nominal producida
por el módulo se reduce dramáticamente. Con el fin de evitar y prevenir los puntos ca-
lientes, los módulos FV deben incorporar diodos de derivación. Normalmente, un diodo
de derivación está conectado para proteger unas 18-20 células solares.
1.2.2. Cableado
El cableado de una instalación FV está destinado a llevar electricidad del generador
FV al inversor y del inversor a la red de la compañía eléctrica. Significa que en el
cableado hacen falta partes de CC y de CA. Se debe prestar una especial atención al
cableado de CC dado que las características de la CC hacen que esta parte sea más
peligrosa que la de CA si tiene lugar un cortocircuito. Por este motivo, se aconseja
utilizar un nivel de aislamiento de categoría II en todos los cables utilizados, de forma
que estos tipos de cable tengan un recubrimiento doble para hacer que el cableado
sea más resistente a las condiciones meteorológicas. Además, la corriente que fluye
en la parte de CC (en la mayoría de los casos mayor que la de la parte de CA) hace
que sea recomendable el uso de una sección de cable apropiada para evitar pérdidas
de producción eléctrica. En este sentido, tiene que seguirse el consejo de que la caída
de tensión en el cableado no debe superar el 1,5%. En el apartado 3 se volverá a
esta cuestión a fin de dimensionar la sección transversal adecuada del cableado en la
instalación FV.
Por último, a fin de realizar un trazado adecuado del cableado, se recomienda que el
polo positivo y el negativo estén separados y claramente diferenciados. En este sentido,
el color del polo del cable positivo debe ser diferente al del negativo, utilizando en la
mayoría de los casos colores cálidos para el polo positivo (por ej. rojo) y colores fríos
para el polo negativo (por ej. negro). En la parte de CA se recomienda utilizar colores
diferenciados entre fases y también un suelo neutral.
1.2.3. Cajas de conexión
Las cajas de conexión son los elementos en los que las ramas del generador FV están
conectadas. La función de las cajas de conexión es doble: por un lado, garantiza
una conexión impermeable entre las ramas y por otro, incluye varios dispositivos de
seguridad muy recomendables para proteger la instalación de fallos eléctricos y prob-
lemas climáticos como cortocircuitos a causa de la humedad o degradación por una
prolongada exposición a la radiación solar UV. La figura 1.6 se utilizará para ilustrar
y explicar los elementos incluidos en las cajas de conexión de CC.
1. Cada rama del generador FV debe estar dirigida a la caja de conexión por
separado, las líneas positivas atadas en un extremo y las negativas atadas a
otro extremo. Esta medida garantiza una distancia física de seguridad entre
los polos positivos y negativos evitando cortocircuitos y permitiendo que los
trabajos de mantenimiento sean más sencillos de llevar a cabo.
2. Cada rama tiene un fusible para proteger la línea de corrientes inversas. Las
corrientes inversas podrían darse cuando haya un fallo en una de las ramas y
la corriente de otras ramas pase a través de esta rama dañada.
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3. Los varistores evitan los posibles aumentos de tensión (por ej.: tensiones in-
ducidas en los bucles de los cables debidos a impactos de rayos cerca de la
instalación) que puedan acontecer en el generador FV.
4. El interruptor de CC es un elemento muy aconsejable a fin de frenar el flujo de
la CC del generador al inversor.
Figura 1.5: Moderna caja de conexión de CC. Todos sus elementos están colocados en un lugar adecuado y
son accesibles (Cortesía de Suntechnics)
5. Toda la obra metálica y las salidas de los varistores deben estar conectadas a
la toma de tierra.
6. El cableado de salida debe estar dirigido al inversor o a otra caja de conexión.
Obviamente, la sección transversal de estos cables de salida debe ser mayor
que los cables de hilos.
1.3. Parte de CA
El (los) inversor(es), el cableado de CA, el interruptor principal de CC (y tanto el
interruptor magnetotérmico como el disyuntor de corriente residencial) junto con los
contadores de energía son los principales elementos que se encuentran en la parte de
CA. El inversor es el elemento fundamental en esta parte ya que el contador de energía
es un dispositivo que, en la mayoría de los casos, elige e instala la compañía eléctrica.
De hecho, el inversor convierte la CC en CA de las mismas características que la de la
red. Por eso el(los) inversor(es) son elementos cruciales de las plantas FV.
1.3.1. Inversor
Los inversores conectados a la red se conocen también con el nombre de inversores
vinculados a la red. Este dispositivo (figuras 1.2 y 1.3) conecta la serie FV a la red, o
tanto a la red como a las cargas de CA de un edificio. Está destinado principalmente
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a convertir la electricidad de CC solar en electricidad de CA de las mismas caracterís-
ticas que la de la red, tal y como comentábamos anteriormente. El funcionamiento
de estos dispositivos ha mejorado significativamente durante el pasado reciente y en
esta conversión sólo se dan pequeñas pérdidas. En los huertos solares, como un caso
particular de los SFVCAR, el inversor está conectado directamente a la red siguiendo
el esquema representado en la figura 1.3, de forma que toda la energía generada se
inyecta en la red.
Figura 1.6: Imagen de un inversor de 100 kw de potencia durante la realización de un control de calidad.
Los SFVCAR que utilizan inversores con potencias de 5 kW son habitualmente siste-
mas monofásicos. Si se supera esta cifra, se utilizan inversores trifásicos (Figura 1.7).
Para aprovechar al máximo la curva corriente-tensión del generador FV el inversor
tiene que funcionar al punto de máxima potencia (PMP) de esta curva. Este punto
cambia incesantemente según las condiciones ambientales, así que tiene que haber
dispositivos electrónicos disponibles dentro del inversor para seguir este PMP y maxi-
mizar la entrada de potencia de CC.
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A menudo, los inversores vienen con transformadores permanentes para aislar elec-
trónicamente el SVCAR de la red. Los inversores sin transformador son más pequeños
y ligeros pero no todos los códigos de regulación eléctrica nacional dirigidos a módu-
los FV conectados a la red permiten el uso de dichos dispositivos (por ej.: la normativa
española no permite el uso de inversores sin transformador, mientras que la normativa
alemana sí lo permite).
La eficiencia de conversión (η) es el parámetro en el ratio entre la potencia de salida
de CA y la potencia de entrada de CC. Este parámetro tiene en cuenta las pérdidas
causadas por el transformador - si este dispositivo está fijo en el inversor - elementos
óhmicos, dispositivos de conmutación, etc. Vale la pena comentar que la eficiencia de
conversión depende de la potencia de entrada de CC: esto se nota especialmente a bajos
niveles de irradiación que afectan al generador FV, lo que provoca que se conecte una
carga inferior al inversor. Normalmente, los fabricantes facilitan una curva en la que
se representa la eficiencia de conversión frente a la potencia de salida de CA: los inver-
sores más modernos podrían alcanzar un pico en esta curva del 95%. A fin de realizar
comparaciones fiables de los inversores basadas en la eficiencia, se introdujo una forma
razonable de medir la eficiencia teniendo en cuenta diferentes condiciones climatológi-
cas (Euro eficiencia o η Euro) mediante la definición de la Euro eficiencia (η Euro).
La Euro eficiencia es un parámetro ponderado para el clima europeo, que tiene en cuen-
ta diferentes condiciones de carga debidas al clima. El parámetro η Euro se expresa así:
η Euro= 0.03η5% + 0.06η10% + 0.13η20% + 0.1η30% + 0.48η50% + 0.2η100% (1.1)
En el que el subíndice del parámetro η se refiere a la eficiencia del inversor a una carga
expresada como un porcentaje de la carga de CA nominal (100%) que corresponde a η
100%. Ha de señalarse que los diferentes valores asignados a cada cifra de η a diferentes
cargas se realizó teniendo en cuenta el clima de la Europa central. Los inversores más
modernos podrían alcanzar una η Euro que va desde el 92 hasta el 96 por ciento.
1.3.2. Contadores de energía
El contador de energía (figura 1.7) es el elemento destinado a medir la electricidad de
CA producida por la instalación FV. Este dispositivo está situado justo antes del punto
de conexión a la red, después del inversor. Obviamente, el contador de energía es un
dispositivo que la compañía eléctrica instala y comprueba de forma que ni el instala-
dor ni el propietario del sistema FV puedan manipularlo, por razones obvias.
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Figura 1.7: Contador de energía trifásico con un sistema de monitorización y de comunicación
Prácticamente todos los contadores de energía que se instalan hoy en día tienen un
sistema de monitorización para almacenar las lecturas. Así, tanto el propietario de la
instalación como la compañía eléctrica pueden acceder a las lecturas.
1.4. Partes metálicas y elementos protectores (toma de tierra, varistores, fusibles, etc.)
Tanto las partes de CA como de CC tienen partes metálicas conductoras a las que
puede acceder cualquier persona. La toma de tierra es un elemento protectivo desti-
nado a evitar que dichas partes metálicas causen descargas eléctricas a las personas.
De hecho, podría haber una situación de peligro si un cable de CC o de CA tiene un
fallo de aislamiento y toca una parte metálica de la instalación. In this sense and to
prevent risky situations like this one, all the metal works of the PV installation such as
the inverter chassis, module frames, DC connection boxes must be connected with the
earth electrode. En este caso, si hay un fallo de aislamiento, la toma de tierra realizaría
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la función de un drenaje que evita el riesgo de descarga eléctrica. Además, uno de los
terminales de los varistores está conectado a la toma de tierra: este elemento propor-
ciona el camino para purgar la sobretensión que pasa por estos varistores.
En vez de no ser una parte activa del SFVCAR, la toma de tierra conectada a las
partes metálicas es la clave para solucionar los problemas de seguridad relativos a los
fallos de aislamiento, sobrecargas y sobretensiones. Dado que las plantas FV normal-
mente no se instalan directamente en el suelo por razones de seguridad, y debido a
que muchos códigos normativos en materia de electricidad nacionales imponen esta
distribución eléctrica, ninguno de sus polos (positivo o negativo) están conectados a
la toma de tierra, el diseño correcto de este elemento es una cuestión a la que se tiene
que prestar la debida atención. Por lo tanto, se recomienda encarecidamente que la
resistencia de la toma de tierra no supere los 37 ohmios. Además, la conexión entre las
partes metálicas y la toma de tierra debe ser fácilmente visible y accesible para que se
pueda comprobar la seguridad del sistema (figura 1.8).
Figura 1.8: Punto de conexión entre la toma de tierra y diversas partes metálicas en una instalación FV.
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1.5. Características eléctricas de una planta fotovoltaica típica de 1 MWp
Dada la variedad de dispositivos comercializados existentes utilizados para construir
plantas fotovoltaicas dentro de la gama de potencia en la que se centra el proyecto
“PVs in Bloom” (50 kWp - 2 MWp) y las diferentes soluciones técnicas que pueden
adoptarse para instalar una planta fotovoltaica de una potencia pico dada, es difícil
instruir al lector con algunas de las características eléctricas típicas de dichos siste-
mas. No obstante, un ejemplo de la construcción de una planta fotovoltaica típica de
1-MWp podría ayudar a dar una idea de la variedad de tensiones, corrientes y poten-
cias de estos sistemas.
Una solución técnica bastante extendida destinada a utilizar huertos solares a gran
escala (con una potencia nominal igual o superior a 1-MWp) podría consistir en di-
vidirlos en subsistemas FV de menor tamaño. Una solución vanguardista viable po-
dría ser que hubiera diez subsistemas de 120-MWp. Todos los generadores FV de los
subsistemas están conectados a un inversor trifásico de 100-kW mientras que cada
par de inversores alimentan a un transformador de 400-kVA 380V / 20kV1 (en total
se necesitan cinco transformadores de ese tipo). La figura 1.9 representa el esquema
eléctrico para dichos huertos solares de 1,2 MWp. En estas figuras, los diez contadores
de energía (uno para cada inversor) podrían además sustituirse por uno solo situado en
la salida de alta tensión del transformador. De hecho, el colocar el contador de energía
bien en la entrada de baja tensión o en la salida de alta tensión de este último disposi-
tivo tiene más que ver con cuestiones legales que con limitaciones técnicas.
Figura 1.9. Esquema eléctrico de una posible solución técnica para una planta fotovoltaica de 1,2-MWp.
1. La figura de la parte de alto voltaje del trans-formador podría variar dependiendo del sistema de distribución eléctrico del país. La potencia no-minal del transformador se sobredimensiona intencio-nadamente hasta el doble de la energía del in versor conectada.
manual técnico
19
Las características eléctricas principales en CEM del generador FV de cada uno de
estos diez posibles subsistemas se recopilan en la Tabla 1.2.
Potencia
nominal
(Wp)
Tensión en
circuito abierto
(V)
Intensidad en
cortocircuito
(A)
Tensión al
punto de
máxima
potencia (V)
Corriente
al punto
de máxima
potencia (V)
120 000 790 205 631 190
BREVE RESUMEN DEL APARTADO 1
• En el apartado 1 se han detallado las características principales de un sistema foto-
voltaico conectado a la red. A fin de describir estos sistemas, se ha llevado a cabo
una división adecuada. En este sentido, todos estos sistemas se componen básica-
mente de tres partes diferentes. Se ha comentado cada una de las partes y se han
tratado los elementos constitutivos de las mismas.
• Parte de CC: va desde el generador FV a la entrada del inversor; la principal carac-
terística de esta parte es que la electricidad se suministra en CC. Los módulos FV,
las estructuras de soporte, los elementos protectores, los cables y las cajas de con-
exión de CC se incluyen esta parte de CC. En este apartado se ha hecho hincapié
en las características (eficiencia, encapsulación, degradación, etc.) y los tipos de
células FV y módulos FV (monocristalino, policristalino o película delgada).
• Parte de CA: va desde el inversor hasta la red eléctrica pública; en esta parte la elec-
tricidad se suministra como CA. Inversor, cables, elementos protectores y un aparato
medidor destinado a medir la electricidad vendida a la red En este apartado se ha
hecho hincapié en la eficiencia del inversor, incluyéndose ecuaciones para calcular
este parámetro.
• Partes metálicas y toma de tierra: esta parte está destinada a evitar descargas eléc-
tricas a las personas. Se han presentado conceptos como sobrecargas y sobreten-
siones en plantas FV además de los elementos tratados para prevenir dichos fallos.
• Se facilitan al lector algunas características eléctricas de una planta fotovoltaica de
1-MWp para comprender mejor el concepto FV.
TABLA 1.2Principales características en
CEM del generador FV de
un subsistema de la planta
fotovoltaica típica de aproxi-
madamente 1 MWp descrita
en este apartado. Las figu-
ras para estas características
eléctricas han sido elegidas
teniendo en cuenta los mo-
dernos módulos y inversores
de silicio cristalino, que guían
la selección de módulos co-
nectados en serie y en parale-
lo, disponibles en el mercado
en el momento en que se es-
cribió el presente documento
manual técnico
21
2. ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA ANUAL PRODUCIDA POR UN SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO A LA RED
A pesar de que el coste de una instalación FV en suelo típica que va desde 50 kWp has-
ta 2 MWp (la gama de dimensiones de los huertos solares que trata el proyecto “PVs in
Bloom”) se ha visto reducida dramáticamente en un 35% durante los años de 2007 a
2009, la inversión inicial que necesita la instalación, fuerza al futuro dueño a tener que
pedir un préstamo a un banco en la mayoría de casos. La futura producción energética
de la planta es la mejor garantía para el propietario, y para el banco, por supuesto, de
que el préstamo podrá devolverse. Este hecho podría ayudar a hacernos una idea de
la importancia de hacer una estimación correcta de la energía anual producida por un
sistema FV conectado a la red. El presente apartado está destinado a explicar la forma
en la que calcular la producción eléctrica anual de un sistema FV conectado a la red.
Además, a continuación se van a explicar también las herramientas online existentes
para evaluar el recurso solar (la fuente que representa mayor incertidumbre).
2.1. Evaluación de los recursos solares del emplazamiento
Saber que el recurso solar es el primer paso para evaluar la producción anual de la
planta FV. Esto significa que es necesario conocer la irradiación incidente anual en
el generador FV. Además, en esta cuestión se tienen que tener en cuenta tanto la in-
clinación del módulo (β, ángulo de inclinación, que está entre 0º y 90º) y la orientación
(α, o azimut, Sur = - 0º; Oeste = 90º) dado que la irradiación recibida durante un año
por una superficie con un ángulo de inclinación y azimut arbitrarios podrían diferir
enormemente con respecto a la irradiación recogida en una superficie horizontal (los
datos sobre irradiación disponibles de forma más habitual en las bases de datos so-
lares). Existen algunos métodos para determinar el primer parámetro a partir del úl-
timo parámetro, pero están fuera del alcance de este estudio. En cualquier caso, resulta
útil saber que un generador FV orientado hacia el Ecuador, es decir orientado al sur (α
= 0º) y orientado al norte (α = 180º) para los hemisferios norte y sur, respectivamente,
con un ángulo de inclinación ligeramente inferior a la latitud local (βopt) maximiza
la irradiación global anual recogida y, por consiguiente, maximiza la generación de
electricidad. La figura 2.1 ilustra las características relativas al ángulo de inclinación
β y del azimut α.
