Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a

Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas
conectadas a la red
TITULACIÓ: E.T.I.E.
AUTORS: Sonia Diana IORDAN
DIRECTORS: Luis GUASCH PESQUER
DATA: Juny de 2008.
Índice
1
Memoria ................................................................................................................ 7
1.1
Objeto del proyecto ....................................................................................... 7
1.2
Alcance .......................................................................................................... 7
1.3
Antecedentes.................................................................................................. 7
1.3.1
La producción de energía eléctrica........................................................ 7
1.3.2
Consumo de energía eléctrica en España .............................................. 9
1.3.3
El cambio climático ............................................................................. 16
1.3.4
Apoyo a las energías renovables ......................................................... 19
1.3.5
Tipos de energías renovables............................................................... 20
1.3.5.1
Energía fotovoltaica ........................................................................ 20
1.3.5.2
Energía hidráulica ........................................................................... 20
1.3.5.3
Energía eólica.................................................................................. 21
1.3.5.4
Energía geotérmica ......................................................................... 22
1.3.6
Las energías renovables en España ..................................................... 23
1.3.7
Las energías renovables en Rumanía................................................... 24
1.3.8
Barreras que dificultan la instalación de energías renovables en España
26
1.3.8.1
Barreras financieras......................................................................... 26
1.3.8.2
Barreras administrativas.................................................................. 26
1.3.8.3
Barreras técnicas ............................................................................. 27
1.3.9
Energía solar ........................................................................................ 27
1.3.9.1
El movimiento solar diario y su influencia sobre la radiación solar.
28
1.3.9.2
La radiación solar............................................................................ 30
1.3.9.3
Aprovechamiento de la energía solar.............................................. 33
1.3.9.4
La energía solar en el mundo .......................................................... 34
1.3.9.5
La energía solar en España.............................................................. 34
1.3.9.6
La energía solar en Rumanía........................................................... 36
1.3.10
El efecto fotovoltaico........................................................................... 37
1.3.11
La célula solar...................................................................................... 38
1.3.11.1
Célula fotovoltaica solar ............................................................... 38
1.3.11.2
La construcción de célula solar ..................................................... 41
1.3.11.3
Clasificación de células fotovoltaicas ........................................... 42
1.3.11.4
Parámetros que más influyen en el comportamiento de las células
44
1.3.12
Los paneles fotovoltaicos .................................................................... 44
1.3.12.1
Clasificación.................................................................................. 45
1.3.12.2
Característica tensión-corriente..................................................... 48
1.3.12.3
Distancia entre los módulos .......................................................... 50
1.3.12.4
Sombras entre módulos ................................................................. 50
1.3.12.5
Interconexionado de módulos fotovoltaicos ................................. 50
1.3.12.6 Especificaciones de los módulos fotovoltaicos............................. 51
1.3.12.7
1.3.13
Estructuras para la fijación de módulos fotovoltaicos .................. 51
El inversor ........................................................................................... 55
1.3.13.1 Requerimientos de un inversor trifásico ....................................... 56
1.3.13.2
Seguimiento del punto de máximo rendimiento del módulo ........ 56
1.3.14
Baterías ................................................................................................ 57
1.3.15
Reguladores de carga........................................................................... 58
1.3.16
Contador de energía............................................................................. 58
1.3.17
Instalaciones aisladas........................................................................... 59
1.3.18
Instalaciones conectadas a red............................................................. 60
1.3.19
Factores de pérdidas energéticas ......................................................... 63
1.3.19.1
Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal ................. 63
1.3.19.2
Pérdidas de mismatch o de conexionado ...................................... 64
1.3.19.3
Pérdidas por polvo y suciedad ...................................................... 64
1.3.19.4
Pérdidas angulares y espectrales ................................................... 64
1.3.19.5
Pérdidas por caídas ohmicas en el cableado. ................................ 64
1.3.19.6
Pérdidas por temperatura. ............................................................. 65
1.3.19.7
Pérdidas por rendimiento AC/DC del inversor. ............................ 65
1.3.19.8 Pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima
potencia del generador fotovoltaico ........................................................................ 65
1.3.19.9
1.4
Pérdidas por sombreado del generador FV. .................................. 65
Normas y referencias ................................................................................... 66
1.4.1
Disposiciones legales y normas aplicadas ........................................... 66
1.4.2
Bibliografía.......................................................................................... 67
1.4.2.1
Publicaciones .................................................................................. 67
1.4.2.2
Páginas web..................................................................................... 67
1.4.3
Programas de cálculo........................................................................... 67
1.4.4
Proyecto
Plan de gestión de la calidad aplicado durante la redacción del
67
1.4.5
Otras referencias .................................................................................. 68
1.5
Definiciones y abreviaturas ......................................................................... 69
1.5.1
Definiciones......................................................................................... 69
1.5.2
Abreviaturas ........................................................................................ 70
1.6
Requisitos de diseño .................................................................................... 71
1.7
Análisis de soluciones ................................................................................. 73
1.7.1
Localización ........................................................................................ 73
1.7.2
Radiación diaria incidente ................................................................... 75
1.7.2.1
Junio ................................................................................................ 76
1.7.2.2
Marzo .............................................................................................. 81
1.7.2.3
Diciembre........................................................................................ 87
1.7.3
Radiación mensual incidente en función del ángulo de inclinación.... 93
1.7.4
Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica para una
orientación horizontal .................................................................................................. 94
1.7.4.1
Tarragona ........................................................................................ 94
1.7.4.2
Bucarest........................................................................................... 95
1.7.4.3
Hellín............................................................................................... 95
1.7.4.4
Cluj Napoca..................................................................................... 96
1.7.5
Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica para una
inclinación y orientación óptimas................................................................................ 96
1.7.5.1
Tarragona ........................................................................................ 96
1.7.5.2
Bucarest........................................................................................... 97
1.7.5.3
Hellín............................................................................................... 97
1.7.5.4
Cluj Napoca..................................................................................... 98
1.7.6
Conclusiones........................................................................................ 99
1.7.7
estudiadas
Análisis de la eficiencia económica de las centrales fotovoltaicas
101
1.8
Resultados finales ...................................................................................... 104
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1
Memoria
1.1
Objeto del proyecto
El objeto de este proyecto es analizar y comparar diferentes tipos de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red, en las que se utilizan distintos tipos de placas y distintos
sistemas de seguimiento solar, para evidenciar las mejores soluciones, tanto desde el punto
de vista energético como económico para distintas ubicaciones.
1.2
Alcance
En este proyecto se analiza la posibilidad de aprovechar la radiación solar, para la
producción de energía eléctrica, en ubicaciones situadas en España y Rumanía, mediante
centrales fotovoltaicas conectadas con la red eléctrica.
En el capítulo tres se presenta el consumo de energía eléctrica en el mundo. Para España se presenta también la evolución de la producción de energía eléctrica en función de
su origen y se hace una previsión de la misma para el año 2008. Se hace una presentación
de las energías renovables y de su nivel de implantación a nivel mundial, remarcando la
energía solar fotovoltaica en España y Rumanía. A continuación, se presentan los principales componentes de una central fotovoltaica.
El capítulo cuatro muestra las fuentes de información utilizadas para la realización
del proyecto.
En requisitos de diseño (capítulo 6) se presentan las dos ubicaciones inicialmente
elegidas para el análisis: Tarragona y Bucarest.
El capitulo siete, análisis de soluciones, presenta los datos de radiación solar y temperatura para las dos ubicaciones elegidas inicialmente y también se buscan las ubicaciones
con mayor radiación solar en España y Rumanía, presentando también en este caso la radiación solar y temperatura. Por último, se hace un análisis económico de las centrales fotovoltaicas emplazadas en cada ubicación para determinar el grado de rentabilidad de la
inversión en cada caso.
Finalmente, el capítulo ocho presenta las mejores soluciones, tanto técnicas como
económicas.
1.3
Antecedentes
1.3.1 La producción de energía eléctrica
La población humana cuenta con 6.000 millones de personas y todos necesitan energía para sus actividades. Es necesario disponer de la energía necesaria para cubrir estas expectativas en cada momento y tener una previsión a medio y largo plazo. Las fuentes a partir de las cuales se obtiene la energía también son un aspecto a tener en cuenta, tanto por su
sostenibilidad, como por su impacto en el medio ambiente.
Memoria
7
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
La energía se puede obtener a partir de fuentes:
• no renovables (contaminantes): carbón, petróleo, gas natural.
• renovables (limpias): son aquellas que no varían el ecosistema y aprovechan los recursos de la naturaleza sin modificarla o perjudicarla, son inagotables desde el punto de referencia del periodo de existencia de la
humanidad. Por ejemplo: hidráulica, eólica, fotovoltaica, biomasa.
Se estima que el consumo de energía en el mundo se incrementará en un 57% entre
2004 y 2030, a pesar de que se espera que el aumento de precios tanto del petróleo como
del gas natural siga en aumento. Gran parte de este incremento será producido por el consumo en los países con economías emergentes (China e India fundamentalmente). En el informe "Internacional Energy Outlook 2005" se prevé que el consumo de energía en el mercado experimente un incremento medio de un 2,5% por año hasta 2030 en los países ajenos
a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), mientras que
en los países miembros será tan solo del 0,6%; así, durante este periodo, los países OCDE
incrementarán su demanda energética en un 24%, mientras que el resto de países lo harán
al 95%.
En la Figura 1 se muestra el consumo total de energía, teniendo como unidades: cuatrillones unidades térmicas inglesas y en la Figura 2 la evolución y la estimación del consumo de energía.
Figura 1. El consumo mundial de energía por regiones (1970-2025). Fuentes: Historia: Internacional Energy Annual 2002, Pronosticos: EIA, System for the análisis of Global Energy Markets, 2005
8
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 2. Evolución y estimación del consumo de energía eléctrica en función de su origen. Energy Information administration (EIA).
1.3.2 Consumo de energía eléctrica en España
En España el transporte de energía eléctrica es estatal, mientras que están liberalizadas la producción, distribución y comercialización de la misma. La empresa estatal que se
encarga del transporte de energía eléctrica es Red Eléctrica Española (REE).
Red Eléctrica fue la primera empresa en el mundo dedicada en exclusividad al transporte de electricidad y a la operación de sistemas eléctricos. Pionera en su clase, mantiene
hoy una posición de liderazgo en estas actividades.
De los datos suministrados por la Red Eléctrica se puede construir un grafico que revela el consumo de energía eléctrica por tipos de fuentes de energía. Se ha considerado para el análisis el periodo abril 2007-abril 2008.
Tabla 1. El consumo de energía en España en GWh
Hidráulica
Nuclear
Carbón
Fuel y Gas
Ciclo
combinado
Régimen
especial
Saldo
intercambio
abr-07
2.558,4
4.541,9
6.190,7
133,8
4.146,9
3.805,8
-261,0
May-07
2.618,3
3.650,1
6.361,4
193,9
4.438,6
5.037,8
-494,7
jun-07
2.162,9
3.303,9
6.126,8
97,4
6.301,0
4.182,6
-223,4
jul-07
2.415,5
4.049,7
6.318,5
308,2
6.732,6
4.339,4
-289,7
ago-07
1.798,1
4.177,5
6.251,6
241,5
5.275,4
4.692,0
-314,0
sep-07
1.452,8
5.113,5
5.834,8
266,7
5.770,1
4.197,7
-846,5
oct-07
1.771,2
5.125,2
5.675,2
147,0
6.240,3
4.397,3
-1.153,7
nov-207
1.443,6
4.117,4
5.811,2
222,2
7.792,5
5.194,0
-1.052,9
dic-07
1.371,8
5.305,1
6.442,7
190,0
7.448,7
4.809,9
-729,8
ene-08
1.378,7
5.569,3
5.296,6
162,4
8.184,8
5.469,4
-456,8
feb-08
1.042,3
5.355,3
4.883,3
142,3
8.180,8
4.752,5
-655,6
mar-08
1.077,2
5.598,5
3.905,3
79,2
6.943,9
7.002,4
-1.210,1
abr-08
2.329,0
4.197,1
3.282,8
149,5
7.058,0
6.477,8
-1.294,4
Memoria
9
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
En la Figura 3 se puede notar con más facilidad el modo en cual la demanda de energía esta cubierta con diferentes tipos de energía. El régimen especial incluye la energía eólica.
10.000.000
8.000.000
Hidraulica
Nuclear
MWh
6.000.000
Carbon
Fuel y Gas
Ciclo combinado
Regimen especial
Saldo intrecambio
4.000.000
2.000.000
0
ab
r
m -0 7
ay
-0
ju 7
n0
ju 7
l-0
ag 7
o0
se 7
p0
oc 7
t
no 07
v20
di 7
cen 07
e0
fe 8
bm 08
ar
-0
ab 8
r-0
8
-2.000.000
Mes
Figura 3. Consumo de energía eléctrica en España en función del tipo de
generación entre abril de 2007 y abril de 2008.
Figura 4. Evolución del consumo y la producción de energía eléctrica en
España para el día de 13 de mayo de 2008, a las 18 horas.
La Figura 3 es más que expresiva. En los meses de enero el consumo tiene los valores más grandes y la producción en ciclo combinado es más utilizada para cubrir la demanda de energía.
La misma empresa mantiene un control permanente del consumo de energía y proporciona la evolución temporal del consumo diario mediante gráficos. Por ejemplo, para el
10
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
día de 13 de mayo de 2008, a las 18 horas, el consumo de energía fue el mostrado en la Figura 4.