Figura 2.1: La inclinación y orientación de un generador FV (fuente: IDAE, 2002. Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica. Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red. IDAE, Madrid, p.53)
“pvs in bloom”
22
Antes de empezar a introducir la forma de evaluar el recurso solar, resulta interesante
explicar qué es la irradiación y cuáles son las diferencias entre irradiación (H) e ir-
radiancia (G). La figura 2.2 podría resultar útil para ver la diferencia entre estos dos
términos. La figura 2.2-A representa un gráfico de irradiancia medida frente al tiempo
en un día soleado. Como se muestra, la irradiancia tiene unidades de vatios por metro
cuadrado (W/m2) de forma que la irradiancia es la densidad de potencia de luz del
sol incidente. Dado que la irradiancia no es sino potencia de luz de sol por metro
cuadrado, tiene que recalcarse el carácter instantáneo de la irradiancia. En la figura
2.2-B, la zona bajo la última curva de irradiancia y el eje x ha sido coloreada en rojo:
esta zona es la irradiación recogida durante ese día. Así, la irradiación tiene unidades
de W•s/ m2 o kWh/m2: esto significa la energía recogida por metro cuadrado durante
un intervalo de tiempo específico. Si el intervalo de tiempo considerado es un día o un
año, se pueden utilizar los términos “irradiación diaria” o “irradiación anual”
Figura 2.2: El gráfico A describe la irradiancia medida durante un día soleado mientras que la zona roja del
gráfico B equivale a la irradiación recogida durante un día soleado
Dada la naturaleza estadística del perfil de irradiación de un emplazamiento, nor-
malmente se utilizan los valores medios mensuales o anuales de irradiación diaria
(Hda(0) y Hma(0), respectivamente) cuando se diseñan los sistemas FV. Como hemos
comentado anteriormente, dichos valores medios están disponibles únicamente para
superficies horizontales en la mayoría de bases de datos solares. No obstante, en insta-
laciones situadas en climas soleados europeos y con un óptimo ángulo de inclinación la
manual técnico
23
ecuación 2.1 es una regla general que relaciona ampliamente la irradiación horizontal
media anual, H(0), y la irradiación media anual recogida en una superficie inclinada
orientada hacia el Ecuador -H(0,βopt):
H(0, βopt )[kWhm-2·year-1]=1.15H(0)[kWhm-2·year-1] (2.1)
Obviamente, esto quiere decir que:
Hda(0, βopt )[kWhm-2·day-1]·365=1.15Hda(0)[kWhm-2·day-1]·365 (2.2)
Esto es:
Hda(0, βopt )[kWhm-2·day-1]=1.15Hda(0)[kWhm-2·day-1] (2.3)
Si se tiene que estimar la irradiación recogida en superficies con un ángulo azimut α y
un ángulo de inclinación β arbitrariamente -H(α,β)- algunos gráficos propuestos en la
literatura pueden resultar de gran ayuda. Así, la figura 2.3 está destinada a derivar el
valor último de H(0) y puede aplicarse a latitudes de rango similar a las de España (por
ej.: países del sur de Europa). Se propone un ejemplo para comprender mejor su uso.
Figura 2.3. Coefi ciente de porcentaje entre la radiación diaria anual media en una superfi cie orientada arbi- Coeficiente de porcentaje entre la radiación diaria anual media en una superficie orientada arbi-trariamente y el valor máximo de este parámetro en Madrid (α = 0 ° y β =35) (fuente: IDAE, 2002. Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica. Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas IDAE, Madrid, p.55)
“pvs in bloom”
24
Las circunferencias concéntricas representan el ángulo de inclinación mientras que
los radios indican la orientación (ángulo azimut) de la superficie de la figura 2.3. Por
ejemplo, imaginemos que la ubicación es Jaén, España (37°N latitud, 3ºW longitud) en
la que Hda(0) = 4,9 kWh·m-2×día-1. Hda(0) está situado en el centro del círculo (punto
azul). Del código de color de la figura se deriva que Hda(0) =0,85·Hda(0°,35°). Por
consiguiente, Hda(0°,35°)=Hda(0) / 0,85= 5,8 kWh·m-2×día-1 (punto negro). Ahora
imaginemos una superficie con α = -30º y β = 60º (punto rojo). Según el código de col-
or de la figura, Hda(-30°,60º)=0,85·Hda(0°,35°)= 4,93 kWh·m-2×día-1. La zona central
blanca sugiere que la irradiación recogida muestra una sensibilidad relativamente baja
a pequeñas desviaciones de la orientación y ángulo de inclinación óptimos.
Hay otros gráficos en la literatura con el mismo propósito que los descritos anterior-
mente. Por ejemplo, la figura 2.4 muestra la irradiación media anual (kWh·m-2·año-1)
en Berlín según el ángulo azimut y de inclinación de la superficie considerada. La
forma relativa de las líneas del contorno, no los valores específicos de la irradiación
media anual, podrían aplicarse a los climas de Europa central.
Figura 2.4. Irradiación media anual (kWh·m-2·año-1) en Berlín dependiendo del ángulo de inclinación y azi-mut (Fuente: DGS and Ecofys, 2005. Planning and Installing Photovoltaic Systems. A guide for installers, architects and engineers, James & James, London, p. 13)
En el sur de Europa un sistema de seguimiento de dos ejes podría alcanzar incrementos
de irradiación de hasta más o menos un 40% si se compara con superficies estáticas
óptimamente orientadas e inclinadas (0,βopt). El incremento desciende hasta más o
menos un 30% en Europa central, debido a que el clima es más nublado. En el sur
de Europa un sistema de seguimiento de un eje podría alcanzar incrementos de irra-
diación de hasta más o menos un 25-33%, dependiendo del método de seguimiento,
si se compara con sistemas estáticos de superficies estáticas óptimamente orientadas e
inclinadas (0,βopt). El incremento desciende más o menos un 20% en Europa central,
debido al mismo hecho mencionado anteriormente.
manual técnico
25
Aparte de los métodos gráficos anteriores, existen algunas herramientas de software
adecuadas destinadas a evaluar la irradiación de una superficie orientada e inclinada
arbitrariamente para un emplazamiento específico (determinado por la latitud y la
longitud). La mayoría de estas herramientas de software funcionan con una base de
datos que se obtiene de dos formas: datos recopilados mediante mediciones del terreno
y/o datos derivados de satélites. Normalmente, estas aplicaciones de software tienen
un motor de software que permite evaluar la irradiación mediante complejos métodos
de interpolación teniendo en cuenta los datos de varias estaciones meteorológicas y/u
observaciones de satélites alrededor del lugar donde se encuentra ubicada la planta FV.
En este sentido, programas como Meteonorm, Sundy y Shell Solar Path hacen posible
y facilitan la evaluación de la irradiación anual de un lugar determinado. También ex-
isten algunas herramientas de software online gratuitas para estimar la irradiación. De
esta forma, en lugares de Asia y África, el proyecto PVGIS fundado por la CE (http://
re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/) presta su apoyo mediante una excelente aplicación web que
se muestra en la figura 2.5. Las opciones de la aplicación, que ha sido diseñada para
proyectos FV, hacen posible incluir muchas características técnicas de la instalación FV
incluso si la instalación utiliza técnicas de seguimiento.
Figura 2.5. Aplicación web para estimar la irradiación incluida en el sitio web PVGIS. (fuente: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps3/pvest.php#).
Por último, el sitio web de la NASA (http://eosweb.larc.nasa.gov/see/) facilita datos de irradiación online, pero en este caso los valores están disponibles para cualquier lugar del mundo.
“pvs in bloom”
26
2.2. Estimación del Rendimiento de Electricidad Anual de un Sistema Fotovoltaico
Conectado a la Red.
Se dice que un sistema tiene una potencia de 1-kWp si el generador FV produce un kW
en Condiciones Estándar de Medida (CEM). Estas condiciones consisten en una irradi-
ancia global de 1000 W m-2 con una distribución espectral según el espectro de 1,5 G
AM y una temperatura de la célula del módulo FV de 25ºC. A pesar de esta definición
aparentemente compleja, la calificación del sistema FV utilizando kWp (o los múl-
tiplos del mismo) resulta conveniente, dado que permite una estimación directa el
rendimiento energético anual de un SFVCAR (EPV) por medio de la siguiente ecuación:
Epv[KWhyear-1]=H(α,β)[KWhm-2·year-1]·P*[KWp]·PR (2.4)
En la que P* = potencia del generador FV en CEM y PR = coeficiente de rendimiento
El coeficiente de rendimiento está relacionado con la eficiencia del sistema además
de muchas otras pérdidas que tienen lugar inevitablemente, pérdidas de temperatura
de funcionamiento, acondicionamiento energético y pérdidas de cableado, etc., y la
influencia en la generación de electricidad en los sistemas FV. Los valores PR de los
SFVCAR bien diseñados podrían estar entre 0,70 y 0,80. Estas cifras coinciden bastan-
te con muchos datos de rendimiento a los que se ha tenido acceso.
Un ejemplo podría ayudar a entender mejor la ecuación (2.4). Imaginemos que un
SFVCAR de 1-MWp situado en un lugar en el que la irradiación anual media del ge-
nerador FV es de 1900 kWh·m-2·año-1. Si se asume una cifra de 0,7 para el coeficiente
de rendimiento del sistema, entonces:
Epv[KWhyear-1]=1900KWhm-2·year-1]·1000KWp0.7=1330000KWhyear-1
Un parámetro utilizado habitualmente para evaluar la cantidad de electricidad solar
producida por un SFVCAR es el rendimiento final (Yf, en kWh·kWp-1·año-1). La figura
2.6 representa algunos valores máximos y mínimos de este parámetro en algunos país-
es. Además, la tabla 2.1 recopila algunos valores típicos de este parámetro calculados
en algunos lugares específicos situados en los países que participan en el proyecto “PVs
in BLOOM” (Italia, España, Grecia, Polonia, Austria, Eslovaquia).
manual técnico
27
Figura 2.6. Resultados de electricidad FV anuales mínimos y máximos en diversos países producidos por un sistema de 1-kWp (kWh año-1) con módulos FV óptimamente inclinados y un coeficiente de rendimien-to igual a 0,75. (Fuentes: European Commission Joint Research Centre, http://re.jrc.cec.eu.int/pvgis/apps/pvest.php?lang=en&map=Europe; and National Renewable Energy Laboratory, http://www.nrel.gov/rredc/pvwatts/).
Lugar Latitud,longitud
Ángulo de inclinación óptimo (º)
Yf, (kWh·kWp-1·año-1)
LUGARES REPRESENTATIVOS EN ITALIA
Padua (Italia)45.410N, 11.877E
34° 1144
Belluno (Italia)46.140N, 12.218E
36º 1096
Berchidda (Italia) 40.785N, 9.166E 34° 1456
Lugo di Vicenza (Italia)45.746N, 11.530E
35º 1112
Mores (Italia) 41.474N, 1.564E 34º 1376
Sassari (Italia) 40.727N, 8.56E 34° 1456
Siliqua (Italia) 39.301N, 8.81E 34° 1472
LUGARES REPRESENTATIVOS EN GRECIA
Afetes (Grecia)39.283N, 23.18E
30° 1328
Aiginio (Grecia) 40.511N, 22.54E 31° 1280
TABLA 2.1Valores típicos para este pa-
rá me tro calculados en algu-
nos lugares específicos situ-
ados en todos los países que
participan en el Proyecto.
“PVs in BLOOM”.
Nota: Se ha utilizado el soft-
ware PVGIS. Se han supues-
to estructuras estáticas orien-
tadas al Ecuador e inclinadas
de forma óptima con un co-
eficiente de rendimiento igual
a 0,8.
(Continúa en la página siguiente)
“pvs in bloom”
28
Lefkonas (Grecia) 41.099N, 23.50E 31° 1224
Milies (Grecia) 39.328N, 23.15E 30° 1352
Sourpi (Grecia) 39.103N, 22.90E 29° 1304
LUGARES REPRESENTATIVOS EN POLONIA
Adamow (Polonia) 50.595N, 23.15E 35° 936
Gmina Wisznice (Polonia)
51.789N, 23.21E 36° 944
Urzad Miasta Lublin (Polonia)
51.248N, 22.57E 36° 936
LUGARES REPRESENTATIVOS EN AUSTRIA
Burgau (Austria) 48.432N, 10.41E 36° 1000
Fürstenfeld (Austria) 47.095N, 15.98E 35° 1064
LUGARES REPRESENTATIVOS EN ESLOVAQUIA
Drahovce 48.518N, 17.80E 35° 1040
Bacuch 48.859N, 19,81E 38° 1024
LUGARES REPRESENTATIVOS EN ESPAÑA
Valencia39.470N, -0.377E
35° 1400
Jaén 37.766N, -3.790E
33° 1544
Alcaudete 37.591, -4.087E 33° 1560
Hornos38.217N, -2.720E
32° 1520
BREVE RESUMEN DEL APARTADO 2
• El hecho de explicar cómo se calcula la irradiación solar recogida en una su-
perficie con una orientación (α) y un ángulo de inclinación (β) determinados,
prepara el terreno para calcular la energía producida por una planta FV.
• Se han facilitado algunos métodos gráficos para estimar la irradiación solar
recogida en una superficie inclinada y orientada de forma arbitraria. (H(α ,β)).
Se han introducido algunas herramientas de software con el mismo objetivo
• Se ha presentado una ecuación que combina precisión y simplicidad destinada
a calcular la producción de energía anual de la instalación:
Epv[KWhyear-1]=H(α,β)[KWhm-2·year-1]·P*[KWp]·PR
En la que P* = potencia del generador FV en CEM y PR = coeficiente de ren-
dimiento (0,7-0,8)
manual técnico
29
3. DIMENSIONAMIENTO DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTA-DOS A LA RED
En este apartado se tratan los conceptos básicos destinados a dimensionar un sistema
FV conectado a la red utilizada en una zona degradada (una planta fotovoltaica).
Para realizar una explicación en profundidad de cómo se diseña una planta fotovol-
taica a través de un enfoque riguroso y universal, tratando todas las configuraciones,
abarcaría todos los casos posibles. Por otro lado, esto exigiría un esfuerzo mucho
mayor y reduciría la comprensibilidad del texto. Por consiguiente, los conceptos que
se presentan a continuación se han simplificado en cierta medida y sólo se estudia el
dimensionamiento de módulos SFVCAR planos con inversor central.
3.1. Escoger el módulo FV
Los módulos FV utilizados determinan enormemente el dimensionamiento de los de-
más elementos del SFVCAR. Una estimación aproximada de 10 m2 de área necesaria
por kWp instalado nos resulta útil como primera aproximación. Teniendo en cuenta la
situación vanguardista presente, en la tabla 3.1 se recogen estimaciones más precisas,
dependiendo de la tecnología de la célula solar. Las células solares de silicio mono-
cristalino y policristalino todavía copan una gran parte del mercado FV, sin embargo
nuevas tecnologías prometedoras como la basada en CdTe está incrementando su pre-
sencia en él.
1 kWp ≈ 10 m2 de superficie necesaria (silicio cristalino) si los módulos FV se utilizan
en el mismo plano que la superficie, techo o terreno, en la que se apoyan
Vale la pena indicar que las consideraciones anteriores son verdaderas si los módulos
FV se utilizan en el mismo plano que la superficie, techo o terreno, en la que se apoyan.
Este no es el caso en la mayoría de huertos solares. En los huertos solares, el hacer una
estimación del área necesaria para el sistema puede tornarse en un problema complejo
que implica la latitud local, la pendiente del terreno, el ángulo de inclinación del mó-
dulo, etc. No obstante, en aras de la simplicidad se asumirán las siguientes afirmacio-
nes: superficie del terreno horizontal, ángulo de inclinación ligeramente inferior al de
la latitud, y sin auto sombreado entre las series de módulos FV. Teniendo en cuenta la
situación de vanguardia actual tal y como hemos mencionado anteriormente, la tabla
3.2 muestra la superficie de terreno necesaria para instalar un SFVCAR de 1-kWp,
dependiendo de la tecnología de la célula solar.
TECNOLOGÍA SUPERFICIE (m2)
Silicio monocristalino 7-9
Silicio policristalino 8-11
Diselenuro de cobre e indio (CIS) 11-13
Telururo de cadmio (CdTe) 14-18
Silicio amorfo 16-20
TABLA 3.1Superficie necesaria para un
SFVCAR de 1-kWp si los mó-
dulos FV se utilizan en el mis-
mo plano que la superficie,
tejado o terreno, en la que se
apoyan (Fuente: DGS y Ecofys,
2008. Planning and Installing
Photovoltaic Systems. A guide
for installers, architects and en-
gineers. Second Edition. James
& James, London, p. 151)
“pvs in bloom”
30
1 kWp ≈ ≈ 20 m2 de superficie necesaria (silicio cristalino) si los módulos FV se utilizan
en una superficie de terreno horizontal, ángulo de inclinación ligeramente inferior al
de la latitud y sin auto sombreado entre las series de módulos FV
TECNOLOGÍA SUPERFICIE (m2)
Silicio monocristalino 20
Silicio policristalino 27
Diselenuro de cobre e indio (CIS) 32
Telururo de cadmio (CdTe) 40
Tanto los fabricantes de inversores y de módulos FV proporcionan los parámetros
eléctricos más característicos de sus productos. Los más relevantes se muestran en las
tablas 3.3 y 3.4. Tal y como se mostrará a continuación, dichos parámetros son funda-
mentales para el diseño del sistema. Otras características como peso, dimensiones, etc.
se incluyen normalmente en las fichas técnicas del fabricante
PARÁMETRO SÍMBOLO
Coeficiente de temperatura corriente de corto circuito (mA·ºC-1) α IMOD,SC
Coeficiente de temperatura corriente de circuito abierto (mV·ºC-1) βVMOD,OC
Corriente en el PMP a CEM (A) IMOD,M,STC
Corriente de cortocircuito a CEM (A) IMOD,SC,STC
Células conectadas en paralelo Ncp
Células conectadas en serie Ncs
Potencia máxima a CEM (Wp) PMOD,M,STC
Temperatura celular operativa nominal (ºC) NOTC
Tensión en el PMP a CEM (V) VMOD,M,STC
Tensión en circuito abierto a CEM (V) VMOD,OC,STC
PARÁMETRO SÍMBOLO
Eficiencia máxima (adim) ηINV,M
Factor de potencia (adim) cos j
Frecuencia de red (Hz) f
Corriente de CC de entrada máxima (A) IINV,M,DC
Corriente de CA de salida nominal (A) IINV,AC
Tensión más baja a la que el inversor sigue el PMP (V) VINV,m,MPP
Tensión más alta a la que el inversor sigue el PMP (V) VINV,M,MPP
TABLA 3.2Superficie necesaria para 1-kWp
si los módulos FV se utilizan en
una superficie de terreno hori-
zontal, ángulo de inclinación li-
geramente inferior al de la lati-
tud y sin auto sombreado entre
las series de módulos FV Nota:
las cifras recopiladas aquí están
ligeramente sobre estimadas.
Unos cálculos más precisos para
cada latitud específica podrían
traducirse en valores menores
de superficie necesaria.
TABLA 3.3Parámetros eléctricos más re-
levantes de un módulo FV que
normalmente proporciona el
fabricante.
TABLA 3.4Parámetros eléctricos más
relevantes de un inversor que
normalmente proporciona el
fabricante.
manual técnico
31
Potencia de entrada nominal (W) PINV,DC
Potencia de salida nominal (W) PINV,AC
Tensión de entrada máxima (V) VINV,M
Tensión de salida nominal (V) VINV,AC
3.2. Dimensionamiento de la potencia nominal del generador FV
La planificación de la potencia nominal de un generador FV (la suma de la potencia
máxima a CEM de los módulos usados) puede depender de dos criterios. El propi-
etario será el que seleccione el más restrictivo:
• Área disponible: esta es especialmente crucial y debe tenerse en cuenta la
tabla 3.2
• Coste de los SFVCAR instalados. Hoy en día, una estimación aproximada
de la inversión inicial en el sistema puede estar entre 3.000 y 6.000 euros. En
cualquier caso, el coste de los módulos de silicio cristalinos ha experimentado
un marcado declive durante los años 2007-09 y parece que esta tendencia a la
baja continuará a corto plazo.
El generador FV se compone organizando conexiones paralelas entre módulos conec-
tados en serie (ramas). Por consiguiente, la tensión del generador FV es igual a la ten-
sión de una rama, mientras que la corriente es igual a la suma de la corriente de todas
las ramas conectadas en paralelo.
3.3. Dimensionamiento de la potencia nominal del inversor
Antes de dar instrucciones destinadas a dimensionar la potencia nominal del inver-
sor, se deben dar algunos consejos en relación a su ubicación. En general, el inversor
debe situarse próximo a los dispositivos protectores de CA (varistores, disyuntor de
corriente residual, etc.) y el contador de energía. Asimismo, se aconseja colocar la
caja de conexión de CC, donde las ramas están conectadas en paralelo, lo más cerca
posible al inversor, de forma que las bajadas de tensión a través de los cables se vean
minimizadas. A pesar de que muchos inversores cumplen el código IP 65, es recomen-
dable utilizar un cubrimiento impermeable para evitar que los efectos medioambien-
tales afecten a estos dispositivos. Obviamente, deben seguirse rigurosamente todas
las recomendaciones del fabricante relativas a la temperatura y a la humedad. Como
hemos comentado en el apartado anterior, en general, únicamente los inversores trifá-
sicos están disponibles en más de 5kW.
Un parámetro útil utilizado para dimensionar la potencia de entrada nominal (PINV,DC)
del inversor es el factor de dimensionamiento FS = PINV,DC / PGFV,M,STC , en el que PGFV,M,STC
es la potencia máxima del generador FV a CEM. En la tabla 3.5 se muestra una reco-
mendación general de FS según la latitud. Estas cifras se sugieren siempre y cuando se
planifique un generador FV orientado hacia el ecuador con un ángulo de inclinación
próximo a la latitud.
“pvs in bloom”
32
ZONA Fs
Norte de Europa (lat. 55 - 70º) 0,65 – 0,8
Europa Central (lat. 45 - 55º) 0,75 – 0,9
Sur de Europa (lat. 35 - 45º) 0,85 – 1,0
Fs debe reducirse a medida que aumenta la latitud. Esto se debe a que las CEM normal-
mente no tienen lugar en el exterior y la potencia de salida del generador FV apenas supera
PGFV,M,STC en Europa como conjunto. No obstante, el clima soleado del sur de Europa
hace que la electricidad generada por un SFVCAR se genere a altos niveles de irradiancia.
Estos altos niveles de irradiancia implican que la potencia de salida del generador FV está
próxima a PGFV,M,STC y en ocasiones la supera. Por lo tanto, se aconseja que 0,8 PGFV,M,STC
≤ PINV,DC ≤ PGFV,M,STC (0,8 ≤ Fs ≤ 1) de forma que el inversor no se sobrecargue durante un
largo periodo de tiempo. Obviamente, valores inferiores de Fs en latitudes más septentrio-
nales incrementa el rendimiento de la energía y se traduce en la selección de inversores con
menos potencia para la misma potencia nominal que la del generador FV.
Además de las consideraciones anteriores, existe un grado considerable de libertad a la
hora de elegir Fs. En términos prácticos y siempre y cuando Fs no sea demasiado baja, la
influencia de Fs en el rendimiento de SFVCAR es apenas relevante. En este sentido, se ha
identificado una tendencia en los diseñadores de SFVCAR en climas soleados, que con
frecuencia eligen Fs = 1.
3.4. Dimensionamiento del número de módulos
En principio, si la potencia nominal del generador FV determinada por PGFV,M,STC tiene
que alcanzarse utilizando módulos con una potencia nominal de PMOD,M,STC, el número
de este tipo de módulos que se instalarán podría escribirse como:
N=Int PGFV,M,STC
PMOD,M,STC (3.1)
La ecuación (3.1) constituye un primer planteamiento del número de módulos nec-
esarios, ya que para el dimensionamiento del generador FV hace falta determinar el
número de módulos conectados en serie o ramas (Nms) que tienen que conectarse en
paralelo (Nmp). Ambas cifras dependen del módulo FV específico y del rango de ten-
sión al que el inversor sigue el PMP. Además, se tiene que tener especial cuidado de no
superar la tensión de entrada máxima del inversor. Tal y como se muestra a continu-
ación, N no siempre es igual a Nmp · Nms. Más concretamente:
a) Nms debe escogerse de forma que la suma de las tensiones al PMP de todos
los módulos en una rama esté por debajo del rango de tensión en el que el
inversor sigue el PMP en la curva V-I del generador FV. Nms debe dimen-
sionarse de forma que la tensión en la entrada del inversor nunca supere la
tensión máxima que este dispositivo puede soportar (VINV,M)
TABLA 3.5Valores recomendados para Fs
en Europa como una función
de la latitud (Fuente: Jantsch
M., Schmidt H., Schmid, J.,
1992. Results on the concerted
action on power conditioning
and control. Proceedings of the
XI European PV Solar Energy
Conference and Exhibition,
Montreux, Switzerland, pp.
1589-1592).
manual técnico
33
b) Algunas ramas deben estar conectadas en paralelo (Nmp) hasta que se alcance
aproximadamente la potencia nominal del generador FV. Nmp debe dimen-
sionarse de forma que la corriente en la salida del inversor no supere su
índice máximo (IINV,M,DC)
3.5. Dimensionamiento de los módulos conectados en serie
Nms debe estar dentro de un límite mínimo y máximo. A continuación se detalla la
forma de calcular dichos límites.
3.5.1. Cantidad máxima de módulos conectados en serie
Las bajas temperaturas provocan que la tensión en circuito abierto del generador FV
se incremente. La situación más peligrosa podría darse en un día frío de invierno en el
que el inversor esté desconectado (a causa de un fallo de la red, por ejemplo). En la en-
trada del inversor aparece una tensión alta que podría dañar seriamente el dispositivo
si dicha tensión supera la tensión máxima que este dispositivo puede soportar (VINV,M).
A pesar de ser conservador, un criterio bastante extendido asume que la temperatura
de la célula (Tc ) podría bajar hasta -10ºC. En este caso, la cantidad máxima de módu-
los conectados en serie que pueden alimentar al inversor viene dada por:
máx(Nms)=IntVINV,M
VMOD,OC(Tc=-10ºC) (3.2)
Las fichas técnicas del módulo FV no facilitan su tensión en circuito abierto a Tc =
-10ºC, sin embargo dichas fichas técnicas muestran normalmente el coeficiente de
temperatura de tensión del circuito abierto βVMOD,OC (normalmente expresado en
mV·ºC-1), de forma que (βVMOD,OC < 0):
VMOD,OC(Tc=70ºC)=VMOD,OC,STC-35º·βVMOD,OC (3.3)
Si βVMOD,OC se expresa en ºC-1, la ecuación (3.3) se convierte en:
VMOD,OC(Tc=70ºC)=VMOD,OC,STC(1-35º·βVMOD,OC) (3.4)
Para silicio policristalino y monocristalino podría utilizarse la siguiente aproximación:
VMOD,OC(Tc=-10ºC)˜1,14·VMOD,OC,STC (3.5)
3.5.2. Cantidad mínima de módulos conectados en serie
Las altas temperaturas provocan que la tensión de circuito abierto de PMP del gene-
rador FV disminuya. Si esta última cae por debajo de la tensión más baja a la cual el
inversor sigue el PMP (VINV,m,MPP), este dispositivo no puede obtener la potencia máxi-
ma del generador FV e incluso podría llegar a apagarse. Un criterio bastante extendido
asume que la temperatura de la célula (Tc ) podría aumentar hasta 70ºC: en este caso,
debe garantizarse una cantidad mínima de módulos conectados en serie a fin de evitar
la situación descrita anteriormente:
“pvs in bloom”
34
mín(Nms)=Int +1VINV,m,MPP
VMOD,M(Tc=70ºC) (3.6)
El cociente VINV,m,MPP / VMOD,M(Tc= 70ºC) debe incrementarse en una unidad para garanti-
zar el redondeo por exceso. Tal y como hemos comentado anteriormente, las fichas
técnicas de los módulos FV no facilitan su tensión al PMP a Tc = 70ºC, pero podría
calcularse tal y como sigue a continuación (recordemos que βVMOD,OC < 0):
VMOD,M(Tc=70ºC)˜VMOD,M,STC+45º·βVMOD,OC (3.7)
Si βVMOD,OC se expresa en ºC-1, la ecuación (3.7) se convierte en:
VMOD,M(Tc=70ºC)˜VMOD,M,STC(1+45º·βVMOD,OC) (3.8)
Para silicio policristalino y monocristalino podría utilizarse la siguiente aproximación:
VMOD,M(Tc=70ºC)˜0,82·VMOD,M,STC (3.8)
La figura 3.1 se utiliza para aclarar las consideraciones y cálculos anteriores. Una vez
que se ha establecido la cantidad máxima y mínima de módulos conectados en serie,
debe seleccionarse una cifra entre ellas.
3.6. Dimensionamiento del número de módulos conectados en paralelo
Una vez establecida Nms la cantidad de módulos conectados en paralelo se calcula
como:
Nmp =IntN
Nms (3.9)
Tal y como hemos comentado anteriormente, normalmente N ≠ Nms · Nmp. Además, la
corriente de entrada del inversor nunca debe superar su índice máximo (IINV,M,DC). Por
consiguiente, se tiene que verificar la siguiente inecuación:
NmpIMOD,SC,STC <_ IINV,M,DC (3.10)
Si la inecuación (3.10) no es cierta, se deberá escoger una cifra mayor para Nms , de
forma que se obtenga un valor menor para Nmp por medio de la ecuación (3.9). Este
nuevo valor inferior para Nmp debe coincidir con la ecuación (3.10).
manual técnico
35
Fig. 3.1. Curvas corriente - tensión de un generador FV a diferentes temperaturas de célula (Tc) e idéntica
irradiancia (G) junto con tensiones caracterísitcas del inversor. Nota: la influencia de segundo orden que la
temperatura de la célula ejerce en la corriente corto circuito no se ha tenido en cuenta en la figura
Figura 3.2. Plano detallado de un SFVCAR (se ha asumido un inversor monofásico, aunque este plano se
aplica básicamente también uno trifásico)
3.7. Dimensionamiento del cableado
La figura 3.2 representa un plano detallado de un SFVCAR. Los módulos FV son se-
ries conectadas en ramas que están conectadas en paralelo en la caja de conexión de
CC por medio de cables cuya longitud será diferente dependiendo de la distancia a la
que las ramas del módulo estén de la caja. El cable principal de CC conecta la caja de
“pvs in bloom”
36
conexión de CC a un interruptor principal de CC situado en la entrada del inversor.
Obviamente, la sección transversal del cable principal de CC es mayor que la de las
ramas, dado que lleva la suma de las corrientes que cada cable de hilos lleva. En la
salida del inversor se coloca un interruptor magnetotérmico, además de un disyuntor
de corriente residual. Así, la electricidad se introduce en la red mediante el dispositivo
contador de energía. En lo que respecta a los detalles de ingeniería más específicos,
cada uno de los países que participa en el proyecto “PVs in BLOOM” debe garantizar
que el SFVCAR cumple el código de regulación de baja tensión nacional revisándolo.
El dimensionamiento del cableado implica que hay que tener en cuenta tres criterios
cruciales: a) la tensión no disruptiva, b) la intensidad de corriente máxima admisible y
c) la limitación de las caídas de tensión a través de los cables a CEM de forma que las
pérdidas se minimicen. La mayoría de los cables comercializados soportan tensiones
de hasta 1000 V, cifra que generalmente no superan los sistemas FV. Además, muchos
cables están preparados para ser colocados en el exterior, de forma que esto no rep-
resente un problema en los sistemas FV. Por consiguiente, el dimensionamiento de los
cables implica principalmente que hay que tener en cuenta los criterios b) y c) de forma
que los más restrictivos marcan la sección transversal del cable que se va a seleccionar.
3.7.1. Intensidad de corriente máxima admisible
La corriente máxima que puede pasar a través de los cables depende principalmente
de la sección transversal de los mismos y además, de la temperatura ambiente, su dis-
posición si están atados o no, etc. Los valores de las corrientes máximas frente a sec-
ción transversal pueden consultarse en la norma ICE 60512 parte 3, aunque algunos
países tienen sus propias normas adaptadas (en España se aplica la norma AENOR EA
0038). Además, la IEC 60512 prescribe que los cables FV deben ser a pruebas de fallos
de conexión a tierra y de cortocircuitos.
Según la IEC 60364-7-712, a su temperatura de funcionamiento, todos los cables de
hilos deben poder admitir 1,25 veces la corriente de cortocircuito a CEM del cable
(la misma corriente de un módulo individual) dado que los fusibles evitan corrientes
inversas, tal y como hemos comentado anteriormente. El mismo criterio de transporte
de corriente se aplica tanto al cable principal de CC como al cable de CA en la salida
del inversor.
3.7.2. Limitación de las caídas de tensión mediante cables a CEM
Todos los países que participan en el proyecto deben revisar su normativa nacional
relativa a las caídas de tensión recomendadas o permitidas a CEM a través de cables
(tanto en las partes de CC como en las de CA). En el caso de España, se recomienda un
1,5% de la tensión del generador FV al PMP a CEM para la parte de CC, mientras que
es obligatorio no sobrepasar esta cantidad en la tensión de salida nominal del inversor
en la parte de CA.
El cálculo de la sección transversal de cable mínima de un cable de hilo (Sm,hilo, en mm2)
en CC como función de la caída de tensión permitida en un hilo (∆Vhilo, como frac-
manual técnico
37
ción de la tensión del generador FV, que es equivalente a la del hilo, al PMP a CEM)
se deriva de la siguiente ecuación, en el caso de un hilo de un longitud de cable simple
Lhilo (m):
Sm,string=2·Lstring·IMOD,M,STC
∆Vstring·Nms·VMOD,M,STC·σ (3.11)
El símbolo σ representa la conductividad, que en el caso del cobre es igual a 56 m·Ω-
1·mm-2. El término Nms·VMOD,M,STC es la tensión del generador FV al PMP a CEM.
Si el cable principal de CC tiene una longitud de cable simple Lprincipal (m), su sección
transversal mínima (Sm,principal, en mm2) como función de la caída de tensión permitida
en este cable (∆Vprincipal, como fracción de la tensión del generador FV al PMP a CEM)
se deriva de la siguiente ecuación, que es muy similar a la ecuación (3.11):
Sm,main=2·Lmain·Nmp·IMOD,M,STC
∆Vmain·Nms·VMOD,M,STC·σ (3.12)
Con respecto a la sección transversal mínima del cable en la parte de CA (Sm,CA, en
mm2) como función de la caída de tensión permitida en esta parte (∆VCA, como frac-
ción de la tensión de salida nominal del inversor), podría escribirse así:
Sm,AC= (isingle - phase inverter)2·LAC·IINV,AC·cosj
∆VAC·VINV,AC·σ (3.13)
Sm,AC= (three - phase inverter)∆VAC·VINV,AC·σ
√3·LAC·IINV,AC·cosj
(3.14)
En la que LCA (m) es la longitud de cable CA simple e IINV,CA (A) es la corriente de salida
del inversor nominal
3.8. Dimensionamiento de las medidas protectoras
La revisión exhaustiva del dimensionamiento de todas las medidas de protección exigi-
das y recomendadas para SFVCAR queda fuera de los objetivos y el alcance del presente
documento. Por lo tanto, se recomienda encarecidamente que los lectores revisen los
artículos de códigos de regulación nacional en materia de baja tensión que traten esta
cuestión tan importante. En cualquier caso, a continuación se muestra un breve resumen
de medidas de protección altamente recomendables que se muestran en la figura 3.2.
• Los módulos FV están fabricados con diodos de derivación integrados para
evitar sobrecalentamientos localizados (puntos calientes) que podrían dañar
gravemente el módulo en caso de ensombrecimiento grave, células agrietadas,
curva defectuosa en el módulo V-I, etc.