También se muestra la estructura de la generación de energía para este día en la Figura 5. La página de REE presenta una historia de la demanda de energía eléctrica para todos
los días. Se puede hacer una comparación del consumo en un día laboral y un día del fin de
semana (Ver Figura 6 y Figura 7).
Figura 5. Estructura de la generación de energía las 18:00 horas
Figura 6. Demanda de la energía en el día de jueves, 10.01.2008
Memoria
11
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 7. Demanda de la energía en el día de domingo, 13.01.2008
Con la ayuda de los datos de Red Eléctrica Española se ha realizado una previsión
del consumo de energía eléctrica en España en función del tipo de generación de la misma.
Para alcanzar este propósito se utilizaron las series temporales o cronológicas. Se han recogido los valores mensuales de los diferentes tipos de energía para el periodo 2002-2007
y se ha realizado una previsión para el año 2008.
Cada serie temporal es la resultante de la interacción de diversos factores cuya influencia global determina los valores de la variable a lo largo del tiempo.
Estos factores, que también se han calculado en el período analizado, se agrupan en
cuatro tipos:
• Tendencia secular: es la dirección fundamental seguida por la variable
cuando se estudia a largo plazo. Así se puede determinar si la serie obedece a una cierta ley, ya sea estabilidad, crecimiento, descrecimiento o alternancia.
• Variaciones estacionales: son los cambios experimentados por la serie
temporal con carácter periódico.
• Variaciones cíclicas: son aquellas componentes debidas a movimientos en
la serie y que se repiten periódicamente, no son tan regulares como las variaciones estacionales.
• Variaciones accidentales: son las componentes que alternen la trayectoria
de la serie de una forma imprevista.
En las figuras que se mostraran a continuación, la línea azul marca los valores reales
del consumo de ese tipo de fuente de energía, la línea verde marca la evolución del consumo de energía aislando las variaciones accidentales y la línea roja la tendencia.
En la Figura 8 se presenta la previsión de la energía hidráulica.
12
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
10.000
GWh
8.000
6.000
4.000
2.000
0
ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul02 02 03 03 04 04 05 05 06 06 07 07 08 08
Mes
Figura 8. Previsión de la producción de energía hidráulica
La tendencia de la energía hidráulica en el periodo 2002-2007 es ligeramente descendente y la previsión por el año 2008 presenta un ligero descenso.
En las Figuras 9 y 10 se presentan las evoluciones de la energía eléctrica de origen nuclear y del
carbón respectivamente. Los valores mensuales de estos dos tipos son más grandes que la
de la energía hidráulica, y la tendencia presenta una ligera tónica descendente que sugiere
el hecho de que poco a poco las energías convencionales son remplazadas por energías renovables.
10.000
GWh
8.000
6.000
4.000
2.000
0
ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul02 02 03 03 04 04 05 05 06 06 07 07 08 08
Mes
Figura 9. Previsión de la producción de energía nuclear
Memoria
13
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
10.000
GWh
8.000
6.000
4.000
2.000
0
ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul02 02 03 03 04 04 05 05 06 06 07 07 08 08
Mes
Figura 10. Previsión de la producción de energía a partir del carbón
10.000
GWh
8.000
6.000
4.000
2.000
0
ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul02 02 03 03 04 04 05 05 06 06 07 07 08 08
Mes
Figura 11. Previsión de la producción de energía a partir de fuel y gas
En la Figura 11 se presenta la evolución temporal de la producción de energía eléctrica a partir de fuel y gas, así como su previsión para el año 2008. La tendencia es descendente dado que prácticamente no se instalan nuevas plantas de este tipo, ya que las nuevas
son de ciclo combinado, mucho más eficientes desde los puntos de vista técnico, económico y ambiental.
14
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
10.000
GWh
8.000
6.000
4.000
2.000
0
ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul02 02 03 03 04 04 05 05 06 06 07 07 08 08
Mes
Figura 12. Previsión de la producción de energía en régimen de ciclo combinado
Por la otra parte las evoluciones de la energía eléctrica producida por plantas de ciclo
combinado (Figura 12) y la producida en plantas de régimen especial (Figura 13) presentan
crecimientos importantes, especialmente el primer tipo.
La evolución del saldo de intercambio entre la energía eléctrica exportada e importada (Figura 14), sugiere que las importaciones son preponderantes, pero que el valor de
energía eléctrica importada o exportada representa un tanto por ciento pequeños sobre la
consumida. La previsión muestra un seguimiento de la tendencia anterior.
10.000
GWh
8.000
6.000
4.000
2.000
0
ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul02 02 03 03 04 04 05 05 06 06 07 07 08 08
Mes
Figura 13. Previsión de la producción de energía en régimen especial
Memoria
15
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
10.000
8.000
GWh
6.000
4.000
2.000
0
-2.000
ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul- ene- jul02 02 03 03 04 04 05 05 06 06 07 07 08 08
Mes
Figura 14. Previsión del saldo intercambio.
1.3.3 El cambio climático
La quema de combustibles fósiles está provocando el cambio climático. De las reservas de combustibles fósiles económicamente recuperables actualmente, no podemos
quemar ni la cuarta parte si queremos que el planeta sobreviva al peligro del cambio climático. Así que para no sobrepasar los límites ecológicos, la humanidad dispone de un limitado “presupuesto” o cuota de carbono para emitir a la atmósfera en forma de CO2.
Se calcula que para hacer frente al cambio climático y minimizar sus consecuencias,
debemos conseguir una reducción del 80% de las emisiones de gases de efecto invernadero
para el 2050 sobre los niveles de 1990; para conseguirlo debemos, primeramente, cumplir
con el Protocolo de Kioto, convertido en Ley Internacional de cumplimiento obligatorio
desde febrero de 2005, y conseguir compromisos de reducción del 30 % para el 2020; de
esta manera podremos avanzar hacia el objetivo del 80 % para el 2050. La energía nuclear,
por su parte, ha demostrado ser altamente peligrosa. La mayoría de los países han parado
sus programas nucleares por el alto potencial de riesgo que supone su utilización y los importantes problemas que deja sin resolver, como es el almacenamiento a largo plazo de los
residuos radiactivos. Todo ello ha provocado un fuerte rechazo por parte de la opinión pública y ha elevado sus costes. De hecho, la energía nuclear ha sido excluida del Protocolo
de Kioto como mecanismo para hacer frente al cambio climático. Por tanto, es imprescindible y urgente reducir el consumo de energías sucias y sustituirlas por fuentes de energía
limpia y renovable, además de mejorar radicalmente la eficiencia de nuestro consumo
energético.
Organizaciones no gubernamentales están participando activamente en este cambio,
promoviendo las distintas tecnologías renovables disponibles. Reducir el consumo de
energía, a través del ahorro y la eficiencia, es tan necesario como sustituir las fuentes de
energía sucias por limpias y renovables. Siempre debemos buscar una reducción del im-
16
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
pacto de nuestro consumo energético sobre el medio ambiente local y global haciendo un
uso más eficiente y racional de la energía.
El impacto ambiental en la generación de electricidad de las energías convencionales
es 31 veces superior al de las energías renovables según los resultados del estudio "Impactos Ambientales de la Producción de Electricidad", elaborado por AUMA y auspiciado por
ocho instituciones entre las que se encuentran los órganos competentes de cinco gobiernos
autónomos (Cataluña, Aragón, País Vasco, Navarra y Galicia), el IDAE, el CIEMAT y la
Asociación de Productores de Energías Renovables-APPA.
El estudio cuantifica por primera vez en España con un método científico homologado internacionalmente las diferencias de impacto ambiental entre las diversas tecnologías
de generación de electricidad. Los resultados del mismo, expresados en ecopuntos de impacto (por tanto de carácter negativo), demuestran que el lignito, el petróleo y el carbón
son las tres tecnologías más contaminantes superando los mil ecopuntos, en un segundo
grupo figuran la nuclear y el gas entre doscientos y mil ecopuntos, mientras que la eólica y
la mini hidráulica, ambas renovables, forman un tercer grupo con una cantidad muy inferior de impactos -menos de cien- como puede apreciarse en el siguiente cuadro:
Estos resultados suponen que producir un kWh con la mini hidráulica tiene 340 veces
menos impacto que hacerlo con lignito o 50 veces menos que hacerlo con gas natural. En
la comparación menos perjudicial para las energías convencionales se comprueba que la
eólica tiene cuatro veces menos impacto que el gas.
El estudio ha incluido también la fotovoltaica pero sus resultados se ofrecen al margen porque, dada su fase de desarrollo y su escaso nivel de implantación industrial, no
pueden ser comparados con el resto de las tecnologías. También se ha excluido otra energía renovable, la biomasa, dada la multitud de combustibles que se emplean con esta denominación con efectos muy variados.
2.000
Ecopuntos
1.600
1.200
800
400
M
in
ih
id
ra
ul
ic
a
a
Eo
lic
N
at
ur
al
G
as
ea
r
N
uc
l
Ca
rb
on
ro
le
o
Pe
t
Li
gn
ito
0
Figura 15. Eco puntos de las diferentes tipos de producción de energía
Memoria
17
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
La metodología aplicada para la estimación de los impactos ha sido la de Análisis del
Ciclo de Vida, herramienta de gestión ambiental reconocida internacionalmente utilizada
para identificar de forma objetiva y rigurosa los impactos de un proceso, producto o actividad "desde la cuna a la tumba". Se han inventariado para cada una de las ocho tecnologías
569 entradas -de energías y materias primas- y salidas -de emisiones residuales- lo que supone haber manejado 4.552 datos.
Se han analizado impactos ambientales en doce grandes categorías: calentamiento
global, disminución capa de ozono, acidificación, eutrofización, radiaciones ionizantes,
contaminación por metales pesados, sustancias carcinógenas, niebla de verano, niebla de
invierno, generación de residuos industriales, residuos radioactivos y agotamiento recursos
energéticos. Fuera del estudio han quedado otros impactos sobre los que no hay consenso
en la comunidad científica para su evaluación pero que no modificarían los resultados del
mismo sino que probablemente acentuarían las diferencias entre energías renovables y
convencionales a favor de las primeras.
En Europa, un tercio de las emisiones de CO2 provienen de la generación de electricidad con fuentes convencionales. Cada segundo, se envían a la atmósfera 1000 toneladas
de gases nocivos, lo que esta provocando el cambio climático.
Son muchos los problemas a los que se enfrenta la humanidad al inicio del tercer milenio pero entre todos destacan los de carácter medioambiental. La temperatura anual en
Europa se ha incrementado entre los 0.3°C y 0.6°C desde 1900, la década de los 90 ha sido
la más calurosa del siglo, el nivel del mar ha crecido entre 10 y 25 cm en los últimos 100
años y se ha reducido la superficie de los hielos continentales y oceánicos durante este siglo. Son cambios evidentes y la mayoría de las causas pueden atribuirse a la emisión de los
gases de efecto invernadero y aerosoles por la actividad humana. El hombre ha tomado
conciencia de que por primera vez en la larga historia de su presencia en la tierra su actividad está produciendo cambios que pueden resultar catastróficos para su propia supervivencia.
La biosfera está reaccionando negativamente al modelo de producción y consumo de
energía con un cambio climático cuyas consecuencias sólo empezamos a atisbar. La actividad humana produce emisiones de gases como el dióxido de carbono, el metano y el óxido
de nitrógeno que al concentrarse en la atmósfera provocan el llamado "efecto invernadero".
La quema de combustibles fósiles con fines energéticos constituye la primera causa de este
fenómeno.
Una comparación del impacto ambiental de las diferentes formas de producir electricidad se puede ver en la Tabla 2.
En la Tabla 2. (*) TR: trazas. La emisión de la biomasa presupone la regeneración
anual de la cantidad consumida, la que raras veces sucede. La hidráulica y la biomasa tienen graves consecuencias para la diversidad biológica, y los residuos radiactivos plantean
graves problemas de seguridad durante más de 200.000 años. Otros impactos son la minería a cielo abierto en el caso del carbón, los vertidos de petróleo y la seguridad de las centrales nucleares.
En la cumbre de Kyoto de 1997 sobre el cambio climático, ante la falta de acuerdo
para adoptar decisiones más contundentes, se aprobó un limitado acuerdo para reducir las
emisiones antropogénicas de CO2.
18
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Carbón
Total
Residuos nucleares
Hidro-carburos
[t/GWh]
CO
[t/GWh]
SO2
[t/GWh]
NOx
[t/GWh]
CO2
[t/GWh]
Fuente de
energía
Partículas sólidas en suspensión
[t/GWh]
Tabla 2. Comparación de impacto de distintas formas de producir electricidad.
Fuente: US Department of Energy, Council for Renewable Energy Education y Worldwatch Institute.
1.058
2,986
2,971
1,626
0,267
0,102
-
1.066
824
0,251
0,34
1,176
TR
TR
-
825,8
Nuclear
9
0,034
0,03
0,003
0,018
0,001
3,641
12,3
Fotovoltaica
6
0,008
0,02
0,017
0,003
0,002
-
5,9
Biomasa
0
0,614
0,15
0,512
11,361
0,768
-
13,4
57
TR*
TR
TR
TR
TR
-
56,8
Eólica
7
TR
TR
TR
TR
TR
-
7,4
Solar térmica
4
TR
TR
TR
TR
TR
-
3,6
Hidráulica
7
TR
TR
TR
TR
TR
-
6,6
Gas natural
Geotérmica
La comunidad científica internacional coincide en señalar que es necesario realizar
un cambio para buscar la mayor eficiencia energética y lograr un modelo energético que no
se base en los combustibles fósiles.