“pvs in bloom”
38
• Pese a que en el pasado se han utilizado mucho, los diodos de bloqueo destina-
dos a evitar corrientes inversas se han sustituido prácticamente en su totalidad
por fusibles, debido a las desventajas que encierran los diodos de bloqueo. En
este sentido, los cables de hilos deben protegerse contra corrientes inversas por
medio de fusibles gR (norma IEC 60269) insertados en ambos polos.2 Estas co-
rrientes inversas pueden suceder cuando hay un fallo de aislamiento en un hilo,
por ejemplo, y estas podrían dañar seriamente los cables de hilos.
• La configuración flotante es la más segura (ambos polos están aislados del sue-
lo). No obstante, la totalidad de las partes metálicas de la instalación deben
estar conectadas al suelo. Más concretamente: los marcos de los módulos, las
estructuras de soporte, las cajas de conexión de CC y los cerramientos metálicos
que acogen el interruptor principal de CC y el inversor deben estar conectados
a la barra de puesta a tierra.
• En los generadores FV aparecen grandes bucles de los cables de zona los cua-
les, a su vez, pueden provocar impulsos de tensión progresivos cuando un
rayo cae cerca del SFVCAR. Por consiguiente, se recomienda utilizar los varis-
tores entre los polos tanto positivos como negativos y la toma de tierra. Estos
dispositivos deben estar instalados en la caja de conexión de CC. Si la dis-
tancia entre esta caja y el inversor es de más de 10 m., deben estar instalados
también en la entrada del inversor, a menos que este dispositivo cuente con
sus propios dispositivos de protección. Debe poder accederse a los varistores
en la salida del inversor.
3.8.1. Dimensionamiento de los fusibles
Tal y como hemos comentado anteriormente, los fusibles gR dentro de la caja de
conexión de CC son series conectadas a cada hilo del módulo. Además, los cables de
hilo están protegidos por fusibles contra corrientes inversas causadas en caso de mal
funcionamiento. Un criterio común y extendido para establecer la corriente nominal
del fusible (Ifusibe) es el siguiente:
IMOD,SC,STC <_ Ifuse
<_ 2·IMOD,SC,STC (3.15)
De forma que se pueda asumir que:
1,5·IMOD,SC,STC <_ Ifuse (3.16)
La corriente nominal del fusible se estandardiza según IEC 60269. Por último, los fus-
ibles deben adaptarse a la CC y deben soportar 1,1 veces la tensión de circuito abierto
del generador FV a CEM (Nms·VMOD,OC,STC).
3.8.2. Caja de conexión de CC y dimensionamiento del interruptor principal de CC
En estos momentos se comercializan algunas cajas de conexión de CC impermeables
(código IP-54) de forma que se puede conectar fácilmente una cantidad limitada de
hilos en paralelo con sus correspondientes fusibles. Los varistores pueden conectarse
dentro de estas cajas (véase la figura 1.6, en el apartado 1)
2. Se recomienda encareci-damente utilizar esta pro-tección cuando tres o más ramas están conectadas en paralelo
manual técnico
39
Debe instalarse un interruptor principal de CC entre el generador FV y el inversor
según IEC 60364-7-712. Este interruptor principal de CC debe soportar: a) la tensión
del circuito abierto del generador FV a la temperatura de la célula de -10ºC y b) 1,25
veces la corriente de circuito corto del generador FV a CEM (1,25·Nmp·IMOD,SC,STC)
3.9 Algunos datos característicos relativos a los huertos solares construidos
A continuación se describirán dos ejemplos de huertos solares reales y que se han
construido con resultados positivos para ayudarnos a tener una idea del rango de ten-
sión, corriente, energía, rendimiento de electricidad, etc. con la que trabajan algunos
sistemas vanguardistas del momento. Algunas de sus características se comentarán
superficialmente. Dejando de un lado los diferentes niveles de irradiación que pueden
recopilarse en toda Europa, vale la pena comentar de nuevo que la enorme variedad
existente de fabricantes de dispositivos FV hace difícil facilitar algunas cifras “típicas”
para muchos de los parámetros anteriores.
3.9.1. Una planta fotovoltaica de 101,2-kWp en Herreruela de Oropesa (provincia de
Toledo, España)
Esta planta fotovoltaica está situada en Herreruela de Oropesa (provincia de Toledo,
España) en un terreno yermo, tal y como se muestra en la figura 3.3. Este emplaza-
miento tiene una latitud de 39º 53’N, longitud 5º 14’ y una altura de 355 m. Las condi-
ciones meteorológicas locales del emplazamiento se caracterizan por una irradiación
horizontal media diaria anual de 4,6 kWh·m-2 además de una temperatura diaria anual
media de 14ºC.
La planta fotovoltaica opera mediante cuatro seguidores de dos ejes ADESTM - cada
uno con 25,3 kWp - de forma que la totalidad del campo FV suma 101,2 kWp. Este
último está formado por 440 módulos monocristalinos SuntechTM WXS230S de 230
Wp cada uno. La conversión de CC a CA se lleva a cabo mediante un inversor central
trifásico de 100-Kw XantrexTM GT100E. Esta planta fotovoltaica se puso en marcha
a principios de 2008 y desde entonces ha producido una media de 2030 kWh·kWp-
1·año-1. En la tabla 3.6 se recogen algunos parámetros eléctricos característicos del
sistema.
Potencia
nominal
(Wp)
Módulos
conectados
en serie
Módulos
conectados
en paralelo
Tensión
en circuito
abierto (V)
Intensidad en
cortocircuito
(A)
Tensión al
punto de
máxima
potencia
(V)
Corriente
al punto
de máxima
potencia
(V)
101 200 11 40 611 226 475 212
TABLA 3.8Características eléctricas princi-pales a CEM del generador FV de la planta fotovoltaica situa-da en Herreruela de Oropesa descrito en este subapartado.
“pvs in bloom”
40
Figura 3.3: Planta fotovoltaica en Herreruela de Oropesa (provincia de Toledo, España) A la izquierda de la
fotografía se muestra un seguidor de dos ejes de una planta fotovoltaica cercana
3.9.2. Una planta fotovoltaica de 9,2-MWp en Jaén (provincia de Jaén, España)
La granja solar de 9,2-MWp ‘Olive tree fields’ (Olivares) está situada en un terreno
de 16 hectáreas en Jaén (provincia de Jaén, España, latitud 38’N, longitud 3ºW, altura
520 m). Este terreno presenta un perfil prácticamente sin sombras con elevaciones in-
significantes sobre el horizonte. Por último, cerca del emplazamiento se encuentra un
centro transformador de alta tensión (20 kV / 132 kV), así que una conexión a la red
de fácil acceso está disponible.
Las condiciones meteorológicas locales del emplazamiento se caracterizan por una
irradiación horizontal diaria media anual de 4·9 kWh·m-2, y por una temperatura
diaria media anual de 16ºC.
Aproximadamente la mitad de la zona mencionada anteriormente era un vertedero de
basura, mientras que la otra mitad esa una plantación de olivos con bajos beneficios,
tal y como se muestra en la figura 3.4. El propietario de esta zona no estaba contento
ni con el estado de degradación de parte de esta zona ni con la baja rentabilidad con-
seguida por la producción de aceite de oliva. Por consiguiente, le entusiasmó la idea de
alquilar este terreno a los futuros propietarios de la planta fotovoltaica para utilizarla
como granja solar. Se arrancaron los olivos y el suelo se acondicionó, junto con el del
vertedero de basuras circundante, para poder instalar la planta FV.
manual técnico
41
Figura 3.4: Vista aérea del terreno antes de que se utilizara para la granja solar “Olivares”
En la granja solar “Olivares” únicamente se han utilizado módulos de silicio mono-
cristalino (m-Si) de 220-Wp. Las estructuras de soporte semi fijas permiten cambiar
el ángulo de inclinación que va desde 15º hasta 35º según la estación del año. Su di-
seño está formado por setenta y dos subplantas de 121,4 kWp cada una, además de
cuatro más, de 105,6 kWp cada una, lo que da un total de setenta y seis subplantas.
Los campos de 121,4 kWp y de 105,6 kWp están conectados a la red por medio de in-
versores centrales trifásicos IngeConTM Sun de 100-kVA e IngeConTM Sun de 90-kVA,
respectivamente. Esta planta fotovoltaica se puso en marcha en agosto de 2008 y desde
entonces ha producido una media ligeramente superior a 1600 kWh·kWp-1·año-1. La
figura 3.5 muestra una vista parcial de la granja solar.
Figura 3.5: Vista parcial de la planta fotovoltaica de 9,2-MWp situada en Jaén (granja solar “Olivares”)
“pvs in bloom”
42
En la tabla 3.9 se recoge el trazado del campo FV según cada uno de los tipos de sub-
plantas. Sus características eléctricas en CEM se muestran en la tabla 3.10.
Campo FV
subplanta de
121,4-kWp
Campo FV
subplanta de
105,6 -kWp
Número de módulos conectados en paralelo 46 40
Número de módulos conectados en serie 12 12
PARÁMETRO
Campo FV
subplanta de
121,4-kWp
Campo FV
subplanta de
105,6-kWp
Tensión en circuito abierto (V) 691 691
Intensidad en cortocircuito (A) 234 204
Tensión al punto de máxima potencia (V) 553 553
Corriente al punto de máxima potencia (V) 219 191
Potencia nominal (Wp) 121 400 105 600
BREVE RESUMEN DEL APARTADO 3
• Superficie necesaria para un huerto de 1-kWp si los módulos FV se utilizan en
una superficie de terreno horizontal, ángulo de inclinación ligeramente infe-
rior al de la latitud y sin auto sombreado entre las series de módulos FV. Nota:
las cifras recopiladas aquí están ligeramente sobre estimadas. Unos cálculos
más precisos para cada latitud específica podrían traducirse en valores meno-
res de superficie necesaria
TECNOLOGÍA Superficie (m2)
Silicio monocristalino 20
Silicio policristalino 27
Diselenuro de cobre e indio (CIS) 32
Telururo de cadmio (CdTe) 40
• El dimensionamiento de la potencia nominal de un generador FV depende
principalmente de dos criterios. El propietario será el que seleccione el más
restrictivo: zona disponible y coste de los SFVCAR instalados (si se puede
acceder a incentivos financieros atractivos, se debe llevar a cabo un análisis
económico en mayor profundidad)
TABLA 3.9Trazado eléctrico de los dos ti-
pos de subplantas en los cam-
pos FV
TABLA 3.10Características eléctricas en
CEM de los dos tipos de sub-
plantas en los campos FV
manual técnico
43
• El dimensionamiento del inversor implica escoger una cifra para el coeficiente
entre la potencia nominal del inversor y la potencia nominal del generador FV.
Para este parámetro se facilitan algunas tablas según la latitud local, aunque hay
un grado considerable de libertad cuando se escoge una cifra para ello.
• Un generador FV está compuesto por ramas de módulos conectadas en para-
lelo. La cantidad de ramas conectadas en paralelo y la cantidad de módulos
en una rama están dirigidas por las calificaciones máximas del inversor, dado
que el último dispositivo no está dañado durante el funcionamiento normal
del generador FV.
• El dimensionamiento del cableado implica que hay que tener en cuenta dos
criterios cruciales: la tensión no disruptiva y la intensidad de corriente máxi-
ma admisible. Se recomienda encarecidamente limitar las caídas de tensión
a través de cables a CEM en el generador FV de forma que se minimicen las
pérdidas. Lo mismo se aplica a las pérdidas de cable en la parte de CA. No
hace falta decir que tanto las partes de CC como las de CA deben cumplir los
códigos de normativa eléctrica nacionales.
• Se recomienda encarecidamente que los lectores revisen los artículos de códi-
gos de regulación nacional en materia de baja tensión que traten la cuestión
de medidas de protección en las instalaciones FV. En el presente apartado se
tratan algunas de ellas
• Dejando de un lado los diferentes niveles de irradiación que pueden recoger-
se en cada país, la gran variedad existente de fabricantes de dispositivos FV
hace difícil facilitar algunas cifras “típicas” para muchos de los parámetros
anteriores. A pesar de esto, se han revisado dos huertos solares vanguardistas
como ejemplos
APÉNDICE DEL APARTADO 3 TERMINOLOGÍA
α IMOD,SC = Coeficiente de temperatura de corriente de circuito corto de un módulo
FV (mA·ºC-1)
βVMOD,OC = Coeficiente de temperatura de corriente de circuito abierto de un módulo
FV (mV·ºC-1)
DVAC (adim) = Caída de tensión como fracción de la tensión de salida del inversor
nominal
DVstring (adim) = Caída de voltaje en una rama como fracción de la tensión del genera-
dor FV al PMP a CEM
DVprincipal (adim) = Caída de voltaje en el cable principal de CC como fracción de la
tensión del generador FV al PMP a CEM
ηINV,M (adim) = Eficiencia máxima del inversor
σ (m·W-1·mm-2) = Conductividad
cos j (adim) = Factor de potencia del inversor
f (Hz) = Frecuencia de la red
Fs(adim) = Factor de dimensionamiento
G (Wm-2) = Irradiancia incidente
GSTC (Wm-2) = Irradiancia incidente a CEM (1000 Wm-2)
“pvs in bloom”
44
Gda (0) (kWh·m-2·día-1) =Irradiación media diaria anual en superficie horizontal
Gda(α,β) (kWh·m-2·día-1) = Irradiación media diaria anual en plano del generador FV
Ifusible (A) = Corriente de fusible nominal
IINV,AC (A) = Corriente de salida del inversor nominal
IINV,M,DC (A) = Corriente continua máxima de salida del inversor
IMOD,M,STC (A) = Corriente del módulo FV en PMP a CEM
IMOD,M,STC (A) = Corriente del circuito corto del módulo FV a CEM
LAC (m) = Longitud simple del cable de CA
Lprincipal (m) = Longitud simple del cable principal de CC
Lstring (m) = Longitud simple del cable de hilo
N (adim) = Cantidad total de módulos del generador FV
Ncs (adim) = Células conectadas en serie en un módulo
Ncp (adim) = Células conectadas en paralelo en un módulo
Nmp (adim) = Cantidad de ramas conectadas en paralelo
Nms (adim) = Módulos FV conectados en serie en una rama
NOCT (ºC) = Temperatura de la célula operativa nominal (ºC)
PGFV,M,STC (Wp) = Potencia máxima de un generador FV a CEM o potencia nominal de
un generador FV
PINV,CA (W) = Potencia nominal de salida en el inversor
PINV,CC (W) = Potencia nominal de entrada en el inversor
PMOD,M,STC (Wp) = Potencia máxima de un módulo FV a CEM o potencia nominal de
un módulo FV
PR (adim.) = Coeficiente de rendimiento
Sm,AC (mm2) = Sección transversal de cable mínima de un cable de CA como función
de una caída de tensión permitida
Sm,principal. (mm2) = Sección transversal de cable mínima del cable principal de CC (Sm,hilo,
en mm2) como función de la caída de tensión permitida
Sm,hilo (mm2) = Sección transversal de cable mínima de un cable de hilo como función
de la caída de tensión permitida
Ta (ºC) = Temperatura ambiente
Ta (ºC) = Temperatura de la célula
VINV,AC (V) = Tensión nominal de salida en el inversor
VINV,M (V) = Tensión máxima de entrada en el inversor
VINV,m,MPP (V) = Tensión más baja a la cual el inversor sigue el PMP del generador FV
VINV,M,MPP (V) = Tensión más alta a la cual el inversor sigue el PMP del generador FV
VMOD,M,STC (V) = Tensión del módulo FV en el PMP a CEM
VMOD,OC,STC (V) = Tensión del circuito abierto del módulo FV a CEM
manual técnico
45
4. AJUSTE DE TIPOLOGÍAS DE HUERTOS SOLARES A TERRENOS ESPECÍ-FICOS
Dada la gran variedad existente de tipologías de sistemas de huertos solares y las nu-
merosas peculiaridades que caracterizan un tipo de terreno marginal, podría resultar
útil aconsejar para evaluar qué tipologías de sistemas de huertos solares pueden adap-
tarse mejor a un tipo de terreno marginal específico. Por lo tanto, debería realizarse
una tabla con múltiples variables específicas utilizando estos consejos. El siguiente
texto es un extracto de Strategic Vision Document (Documento de Visión Estratégica).
Los terrenos con una consistencia rocosa, arenosa o con subsidencia no son recomen-
dables para ningún tipo de huertos solares. Obviamente, los terrenos que presenten
riesgos de actividad sísmica, geológica o hidrológica deben rechazarse.
Con respecto a la clinometría, la alta inclinación del terreno, por encima del 5%, difi-
culta la utilización de una planta fotovoltaica que utilice técnicas de seguimiento, pero
bajo ciertos límites, la elevada inclinación del terreno es una cuestión neutra en el caso
de módulos estáticos y semi estáticos.
Deben evitarse los terrenos con superficies destinadas a un uso: esta es una barrera
poderosa para las obras civiles necesarias para usar una planta fotovoltaica. Además,
la explotación y el mantenimiento consecuentes se convierten en una tarea difícil de
llevar a cabo. Los suelos húmedos o anegados no representan un obstáculo para los
huertos solares. Obviamente, las superficies preferidas son las regulares.
Como se puede comprender fácilmente, los emplazamientos con altos perfiles de irra-
diación se traducirán en una producción de electricidad solar significativa. Los terre-
nos con una irradiación horizontal media anual por debajo de 900 kWh/m2 deberían
descartarse. Si se tiene que instalar un concentrador fotovoltaico (CFV), se necesita,
como mínimo, una irradiación directa normal media anual de 1800 kWh/m2.
Deben evitarse los sombreados extremos, sin embargo las pérdidas de energía cau-
sadas por un pequeño sombreado en la salida y en la puesta de sol en invierno son
insignificantes: en este caso, el terreno debería aceptarse.
El rendimiento de las células solares se beneficia del enfriamiento mediante convección
forzada por medio del viento, así que en el caso de huertos solares estáticos y semi
estáticos, las zonas de viento moderadas (velocidad del viento máxima de entre 30-
40 Km./m) favorecen la producción eléctrica solar. No obstante, las zonas de mucho
viento (picos de viento por encima de 60 km/h) no son adecuadas para huertos solares
que utilizan técnicas de seguimiento. En dichas zonas, en el mejor de los casos, los sis-
temas de seguimiento cambiarán con frecuencia su funcionamiento hasta la posición
no operativa y el rendimiento energético se verá negativamente afectado. En el peor de
los casos, algunos de estos sistemas pueden resultar gravemente dañados.
“pvs in bloom”
46
En el pasado, se quitó importancia al efecto negativo del polvo en los huertos solares.
Los estudios recientes demuestran que puede haber pérdidas energéticas de entre un
15 y un 20% a causa del polvo y de la suciedad. Por consiguiente, deben evitarse los
terrenos marginales polvorientos. Además, debe prestarse atención a las zonas circun-
dantes del terreno marginal donde se quiere ubicar la planta fotovoltaica. Por ejemplo,
las zonas circundantes cultivables en los climas secos no son aconsejables.
Si el clima del terreno marginal no es demasiado nuboso, esto afectaría a la irradiación
horizontal media anual, la lluvia podría ayudar a que los módulos FV se mantuvieran
limpios. Por consiguiente, las precipitaciones medias mensuales moderadas (5-7 cm)
son beneficiosas para cualquier tipo de planta fotovoltaica.
Se recomienda encarecidamente un fácil acceso a la conexión a la red.
El fácil acceso por carretera a la zona marginal se recomienda por dos razones. En
primer lugar, el transporte de todo el material necesario que se utilizará en cualquier
planta fotovoltaica será mucho más sencillo y menos costoso. Lo mismo se aplica a las
tareas de explotación y mantenimiento que tendrán que llevarse a cabo durante toda
la vida útil de la planta fotovoltaica.
La cobertura de las comunicaciones: disponibilidad del acceso a Internet, GPRS, etc.,
cobra una importancia cada vez mayor. Por lo general las compañías eléctricas, que en
última instancia compran la electricidad generada, obligan a los propietarios de huer-
tos solares grandes y relativamente aislados en terrenos marginales a que proporcionen
acceso remoto a sus contadores de energía.
BREVE RESUMEN DEL APARTADO 4
• Existe una gran variedad de tipos de sistemas de huertos solares posibles, aun-
que las peculiaridades que caracterizan un tipo de terreno marginal son muy
numerosas. Esto hace que, uniendo el primero y el segundo, la elección de un
tipo de planta fotovoltaica se convierta en una tarea incómoda si se utilizan
tablas con múltiples variables.
• El presente apartado tiene la intención de facilitar algunos consejos para eva-
luar qué tipologías de sistema de planta fotovoltaica podrían ajustarse mejor
a un tipo de terreno marginal específico.
manual técnico
47
5. EVALUACIÓN ECONÓMICA SOBRE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CO-NECTADOS A LA RED
Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red e instalados en el suelo (SFVCAR) es-
tán convirtiéndose en la aplicación más extendida de la tecnología fotovoltaica en los
países desarrollados. Esto se debe principalmente a los programas y políticas de apoyo
gubernamental impulsados por esos países y a una tendencia a la baja continua en el
coste fotovoltaico (FV). Estas políticas llevadas a la práctica con incentivos financieros
se dividen principalmente en aquellas centradas en la inversión (ayuda a la inversión
inicial, préstamos en condiciones privilegiadas, incentivos en el impuesto sobre la ren-
ta, etc.) y en aquellas centradas en la producción (tarifas reguladas (TR), medición
neta, etc.).
En primer lugar, en este apartado se revisan brevemente algunas medidas de apoyo
disponibles para los SFVCAR y en los precios indicativos de los sistemas instalados
de los mismos en cada uno de los países que participan en el proyecto. Además, se
han revisado algunos índices de rendimiento del proyecto de inversión aplicados a los
SFVCAR. Más concretamente, la tasa interna de rentabilidad (TIR), que proporciona
información significativa directa al inversor de estos sistemas FV. La estimación de la
TIR debe resolverse mediante métodos no analíticos. Por esto, en este apartado propo-
nemos algunas tablas fáciles de usar destinadas a estimar el valor de la TIR.
Finalmente, en este apartado se ha llevado a cabo un análisis económico de los
SFVCAR, mediante el índice de rentabilidad TIR. Este análisis proporciona algunas
cifras para la TIR que podrían ayudar a un futuro dueño de un SFVCAR a tomar una
decisión. En este análisis, en aras de la simplicidad, se consideran únicamente las ayu-
das a la inversión inicial, los préstamos en condiciones privilegiadas para la cantidad
pendiente de coste inicial después de haber recibido la ayuda del préstamo inicial que
se devolverá en pagos anuales de la misma cantidad, las tarifas reguladas y el índice
de incremento anual del precio de la electricidad FV en una primera propuesta de tres
casos específicos (en adelante, casos A, B y C) de posibles inversiones en SFVCAR. En
estos casos, no se ha tenido en cuenta el efecto fiscal. No obstante, como el hecho de
ignorar completamente la influencia fiscal podría llevar a resultados poco realistas, se
lleva a cabo un breve análisis relativo al efecto fiscal en estos tres casos (A, B y C). Por
último, se muestran algunas cifras de la TIR para algunos casos de SFVCAR con la
misma inversión inicial, y diferentes incentivos financieros (préstamos en condiciones
privilegiadas, ayuda a la inversión inicial y tarifas reguladas).
5.1 Cifras representativas del coste de SFVCAR en algunos países
La tabla 5.1 proporciona precios indicativos de sistemas instalados en algunos países
elegidos en 2008. No obstante, hay que tener en cuenta que los precios de los SFVCAR
instalados en el suelo, como los que trata el proyecto “PVs in Bloom”, se han reducido
dramáticamente en alrededor de un 35% durante los años de 2007 a 2009. Se puede
pensar que algunos precios de 3-6 euros/Wp podrían tener una tarifa más realista para
el coste de los huertos solares en los países que participan en el proyecto.
“pvs in bloom”
48
PAÍS CONEXIÓN A LA RED (EUR O USD POR W)
<10 kW >10 kW
EUR USD EUR USD
AUS 5,1 – 7,3 7,5 – 10,8 3,9 – 5,6 5,8 – 8,3
AUT 4,8 – 5,8 7,1 – 8,5 4,8 – 5,5 7,1 – 8,1
CAN 3,8 – 4,4 5,6 – 6,5 3,8 – 5,1 5,6 – 7,5
CHE 6,0 – 6,4 8,8 – 9,4 5,2 – 5,4 7,6 – 7,9
ALE 3,9 – 4,5 5,7 – 6,6 3,7 5,4
DINA 4,7 – 11,4 6,9 – 16,7 6,7 – 13,3 9,8 – 19,6
ESP 7 – 7,5 10,3 – 11,0 5,7 – 6 8,4 – 8,8
FRA 7 – 8,3 10,3 – 12,2 5,1 – 6 7,5 – 8,8
GBR 4,2 – 12,6 6,2 – 18,5 5,0 – 9,9 7,3 – 14,5
ISR 4,1 – 5,1 6,0 – 7,5
ITA 5,5 – 6,5 8,1 – 9,6 4,2 – 5,5 6,2 – 8,1
JPN 4,7 6,9 3,5 5,2
COR 4,1 – 5,7 6,1 – 8,4 5,7 8,4
MEX 8,4 12,4 5,8 8,5
MYS 4,9 7,2 4,9 7,2
NOR 10,8 – 14,4 15,9 – 21,2
PRT 5 – 6 7,4 – 8,8 4,2 6,2
SUE 9,9 14,5 6,9 10,2
TUR 4,5 6,6 4 5,9
USA 4,8 – 6,1 7 – 9 4,4 6,5
Notas: IVA e impuestos sobre las ventas excluidos. Los precios más caros de los sistemas conectados a la red se asocian a menudo con pizarras o azulejos integrados en el tejado o diseños integrados en los edificios o proyectos individuales y las cifras pueden estar también relacionados con un proyecto individual.
5.2 Medidas de apoyo existentes para los huertos solares en cada uno de los países
participantes
En los países desarrollados se puede acceder a incentivos financieros para los huertos
solares, como la concesión de un subsidio por capacidad de kWp instalado o un pago
por kWh producido y vendido. En otras palabras, estos incentivos financieros se divi-
den principalmente en aquellos centrados en la inversión (ayuda a la inversión inicial,
préstamos en condiciones privilegiadas, incentivos en el impuesto sobre la renta, etc.)
y en aquellos centrados en la producción (tarifas reguladas (TR), medición neta, etc.).
Algunos incentivos financieros FV se detallan más específicamente a continuación:
• Tarifa regulada: se entrega una recompensa monetaria explícita por producir
electricidad FV; que se paga (normalmente por parte del servicio público de
electricidad) a una tarifa por kWh algo mayor que las tarifas de electricidad
de venta al público que paga el cliente.
TABLA 5.1 Precios indicativos por Wp de
SFVCAR instalados en varios
países en 2008 (fuente: IEA,
Informe sobre el estudio so-
bre tendencias en aplicaciones
fotovoltaicas en países ele-
gidos de la IEA entre 1992 y
2008, Informe IEA-PVPS T1-
18:2009)
manual técnico
49
• Aportaciones de capital: aportaciones financieras directas dirigidas a superar
la barrera del coste inicial, bien para maquinaria específica o para el coste de
la totalidad del sistema FV instalado.
• Programas de electricidad FV verde específicos: permite a los clientes comprar
energía verde basándose en la electricidad FV del servicio público de electrici-
dad, normalmente a un precio especial.
• Créditos del impuesto sobre la renta: permite que algunos o todos los gastos
relacionados con la instalación FV se deduzcan del flujo de ingresos gravable.
• Actividades bancarias comerciales (préstamos a bajo interés): incluye activi-
dades tales como términos preferentes de hipotecas de viviendas para casas,
incluidos sistemas FV y préstamos verdes preferentes para la instalación de
sistemas FV.
• Medición neta: el propietario del sistema recibe en efecto el valor de venta
al público por los excesos de electricidad que se inyectan en la red, según los
registros de un contador de electricidad bidireccional y producida durante el
periodo de facturación.
• Importe neto de facturación: la electricidad que se toma de la red y la electri-
cidad que se inyecta en la red son registradas por separado, y la electricidad
que se inyecta en la red se valora según un precio establecido.
En general, los dos últimos incentivos financieros no se aplican a los huertos solares,
dado que toda la electricidad generada se inyecta y se vende a la red. Más concretamen-
te, a continuación revisaremos algunas medidas de apoyo disponibles para los huertos
solares en cada uno de los países que participan en el proyecto “PVs in BLOOM”:
Austria
El Ökostromverordnung 2009 (grado de electricidad ecológica) estableció las si-
guientes tarifas nuevas para 2009 (únicamente para sistemas FV incluidos en la
Ökostromgesetz (Ley de Electricidad Ecológica).
Tamaño del sistema < 5 kW: 0,4598 €/kWhTamaño del sistema de 5 a 10 kW: 0,3998 €/kWh Tamaño del sistema > 10 kW: 0,2998 €/kWh
Para instalaciones auspiciadas por el programa de tarifa regulada, el 100% de la tarifa
específica se paga durante los 10 primeros años. Después, la tarifa se reduce al 75%
en el año 11 y finalmente al 50% en el año 12. Después de este periodo únicamente
se paga el precio de venta bruto por la electricidad. Algunos de los Estados Federales
cuentan con programas de apoyo a la inversión adicionales.
Grecia
En enero de 2009 se introdujo en Grecia un nuevo régimen de tarifa regulada. Las ta-
rifas permanecerán iguales hasta agosto de 2010 y se garantizan durante 20 años. No
obstante, si se firma un contrato de conexión a la red antes de esa fecha, se aplicará la
TR sin cambiar si el sistema se termina dentro de los 18 meses posteriores.
“pvs in bloom”
50
Las solicitudes de permisos que ya se hayan archivado (> 3 GW) tenían que entregar-
se hasta finales del 2009. Todavía no se sabe el régimen que se aplicará a las nuevas
solicitudes.
Tarifa regulada [€/kWh]:
Comienzo del funcionamiento Red peninsular Redes de islas autónomas
> 100 kWp ≤ 100 kWp > 100 kWp ≤ 100 kWp
Febrero de 2009 0,40 0,45 0,45 0,50
Agosto de 2009 0,40 0,45 0,45 0,50
Febrero de 2010 0,40 0,45 0,45 0,50
Agosto de 2010 0,392 0,441 0,441 0,49
A partir de entonces la regresión de las tarifas para los nuevos sistemas será del 5%
cada medio año.
Además de las nuevas TR, la mayoría de los sistemas podrá beneficiarse de una ayuda
del 40% (la inversión mínima para pedir la concesión de la ayuda es de 100.000€).
Nuevo desde el 4 de junio de 2009: los sistemas FV en tejados hasta 10 kWp (tanto para
usuarios residenciales como para pequeñas empresas) recibirán 0,55 €/kWh. Se prevé
una regresión anual del 5% para los recién llegados a partir de 2012. Obviamente, esto
no se aplica a los huertos solares.
En relación a los cambios de legislación de los huertos solares, los precios de la elec-
tricidad producidos por energía fotovoltaica se basan en los datos que se muestran en
la Tabla 5.2.
AÑO MESCONECTADO A LA
RED (> 100 kW)> 100kW
CONECTADO A LA RED (<= 100 kW)
<=100kW
NO CONECTADO A LA RED
2010 Febrero 400,00 450,00 450,00
2010 Agosto 392,04 441,05 441,05
2011 Febrero 372,83 419,43 419,43
2011 Agosto 351,01 394,88 394,88
2012 Febrero 333,81 375,53 375,53
2012 Agosto 314,27 353,56 353,56
2013 Febrero 298,87 336,23 336,23
2013 Agosto 281,38 316,55 316,55
2014 Febrero 268,94 302,56 302,56
2014 Agosto 260,97 293,59 293,59
2015 => Precio medio del sistema del año anterior
X 1,3 X 1,4 X 1,4
TABLA 5.2Tarifas reguladas (€/MWh) en Grecia según la fecha de pues-ta en marcha de los huertos solares
manual técnico
51
Italia
La GSE (Gestore Servizi Elettrici - Autoridad de Gestión de los Servicios Nacionales
de Electricidad) garantiza las tarifas reguladas durante 20 años. Según el artículo 6,
coma 2 del Decreto del 19 de febrero de 2007, las tarifas se han visto reducidas en un
2% desde 2009 hasta 2010.
Tarifas de 2009:
Potencia nominal instalación de suelo Parcialmente integrada Integrada en edificios
1 – 3 kWp 0,392 €/kWh 0,431 €/kWh 0,480 €/kWh
3 – 20 kWp 0,372 €/kWh 0,412 €/kWh 0,451 €/kWh
> 20 kWp 0,353 €/kWh 0,392 €/kWh 0,431 €/kWh
Tarifas de 2010:
Potencia nominal instalación de suelo Parcialmente integrada Integrada en edificios
1 – 3 kWp 0,384 €/kWh 0,422 €/kWh 0,470 €/kWh
3 – 20 kWp 0,365 €/kWh 0,403 €/kWh 0,442 €/kWh
> 20 kWp 0,346 €/kWh 0,384 €/kWh 0,422 €/kWh
Centrándose en las instalaciones de suelo, el objetivo del proyecto “PVs in BLOOM”,
para 2010, existe una bonificación del 5% del valor de la tarifa para casos especiales
(las bonificaciones no se pueden acumular):
• en el caso de un sistema instalado en el suelo en el que el 70% de la electrici-
dad sea utilizada directamente por el productor o sociedades controladas por
el productor
• para plantas que sean propiedad de un colegio público o de una institución
de salud pública
• para plantas que sean propiedad de las administraciones locales con menos de
5000 habitantes
• Reducción del IVA del 20 al 10%
• Los incentivos se combinan con ciertos beneficios y contribuciones públicas
(contribuciones de capital de hasta el 30% del coste de la inversión) y los prés-
tamos en condiciones privilegiadas al 0,50% en virtud del Fondo de Kyoto
(artículo 1, párrafo 1111, Ley Financiera de 2007). Si se disfruta de las reduc-
ciones del IVA no se puede disfrutar de las deducciones fiscales.
Para 2011 el Gobierno ha anunciado la posibilidad de recortar las tarifas como
máximo un 20%. Dicho porcentaje se está debatiendo en estos momentos entre el
Ministerio de Desarrollo Económico italiano y las partes interesadas de la industria
nacional FV y parece que las partes van a llegar a un compromiso para una solución
que podría prever una reducción gradual de la tarifa de un 6% cada 4 meses, siguiendo
el modelo alemán.
Por lo tanto, las instalaciones conectadas a la red a partir de abril de 2011 podrían te-
ner reducciones de tarifas entre un 6,5 y un 8,1%, las que lo hagan entre abril y agosto
entre un 10% y un 12,8% mientras que las que lo hagan entre agosto y diciembre de
2011 entre un 15% y un 17,6%.
“pvs in bloom”
52
En el caso de las plantas FV instaladas en el suelo también se está comentando la
bonificación del 5% para instalaciones en zonas marginales (la propuesta del Decreto
menciona minas agotadas, zonas de relevancia para el entierro de basuras, etc.).
Cada año a partir de 2012 se podría recortar otro 6 u 8%. No obstante, las plantas
innovadoras podrían beneficiarse de un recorte menor (alrededor de un 2% al año).
Lo de las “plantas innovadoras” (la categoría “sistemas fotovoltaicos integrados con
características innovadoras”) es una novedad que se ha introducido recientemente y
que se beneficiará de tipos de incentivos (divididos en tres intervalos de potencia) que
son mayores que los de las otras categorías. Las tarifas para “plantas innovadoras”
podrían sufrir un recorte de un 2% anual (en vez de un 6%) en 2012 y 2013. El 1 de
enero de 2011, la GSE elaborará una guía sobre las características que deben tener esos
sistemas innovadores.