El cambio climático no es el único de los grandes problemas que causa la utilización
masiva de los combustibles fósiles en el actual modelo energético. El petróleo, el gas y el
carbón son recursos limitados y no distribuidos equitativamente por el planeta. Con el actual modelo energético las nuevas generaciones verían el agotamiento de esas fuentes,
comprometiendo el desarrollo de la humanidad.
1.3.4 Apoyo a las energías renovables
En la Conferencia Europea de Berlín (2004), la Unión Europea (UE) definió metas
propias ambiciosas. La recomendación de la UE es que, hasta 2020, el porcentaje de energías renovables deberá cubrir un 20% del consumo total de energía. Hasta ahora, la UE esperaba sólo duplicar este porcentaje en un 12,5% hasta 2010. No se había establecido una
meta para 2020.
El Consejo Europeo de marzo de 2007 en Bruselas aprobó un plan energético obligatorio que incluye un recorte del 20% de sus emisiones de dióxido de carbono antes del año
2020 y consumir más energías renovables para que representen el 20% del consumo total
de la UE (contra el 7% en 2006). El acuerdo reconoció indirectamente el papel de la energía nuclear −que no es renovable− en la reducción de la emisión de gas de efecto invernadero correspondiendo a cada Estado miembro decidir si recurrirá o no a esta tecnología.
Memoria
19
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Por otra parte se estableció el compromiso de lograr una cuota mínima de un 10% de
biocombustible en el consumo total de gasolina y gasóleo de transporte en 2020.
Existen distintos tipos de energías renovables: fotovoltaica, eólica, hidráulica, térmica, biomasa, mareomotriz, pasiva, otras.
En España, el Plan de Fomento de las energías renovables ha asumido el mismo objetivo global asumido por la UE en el Libro Blanco de las Energías Renovables, es decir
que al menos el 12% de la demanda total de energía en España para el año 2010, sea cubierto por fuentes de energía renovables (IDEA, 1999). Lo que al igual que en la UE implica la práctica duplicación de la participación de las energías renovables en España (6.3%
del consumo de energía primaria en 1998, 6.2% considerando año hidráulico, eólico y solar
medio).
1.3.5 Tipos de energías renovables
1.3.5.1 Energía fotovoltaica
Consiste en la producción de energía eléctrica a partir de la energía solar, a través de
un sistema formado por placas fotovoltaicas. El sol incide en la superficie de la placa fotovoltaica, la cual produce una diferencia de potencial, en forma de tensión continua de bajo
voltaje, que posteriormente se transforma en tensión alterna mediante un convertidor electrónico.
La energía solar fotovoltaica que es la de mayor potencial de utilización en forma
dispersa y diversificada (por su carácter modular, puede aprovecharse en el campo y en la
ciudad, en lugares poblados y despoblados, en pequeños y grandes emplazamientos).
1.3.5.2 Energía hidráulica
Se denomina energía hidráulica o energía hídrica a aquella que se obtiene del aprovechamiento de las energías cinética y potencial de la corriente de ríos, saltos de agua o
mareas. Se aprovecha un salto de agua para mover una turbina, que a su vez arrastra a un
generador que produce energía eléctrica. Su impacto ambiental viene derivado de la construcción de la presa y posterior inundación de terrenos colindantes.
1.3.5.2.1 Energía mareomotriz
La energía mareomotriz es la que resulta de aprovechar las mareas, es decir, la altura
media de los mares según la posición relativa de la Tierra y la Luna, y que resulta de la
atracción gravitatoria de esta última y del Sol sobre las masas de agua de los mares. Esta
diferencia de alturas puede aprovecharse interponiendo partes móviles al movimiento natural de ascenso o descenso de las aguas, junto con mecanismos de canalización y depósito,
para obtener movimiento en un eje. Mediante su acoplamiento a un alternador se puede utilizar el sistema para la generación de electricidad, transformando así la energía mareomotriz en energía eléctrica. La relación entre la cantidad de energía que se puede obtener con
los medios actuales y el coste económico y ambiental de instalar los dispositivos para su
proceso han impedido una proliferación notable de este tipo de energía.
20
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 16. Central Hidráulica Portile de Fier, Probeta Turnu-Severin, Rumanía
1.3.5.3 Energía eólica
La energía eólica producida por el movimiento del aire (viento) a través de las palas
de molino puede convertirse a energía eléctrica acoplando un generador eléctrico. Al dispositivo que integra las palas del molino y el generador se le denomina aerogenerador.
Existen otras aplicaciones de la energía eólica como puede ser el bombeo de agua de pozos.
Para poder aprovechar la energía eólica es importante conocer las variaciones diurnas
y nocturnas y estaciónales de los vientos, la variación de la velocidad del viento con la altura sobre el suelo, la entidad de las ráfagas en espacios de tiempos breves, y valores
máximos ocurridos en series históricas de datos. Es también importante conocer la velocidad máxima del viento. Para poder utilizar la energía del viento, es necesario que éste alcance una velocidad mínima de 12 km/h, y que no supere los 65 km/h.
El impacto paisajístico es un aspecto negativo debido a la disposición de los elementos horizontales que lo componen y la aparición de un elemento vertical como es el aerogenerador. Producen el llamado efecto discoteca: este efecto aparece cuando el sol está por
detrás de los molinos y las sombras de las aspas se proyectan con regularidad sobre los jardines y las ventanas, parpadeando de tal modo que la gente denominó este fenómeno:
“efecto discoteca”. Esto, unido al ruido, puede llevar a la gente hasta un alto nivel de estrés, con efectos de consideración para la salud. La apertura de pistas y la presencia de operarios en los parques eólicos hacen que la presencia humana sea constante en lugares hasta
entonces poco transitados. Ello afecta también a la fauna.
Memoria
21
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 17. Parque eólico.
1.3.5.4 Energía geotérmica
La energía geotérmica es aquella energía que puede ser obtenida mediante el aprovechamiento del calor del interior de la Tierra. El calor del interior de la Tierra se debe a varios factores, entre los que cabe destacar el gradiente geotérmico, el calor radiogénico.
En áreas de aguas termales muy calientes a poca profundidad, se perfora por fracturas naturales de las rocas básales o dentro de rocas sedimentarios. El agua caliente o el vapor pueden fluir naturalmente, por bombeo o por impulsos de flujos de agua y de vapor
(flashing). El método a elegir depende del que en cada caso sea económicamente rentable
Los residuos que produce son mínimos y ocasionan poco impacto ambiental. Como
inconvenientes: deteriora del paisaje, no se puede transportar, en ciertos casos emisión de
ácido sulfhídrico que se detecta por su olor a huevo podrido, pero que en grandes cantidades no se percibe y es letal.
22
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 18. Energía geotérmica
1.3.6 Las energías renovables en España
El consumo de energía en España per cápita es similar al de otros países del Sur de
Europa. En 2003, el consumo final de energía fue de 97,2 millones de Toe, representando
un incremento de un 60% respecto a 1990. En 2004 se produjo un incremento del 3,6%
respecto al año anterior, lo que supuso un pequeño descenso en el ritmo de crecimiento,
motivado en parte por las condiciones climáticas más suaves del año.
En agosto de 2005 el Consejo de Ministros aprobó el Plan de Energías Renovables
2005-2010 en España, donde se establecen los objetivos para el periodo 2005-2010. Dado
el desarrollo actual, podemos afirmar que con las políticas actuales, el Plan se cumplirá en
algunas áreas, como solar fotovoltaica, eólica y biogás, pero es difícil que se alcancen los
objetivos de biomasa. El importe total de los incentivos a la producción de electricidad con
renovables ascenderá a 1.828 millones de euros en el año 2010, como compensación por
las externalidades evitadas, dado que las renovables evitan la emisión de millones de toneladas de CO2, reducen nuestra dependencia energética y crean miles de empleos. Otro cuello de botella es el acceso a la red eléctrica.
Figura 19. Producción de Energías Renovables en España, Fuente: APPA
Memoria
23
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Los proyectos puestos en servicio hasta el año 2010 supondrán una inversión de
23.598 millones de euros, y tan sólo el 2,9% de los fondos invertidos corresponderán a
fondos públicos (680,9 millones de euros). El sector agrupa a unas 1.400 empresas, la mayoría de tamaño pequeño y mediano, aunque el 4% cuenta con más de 500 trabajadores.
Las energías renovables en el año 2005 representaron sólo el 5,8% del consumo de
energía primaria (8.402 ktep sobre un total de 145.094 ktep), debido a que fue un mal año
hidráulico, cifra muy alejada de las 20.552 ktep en el año 2010 (12,5% del consumo de
energía primaria) previstas en documento del gobierno titulado Planificación de los sectores de electricidad y gas 2002-2011. Revisión 2005-2011. La Directiva 2001/77/CE de
promoción de la electricidad renovable prevé producir el 29,4% del total en el año 2010
con renovables, y el Plan de Renovables eleva esta cifra al 30,3%. El Plan pretende que el
consumo de biocarburantes llegue a 2 Mtep, representando el 5,83% del consumo de gasolina y gasóleo del transporte, algo superior al 5,75% del objetivo de la Directiva
2003/30/CE sobre biocarburantes. En la Figura 19 se muestra la evolución de las energías
renovables en España.
1.3.7 Las energías renovables en Rumanía
Debido a su posición geográfica, relieve y las condiciones climatológicas puede ser
considerado un país con recursos renovables modestos. Pero los recursos renovables pueden tener una contribución significante en la balanza energética del país y también en la
reducción de la cantidad de fuentes energéticas importadas. La producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables de energía, puede formar parte del sistema eléctrico del
país, o bien alimentar de forma aislada a cargas situadas en puntos alejadas de cualquier
suministro eléctrico.
En la Universidad Politécnica de Bucarest (UPB) existe la central fotovoltaica más
grande del este de Europa. La central tiene 216 paneles, una potencia instalada de
30,18 kW y está funcionando desde mayo de 2006. Esta central de la UPB es parte del
proyecto europeo PVEnlargement y fue implementada por el Instituto de Investigaciones
electrotécnicas − Centro de Tecnologías e Instalaciones de Conversión de Energía (ICPE−SICE) con la colaboración de estudiantes del último curso de la Facultad de Electrotécnica. Como parte de un proyecto europeo, se ha utilizado la misma tecnología que en las
otras instalaciones del mismo proyecto. La potencia total de la instalación es de 1.2 MW.
El propósito de este proyecto es de transferir conocimiento entre los países participantes y
los fabricantes de paneles fotovoltaicos. La central fotovoltaica utiliza paneles de silicio
monocristalino y silicio policristalino. Los módulos de silicio mono-cristalino tienen una
potencia de 26.46 kW y los de policristalinos una potencia de 3.72 kW. El sistema está conectado a la red eléctrica y produce aproximadamente 1 MWh cada 4-5 días en condicionas climatológicas normales.
Actualmente, en Rumanía, el potencial eólico se explota mayoritariamente mediante
aerogeneradores con potencias unitarias elevadas (más de 750 kW), conectados al sistema
eléctrico nacional. En menor cuantía también hay instalaciones para consumidores aislados.
24
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 20. Mapa de las energías renovables en Rumanía: I- solar; II- solar y
eólica; III- eólica, hidráulica y biomasa; IV- hidráulica, biomasa y eólica;
V- hidráulica y biomasa; VI- geotérmica y eólica; VII- hidráulica y biomasa; VIII- biomasa, geotérmica y solar.
Las regiones con potencial eólico elevado son:
• Las colinas de Muntenia y Dobrogea.
• Regiones montañosas elevadas (difíciles de explotar por las condiciones
climatológicas en invierno).
• Zona litoral del Mar Negro.
Estudios recientes, realizados por ICEMENERG, muestran que el potencial técnico
explotable de Rumanía es aproximadamente 3600 MW y una producción de 8000 GWh.
El potencial hidroeléctrico de los ríos en Rumanía está evaluado en 40.000 GWh/año
aproximadamente.
En que concierne la energía de la biomasa su potencial está aproximado a
318·109 MJ/año y el potencial geotérmico a 7000·106 GJ/año.
Memoria
25
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.3.8 Barreras que dificultan la instalación de energías renovables en España
1.3.8.1 Barreras financieras
Un adecuado desarrollo de las energías renovables en España será imposible si no se
asegura la financiación de los proyectos. Resulta de vital importancia reducir la percepción
de riesgo asociado a las energías renovables por parte de las entidades financieras. Para
conseguirlo, es necesario demostrar una rentabilidad atractiva. Uno de los factores clave
para conseguir unas condiciones favorables de financiación es la existencia de un marco
normativo estable, que garantice seguridad jurídica al promotor. Este punto es especialmente relevante ante un hipotético cambio en la legislación, y su influencia en las condiciones de financiación negociadas. Es necesario asegurar, además de la permanencia de las
normas, la irretroactividad de las mismas, ofreciendo siempre a las instalaciones existentes
la opción de mantenerse en el marco regulador anterior.
De todos los sistemas de apoyo a la electricidad de origen renovable puestos en marcha en los diversos países europeos, los mecanismos basados en primas a la producción
han demostrado ser los más eficientes frente a otros como los certificados verdes, debido al
alto grado de estabilidad que aportan respecto a la retribución. Tres de los cuatro principales productores mundiales de energía eólica (Alemania, España y Dinamarca) cuentan con
este sistema como incentivo a la promoción de energías renovables. Por tanto, se propone
enfocar los esfuerzos por parte de las administraciones en mantener, reforzar y mejorar el
sistema de primas establecido, prestando especial atención a aquellas tecnologías que en la
actualidad se encuentran lejos de alcanzar los objetivos definidos en las planificaciones estratégicas energéticas vigentes, como es el caso de la biomasa.