Además, se está comentando un incremento en la energía total por la que se otorgan
los incentivos: se prevé que el techo se elevará de 2.000 MW en 2015 y 3.000 MW
en 2016, con otros 150 MW añadidos para instalaciones de plantas adicionales con
tecnología de concentración. El objetivo de energía nacional a instalar para 2020 se
establece en 8.000 MW.
Otro cambio previsto es la división de las centrales eléctricas en 5 clases: entre 1 y 3
kW, entre 3 y 20 kW, entre 20 y 200 kW, entre 200 y 1.000 kW y de más de 1.000 kW.
Además, acogiendo la sugerencia de los productores de simplificar los tipos de ins-
talación (retirando la categoría de plantas parcialmente integradas) el borrador del
decreto ministerial prevé únicamente dos tipos: “sistemas fotovoltaicos integrados en
edificios” y “otras instalaciones fotovoltaicas”
Polonia
En estos momentos no hay Tarifa Regulada en Polonia. La legislación que conside-
ra la Ley Energética (Regulación del Ministerio de Economía Coll. U. Nr 122, poz.
1336, fechada el 15 de diciembre de 2000; http://www.ure.gov.pl/portal.php?serwis=
pl&dzial= 195&id=882& search=25421) obliga al gobierno a comprar todas las can-
tidades de energía verde sin restricciones de cantidad. Para vender dicha energía, al
productor se le concede un “certificado verde” que se vende en la bolsa de valores. El
precio medio del certificado verde es de 0,26 PLN/kWh (0,07 €cent/kWh1).
Como resultado de las medidas tomadas al amparo del proyecto “PVs in Bloom” en
la región de Lublin se concedieron algunas ayudas a las personas que querían invertir
en energías renovables.
La cantidad de ayudas para los gobiernos locales es de 3 millones PLN por inversión.
1. Tipo de cambio: 1€ = 3,88 PLN
manual técnico
53
EspañaA continuación se describen brevemente los incentivos financieros que se aplican en estos momentos a los SFVCAR (real decreto 1578/2008):
Tipos de instalación:
1.1. Sistemas dentro o en la parte superior de los edificios con 20 kW de potencia
como máximo
1.2. Sistemas dentro o en la parte superior de los edificios con más 20 kW de potencia
2. Sistemas en zonas no desarrolladas
Los sistemas instalados en el suelo con más de 10MW y los sistemas de tejado con más
de 2MW de potencia no recibirán las tarifas reguladas.
Tope para cada tipo de instalación (por año pero satisfecha trimestralmente):
1.1. 26,7MW
1.2. 240,3MW
2. 133MW, con 100MW de energía adicional instalada en 2009 y 60MW en 2010.
Tarifas (pagadas durante 25 años):
1.1. 34 céntimos de euro/kWh
1.2. 32 céntimos de euro/kWh
2. 32 céntimos de euro/kWh
Cambios en los índices de los topes y las tarifas:
Si, como mínimo un 75% de un límite trimestral concreto se agota, la tarifa del tipo
de instalación correspondiente se reducirá en, como máximo, un 2,5% mientras que al
mismo tiempo la cantidad de energía instalable disponible se incrementa por la misma
cantidad.
Si se agota menos de un 50% de un límite, la tarifa correspondiente aumenta, mientras
que el límite se reduce en una cantidad equivalente (sin consideración de añadir ener-
gía). Si el límite se reduce entre un 50 y un 75% las tarifas y las cantidades de potencia
instalable permanecen iguales. Se realizarán ajustes en la energía instalable anualmente
y las tarifas se ajustarán trimestralmente.
Eslovaquia
Un organismo regulador establece la tarifa regulada cada año. La nueva tarifa regu-
lada para 2009 es de 13,2 SKK/kWh (0,434 €/kWh2) garantizada durante 12 años.
Además, los sistemas fotovoltaicos, como todas las demás FER, pueden recibir ayudas
a la inversión en virtud del marco de los fondos Estructurales de la UE.
2. Tipo de cambio: 1€ = 30,396 SKK
“pvs in bloom”
54
5.3 Revisión de los índices de rentabilidad más significativos y comprensibles: la tasa
interna de rentabilidad (TIR)
5.3.1. Introducción
Desde un punto de vista estrictamente económico, la compra de una planta fotovol-
taica implica un gasto de recursos de capital en un momento dado con la espera de
beneficios en forma de producción de electricidad solar que el usuario paga/ahorra
durante la vida útil del sistema.
Tal y como hemos comentado en otros apartados del presente documento, en los paí-
ses desarrollados existen muchos mecanismos financieros destinados a fomentar los
huertos solares. No obstante, en aras de la simplicidad, se consideran únicamente
las ayudas a la inversión inicial, los préstamos en condiciones privilegiadas para la
cantidad pendiente de coste inicial, después de haber recibido la ayuda del préstamo
inicial que se devolverá en pagos anuales de la misma cantidad, las tarifas reguladas
y el índice de incremento anual del precio de la electricidad FV en una primera pro-
puesta de tres casos específicos (en adelante, casos A, B y C) de posibles inversiones
en huertos solares, dejando a un lado el efecto fiscal. No obstante, como el hecho de
ignorar completamente la influencia fiscal podría llevar a resultados poco realistas, un
breve análisis relativo al efecto fiscal en estos tres casos pone punto final a este estudio.
5.3.2. Revisión de cuatro índices de rentabilidad
El periodo de retorno simple (PRS) de un proyecto de inversión es el número necesario
de años para que la entrada de capital se iguale a la salida de capital de este proyecto.
A pesar de que es fácilmente comprensible, este índice de rentabilidad no tiene en cuen-
ta el momento durante la vida del proyecto en que estas entradas y salidas de capital
tendrán lugar, por lo que es un índice bastante poco realista (p. ej.: un ingreso de 3.000
euros en 2009 tiene más valor que un ingreso de 3.000 euros en 2019). En este sentido,
es preferible utilizar el periodo de retorno descontado (PRD), que es el número nece-
sario de años para que el valor actual de la entrada de capital sea igual al valor actual
de la salida de capital (el valor actual implica utilizar un índice de descuento anual y
tener en cuenta el índice de inflación anual). Evidentemente, la rentabilidad implica
que el periodo de retorno descontado no debería superar los años de vida en que el
sistema estará en servicio. Aunque este método también se comprende fácilmente y es
directo, este parámetro no considera la liquidez producida después del PRD. Por lo
tanto, podría esconder oportunidades financieras seguras para aquellos que se decidan
a invertir en un sistema FV3.
El valor actual neto (VAN, en €) de un proyecto de inversión es la suma de los valores
actuales de todas las entradas de capital en contado (PW[CIF(N)], en €, en la que N
equivale a la vida útil del sistema FV, en años) y las salidas de capital relacionadas con
la inversión4. Por lo tanto, el parámetro VAN equivale al valor actual de las entradas
de capital en contado del sistema menos el coste de la vida útil desde el punto de vista
del usuario (LCCUSP). Así:
NPV=PW [CIF(N)]-LCCUSP (5.1)
3. Perez R, Burtis L, Hoff T, Swanson S, Herig C. Quantifying residential PV economics in the US-payback vs cash flow determination of fair energy value. Solar Energy 2004;77:363-366.
4. Lasnier F, Ang T. Photovoltaic engineering handbook. Great Yarmouth: Adam Hilger; 1990. p. 371-399.
manual técnico
55
Como es obvio, un SFVCAR debería verse como favorable si VAN > 0. No obstante,
este parámetro no es válido para elegir entre dos proyectos con el mismo VAN pero
distintos costes iniciales y duración.
La tasa interna de rentabilidad (TIR) de un proyecto de inversión es igual al tipo de in-
terés actual al cual la inversión inicial del proyecto debe prestarse durante su vida útil
para conseguir la misma rentabilidad5. Además, la tasa interna de rentabilidad (TIR)
de un proyecto de inversión es el valor del tipo de interés que lleva a VAN = 0. Es decir:
NPV=PW [CIF(N)]-LCCUSP = 0 (5.2)
Desde un punto de vista económico, el sistema FV debería aceptarse si la TIR supera
un umbral de rentabilidad que fije el futuro propietario. En este sentido, este paráme-
tro es muy importante para el inversor ya que proporciona una estimación significativa
del rendimiento de su inversión. La tasa interna de rentabilidad real (TIRa) se consigue
a partir de TRI por TIRa = (TIR-g)/(1+g), en la que g es la tasa de inflación anual.
El valor de la tasa interna de rentabilidad (TIR) de un sistema FV dado, podría calcu-
larse a través de ambos parámetros LCCUSP y PW[CIF(N)]. Cuando el coste del ciclo de
vida del sistema desde el punto de vista del usuario y el valor actual de las entradas de
capital en contado del sistema son iguales al mismo valor de d, la solución se encuentra
en (TIR = d).
5.4 Tablas de fácil utilización para estimar la TIR
Por desgracia, la ecuación (5.2) debe resolverse mediante métodos no analíticos. Por esto,
en este apartado proponemos algunas tablas fáciles de usar destinadas a estimar el valor
de la TIR (véase el Anexo adjunto al presente apartado). De hecho, la tasa interna de ren-
tabilidad (TIR) es igual al valor del tipo de descuento d que verifica la ecuación (5.2). Los
valores de TIR > 0 serán soluciones viables desde un punto de vista económico, siempre y
cuando se consiga una tasa crítica de rentabilidad establecida por el inversor.
Las tablas se usan siguiendo los pasos que se detallan a continuación:
1. Escoger las tablas para el cálculo de LCCUSP, según el tipo de préstamo, si se ha
pedido uno, que está determinado por el interés del préstamo (il) y la duración
del préstamo (Nl)- destinado a financiar parcialmente la inversión inicial. Para
los valores específicos de la inversión inicial (PVIN) y la reducción inicial del tipo
de interés o ayuda (PVIS), encontrar un grupo de valores LCCUSP para varios
valores de tipo de descuento d. Escoger un valor de d de forma que a partir de
este valor de d, siga un valor de LCCUSP.
2. Escoger las tablas para el cálculo de PW[CIF(N)], según el tipo de incremen-
to anual del precio de la energía (epu). Para los valores específicos de EPV y
pu, encontrar un grupo de valores PW[CIF(N)] para varios valores de tipo de
descuento d. Además, escoger el mismo valor de d que se escogió en el paso 1.
Seleccionar el valor correspondiente de PW[CIF(N)].
3. Sustraer PW[CIF(N)] menos LCCUSP
5. Chabot B. From cost to prices: economic analysis of photovoltaic energy and services. Progress in Photo-voltaics: Research and Applications 1998;6:55-68.
“pvs in bloom”
56
4. Podrían aparecer tres casos dependiendo del resultado del paso 3:
4.1. Si el resultado del paso 3 es igual a cero, entonces la TIR = d.
4.2. Si el resultado del paso 3 es negativo, el índice de descuento d que se busca
tiene un valor inferior al elegido en el paso 1. Por lo tanto, volver al paso
1 y elegir el valor más bajo más próximo de d en esa columna. Las itera-
ciones se siguen haciendo hasta que la diferencia obtenida en el paso 3 sea
positiva. Después, se encuentra la solución: el valor de TIR está dentro de
los valores de d de las últimas dos iteraciones. La diferencia obtenida en el
paso 3 podría no ser positiva con el valor más bajo de d = 0,01 considerado
en las tablas. Esto significaría que el proyecto de planta fotovoltaica debe-
ría ser rechazado ya que TIR < 0.
4.3. Si el resultado del paso 3 es positivo, el índice de descuento d que se busca
tiene un valor superior al elegido en el paso 1. Por lo tanto, volver al paso
1 y elegir el valor más alto más próximo de d en esa columna. Las itera-
ciones se siguen haciendo hasta que la diferencia obtenida en el paso 3 sea
negativa. Después, se encuentra la solución: el valor de TIR está dentro de
los valores de d de las últimas dos iteraciones. La diferencia obtenida en el
paso 3 podría no ser negativa con el valor más alto de d considerado en las
tablas. En este caso, las tablas únicamente proporcionan un límite menor
de la TIR que es igual al último valor probado de d.
5.4.1 Algunos ejemplos
No entra dentro del alcance del presente documento impartir un curso acerca de la for-
ma en la que calcular la TIR, sin embargo el método para hacerlo puede encontrarse
en la literatura.6,7No obstante, se pueden dar algunas cifras de este índice de rentabili-
dad en tres casos específicos que podrían ayudar al futuro dueño de la planta fotovol-
taica a tomar una decisión. En este sentido, algunos factores participan en el cálculo
de la TIR y, como se puede anticipar fácilmente, están principalmente relacionados
con los costes, incentivos, resultados de electricidad y el tipo de incremento anual del
precio de la electricidad FV. Por último, en la Tabla 5.3 se muestran valores de la TIR
para algunos casos de SFVCAR con la misma inversión inicial, y diferentes incenti-
vos financieros (préstamos en condiciones privilegiadas, ayuda a la inversión inicial y
tarifas reguladas). Las cifras que configuran cada uno de los tres casos mencionados
anteriormente que hacen referencia a los costes, incentivos y resultados de electricidad
normalmente se normalizan por kWp. Algunos valores que caracterizan a cada uno
de los casos se facilitan a continuación, junto con la cifra correspondiente de la TIR:
Caso A:
• Se asume que el resultado anual normalizado de electricidad FV ([EPV]kWp) es
igual a 1400 kWh kWp-1 año-1 .
• Se asume que la inversión inicial normalizada en el SFVCAR ([PVIN]kWp) es
igual a 6000 € kWp-1 .
• El precio correspondiente por kWh por electricidad FV generada vendido a
la red (pu), lo fija la legislación en los diferentes países. Se asume que es igual
a 0,30 € kWh-1
6. Talavera DL, Nofuentes G, Aguilera J, Fuentes M. Tables for the estimation of the internal rate of return of photovoltaic grid-connected systems. Renewable & Sustainable Energy Reviews 2007; 11:447-466.
7. Nofuentes G, Aguilera J. and Muñoz FJ. Tools for the Profitability Analysis of Grid-Connected Photovoltaics. Progress in Photovoltaics: Research and Applications, 2002;10:555-570.
manual técnico
57
• Se asume que el índice de incremento anual del precio de la electricidad FV
(epu) es igual al 2%.
• Se asume que la ayuda a la inversión normalizada ([PVIS]kWp) es igual al 17%
de [PVIN]kWp por lo tanto, se asume que [PVIS]kWp es igual a 1000 €·kWp-1. Vale
la pena mencionar que algunos países conceden ayudas de capital que van
desde el 10 hasta el 50 por ciento8,9.
• Por consiguiente, el propietario tiene que pagar la suma pendiente [PVIN]
kWp–[PVIS]kWp. Se asume que esta cantidad se tomará prestada a un interés de
préstamo anual il= 5% mientras que se asume que el plazo del préstamo es igual
a 10 años.
Uso de las tablas facilitadas en el anexo para este ejemplo:
1.- De la tabla 2, se consideran la columna 4 (6000 € kWp-1 ) y las filas en las que
[PVIS]kWp = 1000 €·kWp-1. Escojamos un valor de d =0,09, de forma que [LCCUSP]
kWp = 4745 €·kWp-1
2.- De la tabla 5, se consideran la columna 5 y las filas en las que pu = 0,3 €·kWh-1.
De la fila correspondiente al mismo valor de d = 0,09 se deduce que PW[CIF(N)]]
kWp= 4956 €·kWp-1.
3.- Restemos PW[CIF(N)]-LCCUSP=211€·kWp-1.
4.- Dado que PW[CIF(N)]-LCCUSP > 0, el parámetro TIR tiene un valor mayor. Por lo
tanto, volvamos al paso 1 y probemos d = 0,11.
1.- De la tabla 2, se consideran otra vez la columna 4 y las filas en las que [PVIS]kWp=
1000 €·kWp-1 Escojamos un valor de d =0,11, de forma que [LCCUSP]kWp = 4319
€·kWp-1
2.- De la tabla 5, se consideran otra vez la columna 5 y las filas en las que pu= 0,3 €·kWh-1.
De la fila correspondiente al mismo valor de d = 0,11 se deduce que PW[CIF(N)]]kWp=
4185 €·kWp-1.
3.- Restemos PW[CIF(N)]-LCCUSP=-134€·kWp-1.
4.- Dado que la diferencia obtenida en el paso 3 es negativa, se encuentra la solución:
el valor de TIR está entre el 9 y el 11%.
La TIR en el caso A está en un muy atractivo 9 - 11%. Escojamos un valor de TIR = 9%
(el caso menos favorable).
Caso B:
• Se asume que [EPV]kWp es igual a 1200 kWh kWp-1 año-1.
• Se asume que [PVIN]kWp es igual a 5000 € kWp-1.
• Se asume que el precio correspondiente por kWh de electricidad FV generada
pagado/ahorrado por parte del propietario (pu) es igual a 0,20 € kWh-1.
• Se asume que epu es igual al 2%.
• Se asume que [PVIS]kWp es igual a 1500 € kWp-1.
• Por consiguiente, el propietario tiene que pagar la suma pendiente [PVIN]kWp–
[PVIS]kWp. Se asume que esta cantidad se tomará prestada a un interés de préstamo
anual il= 5% mientras que se asume que el plazo del préstamo es igual a 20 años.
8. Martinot E. Renewable: Global status report. REN21 Renewable Energy Policy Network by The Worldwatch Institute, 2005. Available at:http://www.martinot.info/RE2005_Global_Status_Report.pdf(accessed November 2006).
9. Martinot E. Renewable: Global status report, Update. REN21 Renewable Energy Policy Network, 2006. Available at:http://www.ren21.net/globalstatusreport/down-load/RE_GSR_2006_Update.pdf (accessed September 2007).