Asimismo, se cree necesario el diseño de una cobertura normativa para aquellas nuevas tecnologías de generación que se encuentran en un estado de madurez inicial tanto técnico como comercial (eólica offshore, generadores eólicos de gran potencia, producción de
hidrógeno a partir de energías renovables, mareomotriz, ola motriz), de forma que se garantice su desarrollo en el futuro. Una opción a tener en cuenta sería el establecimiento de
un mecanismo de primas no asociado a la producción. En este mismo sentido, también sería conveniente dar prioridad a los proyectos relacionados con las energías renovables dentro de los diversos programas de I+D.
1.3.8.2 Barreras administrativas
Uno los principales problemas con que se encuentra el promotor de instalaciones de
energía renovable es el laberinto administrativo que ha de afrontar para materializar sus
proyectos: actualmente se encuentran en vigor hasta sesenta normas, y cuarenta trámites
que han de presentarse en las diversas administraciones a nivel local, regional y central
existiendo en muchas ocasiones confusión en materia de competencias. Esta situación se
agrava por el incumplimiento de los plazos por parte de las administraciones, que hace que
los proyectos se demoren de forma dramática, poniendo en riesgo la consecución de los
mismos. Para superar esta barrera, solamente sería necesario que las administraciones se
comprometiesen a cumplir en tiempo y forma la normativa vigente, definida en el artículo
6 de la Directiva Europea 2001/77/CE, en el que se fomenta la agilidad y racionalidad de
los procesos administrativos, así como la objetividad y la transparencia de las normas.
26
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.3.8.3 Barreras técnicas
Otro de los factores que suponen una barrera a la promoción de las energías renovables en España, es el tratamiento de acceso de conexión a la red.
La creciente demanda de conexión de nueva generación, unida a la escasez de capacidad de red en muchos puntos, y la ausencia de una normativa nacional que garantice la
preferencia de acceso a las energías renovables a través de unos criterios claros y generales, está ocasionando conflictos entre las nuevas instalaciones y las existentes, a efectos de
capacidad de red. Además, existe un alto grado de descoordinación entre las planificaciones autonómicas y nacionales.
Resulta necesario desarrollar canales de comunicación entre Organismos Estatales,
Comunidades Autónomas, REE/ distribuidores y los promotores afectados. Al mismo
tiempo sería deseable que existiesen criterios generales de planificación, comunes para todas las Comunidades Autónomas.
Otro de los problemas que se encuentra el promotor es la falta de información de la
que dispone a la hora de realizar la petición de acceso a la red, que se ha de realizar en una
fase madura del proyecto, corriendo el riesgo de ver alterada su necesidad de financiación.
Esta información previa sobre el estado de capacidad de la red y de los puntos de conexión,
puede ser crucial para determinar la rentabilidad asociada a un emplazamiento determinado. Atendiendo a experiencias internacionales en otros sistemas eléctricos que si disponen
de esa información “ex-ante”, se propone hacer pública la información acerca de la capacidad de la red a través de un mapa de tensiones, y de las solicitudes de conexión soportadas por cada uno de los puntos de acceso, teniendo en cuenta las restricciones que por razones de seguridad sea necesario aplicar. Para gestionar de forma eficiente esta información, se requiere el diseño de un marco formal a través de una normativa al efecto, y del
detalle de protocolo de acceso a la información.
Una vez concedido el punto de acceso a la red, el propietario ha de afrontar el coste
de la infraestructura de conexión, que posteriormente ha de ceder al distribuidor o a REE
para su operación y mantenimiento. Desde Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA) se considera necesario un cambio de regulación al respecto, que ha de incluir tres aspectos básicos: la voluntariedad del productor de realizar la cesión de las infraestructuras al gestor de la red de transporte o distribución y la obligatoriedad por parte
de estos de aceptar la infraestructura en el caso de que el promotor decida cederlas. Asimismo, en los casos en que se realicen inversiones de refuerzo o mallado de infraestructuras existentes que no tengan como objeto único la inyección de la nueva capacidad, la financiación ha de ser soportada por el propietario de la red.
1.3.9 Energía solar
El sol es un gigantesco reactor nuclear. En efecto es un enorme esfera gaseosa, con
una masa de 330.000 veces mayor que la Tierra, formado fundamentalmente por Helio,
Hidrógeno y Carbono, en el seno del cual se producen continuas reacciones nucleares de
fusión, es decir, reacciones mediante las cuales se unen los núcleos de dos átomos de
hidrógeno para formar un núcleo de helio, librando en dicho proceso una gran cantidad de
energía.
Memoria
27
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
De la enorme cantidad de energía que emite el Sol, una parte llega a la atmósfera terrestre en forma de radiación solar. De ella, un tercio es enviado de nuevo al espacio a consecuencia de los procesos de refracción y reflexión que tienen lugar en la atmósfera de la
Tierra. De los dos tercios restantes, una parte es absorbida por las distintas capas atmosféricas que rodean el globo terráqueo.
La energía emitida por el Sol no llega a la Tierra de manera uniforme. Varía en
función de:
• Hora del día.
• Inclinación estacional del globo terráqueo respecto al Sol.
• Zona de la superficie terrestre
• Otros.
La distancia entre el Sol y la Tierra es de 150 millones Km y como la luz viaja con
una velocidad de 300.000 Km/s la luz tarde en llegar hasta nuestra planeta ocho minutos.
Se ha calculado que la potencia de la radiación del Sol es de 4·103 kW, aproximadamente unas 200·1012 veces la potencia de todas las centrales que actualmente hay funcionando en el mundo
1.3.9.1 El movimiento solar diario y su influencia sobre la radiación solar.
En realidad lo que se mueve es el planeta tierra y no el astro sol. Y esta circunstancia
es muy relevante cuando hablamos de captación de energía solar. La tierra dibuja una elipse alrededor del sol, que sumado con otros tipos de movimiento, hace que sumando con
otros tipos de movimientos, hace que la tierra tenga diferentes posiciones según la época
del ano. Los tipos de movimiento son:
• Translación: es el tipo de movimiento elíptico que tiene la tierra alrededor
del sol. La duración de una vuelta es de 365 días, 6 horas, 9 minutos y diez
segundos, siendo conocido como ano siderico. Al ser una órbita elíptica
hace que el planeta se encuentre en algún momento más alejado del Sol, se
le llama afelio y se produce en Julio. En cambio, al momento más cercano
al sol se le llama perihelio y sucede en Enero. Estas dos posiciones son lo
que conocemos como los solsticios de verano e invierno.
• Rotación: Es el movimiento que realiza la tierra sobre su propio eje. El eje
pasa entre los dos polos. Este fenómeno tiene una duración de 23 horas, 56
minutos y 4 segundos, se le llama día sidéreo. La rotación tiene otro fenómeno denominado oblicuidad elíptica, que son los 23.5º de inclinación que
se observan en el dibujo. Esta inclinación es la que produce las estaciones
del año a causa del ángulo de incidencia de la radiación solar
• Nutacion: Es el oscilamiento que sufre el eje de posición, es ligero, pero
se tiene que tener en cuenta, en términos de calcular la radiación solar. Es
debido al achatamiento de los polos y a la atracción que realiza la Luna
sobre el eje ecuatorial. Este movimiento se produce mientras se esta produciendo el movimiento de precesión.
• Precesión: es el movimiento que da lugar a los equinoccios. Es a causa del
achatamiento polar. Se llama equinoccio a cada uno de los dos puntos de
la esfera celeste en los que la elíptica corta el ecuador celeste. Sucede dos
28
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
veces al año, lo que conocemos como equinoccio de primavera y equinoccio de otoño. En estas dos fechas la noche tiene la misma duración que el
día en todos los lugares de la tierra.
La oblicuidad de la elíptica permite explicar, por un lado el distinto calentamiento de
la Tierra en función de su posición en la órbita (las estaciones del año: Primavera, Verano,
Otoño e Invierno) y por otro, lado distinta duración del día y de la noche a lo largo del año.
La declinación solar se anula en los equinoccios de Primavera (22/23 de Septiembre) y de
Otoño (20/21 de Marzo). En estos días el Sol se encuentra en el ecuador, y la duración del
día es igual a la de la noche en toda la Tierra, además, las posiciones de salida y de puesta
del Sol coinciden con el Este y con el Oeste, respectivamente.
En el solsticio de verano (21/22 de Junio) la declinación es de +23.45º y el Sol se encuentra en el Trópico de Cáncer lo que en el hemisferio Norte se traduce en el día más largo y la noche más corta. En el solsticio de invierno (21/22 de Diciembre) la declinación es
de -23.45º y el Sol se encuentra en el trópico de capricornio lo que se traduce en el hemisferio Norte en el día más corto y la noche más larga del año. En el hemisferio Sur ocurriría
lo contrario.
El movimiento de la Tierra se puede notar en Figura 21 y el calentamiento de la Tierra en
Figura 22.
Debido a que la Tierra, en su trayectoria alrededor del Sol, no sigue un perfecto movimiento circular uniforme, el tiempo transcurrido hasta que el Sol pasa dos veces consecutivas por una misma posición angular en la bóveda celeste no es constante e igual a 24
horas, sino que varia a lo largo del año. De este modo tenemos:
• Día Solar: Tiempo que tarda el Sol en pasar dos veces por el meridiano
del observador. Variable. (24h aproximadamente)
• Día Civil: Tiempo de rotación terrestre. (24h)
Figura 21. El movimiento de la Tierra
Memoria
29
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 22. Calentamiento de la Tierra
Como la hora civil o la que marcan los relojes, debe ser uniforme lógicamente, se
produce un desfase variable a lo largo del año, entre el tiempo civil y el tiempo solar. Este
desfase, máximo 16 minutos, se refleja perfectamente en la denominada ecuación del tiempo (ET), la cual, mide la diferencia entre el tiempo solar (LST) y el tiempo de los relojes
(LCT).
ET = LST − LCT = 0,000075 − (0,001868 ⋅ cos Γ + 0,032077 ⋅ senΓ) − ...
(0,01465 ⋅ cos 2Γ + 0,04089 ⋅ sen 2Γ) ⋅ 229,18 min
Γ = 2π ⋅
(dn − 1)
365
1.3.9.2 La radiación solar
La radiación solar es el flujo de energía que recibimos del Sol en forma de ondas
electromagnéticas de diferentes frecuencias (luz visible, infrarroja y ultravioleta). Aproximadamente la mitad de las que recibimos, comprendidas entre 0.4 μm y 0.7 μm, pueden ser
detectadas por el ojo humano, constituyendo lo que conocemos como luz visible. De la otra
mitad, la mayoría se sitúa en la parte infrarroja del espectro y una pequeña parte en la ultravioleta. La porción de esta radiación que no es absorbida por la atmósfera y llega a la
superficie terrestre, es la que produce quemaduras en la piel a la gente que se expone muchas horas al sol sin protección. La radiación solar se mide normalmente con un instrumento denominado piranómetro.
En función de cómo reciben la radiación solar los objetos situados en la superficie terrestre, se pueden distinguir estos tipos de radiación:
• Directa: Es aquella que llega directamente del Sol sin haber sufrido cambio alguno en su dirección. Este tipo de radiación se caracteriza por proyectar una sombra definida de los objetos opacos que la interceptan.
• Difusa: Parte de la radiación que atraviesa la atmósfera es reflejada por las
nubes o absorbida por éstas. Esta radiación va en todas direcciones, como
consecuencia de las reflexiones y absorciones, no sólo de las nubes sino de
las partículas de polvo atmosférico, montañas, árboles, edificios, el propio
suelo, etc. Se caracteriza por no producir sombra alguna respecto a los ob30
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
•
jetos opacos interpuestos. Las superficies horizontales son las que más radiación difusa reciben, ya que ven toda la bóveda celeste, mientras que las
verticales reciben menos porque sólo ven la mitad.
Reflejada: La radiación reflejada es, como su nombre indica, aquella reflejada por la superficie terrestre. La cantidad de radiación depende del coeficiente de reflexión de la superficie, también llamado albedo. Las superficies horizontales no reciben ninguna radiación reflejada, porque no ven
ninguna superficie terrestre y las superficies verticales son las que más radiación reflejada reciben.
Global: La radiación total es la suma de las tres radiaciones. (Ver Figura
23)
En un día despejado, con cielo limpio, la radiación directa es preponderante sobre la
radiación difusa. Por el contrario, en un día nublado no existe radiación directa y la totalidad de la radiación que incide es difusa.
El sol envía energía a Tierra en una cantidad constante de 1353 W/m2 al entrar en la
atmósfera terrestre, de esta cantidad tan solo una parte llega a la superficie.
Figura 23. La radiación solar
La intensidad de la radiación solar sobre la superficie de la tierra está influenciada
por varios factores:
• La forma de la Tierra
• Los movimientos de la Tierra
• Las fenómenos atmosféricos
• El ciclo día/noche
• La actividad humana
En condiciones ideales la intensidad de a luz solar o irradiancia, en la superficie de la
tierra, en valor medio, es de 1000 W/m2.
Memoria
31
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 24. Posición del Sol
A la hora de estudiar la inclinación más adecuada con la que se debe orientar los generadores fotovoltaicos, es necesario precisar la posición del Sol en cada instante para optimizar su rendimiento. El sistema más apropiado para definir cada una de estas posiciones
es la de coordenadas polares. En este sistema el origen está situado en la posición del receptor. El plano fundamental es el horizontal, tangente a la superficie terrestre. La perpendicular a este plano en dirección a la semiesfera celeste superior define la posición del ZENIT del lugar o zenit local. En la dirección opuesta, a través de la Tierra, se sitúa el NADIR. Las direcciones principales sobre el plano horizontal son la Norte-Sur, intersección
con el plano meridiano del lugar, y la perpendicular a ella Este-Oeste, intersección con el
plano denominado primer vertical. Respecto al sistema anteriormente descrito, la posición
del Sol se define mediante los siguientes parámetros:
•
•
•
•
32
Latitud del lugar (l): Es la complementaria del ángulo formado por la recta que une el zenit y el nadir con el eje polar. Es positivo hacia el Norte y
negativo hacia el Sur.
Meridiano del lugar: Circulo máximo de la esfera terrestre que pasa por el
lugar, por el zenit y por el nadir.
Distancia zenital (θzs): Es el ángulo formado por el radio vector puntoTierra y la vertical del lugar. Es positivo a partir del zenit.
Altura Solar (γs): Ángulo que forman los rayos solares sobre la superficie
horizontal. Ángulo complementario de la distancia zenital.
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
•
Angulo acimutal (Ψs): Ángulo formado por la proyección del Sol sobre el
plano del horizonte con la dirección Sur. Positivo 0º a 180º hacia el Oeste
y negativo hacia el Este 0º a -180º.
Horizonte: Lugar geométrico de los puntos con altura 0.
En la Figura 24 se muestran los parámetros enunciados anteriormente.
1.3.9.3 Aprovechamiento de la energía solar
Respecto al aprovechamiento de la energía solar, se puede hablar de dos tipos de
sistemas: los que convierten en electricidad mediante células fotovoltaicas y los que la utilizan para la producción de energía térmica (agua caliente sanitaria y calefacción). También es la posibilidad hacer un uso más racional de la irradiación solar, la luz natural y las
condiciones climatológicas característicos de cada emplazamiento mediante lo que se ha
llamado Arquitectura Bioclimática. Adicionalmente se puede producir frió con el uso de
energía solar como fuente de el calor en un ciclo de enfriamiento por absorción.
La energía solar fotovoltaica es una de las formas de aprovechamiento de las energías renovables más recientes y tiene un campo de aplicación muy amplio con clara ventaja
sobre otras alternativas, carecen los paneles de partes móviles, no contaminan ni producen
ningún ruido, no consumen combustible y no necesitan un gran mantenimiento.
Su utilización va desde productos de consumo, como relojes y calculadoras, hasta
la electrificación de zonas rurales sin suministro convencional, como casas aisladas o instalaciones agrícolas y ganaderas, pasando por las señalizaciones terrestres y marítimas, las
comunicaciones o el alumbrado público.
Figura 25. Evolución del mercado fotovoltaico mundial
Memoria
33
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Se denomina energía solar fotovoltaica a una forma de obtención de energía eléctrica a través de paneles fotovoltaicos.
1.3.9.4 La energía solar en el mundo
El número de instalaciones fotovoltaicas conectadas a red en España ha sufrido un
aumento exponencial en los últimos siete años desde la aprobación del RD1663/00. En el
resto del mundo la producción del número de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red
también aumenta de modo exponencial. En la Figura 25 se muestra la evolución del mercado fotovoltaico mundial.
1.3.9.5 La energía solar en España
España es un país privilegiado para el desarrollo de las tecnologías y aplicaciones de
la energía solar, tanto por sus condiciones geográficas y climatológicas (con una media
anual de insolación superior a las 2.500 horas y una radiación media de 688 kcal/(h·m2)),
como por contar ya con un nivel industrial adecuado para el desarrollo de estas tecnologías.
Figura 26. Mapa de radiación solar en España. Fuente: Leonesa de Tecnología Solar, S.L.
34
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Han pasado muchos años desde que el ingeniero agrónomo Félix Sancho patentara
en 1921 un aparato destinado a calentar por captación solar agua para baños y usos industriales, adelantándose casi 60 años a su tiempo. El primer aparato construido según su proyecto se instaló en su casa familiar del Puerto de Santa María, y a esta instalación siguieron
otras muchas que, desgraciadamente, más tarde fueron olvidadas.
La energía solar fue resucitada en España a raíz de la crisis energética mundial,
cuando a finales de 1974 se creó el Centro de Estudios de la Energía con el fin de actuar
ordenadamente en el campo de las energías alternativas.
Para familiarizar al gran público con el aprovechamiento de la energía solar y demostrar su conveniencia y rentabilidad, así como para promocionar la fabricación de estos sistemas, dicho organismo puso en marcha un programa de demostración del aprovechamiento de la energía solar a baja temperatura (orientado a la producción de agua caliente sanitaria) que permitiera, además, adquirir una experiencia en cuanto a su funcionamiento operativo.
En una primera fase, este programa se aplicó a cuatro centros asistenciales u hospitalarios situados en las provincias de Málaga, Murcia, Las Palmas y Santa Cruz de Tenerife,
provincias éstas que se encuentran entre las que reciben una mayor cantidad de radiación
solar. En una segunda fase, se aplicó también a la industria, instalándose diversas plantas
de colectores cilindro-parabólicos con objeto de producir vapor de proceso, entre ellas la
planta piloto de desalinización de agua de mar en Arinaga (Las Palmas), que fue abandonada al poco tiempo de su puesta en funcionamiento.
Pero este programa no sólo ha promovido en España la utilización de esta fuente de
energía, sino que también ha posibilitado la creación de una industria nacional en este sector. Con ello se han ampliado las posibilidades económicas de una actividad que, con un
elevado grado de tecnología nacional, ha ido creando y manteniendo un cierto número de
puestos de trabajo, si bien la evolución histórica del sector ha demostrado que su desarrollo
es complejo, ya que el mercado de la energía solar es especialmente sensible a numerosos
factores, tanto técnicos como económicos.
España ha prendido con fuerza en la sociedad la actividad en energía solar y que la
lógica respuesta del mercado puede ayudar a una instalación efectiva de esta energía en
nuestro país, adquiriendo una tecnología lo suficientemente sólida como para contemplar
con optimismo una implantación internacional importante.
Tanto la producción industrial como la investigación relacionada con la generación
eléctrica fotovoltaica que se desarrolla en España ocupan un destacado lugar en el panorama mundial. España hoy es el primer país europeo productor de células y paneles fotovoltaicos, con el 10% de la producción mundial.
La producción de paneles fotovoltaicos en España dispone de las más avanzadas tecnologías y los fabricantes españoles tienen instalaciones y procesos productivos que sitúan
a este país en el tercer puesto a escala mundial, después de Estados Unidos y Japón. Para
conseguir unas elevadas prestaciones en todo el sistema industrial fotovoltaico es necesaria
una intensa y continuada actividad de I+D, tanto en las propias industrias como en los centros de investigación. La industria fotovoltaica está concentrando su actividad de I+D en:
• El desarrollo de paneles fotovoltaicos con mayores niveles de eficiencia y
menor coste de fabricación.
Memoria
35
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
La mejora de la eficiencia de los dispositivos de electrónica de potencia,
de transformación y de protección.
Empresas españolas dedicadas a la fabricación de placas fotovoltaicas: Proinso, DirectSilicon, Gruposolar, Enersol Nuevas Energías S.L., Novosolar.
La potencia fotovoltaica instalada en España en los últimos anos se presente en la
Figura 27.
Figura 27. Potencia fotovoltaica anual instalada en España. Fuente: Asociación de la Industria Fotovoltaica
Figura 28. La radiación solar en Rumanía (kWh/m2). Fuente: www.oer.ro.
36
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.3.9.6 La energía solar en Rumanía
El potencial energético solar en Rumanía presenta un valor medio de
1100kWh/m2/año. La distribución geográfica del potencial solar está constituida por 5 zonas de cual: Zona 0: más de 1250 kWh/m2/año y zona IV menos de 950kWh/m2/año.
La radiación solar con valores mayores de 1200kWh/m2/año cubre más de 50% de
la superficie del país.
El potencial energético por medio de sistemas fotovoltaicos se estima en
1200GWh/año. En Figura 28 se muestra la radiación solar en Rumanía.
1.3.10 El efecto fotovoltaico
Las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica están basadas en el aprovechamiento
del efecto fotovoltaico. El efecto fotovoltaico (FV) es la base del proceso mediante el cual
una célula FV convierte la luz solar en electricidad. La luz solar está compuesta por fotones, o partículas energéticas. Estos fotones son de diferentes energías, correspondientes a
las diferentes longitudes de onda del espectro solar. Cuando los fotones inciden sobre una
célula FV, pueden ser reflejados o absorbidos, o pueden pasar a través suyo. Únicamente
los fotones absorbidos generan electricidad. Cuando un fotón es absorbido, la energía del
fotón se transfiere a un electrón de un átomo de la célula. Con esta nueva energía, el electrón es capaz de escapar de su posición normal asociada con un átomo para formar parte de
una corriente en un circuito eléctrico.
Figura 29. El efecto fotovoltaico
Memoria
37
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 30. Célula fotovoltaica
1.3.11 La célula solar
1.3.11.1 Célula fotovoltaica solar
La célula fotovoltaica solar es un dispositivo semiconductor capaz de convertir los
fotones procedentes del Sol (luz solar), en electricidad de una forma directa e inmediata.
Esta conversión se conoce con el nombre de efecto fotovoltaico.
Las células solares han sido utilizadas hasta ahora, para producir electricidad en lugares donde no llega la red de distribución eléctrica, tanto en áreas remotas de la Tierra como
del espacio, haciendo posible el funcionamiento de todo tipo de dispositivos eléctricos como satélites de comunicaciones, radioteléfonos o bombas de agua. Ensambladas en paneles
o módulos y dispuestas sobre los tejados de las casas, por medio de un inversor, pueden inyectar la electricidad generada en la red de distribución para el consumo, favoreciendo la
producción global de energía primaria de un país, de manera limpia y sostenible. En la
Figura 30 se muestra un detalle de la célula fotovoltaica solar.
1.3.11.1.1 Funcionamiento de una célula solar
Cuando incide la luz sobre una célula se produce un efecto caótico en la unión PN
del semiconductor que libera electrones, dando lugar a una corriente eléctrica. El material
semiconductor en ningún momento acumula energía eléctrica como lo haría una batería.
El efecto voltaico significa convertir luz en electricidad y fue identificado por primera vez en 1839 por Bequel que llegó a la siguiente conclusión: “Si se lumina una célula
solar conectada a una carga externa se producirá una diferencia de potencial en dicha
carga y una circulación de corriente”.
En las Figura 31 y Figura 32 se muestran el funcionamiento de una célula solar y el
circuito equivalente de una célula solar, respectivamente.
38
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 31. Funcionamiento de una célula solar
Figura 32. El circuito equivalente de una célula solar
Existen los siguientes parámetros de funcionamiento
• Intensidad de cortocircuito, ISC,cel: es la intensidad obtenida cuando se ponen en contacto los terminales de la célula. Además ésta será la máxima
corriente que puede obtenerse. Normalmente toma valores entre 10 y 40
miliamperios por centímetro cuadrado de célula.
• Tensión en circuito abierto, VOC,cel: es la tensión máxima que puede alcanzar la célula, y se da en el caso de que no haya ninguna carga conecta-
Memoria
39
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
da a ella, por tanto la corriente obtenida, I, de dicha célula será nula, de
modo que internamente se igualarán la corriente del diodo, ID, con la de
generación, IL.
Potencia máxima o pico, Pmáx: entre los valores de la curva I-V de la célula existe un punto de operación (IP,VP) para el cual la potencia obtenida es
máxima. Por lo tanto:
Pmax = I p ⋅ V p
•
Factor de forma, FF: es la relación entre el rectángulo que da la máxima
potencia y el rectángulo de lados VOC e ISC :
FF =
•
I P ⋅ VP
⇒ Pmáx = FF ⋅ I SC ⋅ VOC
I SC ⋅ VOC
Eficiencia o rendimiento, η: es el cociente entre la energía suministrada al
circuito por la célula, Esum y la energía recibida del sol, Erec.
η=
I p ⋅Vp
E sum
=
E rec
I s ⋅ S cel
Donde:
Is: es la irradiancia sobre la placa
Scel: es la superficie de la célula
Figura 33. Diagrama I-V
⎡
⎛ V − V + IR
oc
s
⎢
I = I sc 1 − exp⎜⎜
Kt
⎢
⎜
e
⎝
⎣
40
⎞⎤ V + IR
⎟⎥ −
s
⎟⎟⎥
Rp
⎠⎦
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.3.11.2 La construcción de célula solar
Las células fotovoltaicas se fabrican a partir de materiales semiconductores, unos
materiales que producen electricidad cuando reciben radiación solar. El proceso de fabricación de las células fotovoltaicas varía en función del material base y de la tecnología empleada. El material más importante en la historia de la tecnología fotovoltaica ha sido el silicio. El silicio es el segundo elemento más abundante de la corteza terrestre y se encuentra
en forma de sílice (cuarzo). Por el momento, este material domina el mercado fotovoltaico,
especialmente el tipo de silicio cristalino, aunque también existen otras tecnologías fotovoltaicas, como la del silicio amorfo, telururo de cadmio, seleniuro de cobre e indio y las
células orgánicas, además del arseniuro de galio y fosfuro de indio.
Las tecnologías que más éxito han tenido están basadas en el silicio monocristalino o
policristalino y conllevan procesos de serigrafía para la metalización; todas las fábricas de
BP Solar emplean estas tecnologías.