“pvs in bloom”
58
Las tablas 3 y 5 facilitadas en el anexo deberían utilizarse para el cálculo de LCCUSP y
PW[CIF(N)]. Si se sigue el procedimiento descrito en el caso A, la TIR del caso B es igual
a un atractivo 5-7%. Escojamos un valor de TIR = 5% (el caso menos favorable).
Caso C:
• Se considera que [EPV]kWp es igual a 1000 kWh kWp-1 año-1.
• Se asume que [PVIN]kWp es igual a 4000 € kWp-1.
• Se asume que el precio correspondiente por kWh de electricidad FV generada
pagado/ahorrado por parte del propietario (pu) es igual a 0,20 € kWh-1.
• Se asume que epu es igual al 1%.
• Se asume que [PVIS]kWp es igual al 25% de [PVIN]kWp, por lo tanto se asume que
[PVIS]kWp es igual a 1000 € kWp-1 [7,9].
• Por consiguiente, el propietario tiene que pagar la suma pendiente [PVIN]kWp–
[PVIS]kWp. Se asume que esta cantidad se toma prestada a un tipo de interés
anual il= 5% durante un plazo igual a Nl= 20 años.
Las tablas 3 y 4 facilitadas en el anexo deberían utilizarse para el cálculo de LCCUSP y PW[CIF(N)]. La TIR en el caso C es igual a un 3 - 5% bastante bueno . Escojamos un valor de TIR = 3% (el caso menos favorable)
El análisis de otros casos más podría ayudar a entender mejor el concepto. La tabla 5.3 muestra valores de la TIR para sistemas FV Conectados a la Red con la misma inversión inicial y diferentes medidas de apoyo.
[EPV]kWp
(kWh kWp-1 año-1)
[PVIN]kWp
(€ kWp-1)
pu
(€ kWh-1)
epu
(%)
[PVIS]kWp
(€ kWp-1)
Préstamos en cond.
privilegiadas
Nl (años)
il (%)
TIR
(%)
1200
4000
0,2
2
1000
No disponible
5-7
Nl=10 il=5 7-9
No disponible
Nl=10 il=5 3-5
0,3No
disponibleNo
disponible5-7
14000,2
No disponible
No disponible
5-7
5.5. Breve revisión del efecto fiscal
Como hemos comentado anteriormente, los casos anteriores no han tenido en cuenta
la influencia fiscal. No obstante, en breve trataremos a continuación algunas cuestio-
nes básicas relativas a esta influencia para ayudar a conseguir un planteamiento que
intente no esconder el efecto de la fiscalización. De todas formas, hay que tener en
TABLA 5.3TIR para SFVCAR con la
misma inversión inicial y dife-
rentes incentivos financieros.
manual técnico
59
cuenta que las suposiciones generales que siguen son razonables, pero la fiscalización
es muy diferente en cada país. No obstante, las desgravaciones fiscales se han dejado a
un lado, debido a las grandes diferencias relativas a esta cuestión también en cada país.
En general, la mayoría de legislaciones fiscales existentes, consideran que todos los
propietarios de una planta fotovoltaica deben pagar una cantidad por año, principal-
mente atribuible a las ganancias del año anterior. Esta cantidad depende del coeficiente
fiscal establecido por la legislación, del rendimiento de la inversión, de los costes de
mantenimiento y explotación anuales, del método de amortización de la deuda, de la
amortización de los activos, etc.
La diversidad de los sistemas de fiscalidad según cada país hace que resulte complejo
incluir esta cuestión en nuestro análisis. De todas formas, se han considerado varios
coeficientes fiscales, que van desde el 0% hasta el 40%.10En este subapartado se ha
realizado un análisis de la TIR teniendo en cuenta un coeficiente fiscal para los tres
casos considerados. A fin de estimar la fiscalidad, este coeficiente se ha aplicado a la
aportación de capital en contado de la planta fotovoltaica, una vez deducidos la amor-
tización del activo, los pagos de interés del préstamo y los costes de mantenimiento y
explotación del SFVCAR. La amortización del activo se ha considerado lineal durante
la vida útil de la planta fotovoltaica (25 años) y se ha excluido de la fiscalidad. Los
resultados de los análisis en los casos base de los ejemplos A, B y C se muestran en la
figura 5.4. En esta figura, se representa la tasa interna de rentabilidad frente al porcen-
taje de coeficiente fiscal. La TIR experimenta una reducción regular y prácticamente
lineal a medida que se incrementa el coeficiente fiscal. Más concretamente, cuando el
último aumenta hasta el 40%, el primero sólo disminuye un 2,7% en el caso A, 1,4%
en el caso B y un 0,8% en el caso C.
Figura 5.1. TIR (%) como una función del porcentaje de los valores del coeficiente fiscal para los casos A (línea superior), B (línea central) y C (línea inferior)
10. Kaldellis JK, Vlachou DS, Korbakis G. Techno-economic evaluation of small hydro po wer plants in Greece: a complete sen-sitivity analysis. Energy Policy 2005;33:1969-1985.
“pvs in bloom”
60
BREVE RESUMEN DEL APARTADO 5
• Una continua tendencia a la baja de los costes FV junto con una gran variedad
de medidas de apoyo ha convertido a los sistemas fotovoltaicos conectados a
la red (SFVCAR) en una inversión rentable si se cumplen ciertas condiciones
económicas.
• Los precios de SFVCAR instalados en el suelo - como son los del proyec-
to “PVs in Bloom” se han reducido drásticamente en alrededor de un 35%
durante los años 2007-2009. Se deben considerar precios entre 3-6 euros/
Wp como un rango realista del coste de los huertos solares en los países que
participan en el proyecto.
• En Europa, se han definido formas diferentes de financiación de los huertos
solares y han entrado en vigor en los últimos años. Las más conocidas en
Europa son la tarifa regulada, las ayudas de capital y los préstamos en condi-
ciones privilegiadas.
• La tasa interna de rentabilidad (TIR) proporciona información significativa
directa al inversor de estos sistemas FV.
• Este apartado presenta algunas tablas fáciles de usar destinadas a estimar la
TIR evitando cálculos incómodos.
• Este análisis proporciona algunas cifras para la TIR que podrían ayudar a un
futuro dueño de un SFVCAR instalado en suelo a tomar una decisión. A con-
tinuación se muestran algunas cifras según los diferentes escenarios:
[EPV]kWp
(kWh kWp-1 year-1)
[PVIN]kWp
(€ kWp-1)
pu
(€ kWh-1)
epu
(%)
[PVIS]kWp
(€ kWp-1)
Préstamos en cond.
privilegiadas
Nl (años)
il (%)
TIR
(%)
1000
4000
0,2
1 1000 Nl=20 il=5 3-5
1200
2
1000
No disponible
5-7
Nl=10 il=5 7-9
No disponible
Nl=10 il=5 3-5
0,3No
disponibleNo
disponible5-7
5000 0,2 1500 Nl=20 il=5 5-7
1400 0,2No
disponibleNo
disponible5-7
1400 6000 0,3 1000 Nl=10 il=5 9-11
• El análisis relativo a la fiscalidad muestra que la TIR experimenta una reduc-
ción regular y prácticamente lineal a medida que el coeficiente fiscal se incre-
menta entre un 0 y un 40%.
manual técnico
61
APÉNDICE I DEL APARTADO 5. TABLAS DESTINADAS A ESTIMAR LA TIR
[PVIS]kWp (€/kWp) [PVIN]kWp (€/kWp)
d 3000 4000 5000 6000 7000 80000 0,01 3661 4881 6101 7321 8542 9762
0,03 3522 4697 5871 7045 8219 93930,05 3423 4564 5705 6846 7987 91280,07 3350 4466 5583 6699 7816 89320,09 3295 4393 5491 6589 7688 87860,11 3253 4337 5421 6505 7590 86740,13 3220 4293 5366 6440 7513 85860,15 3194 4259 5323 6388 7452 85170,17 3173 4231 5288 6346 7404 84610,19 3156 4208 5260 6312 7364 84160,21 3142 4189 5236 6283 7330 83780,23 3130 4173 5216 6259 7303 83460,25 3120 4159 5199 6239 7279 83190,27 3111 4148 5185 6222 7259 8296
1000 0,01 1440 2661 3881 5101 6321 75420,03 2522 3697 4871 6045 7219 83930,05 2423 3564 4705 5846 6987 81280,07 2350 3466 4583 5699 6816 79320,09 2295 3393 4491 5589 6688 77860,11 2253 3337 4421 5505 6590 85170,13 2220 3293 4366 5440 6513 75860,15 2194 3259 4323 5388 6452 75170,17 2173 3231 4288 5346 6404 74610,19 2156 3208 4260 5312 6364 74160,21 2142 3189 4236 5283 6330 73780,23 2130 3173 4216 5259 6303 73460,25 2120 3159 4199 5239 6279 73190,27 2111 3148 4185 5222 6259 7296
1500 0,01 2161 3381 4601 5821 7042 82620,03 2022 3197 4371 5545 6719 78930,05 1923 3064 4205 5346 6487 76280,07 1850 2966 4083 5199 6316 74320,09 1795 2893 3991 5089 6188 72860,11 1753 2837 3921 5005 6090 71740,13 1720 2793 3866 4940 6013 70860,15 1694 2759 3823 4888 5952 70170,17 1673 2731 3788 4846 5904 69610,19 1656 2708 3760 4812 5864 69160,21 1642 2689 3736 4783 5830 68780,23 1630 2673 3716 4759 5803 68460,25 1620 2659 3699 4739 5779 68190,27 1611 2648 3685 4722 5759 6796
2000 0,01 1661 2881 4101 5321 6542 77620,03 1522 2697 3871 5045 6219 73930,05 1423 2564 3705 4846 5987 71280,07 1350 2466 3583 4699 5816 69320,09 1295 2393 3491 4589 5688 67860,11 1253 2337 3421 4505 5590 66740,13 1220 2293 3366 4440 5513 65860,15 1194 2259 3323 4388 5452 65170,17 1173 2231 3288 4346 5404 64610,19 1156 2208 3260 4312 5364 64160,21 1142 2189 3236 4283 5330 63780,23 1130 2173 3216 4259 5303 63460,25 1120 2159 3199 4239 5279 63190,27 1111 2148 3185 4222 5259 10034
2500 0,01 1161 2381 3601 4821 6042 72620,03 1022 2197 3371 4545 5719 68930,05 923 2064 3205 4346 5487 66280,07 850 1966 3083 4199 5316 64320,09 795 1893 2991 4089 5188 62860,11 753 1837 2921 4005 5090 61740,13 720 1793 2866 3940 5013 60860,15 694 1759 2823 3888 4952 60170,17 673 1731 2788 3846 4904 59610,19 656 1708 2760 3812 4864 59160,21 642 1689 2736 3783 4830 58780,23 630 1673 2716 3759 4803 5846
TABLA 1Coste del ciclo de vida del sis-tema por kWp desde el punto de vista del usuario [LCCUSP]
kWp como función de la inver-sión inicial en el SFVCAR por kWp ([PVIN]kWp), el índice de descuento nominal d y la ayu-da a la inversión inicial por kWp ([PVIS]kWp). No hay prés-tamos disponibles.
(Continúa en la página siguiente)
“pvs in bloom”
62
[PVIS]kWp (€/kWp) [PVIN]kWp (€/kWp)
d 3000 4000 5000 6000 7000 80000,25 620 1659 2699 3739 4779 58190,27 611 1648 2685 3722 4759 5796
3000 0,01 661 1881 3101 4321 5542 67620,03 522 1697 2871 4045 5219 63930,05 423 1564 2705 3846 4987 61280,07 350 1466 2583 3699 4816 59320,09 295 1393 2491 3589 4688 57860,11 253 1337 2421 3505 4590 56740,13 220 1293 2366 3440 4513 55860,15 194 1259 2323 3388 4452 55170,17 173 1231 2288 3346 4404 54610,19 156 1208 2260 3312 4364 54160,21 142 1189 2236 3283 4330 53780,23 130 1173 2216 3259 4303 53460,25 120 1159 2199 3239 4279 53190,27 111 1148 2185 3222 4259 5296
3500 0,01 1381 2601 3821 5042 62620,03 1197 2371 3545 4719 58930,05 1064 2205 3346 4487 56280,07 966 2083 3199 4316 54320,09 893 1991 3089 4188 52860,11 837 1921 3005 4090 51740,13 793 1866 2940 4013 50860,15 759 1823 2888 3952 50170,17 731 1788 2846 3904 49610,19 708 1760 2812 3864 49160,21 689 1736 2783 3830 48780,23 673 1716 2759 3803 48460,25 659 1699 2739 3779 48190,27 648 1685 2722 3759 4796
4000 0,01 881 2101 3321 4542 57620,03 697 1871 3045 4219 53930,05 564 1705 2846 3987 51280,07 466 1583 2699 3816 49320,09 393 1491 2589 3688 47860,11 337 1421 2505 3590 46740,13 293 1366 2440 3513 45860,15 259 1323 2388 3452 45170,17 231 1288 2346 3404 44610,19 208 1260 2312 3364 44160,21 189 1236 2283 3330 43780,23 173 1216 2259 3303 43460,25 159 1199 2239 3279 43190,27 148 1185 2222 3259 4296
4500 0,01 1601 2821 4042 52620,03 1371 2545 3719 48930,05 1205 2346 3487 46280,07 1083 2199 3316 44320,09 991 2089 3188 42860,11 921 2005 3090 41740,13 866 1940 3013 40860,15 823 1888 2952 40170,17 788 1846 2904 3961 0,19 760 1812 2864 3916 0,21 736 1783 2830 3878 0,23 716 1759 2803 3846 0,25 699 1739 2779 3819 0,27 685 1722 2759 3796
[PVIS]kWp (€/kWp) [PVIN]kWp (€/kWp)
d 3000 4000 5000 6000 7000 80000 0.01 4340 5787 7234 8681 10128 11574
0.03 3836 5115 6394 7673 8952 102310.05 3423 4564 5705 6846 7987 91280.07 3078 4104 5131 6157 7183 82090.09 2788 3717 4647 5576 6505 74350.11 2541 3388 4234 5081 5928 67750.13 2328 3104 3880 4656 5432 62080.15 2144 2858 3573 4288 5002 5717
TABLA 2Coste del ciclo de vida del sistema por kWp desde el punto de vista del usuario [LCCUSP]kWp como función de la inversión inicial en el SFV-CAR por kWp ([PVIN]kWp), el índice de descuento nominal d y la ayuda a la inversión inicial por kWp ([PVIS]kWp). Duración del préstamo Nl = 10 años, il = 5%.