El proceso constructivo de una célula fotovoltaica consta de los pasos siguientes:
• El origen de una célula solar comienza con la sílice (cuarzo). La sílice es
un dióxido de silicio, que se encuentra en la naturaleza, pero con un alto
nivel de impurezas; es necesario pues hacer un proceso de purificación en
un horno metalúrgico, donde se reduce la sílice y se obtiene silicio metalúrgico. Sin embargo, este silicio de grado metalúrgico no es todavía apto
para el uso en células fotovoltaicas, y es necesario un segundo proceso de
purificación hasta obtener un silicio ultra puro. Una vez purificado y eliminado sus impurezas, el silicio ultra puro se funde en un horno y se le
añaden pequeñas cantidades de boro para obtener un silicio de tipo P.
• Se solidifica el silicio tipo N, y esto se puede hacer de dos formas: para
obtener silicio monocristalino, se extrae lentamente del baño de silicio y se
hace solidificar en forma de cilindro (el lingote); para obtener el silicio policristalino, se deja simplemente solidificar en un molde cuadrado.
• El silicio solidificado se corta en bloques más pequeños a los que se da la
forma cuadrangular. Finalmente, con una sierra de diámetro interno o con
una sierra multihilos, se cortan los bloques de silicio en rebanadas delgadas (obleas).
• Baño químico y texturizado: Las obleas se limpian primero con limpiadores industriales y después se introducen en un baño químico de hidróxido
de sodio caliente para eliminar los defectos superficiales dejados por la
sierra. Las obleas monocristalinas sufren un proceso adicional, llamado
texturizado, consistente en un baño químico en una solución caliente de
hidróxido de sodio e isopropanol para formar pirámides cuadrangulares. El
objetivo del texturizado es reducir las pérdidas por reflexión luminosa. El
mismo procedimiento no se puede aplicar a las células policristalinas,
puesto que éstas tienen distintas propiedades.
• Difusión y aislamiento: Como ya se ha realizado un dopado previo al introducir pequeñas cantidades de boro en el silicio fundido (tipo P) el siguiente proceso se trata de un segundo dopado de un material tipo N
(normalmente, fósforo), por difusión en la oblea, de esta forma se obtiene
una unión PN. Éste proceso de difusión se realiza sometiendo a la oblea a
una alta temperatura y poniéndola en contacto con ácido fosfórico u oxicloruro de fósforo, por ejemplo. Aunque el fósforo se difunde principalMemoria
41
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
•
mente en una cara de la oblea, en menor medida también lo hace en la cara
opuesta, lo cual tiene el efecto colateral de crear un camino eléctrico entre
las dos caras de la oblea. Para eliminar este efecto, se realiza una limpieza
en una cámara de plasma en la cara opuesta de la oblea.
Capa antirreflectante: Para reducir la reflexión de la luz en la superficie, se
aplica una capa antirreflectante, como puede ser el nitruro de silicio, óxido
de titanio, etc. Una de las mejores técnicas es la deposición de una capa de
nitruro de silicio mediante PECVD (Deposición Química de fase Vapor
activada por plasma, del inglés Plasma Enhanced Chemical Vapor Deposition). De ésta forma, no sólo se deposita una capa de material antirreflectante, sino que este material mejora las propiedades eléctricas del silicio al
inyectarle hidrógeno y de esta forma deja la superficie pasivada, mejorando así la calidad del silicio.
Metalización: Debido a sus propiedades de soldadura, la plata es el metal
de contacto más utilizado. En la tecnología Saturno, los contactos se graban sobre la superficie de la célula con láser y después se rellenan de material conductor. En la tecnología serigrafiada (Screenprint) se emplea una
pasta cuyo principal compuesto es la plata y se realiza la serigrafía en las
dos caras de la oblea. Además, también se emplea aluminio en pasta en la
cara posterior para obtener un campo posterior retrodifusor (BSF, del inglés Back Surface Field), que mejora el rendimiento de la célula fotovoltaica. Estas pastas metálicas se calientan por encima de la temperatura de
soldadura para establecer un buen contacto óhmico.
1.3.11.3 Clasificación de células fotovoltaicas
• Monocristalinas: son las que proporcionan el rendimiento más elevado
(15 a 18% en la fabricación en serie y 24% en modelos de laboratorio). Se
obtienen de silicio puro fundido y dopado con boro, tienen el inconveniente de ser caras. Estas células son las más utilizadas en la actualidad.
• Policristalinas: proporcionan del 12 a 14%, tienen como ventaja reducir el
espesor hasta algunas micras, se presentan en forma cuadrada aprovechando mejor el espacio, tienen un menor coste al ser más delgadas y, por tanto, el proceso de elaboración no es tan complicado como la célula monocristalina.
• De silicio amorfo: tienen una capacidad de absorción de la luz superior a
las células de silicio cristalino. Proporcionan un rendimiento inferior al
10%, esto, junto con una aceptable duración del conductor y una extrema
delgadez de las células, hace que se consideren muy prometedoras. Otro
problema radica en que estas células se degradan con el paso del tiempo,
pero se siguen estudiando porque los precios pueden ser muy competitivos. Ventajas: Las células de Silicio amorfo pueden fabricarse a una temperatura de deposición relativamente baja, generalmente entre
200−500 ºC, lo que permite el uso de varios sustratos de bajo coste. Desventajas: El silicio amorfo sufre una degradación debido a la luz al inicio
de su operación.
• Arseniuro de galio: son las células más indicadas para la fabricación de
paneles, ya que su rendimiento teórico alcanza limites cercanos al 27-28%
42
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
en su versión monocristalina. Tiene el problema de que este material no es
abundante, por tanto se encarece mucho la materia prima. Presenta un coeficiente de absorción elevado, esto hace que con poco material se obtenga
una eficacia elevada.
Bifaciales: son unas células donde se ha creado una doble unión
(N+−P−P+), por tanto permite recoger la radiación frontal y la reflejada en
el suelo (la radiación del albedo). El rendimiento de estas células puede
llegar al 30% siempre que tengamos especial cuidado con la calidad de la
superficie reflejada, y con las condiciones mecánicas de colocación del
panel.
El inicio de de la utilización de las células y paneles fotovoltaicos para producir electricidad puede establecerse en 1954 junto con los satélites artificiales. Las instalaciones fotovoltaicas se clasifican en:
• Aplicaciones aisladas
• Aplicaciones conectadas a la red
Mientras que en las primeras la energía generada se almacena en baterías para así
disponer de su uso cuando sea preciso, en las segundas toda la energía generada se envía a
la red eléctrica convencional para su distribución donde sea demandada.
Figura 34. Ejemplos de células solares
Figura 35. Influencia de la temperatura sobre el comportamiento de la célula
Memoria
43
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.3.11.4 Parámetros que más influyen en el comportamiento de las células
1. Irradiancia: Como la corriente de cargas generadas a partir de la radiación luminosa es proporcional al flujo de fotones con energía superior a la anchura de la banda
prohibida, entonces la intensidad de cortocircuito de una célula solar es directamente proporcional a la intensidad de la iluminación incidente. Sin embargo la tensión en circuito
abierto no varía mucho al aumentar o disminuir la radiación solar. Por lo tanto, se puede
decir que la potencia generada por la célula es proporcional a la radiación incidente.
2. Temperatura: Este parámetro a quien afecta fundamentalmente es a la tensión de
circuito abierto, de tal manera que al aumentar la temperatura, disminuye el valor de VOC y
en consecuencia disminuyen también el factor de forma y el rendimiento de la célula. (Ver
Figura 35)
Al aumentar la temperatura de la célula empeora el funcionamiento de la misma:
•
•
•
•
Aumenta ligeramente la Intensidad de cortocircuito.
Disminuye la tensión de circuito abierto, aprox: -2.3 mV/ºC
El Factor de Forma disminuye.
El rendimiento decrece.
1.3.12 Los paneles fotovoltaicos
Los módulos fotovoltaicos o colectores solares fotovoltaicos (llamados a veces paneles solares, aunque esta denominación abarca otros dispositivos) están formados por un
conjunto de celdas (células fotovoltaicas) que producen electricidad a partir de la luz que
incide sobre ellos. La potencia máxima que puede suministrar un módulo se denomina potencia pico. La mayor parte de los paneles solares se construyen asociando primero células
en serie hasta conseguir el nivel de tensión deseado, y luego asociando en paralelo varias
asociaciones serie de células para alcanzar el nivel de corriente deseado. Además, el panel
cuenta con otros elementos a parte de las células solares, que hacen posible la adecuada
protección del conjunto frene a los agentes externos; asegurando una rigidez suficiente, posibilitando la sujeción a las estructuras que lo soportan y permitiendo la conexión eléctrica.
Estos elementos son:
• Cubierta exterior de cara al Sol. Es de vidrio que debe facilitar al máximo
la transmisión de la radiación solar. Se caracteriza por su resistencia mecánica, alta transmisividad y bajo contenido en hierro
• Encapsulante. De silicona o más frecuentemente EVA (etilen-vinilacetato). Es especialmente importante que no quede afectado en su transparencia por la continua exposición al sol, buscándose además un índice
de refracción similar al del vidrio protector para no alterar las condiciones
de la radiación incidente.
• Protección posterior. Igualmente debe dar rigidez y una gran protección
frente a los agentes atmosféricos. Usualmente se emplean láminas formadas por distintas capas de materiales, de diferentes características.
• Marco metálico. De Aluminio, que asegura una suficiente rigidez y estanqueidad al conjunto, incorporando los elementos de sujeción a la estructura exterior del panel. La unión entre el marco metálico y los elementos que
44
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
•
forman el modulo está realizada mediante distintos tipos de sistemas resistentes a las condiciones de trabajo del panel.
Cableado y Bornes de conexión. Habituales en las instalaciones eléctricas,
protegidos de la intemperie por medio de cajas estancas.
Diodo de protección. Su misión es proteger contra sobre-cargas u otras alteraciones de las condiciones de funcionamiento de panel (Ver Figura 36).
Los Panel solares tienen entre 28 y 40 células, aunque lo más típico es que cuenten
con 36. La superficie del panel o modulo puede variar entre 0.1 y 0.5m2 y presenta dos
bornas de salida, positiva y negativa, a veces tienen alguna intermedia para colocar los
diodos de protección
Figura 36. Elementos de un panel fotovoltaico
1.3.12.1 Clasificación
Una posible forma de clasificar y/o definir los paneles fotovoltaicos es a partir de las
células fotovoltaicas que lo componen. Tal como se ha visto en el apartado anterior, tanto
los paneles como las células se pueden clasificar en: monocristalinas, policristalinas, de silicio amorfo, Arseniuro de Galio y bifaciales.
A continuación se procede a describir otros tipos de clasificaciones.
1.3.12.1.1 Tipos de paneles en función de la forma
Empleándose cualquiera de los materiales antes comentados se fabrican paneles en
distintos formatos para adaptarse a una aplicación en concreto o bien para lograr un mayor
rendimiento .Algunos ejemplos de formas de paneles distintos del clásico plano son:
1.3.12.1.1.1 Paneles con sistemas de concentración
Un ejemplo de ellos es el modelo desarrollado por una marca española, el cual mediante una serie de superficies reflectantes concentra la luz sobre los paneles fotovoltaicos.
Aunque el porcentaje de conversión no varíe, una misma superficie de panel producirá más
electricidad ya que recibe una cantidad concentrada de fotones.
Memoria
45
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Actualmente se investiga en sistemas que concentran la radiación solar por medio de
lentes. La concentración de la luz sobre los paneles solares es una de las vías que están
desarrollando los fabricantes para lograr aumentar la efectividad de las células fotovoltaicas y bajar los costes (Ver Figura 37).
1.3.12.1.1.2 Paneles de formato “teja o baldosa”.
Estos paneles son de pequeño tamaño y están pensados para combinarse en gran número para así cubrir las grandes superficies que ofrecen los tejados de las viviendas. Aptos
para cubrir grandes demandas energéticas en los que se necesita una elevada superficie de
captación (Ver Figura 38)
Figura 37. Panel solar con reflectantes
Figura 38. Panel de formato teja
46
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.3.12.1.1.3 Paneles bifaciales
Basados en un tipo de panel capaz de transformar en electricidad la radiación solar
que le recibe por cualquiera de sus dos caras. Para aprovechar convenientemente esta cualidad se coloca sobre dos superficies blancas que reflejan la luz solar hacia el reverso del
panel (Ver Figura 39).
Figura 39. Panel bifacial
1.3.12.1.2 Tipos de paneles en función de tamaño
Los paneles se fabrican en una amplia gama de los tamaños para diversos propósitos
que generalmente caen en una de tres categorías básicas:
• Paneles de bajo voltaje/baja potencia son confeccionados conectando entre
3 y 12 segmentos pequeños de silicio amorfo fotovoltaico con un área total
de algunos centímetros cuadrados para obtener voltajes entre 1.5 y 6 V y
potencias de algunos milivatios. Aunque cada uno de estos paneles es muy
pequeño, la producción total es grande. Se utilizan principalmente en relojes, calculadoras, cámaras fotográficas y dispositivos para detectar la intensidad de luz, tales como luces que se encienden automáticamente al
caer la noche.
• Paneles pequeños de 1 a 10 vatios y de 3 a 12 V, con áreas de 100 cm2 a
1000 cm2 son hechos ya sea cortando en pedazos celdas mono o policristalinas de 100 cm2 y ensamblándolas en serie, o usando paneles amorfos de
silicio. Los usos principales son en radios, juguetes, bombeadores pequeños, cercas eléctricas y cargadores de baterías.