(Continúa en la página siguiente)
manual técnico
63
[PVIS]kWp (€/kWp) [PVIN]kWp (€/kWp)
d 3000 4000 5000 6000 7000 80000.17 1983 2644 3305 3966 4627 52880.19 1842 2455 3069 3683 4297 49110.21 1717 2289 2861 3433 4006 45780.23 1606 2141 2676 3212 3747 42820.25 1507 2009 2511 3013 3516 40180.27 1418 1891 2363 2836 3309 3781
1000 0.01 3114 4561 6007 7454 8901 103480.03 2732 4011 5289 6568 7847 91260.05 2423 3564 4705 5846 6987 81280.07 2169 3195 4221 5247 6273 72990.09 1957 2886 3816 4745 5674 66040.11 1778 2625 3472 4319 5166 57170.13 1625 2401 3177 3953 4729 55050.15 1494 2208 2923 3638 4352 50670.17 1380 2041 2702 3363 4023 46840.19 1280 1894 2507 3121 3735 43490.21 1192 1764 2336 2908 3481 40530.23 1114 1649 2184 2720 3255 37900.25 1044 1547 2049 2551 3053 35560.27 982 1455 1928 2400 2873 3345
1500 0.01 2501 3947 5394 6841 8288 97350.03 2179 3458 4737 6016 7295 85740.05 1923 3064 4205 5346 6487 76280.07 1714 2740 3766 4792 5818 68450.09 1541 2471 3400 4329 5259 61880.11 1397 2244 3090 3937 4784 56310.13 1274 2050 2826 3602 4378 51540.15 1169 1883 2598 3313 4027 47420.17 1078 1739 2400 3061 3722 43830.19 999 1613 2226 2840 3454 40680.21 929 1501 2074 2646 3218 37900.23 868 1403 1938 2473 3009 35440.25 813 1315 1818 2320 2822 33240.27 764 1237 1710 2182 2655 3128
2000 0.01 1887 3334 4781 6228 7675 91210.03 1627 2906 4185 5464 6742 80210.05 1423 2564 3705 4846 5987 71280.07 1259 2285 3311 4338 5364 63900.09 1126 2055 2984 3914 4843 57730.11 1015 1862 2709 3556 4403 52500.13 923 1699 2475 3251 4027 48030.15 844 1558 2273 2988 3702 44170.17 776 1437 2098 2759 3420 40810.19 718 1332 1945 2559 3173 37870.21 667 1239 1811 2383 2956 35280.23 622 1157 1692 2227 2763 32980.25 582 1084 1586 2089 2591 30930.27 547 1019 1492 1964 2437 6884
2500 0.01 1274 2721 4168 5614 7061 85080.03 1075 2354 3632 4911 6190 74690.05 923 2064 3205 4346 5487 66280.07 804 1831 2857 3883 4909 59350.09 710 1640 2569 3498 4428 53570.11 634 1481 2328 3175 4022 48680.13 571 1347 2123 2899 3675 44510.15 519 1233 1948 2663 3377 4092
0.17 475 1136 1797 2458 3119 37800.19 437 1051 1665 2278 2892 35060.21 404 976 1549 2121 2693 32650.23 376 911 1446 1981 2517 30520.25 351 853 1355 1857 2360 28620.27 329 801 1274 1747 2219 2692
3000 0.01 661 2108 3554 5001 6448 78950.03 522 1801 3080 4359 5638 69170.05 423 1564 2705 3846 4987 61280.07 350 1376 2402 3428 4454 54800.09 295 1224 2153 3083 4012 49410.11 253 1100 1946 2793 3640 44870.13 220 996 1772 2548 3324 41000.15 194 909 1623 2338 3052 3767
(Continúa en la página siguiente)
“pvs in bloom”
64
[PVIS]kWp (€/kWp) [PVIN]kWp (€/kWp)
d 3000 4000 5000 6000 7000 80000.17 173 834 1495 2156 2817 34780.19 156 770 1384 1997 2611 32250.21 142 714 1286 1858 2431 30030.23 130 665 1200 1735 2271 28060.25 120 622 1124 1626 2129 26310.27 111 583 1056 1529 2001 2474
3500 0.01 1494 2941 4388 5835 72810.03 1249 2528 3807 5085 63640.05 1064 2205 3346 4487 56280.07 921 1947 2973 3999 50250.09 808 1738 2667 3596 45260.11 718 1565 2412 3259 41060.13 645 1421 2197 2973 37490.15 584 1298 2013 2727 34420.17 532 1193 1854 2515 31760.19 489 1103 1716 2330 29440.21 451 1024 1596 2168 27400.23 419 954 1489 2025 25600.25 391 893 1395 1897 24000.27 366 838 1311 1784 2256
4000 0.01 881 2328 3775 5221 66680.03 697 1975 3254 4533 58120.05 564 1705 2846 3987 51280.07 466 1492 2518 3545 45710.09 393 1322 2252 3181 41100.11 337 1184 2031 2878 37240.13 293 1069 1845 2621 33970.15 259 973 1688 2402 31170.17 231 892 1553 2214 28750.19 208 822 1436 2049 26630.21 189 761 1333 1906 24780.23 173 708 1243 1779 23140.25 159 662 1164 1666 21680.27 148 620 1093 1566 2038
4500 0.01 1714 3161 4608 60550.03 1423 2702 3981 52600.05 1205 2346 3487 46280.07 1037 2064 3090 41160.09 907 1836 2765 36950.11 802 1649 2496 33430.13 718 1494 2270 30460.15 648 1363 2077 27920.17 590 1251 1912 2573 0.19 541 1155 1768 2382 0.21 499 1071 1643 2215 0.23 462 997 1533 2068 0.25 430 933 1435 1937 0.27 403 875 1348 1821
[PVIS]kWp (€/kWp) [PVIN]kWp (€/kWp)
d 3000 4000 5000 6000 7000 80000 0.01 5005 6673 8341 10010 11678 13346
0.03 4104 5472 6840 8208 9576 109440.05 3423 4564 5705 6846 7987 91280.07 2900 3867 4833 5800 6766 77330.09 2492 3323 4154 4984 5815 66460.11 2170 2893 3616 4339 5063 57860.13 1911 2548 3185 3822 4459 50960.15 1701 2268 2835 3401 3968 45350.17 1528 2037 2546 3055 3565 40740.19 1384 1845 2306 2768 3229 36900.21 1263 1684 2104 2525 2946 33670.23 1160 1546 1933 2319 2706 30920.25 1071 1428 1786 2143 2500 28570.27 995 1327 1658 1990 2322 2653
1000 0.01 3557 5225 6893 8561 10230 118980.03 2910 4278 5646 7014 8382 9750
TABLA 3Coste del ciclo de vida del sis-tema por kWp desde el punto de vista del usuario [LCCUSP]
kWp como función de la inver-sión inicial en el SFVCAR por kWp ([PVIN]kWp), el índice de descuento nominal d y la ayu-da a la inversión inicial por kWp ([PVIS]kWp). Duración del préstamo Nl = 20 años, il = 5%.
(Continúa en la página siguiente)
manual técnico
65
[PVIS]kWp (€/kWp) [PVIN]kWp (€/kWp)
d 3000 4000 5000 6000 7000 80000.05 2423 3564 4705 5846 6987 81280.07 2050 3016 3983 4950 5916 68830.09 1760 2590 3421 4252 5083 59130.11 1531 2254 2977 3700 4424 45350.13 1347 1984 2621 3258 3895 45320.15 1198 1765 2332 2899 3466 40330.17 1076 1585 2095 2604 3113 36220.19 974 1436 1897 2358 2819 32810.21 889 1310 1731 2152 2572 29930.23 816 1203 1589 1976 2363 27490.25 754 1111 1468 1825 2183 25400.27 700 1032 1364 1695 2027 2358
1500 0.01 2833 4501 6169 7837 9506 111740.03 2313 3681 5049 6417 7785 91530.05 1923 3064 4205 5346 6487 76280.07 1625 2591 3558 4525 5491 64580.09 1393 2224 3055 3886 4716 55470.11 1211 1934 2658 3381 4104 48270.13 1065 1702 2339 2976 3613 42500.15 947 1514 2081 2648 3215 37820.17 850 1360 1869 2378 2887 33970.19 770 1231 1692 2154 2615 30760.21 702 1123 1544 1965 2386 28070.23 645 1031 1418 1804 2191 25770.25 595 953 1310 1667 2024 23810.27 553 885 1216 1548 1879 2211
2000 0.01 2109 3777 5445 7113 8782 104500.03 1716 3084 4452 5820 7188 85560.05 1423 2564 3705 4846 5987 71280.07 1200 2166 3133 4100 5066 60330.09 1027 1858 2689 3519 4350 51810.11 892 1615 2338 3061 3785 45080.13 784 1421 2058 2695 3332 39690.15 696 1263 1830 2397 2964 35310.17 625 1134 1643 2152 2662 31710.19 565 1026 1488 1949 2410 28710.21 515 936 1357 1778 2199 26200.23 473 860 1246 1633 2019 24060.25 437 794 1151 1508 1865 22220.27 406 737 1069 1400 1732 5555
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(Continúa en la página siguiente)
“pvs in bloom”
66
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manual técnico
67
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Wh/
(kW
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0024
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2012
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0.
1394
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37
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0.15
832
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41
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1773
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1966
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99
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98
1798
19
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000
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93
93
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5 14
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0.05
2824
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65
4706
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8471
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13
1035
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92
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1935
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0.11
1646
21
95
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4939
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14
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4061
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1324
16
55
1987
23
18
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3311
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0.
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98
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1162
13
94
1626
18
59
2091
23
23
2555
27
88
TABLA 4Valor actual de las entradas de capital en contado por kWp de un SFVCAR ([PW[CIF(N)]]kWp) como función de la produc-ción anual por kWp del sistema ([EPV]kWp)·el tipo de descuento d y el precio unitario por kWh (pu) que el usuario pagará/ahorrará (tipo de incremento anual del precio de la energía epu = 0,01).
(Con
tinú
a en
la p
ágin
a si
guie
nte)
“pvs in bloom”
68
[E
PV] kW
p (k
Wh/
(kW
p. año
))60
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0024
00
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/kW
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1031
8 0.
1121
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1913
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22
07
2649
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0.
2111
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27
97
3197
35
96
3996
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95
4795
0.
2310
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2010
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0.01
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000
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000
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23
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93
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46
5111
55
76
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69
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p (k
Wh/
(kW
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)60
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00
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/kW
h)d
0.
10.
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1993
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1993
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0.
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20.
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10
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14
1059
7 0.
0521
03
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0.
0717
08
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0.
1310
27
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17
11
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23
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0.
1589
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2087
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0.
1970
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0.
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2117
23
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0.
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19
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10
0.25
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0.
2748
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1950
0.
30.
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6837
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6 11
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2051
1 0.
0339
74
5298
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23
7948
92
72
1059
7 11
921
1324
6 14
571
1589
5 0.
0531
55
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52
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73
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8413
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65
1051
7 11
568
1262
0 0.
0725
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70
5124
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6832
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8540
93
94
1024
8 0.
0921
24
2832
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4248
49
56
5664
63
72
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77
87
8495
0.
1117
94
2392
29
89
3587
41
85
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53
81
5979
65
77
7175
0.
1315
40
2053
25
67
3080
35
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20
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47
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0.
1513
42
1789
22
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31
3578
40
26
4473
49
20
5368
0.
1711
84
1579
19
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2369
27
64
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43
43
4737
0.
1910
57
1409
17
62
2114
24
67
2819
31
71
3524
38
76
4228
0.
2195
3 12
70
1588
19
06
2223
25
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31
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38
11
0.23
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1155
14
44
1732
20
21
2310
25
99
2887
31
76
3465
0.
2579
3 10
58
1322
15
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21
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2380
26
44
2909
31
73
0.27
731
975
1219
14
63
1706
19
50
2194
24
38
2682
29
25
TABLA 5Valor actual de las entradas de capital en contado por kWp de un SFVCAR ([PW[CIF(N)]]kWp) como función de la produc-ción anual por kWp del sistema ([EPV]kWp)·el tipo de descuento d y el precio unitario por kWh (pu) que el usuario pagará/ahorrará (tipo de incremento anual del precio de la energía epu = 0,02).
(Con
tinú
a en
la p
ágin
a si
guie
nte)
“pvs in bloom”
70
0.4
0.01
6837
91
16
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674
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2051
1 22
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348
0.03
5298
70
65
8831
10
597
1236
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129
1589
5 17
661
1942
7 21
194
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4207
56
09
7011
84
13
9816
11
218
1262
0 14
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1542
4 16
827
0.07
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5693
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7971
91
09
1024
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1252
5 13
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2832
37
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56
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0.11
2392
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47
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63
77
7175
79
72
8769
95
66
0.13
2053
27
38
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41
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4791
54
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68
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82
14
0.15
1789
23
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1579
21
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52
64
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63
17
0.19
1409
18
79
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28
19
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37
59
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46
98
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56
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42
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50
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1925
23
10
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38
50
4235
46
20
0.25
1058
14
10
1763
21
16
2468
28
21
3173
35
26
3878
42
31
0.27
975
1300
16
25
1950
22
75
2600
29
25
3250
35
75
3900
0.
50.
0185
46
1139
5 14
244
1709
3 19
942
2279
0 25
639
2848
8 31
337
3418
5 0.
0366
23
8831
11
038
1324
6 15
454
1766
1 19
869
2207
7 24
284
2649
2 0.
0552
58
7011
87
64
1051
7 12
269
1402
2 15
775
1752
8 19
281
2103
3 0.
0742
70
5693
71
17
8540
99
63
1138
7 12
810
1423
3 15
657
1708
0 0.
0935
40
4720
59
00
7079
82
59
9439
10
619
1179
9 12
979
1415
9 0.
1129
89
3986
49
82
5979
69
75
7972
89
68
9965
10
961
1195
8 0.
1325
67
3422
42
78
5134
59
89
6845
77
01
8556
94
12
1026
7 0.
1522
37
2982
37
28
4473
52
19
5964
67
10
7455
82
01
8946
0.
1719
74
2632
32
90
3948
46
06
5264
59
22
6580
72
38
7896
0.
1917
62
2349
29
36
3524
41
11
4698
52
86
5873
64
60
7047
0.
2115
88
2117
26
47
3176
37
05
4235
47
64
5293
58
23
6352
0.
2314
44
1925
24
06
2887
33
68
3850
43
31
4812
52
93
5775
0.
2513
22
1763
22
04
2644
30
85
3526
39
67
4407
48
48
5289
0.
2712
19
1625
20
31
2438
28
44
3250
36
57
4063
44
69
4876
0.
60.
0110
256
1367
4 17
093
2051
1 23
930
2734
8 30
767
3418
5 37
604
4102
3 0.
0379
48
1059
7 13
246
1589
5 18
544
2119
4 23
843
2649
2 29
141
3179
0 0.
0563
10
8413
10
517
1262
0 14
723
1682
7 18
930
2103
3 23
137
2524
0 0.
0751
24
6832
85
40
1024
8 11
956
1366
4 15
372
1708
0 18
788
2049
6 0.
0942
48
5664
70
79
8495
99
11
1132
7 12
743
1415
9 15
575
1699
1 0.
1135
87
4783
59
79
7175
83
70
9566
10
762
1195
8 13
153
1434
9 0.
1330
80
4107
51
34
6160
71
87
8214
92
41
1026
7 11
294
1232
1 0.
1526
84
3578
44
73
5368
62
62
7157
80
52
8946
98
41
1073
5 0.
1723
69
3158
39
48
4737
55
27
6317
71
06
7896
86
85
9475
0.
1921
14
2819
35
24
4228
49
33
5638
63
43
7047
77
52
8457
0.
2119
06
2541
31
76
3811
44
46
5082
57
17
6352
69
87
7622
0.
2317
32
2310
28
87
3465
40
42
4620
51
97
5775
63
52
6929
0.
2515
87
2116
26
44
3173
37
02
4231
47
60
5289
58
18
6347
0.
2714
63
1950
24
38
2925
34
13
3900
43
88
4876
53
63
5851
[EP
V] kW
p (k
Wh/
(kW
p. año
)60
080
010
0012
0014
0016
0018
0020
0022
0024
00
p u (€
/kW
h)d
manual técnico
71
APÉNDICE II DEL APARTADO 5: TERMINOLOGÍA
[EPV]kWp Rendimiento de electricidad FV anual normalizado (por kWp) (kWh·kWp-1·yr-1).
[LCCUSP]kWp Coste del ciclo de vida normalizado (por kWp) del SFVCAR desde el punto de vista del usuario (€·kWp-1).
[PVIS ]kWp Ayuda o reducción del tipo de interés inicial normalizada (por kWp) (€·kWp-1).
[PVIN]kWp Inversión inicial normalizada en el SFVCAR
(por kWp) (€·kWp-1).
[PW[CIF(N)]]kWp Valor actual normalizado (por kWp) de los aportes de capital en contado de un SFVCAR durante su vida útil (€·kWp-1).
d Tipo de descuento nominal.
EPV Rendimiento de electricidad FV anual (kWh).
il Interés del préstamo anual.
g Tipo de inflación anual.
IRR Tasa interna de rentabilidad.
LCCUSP Coste del ciclo de vida del SFVCAR desde el punto de vista del usuario (€).
N Vida útil del SFVCAR (años).
Nl Duración temporal del préstamo (años).
NPV Valor actual neto (€).
pu Precio unitario de la electricidad FV pagado/ahorrado por el usuario (€·kWh-1)
PVIS Ayuda o reducción del tipo de interés inicial (€).
PVIN Inversión inicial en el SFVCAR (€).
PW[CIF(N)] Valor actual de las aportaciones de capital en contado de un SFVCAR durante su vida útil (€).
epu Tipo de incremento anual del precio de la energía consumida/vendida a la red.
manual técnico
73
APÉNDICE: PRINCIPALES CUESTIONES CONTRACTUALES Y TÉCNICAS QUE
TIENEN QUE COMPROBARSE Y COMPARARSE CUANDO SE EXAMINA LA
PROPUESTA DE UN PROVEEDOR DE IAC (INGENIERÍA, ADQUISICIÓN Y
CONSTRUCCIÓN)
El objeto del presente apéndice es verificar mediante controles cruzados si la propues-ta del proveedor de IAC (Ingeniería, Adquisición y Construcción) es válida. Debe de tenerse en cuenta la gran importancia de esta cuestión. Asegurarse que la propuesta garantiza una producción mínima, una durabilidad y fiabilidad a largo plazo resulta fundamental para evitar malos entendidos y futuros procesos judiciales.
A continuación se facilitan algunas comprobaciones cruzadas:
• El proveedor de IAC, ¿tiene experiencia y capacidad? Desafortunadamente,
hay muchos proveedores de IAC de huertos solares que no tienen la capacidad
suficiente
• ¿Se garantiza una producción de electricidad mínima por kWp? Esta pro-
ducción, ¿está claramente vinculada a un parámetro que se pueda medir con
facilidad (p. ej.: irradiación medida por parte de una institución externa e
independiente)? Evitar garantías de producción relacionadas con índices de
rendimiento que son difíciles de comprender y medir y que no sean directos
(p.ej.: coeficiente de rendimiento)
• En la propuesta, ¿las medidas protectoras están dimensionadas y planificadas
de forma adecuada? Los fusibles, varistores, buenas partes metálicas, toma
de tierra, etc. se omiten o se dimensionan erróneamente.
• El contrato de mantenimiento y explotación (O&M, normalmente ofrecido
por el proveedor de IAC), ¿es claro y riguroso?
• El contrato, ¿incluye un seguro fiable (mín. 100% de cobertura de seguros:
por robo, desastres naturales, vandalismo, etc.)?
• El proveedor de IAC, ¿está dispuesto a dejar que la planta fotovoltaica sea so-
metida a una inspección de calidad (inspección visual concienzuda, medición
de la potencia pico del generador FV actual, medición de la resistencia de la
toma de tierra, análisis de imágenes de IR, etc. por parte de una institución
externa (Universidad, Laboratorio Independiente Acreditado, etc.) una vez
que la planta fotovoltaica haya sido puesta en marcha?
• Los módulos FV, ¿cumplen la norma IEC 60215?
• Los módulos, ¿tienen una etiqueta inamovible con sus números de serie?
• El(Los) inversor(es), ¿tienen la certificación TÜV?
• El fabricante de los módulos, ¿puede pedir préstamos en un banco?
Normalmente, a los futuros propietarios se les deniega el crédito si se utili-
zan tecnologías emergentes en la propuesta de IAC (película delgada, FV de
concentración, etc.).
manual técnico
75
AGRADECIMIENTOS
Los autores querrían agradecer a las siguientes personas su valiosa ayuda en la prepa-ración de este texto:
D. Bedin y E. Holland (Unión de las Cámaras de Comercio de Veneto)
G. Dovigi (Cámara de Comercio Italiana-Eslovaca)J. Olchowik, K. Cyeslak y M. Sordyl (Instituto de Física de la Universidad Tecnológica de Lublin)
G. Agrigiannis (Empresa de Desarrollo del Municipio de Milies)
ISBN
978
-84-
694-
2315
-8