• Los paneles grandes, de 10 a 60 vatios, y habitualmente de 6 o 12 voltios,
con áreas de 1000 cm2 a 5000 cm2 son generalmente construidos conectando de 10 a 36 celdas del mismo tamaño en serie. Se utilizan individualmente para bombeadores pequeños y energía de casas rodantes (luces
y refrigeración) o en conjuntos para proporcionar energía a casas, comunicaciones, bombeadores grandes y fuentes de energía en área remotas.
Si una aplicación requiere más energía de la que puede ser proporcionado por un solo
panel, pueden ser hechos sistemas más grandes combinando juntos un número de paneles.
Memoria
47
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Sin embargo, se presenta una complicación en los casos que la potencia y voltaje requerido
es mayor al nivel y uniformidad que puede ser proporcionado directamente de los paneles.
Un conjunto de módulos o paneles conectados eléctricamente en serie, forman la rama. Varias ramas conectadas en paralelo, para obtener la potencia deseada, constituyen el
generador fotovoltaico. Así el sistema eléctrico puede proporcionar las características de
tensión y de potencia necesarias para las diferentes aplicaciones.
Figura 40. Panel solar
Los módulos fotovoltaicos que forman el generador, están montados sobre una estructura mecánica capaz de sujetarlos y orientada para optimizar la radiación solar. La cantidad de energía producida por un generador fotovoltaico varía en función de la insolación
y de la latitud del lugar.
1.3.12.2 Característica tensión-corriente
La representación típica de la característica de salida de un dispositivo fotovoltaico
(celda, módulo, sistema) se denomina curva corriente tensión.
La corriente de salida se mantiene prácticamente constante dentro del rango de tensión de operación y, por lo tanto el dispositivo se puede considerar como una fuente de corriente constante en este rango.
La corriente y tensión a la cual opera el dispositivo fotovoltaico están determinadas
por la radiación solar incidente, por la temperatura ambiente, y por las características de la
carga conectadas al mismo.
Los valores trascendentes de esta curva son:
• Corriente de cortocircuito (ICC): máxima corriente que puede entregar un
dispositivo bajo condiciones determinadas de radiación y temperatura correspondiendo a tensión nula y consecuentemente a potencia nula.
• Tensión de circuito abierto (VCO): máxima tensión de salida de un dispositivo bajo condiciones determinadas de radiación y temperatura correspondiendo a circulación de corriente nula y consecuentemente a potencia
nula.
48
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
•
•
Potencia Pico (PMP): es el máximo valor de potencia que puede entregar el
dispositivo. Corresponde al punto de la curva en el cual el producto V·I es
máximo.
Corriente a máxima potencia (IMP): corriente que entrega el dispositivo a
potencia máxima bajo condiciones determinadas de radiación y temperatura. Se utiliza como corriente nominal del mismo.
Tensión a máxima potencia (VMP): tensión de salida del dispositivo a potencia máxima bajo condiciones determinadas de radiación y temperatura.
Se utiliza como tensión nominal del mismo.
a)
b)
Figura 41. Variación de la intensidad de corriente y voltaje: a) según la
radiación a temperatura constante de 25°C; b) según la temperatura a intensidad de radiación constante de 1 kW/m2
Fundamentalmente la intensidad de la radiación luminosa y la temperatura de las
celdas solares, son los factores que inciden en el rendimiento de los paneles fotovoltaicos.
La intensidad de corriente que genera el panel aumenta con la radiación, permaneciendo el voltaje aproximadamente constante (Figura 41a). En este sentido tiene mucha
importancia la colocación de los paneles (su orientación y inclinación respecto a la horizontal), ya que los valores de la radiación varían a lo largo del día en función de la inclinación del sol respecto del horizonte.
El aumento de temperatura en las células, supone un incremento en la corriente, pero
al mismo tiempo una disminución mayor de la tensión. El efecto global es que la potencia
del panel disminuye al aumentar la temperatura de trabajo del mismo. Una radiación de
Memoria
49
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.000 W/m2 es capaz de calentar un panel unos 30°C por encima de la temperatura del aire
circundante, lo que reduce la tensión en 2,16 V y por tanto la potencia en un 15%. Por ello
es importante colocar los paneles en un lugar en el que estén bien aireados.
1.3.12.3 Distancia entre los módulos
Entre los paneles tiene que existir una cierta distancia para que ele efecto de sombra
no causar grandes perdidas por el proceso fotovoltaico (Ver Figura 42).
Para estructuras fijas hay una manera muy fácil de calcular la distancia:
d=
h
;
tg (61° − latitud )
Figura 42. Distancia entre los módulos
1.3.12.4 Sombras entre módulos
Las pérdidas de radiación solar que experimenta una superficie debida a sombras varían a lo largo del día. Tenemos intentar disminuir las sombras entre las placas ya que producen una disminución de rendimiento en la instalación.
La eliminación de posibles sombras entre los módulos a base de aumentar la distancia entre ellos presenta el inconveniente de que aumenta la superficie de la planta solar para una misma potencia instalada.
Por otro lado, hay que tener en cuenta que los módulos fijos pueden disponerse a distancias menores que los que disponen de seguimiento solar, puesto que estos últimos producen mayores superficies de sombra.
1.3.12.5 Interconexionado de módulos fotovoltaicos
Como norma general nunca conectamos entre si módulos de distintos características ni de distintos fabricantes. Para el conexionado tenemos tres posibilidades:
• Paralelo
• Serie
• Mixto
50
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
En el conexión en paralelo se conectan entre si todos los positivos y todos los negativos. En el conexionado serie la conexión se hace del polo positivo de uno al negativo del
siguiente. En el conexión mixto (serie-paralelo), intervienen ambos conexionados pero tienen en cuenta que los conjuntos interconectados en serie y en paralelo deben tener el mismo numero de módulos y estar conectado de igual forma.
1.3.12.6 Especificaciones de los módulos fotovoltaicos
En general los fabricantes especifican las características de sus módulos en las condiciones estándar de funcionamiento:
• Irradiancia: 1000W/m2
• Incidencia de la luz: Perpendicular al módulo
• Distribución espectral: AM 1.5
• Temperatura de la célula 25ºC
Para las condiciones estándar pico el fabricante suele dar la potencia generada por el
módulo denomina potencia pico, WP, la tensión de circuito abierto, VOC, y la intensidad de
cortocircuito, ICC.
La UE recomienda también dar las características de los módulos para una irradiancia de 800W/m2, tanto para 25ºC como para la temperatura en condiciones normales de
operación (NOCT), definida ésta como la temperatura alcanzada por las células cuando el
módulo trabaja en circuito abierto bajo las siguientes condiciones:
• Irradiancia 800 W/m2
• Incidencia de la luz: perpendicular al módulo
• Distribución espectral: AM 1.5
• Temperatura ambiente: 20ºC
• Velocidad del viento: > 1 m/s
1.3.12.7 Estructuras para la fijación de módulos fotovoltaicos
Para producir mayor energía a la suministrada por un solo panel se instalan plantas
fotovoltaicas compuestas por las siguientes partes:
• un conjunto de paneles fotovoltaicos, variando de dos a varios centenares
de paneles.
• un panel de control, que regula la energía de los paneles.
• un sistema del almacenaje de energía, constituido generalmente de un conjunto de baterías especialmente diseñadas.
• un inversor, para convertir la tensión continúa en tensión alterna (por
ejemplo CA de 230 V).
• un marco y una cubierta para el sistema.
• de forma opcional se puede contar con fuentes de alimentación de reserva
tales como generadores diesel.
• otros elementos que pueden llegar a formar parte del sistema son mecanismos de seguimiento y sensores.
Los paneles en los conjuntos funcionan generalmente en serie/paralelo, para limitar
el voltaje de la salida entre 12 y 50 voltios, pero con un amperaje más alto (corriente). Esto
es por seguridad y para reducir al mínimo las pérdidas de energía.
Memoria
51
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 43. Suporte por las estructuras de los paneles
Los conjuntos de paneles se están utilizando cada vez más en la construcción de edificios en donde cumplen dos funciones, proporcionar una pared o un techo y abastecer de
energía eléctrica al edificio. Eventualmente cuando bajen los precios de celdas solares, la
construcción de edificios con celdas solares integradas puede convertirse en una fuente de
la energía eléctrica importante.
La cantidad de energía diaria entregada por los paneles fotovoltaicos variará dependiendo de la orientación, de la localización, del clima y de la época del año.
Los mecanismos de seguimiento se utilizan para mantener los paneles fotovoltaicos
directamente frente al sol, para aumentar la energía eléctrica de salida de los paneles. Se
requiere de un análisis cuidadoso para determinar si el incremento en el coste y la complejidad mecánica de un mecanismo de seguimiento es rentable en circunstancias particulares.
Un ejemplo de estructura soporte se muestre en la Figura 43.
a)
b)
Figura 44: a) estructura fija; b) esquema de estructura fija
52
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 45. Forma de un panel solar.
1.3.12.7.1 Estructuras fijas
En las plantas fijas, el seguidor no permite mover el modulo fotovoltaico para que se
encuentre enfrentado al sol en todo momento. La inclinación del panel solar, será la óptima
para recibir la mayor irradiación a lo largo del año y dependerá, la latitud, la longitud y de
la altitud en que instalemos el panel. Existe la posibilidad de que se pueda regular la inclinación, caso en que se elegirá una para verano y otra para invierno
Requerimientos
La tecnología óptima para la instalación en plantas fijas es tecnología convencional,
puesto que la tecnología de concentración no es económicamente viable. Para su implantación existen ciertos requerimientos como:
• El clima
• La orografía.
• Disponibilidad de conexión eléctrica a la red.
El terreno aproximado para la instalación de una planta fija de un 1 MW para tecnología convencional viene definido junto a las dimensiones del ancho (x en metros) y el largo (y en metros) de un rectángulo que simula las dimensiones de la planta.
El terreno aproximado para la instalación de una planta fija de un 1 MW para tecnología convencional viene definido junto a las dimensiones del ancho (x en metros) y el largo (y en metros) de un rectángulo que simula las dimensiones de la planta.
La superficie será aproximadamente 1,4 ha, teniendo el x =120 m y el y =120 m.
1.3.12.7.2 Estructuras móviles
La tecnología fotovoltaica con seguidores es la adecuada para zonas con media y alta
radiación. Es una tecnología ampliamente demostrada desde hace años, con más de 7 GW
instalados a nivel mundial y con un mercado muy extenso debido a sus características como energía distribuida y bajos costes de mantenimiento.
Los seguidores pueden ser:
Memoria
53
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
•
Seguidor de un eje
Seguidor 2 ejes
Requerimientos
Las tecnologías óptimas para la instalación en plantas con seguidores son la tecnología convencional y thin film (lámina o película delgada).
Para la instalación de plantas de una planta fotovoltaica, existen ciertos requerimientos como:
• El clima
• La orografía.
• Disponibilidad de conexión eléctrica a la red.
Figura 46. Esquema seguidor de un eje
Figura 47. Esquema seguidor dos ejes
54
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
El terreno aproximado para la instalación de una planta con seguidores de un 1 MW
para las diferentes tecnologías viene definido junto a las dimensiones del ancho (x en metros) y el largo (y en metros) de un rectángulo que simula las dimensiones de la planta.
Ocupación de terreno para plantas de 1 MW
El terreno aproximado para la instalación de una planta con seguidores de un 1 MW
para las diferentes tecnologías viene definido junto a las dimensiones del ancho (x en metros) y el largo (y en metros) de un rectángulo que simula las dimensiones de la planta.
La superficie para una planta con seguidor en 1 eje será 4,6 ha (x=215m, y=215m) y
la superficie para una planta con seguidor en 2 ejes de 5 ha (x=225m, y= 225 m). Todos estos calculos estan echos para unas condiciones de radiacion en torno a las
2120 kWh/m2/año.
Existen tres sistemas básicos de regulación del seguimiento del sol por dos ejes:
• Sistemas mecánicos: el seguimiento se realiza por medio de un motor y de
un sistema de engranajes. Dado que la inclinación del Sol varía a lo largo
del año es necesario realizar ajustes periódicos, para adaptar el movimiento del soporte
• Mediante dispositivos de ajuste automático: el ajuste se realiza por medio
de sensores que detectan cuando la radiación no incide perpendicular al
panel corrigiéndose la posición por medio de motores.
• Dispositivos sin motor: sistemas que mediante la dilatación de determinados gases, su evaporación y el juego de equilibrios logran un seguimiento
del Sol
1.3.13 El inversor
Un inversor, también llamado ondulador, tiene como función transformar energía
eléctrica en forma de tensión continua en energía eléctrica en forma de tensión alterna, con
la amplitud y frecuencia deseadas por el usuario o el diseñador. Los inversores son utilizados en una gran variedad de aplicaciones, desde pequeñas fuentes de alimentación para ordenadores, hasta aplicaciones industriales para manejar alta potencia. Los inversores también son utilizados para convertir la corriente continua generada por los paneles solares fotovoltaicos, baterías en corriente alterna y de esta manera poder ser inyectados en la red
eléctrica o usados en instalaciones eléctricas aisladas.
Un inversor simple consta de un oscilador que controla a un transistor, el cual es utilizado para interrumpir la corriente entrante y generar una onda cuadrada.
Esta onda cuadrada alimenta a un transformador que suaviza su forma, haciéndola
parecer un poco más una onda sinusoidal y produciendo el voltaje de salida necesario. La
forma de onda de salida del voltaje de un inversor conectado a la red ideal debería ser sinusoidal.
Los inversores más modernos han comenzado a utilizar formas más avanzadas de
transistores o dispositivos similares, como los tiristores, los triacs o los IGBT's.
Inversores más eficientes utilizan varios dispositivos electrónicos para tratar de llegar
a una onda que simule razonablemente a una onda sinusoidal en la entrada del transformador, en vez de depender de éste para suavizar la onda.
Memoria
55
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
En función de la naturaleza de la tensión de salida, se pueden clasificar en general de
dos tipos:
• Monofásicos
• Trifásicos.
Según el procedimiento para convertir corriente continúa en corriente alterna, los inversores se clasifican en:
• Inversores rotativos: En éstos, la tensión continua alimenta un motor de
CC que a su vez mueve un generador de tensión alterna. Este tipo de inversores es muy fiable y produce una onda senoidal pura. Como desventajas tienen la ausencia de control de la frecuencia suministrada, su poca
disponibilidad de potencia pico (sólo un 50% por encima de la nominal),
poca eficiencia (entre 50% y 80%) y posible presencia de ruidos y vibraciones. No se utilizan para instalaciones de conexión a red.
• Inversores electrónicos de baja frecuencia: Tienen rendimientos que superan el 90%. En primer lugar la CC pasa por un circuito de troceado que
la convierte en CA y a continuación va a unos grandes transformadores
que convierten las elevadas intensidades y bajas tensiones que tiene la CA
en ese momento en intensidades menores y tensiones mayores.
• Inversores electrónicos de alta frecuencia: La electricidad proveniente de
los módulos fotovoltaicos pasa primero por un circuito troceador que
transforma la CC de entrada (con elevada intensidad y baja tensión) en CA
(también de muy baja tensión, pero con alta frecuencia –de 25kHz-) Esta
CA de alta frecuencia permite colocar un transformador de dimensiones
reducidas, que eleva su tensión al valor requerido de salida; a continuación
dicha CA es transforma de nuevo en CA y ésta última pasa a través del segundo circuito troceador que le da la frecuencia de la red (50Hz). Actualmente para inversores de más de 5 kW en instalaciones conectadas a red,
se está usando la tecnología de alta frecuencia, que da mucho mejor rendimiento, así como tamaños y pesos sensiblemente menores.
1.3.13.1 Requerimientos de un inversor trifásico
Cuando una instalación fotovoltaica está conectada a la red es necesario que genere
energía eléctrica de las mismas características que la red a la que quiere conectar:
• Sistema trifásico de tensiones.
• Forma de onda: sinusoidal
• Mismo valor eficaz que la red
• Misma frecuencia que la red
• Fases de idénticas características en forma de onda, valor eficaz y frecuencia, pero desfasadas 120° entre sí. También se debe presentar la misma secuencia de fases que en la red.
1.3.13.2 Seguimiento del punto de máximo rendimiento del módulo
Para obtener el mayor rendimiento energético posible de un modulo fotovoltaico, es
necesario hacer que este trabaje en el punto de máximo rendimiento.
56
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 48. Esquema del punto de máxima potencia de una célula
El seguimiento de la potencia máxima es interesante en el caso de que tengamos una
carga que admita toda la potencia que el módulo pueda suministrar, como en la carga de
baterías, o en el suministro de energía eléctrica a la red de distribución pública.
Este objetivo se consigue con un circuito de control, que garantice el seguimiento del
punto de máxima potencia, controlando continuamente la potencia entregada por el modulo
fotovoltaico (Ver Figura 48).
1.3.14 Baterías
La naturaleza variable de la radiación solar y por lo tanto de la energía eléctrica generada, hace que en los sistemas fotovoltaicos aislados sea necesario un almacenamiento
de energía que permita poder disponer de ésta en periodos en los que no es posible la generación. En los sistemas fotovoltaicos el almacenamiento de energía eléctrica se realiza mediante baterías.
Una batería consiste de dos o más elementos, pilas o celdas, conectados en serie o en
paralelo. Estos elementos convierten la energía química en energía eléctrica mediante dos
electrodos de distinto material, aislados eléctricamente uno del otro y sumergidos en un
electrolito que hace de conductor iónico.
Cuando la batería es recargable, el proceso químico es reversible, y la energía eléctrica inyectada puede convertirse en energía química y almacenarse de este modo.
Aunque en la mayoría de las instalaciones más comunes las clases de baterías utilizadas se reducen a dos o tres tipos, para las diversas aplicaciones de una instalación fotovoltaica puede ser conveniente considerar otras posibilidades que, aunque menos comerciales, tengan unas características más ventajosas para algunas condiciones de uso concretas.
Memoria
57
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Los tipos de baterías más utilizadas son:
• De plomo-ácido
• De níquel-cadmio
• De níquel-hierro
• De plata-cadmio
• De zinc-oxido de plata
Una parte fundamental de una instalación solar fotovoltaica es el conexionado de las
baterías o de los vasos independientes, es importante destacar que no se deben conexionar
vasos o baterías de distintas características.
Las conexiones posibles son:
• Paralelo
• Serie
• Mixto
Con la conexión en serie se aumenta la tensión y mantenemos la capacidad, con la
conexión en paralelo aumentamos la capacidad y mantenemos la tensión, en la conexión
mixta aumentamos tanto la capacidad como la tensión.
1.3.15 Reguladores de carga
La función de control del estado de carga de la batería la realiza el regulador de carga. Una de las funciones principales del regulador de carga es el control y limitación de la
tensión máxima.
Existen diversas tecnologías en la construcción de los reguladores que están comercialmente disponibles para aplicaciones fotovoltaicas. Hay dos tipos de disposición del regulador en el sistema: en paralelo, para bajas potencias y en serie para el caso de potencias
mayores. Las características del regulador deben estar perfectamente coordinadas con las
de batería que controla.
1.3.16 Contador de energía
Se entiende como contador de energía aquel equipo que permita medir el consumo
y/o la producción de energía eléctrica de la instalación solar. Estos equipos deberán estar
convenientemente calibrados y es a partir de los cuales se cuantifica y posteriormente factura la producción de energía eléctrica.
El generador fotovoltaico necesita dos contadores ubicados entre el inversor y la
red; uno para cuantificar la energía que se genera e inyecta en la Red para su posterior remuneración, y el otro para cuantificar también el pequeño consumo (Ø 2kW) del inversor
fotovoltaico en ausencia de radiación solar así como garantía para la compañía eléctrica de
posibles consumos que el titular de la instalación pudiera hacer. El suministro de electricidad al edificio se realizaría desde la red, con su propio contador, siendo una instalación totalmente independiente y en paralelo con la instalación fotovoltaica
58
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 49. Esquema de
http://www.asif.org
un
sistema
fotovoltaico
aislado.
Fuente:
1.3.17 Instalaciones aisladas
La aplicación exclusiva de la energía fotovoltaica durante décadas ha sido la de permitir disponer de energía eléctrica en instalaciones situadas en sitios remotos, aislados o donde no se podía utilizar otro tipo de generador o fuente de energía eléctrica. En la Figura 49
se muestra un esquema de instalaciones fotovoltaicas aisladas.
Además de los paneles fotovoltaicos que alimentan los satélites artificiales, ya a nivel terrestre, el sector de las telecomunicaciones es también uno de los mayores usuarios
de este tipo de energía. Así, los repetidores situados en lo alto de las montañas, en medio
del campo, en zonas deshabitadas y en otros lugares generalmente de difícil acceso o muy
alejados de las líneas eléctricas, alimentan todos sus sistemas eléctricos y electrónicos mediante baterías cuyo estado de carga se mantiene con paneles fotovoltaicos.
El hecho de poder disponer de electricidad en casos de emergencia o de desastres
naturales, en los que no se puede recurrir a las fuentes de energía eléctrica tradicionales, es
otra de las aplicaciones de la energía fotovoltaica.
Otro grupo clásico de aplicaciones fotovoltaicas es la alimentación de viviendas y
pequeños núcleos rurales donde la posibilidad de conectarse a una red de distribución de
energía eléctrica no es posible o económicamente no es factible.
Un tipo de aplicaciones distintas a las anteriores son las que no requieren la utilización de acumuladores y que funcionan siempre que haya sol, consumiendo la energía que
generan los paneles. Se trata de sistemas relativamente simples, siendo los sistemas de
bombeo de agua el caso más utilizado. En estas aplicaciones agrícolas, un conjunto de pa-
Memoria
59
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
neles fotovoltaicos alimentan directamente a una bomba que eleva agua a un depósito o
canal superior en una cantidad que es función a la irradiación solar que en cada momento
reciben.
En países subdesarrollados en los que el acceso a redes eléctricas o la utilización de
otro tipo de generadores no es posible, la energía fotovoltaica se ha convertido en la única
posibilidad de acceder a la electricidad y a la posibilidad de una mejora, aunque sea pequeña, en la calidad de vida.
El generador fotovoltaico se estima que tiene una vida útil superior a 30 años, siendo
la parte más fiable de la instalación. La experiencia indica que los paneles nunca dejan de
producir electricidad, aunque su rendimiento pueda disminuir ligeramente con el tiempo.
Por otro lado, las baterías con un correcto mantenimiento tienen una vida aproximada
de diez años.
Los paneles que forman el generador apenas requieren mantenimiento, basta limpiarlos con algún producto no abrasivo cuando se detecte suciedad solidificada.
El regulador de carga no requiere mantenimiento, pero sí necesita ser revisado para
comprobar su buen funcionamiento.
Figura 50. Ejemplo de un sistema fotovoltaico aislado. Fuente: Proyecto de
Universidad Rovira i Virgili para la extracción del agua mediante energías renovables en Senegal.
En las baterías se debe controlar que el nivel de agua del electrolito esté dentro de
unos límites aceptables. Para reponerlo se utiliza agua desmineralizada o destilada. Se debe
60
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
revisar su nivel mensualmente en cada uno de los elementos y mantener los bornes de conexión libres de sulfato. La medida de la densidad del electrolito puede avisar de posibles
averías. Actualmente existen baterías sin mantenimiento o de electrolito gelificado que no
necesitan reposición de agua.
1.3.18 Instalaciones conectadas a red
En las instalaciones conectadas a red, el tamaño de la instalación no depende del
consumo de electricidad de la vivienda o edificio, lo que simplifica su diseño. Para dimensionar la instalación es necesario conocer el espacio disponible y la inversión inicial, el espacio disponible y la rentabilidad que se quiere obtener ya que el consumo de electricidad
es independiente de la energía generada por los paneles fotovoltaicos. El usuario sigue
comprando la electricidad que consume a la distribuidora al precio establecido y además es
propietario de una instalación generadora de electricidad que puede facturar los kWh producidos a un precio superior.
Las principales aplicaciones de los sistemas conectados a la red eléctrica son los tejados de vivienda. Son sistemas modulares de fácil instalación donde se aprovecha la superficie de tejado existente para sobreponer los módulos fotovoltaicos. El peso de los paneles sobre el tejado no supone una sobrecarga para la mayoría de los tejados existentes. Una
instalación de unos 3 kWp que ocupa cerca de 30 m de tejado, inyectaría a la red tanta
energía como la consumida por la vivienda a lo largo del año.
Figura 51. Esquema de un sistema fotovoltaico conectado a red. Fuente:
http://www.asif.org
Memoria
61
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 52. Ejemplo de aprovechamiento de instalación fotovoltaica conectada a red.
Para ofrecer una solución más económica se están utilizando sistemas prefabricados
que reducen notablemente el tiempo de realización de la instalación y aumentan su fiabilidad. Una vez terminada la instalación, el sistema fotovoltaico es un elemento más de la vivienda, aportando una fuente adicional a la producción de electricidad y un gran valor ecológico añadido.
Por sus características y la actual reglamentación en España, se prevé que sea la aplicación más extendida en los próximos años.
El mantenimiento se reduce a la limpieza de los paneles, cuando se detecte suciedad
solidificada, y la comprobación se estima superior a treinta anos.
62
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Al inicio de la década de los años 80, dos compañías eléctricas norteamericanas
instalaron en California las dos primeras centrales eléctricas cuya energía era producida
por paneles fotovoltaicos. Sus potencias eran de 1 MWp y de 7 MWp y los paneles eran de
silicio monocristalino, con sistema de seguimiento en dos ejes. Desde entonces, el número
de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red ha ido en aumento en todo el mundo con
el objetivo, además de producir electricidad para inyectarla a la red, de investigar y probar
nuevas tecnologías, materiales y equipos.
La gran ventaja de este tipo de solución es la simplicidad del diseño de la instalación, ya que se eliminan las baterías que son la parte más cara y compleja de la misma, sobre todo al aumentar la potencia.
Ecotècnia, empresa dedicada a fabricar y operar aerogeneradores e instalaciones de
energía solar, ha iniciado la construcción del mayor parque solar fotovoltaico de Cataluña
en la localidad de Flix (Tarragona). La instalación, de 880 generadores solares con seguimiento a dos ejes y una potencia de 8.184 kW, se encuentra entre las más grandes de Europa.
El Parque Solar Fotovoltaico Ramón Escriche ocupará un total de 40 hectáreas de la
finca La Devesa en Flix. En concreto, se encuentra situado delante de las instalaciones de
Ercros.
Para que estas instalaciones sean técnicamente viables es necesario:
• La existencia de una línea de distribución eléctrica cercana con capacidad
para admitir la energía producida por la instalación fotovoltaica.
• La determinación, con la compañía distribuidora, del punto de conexión.
• Proyectar un sistema que incluya equipos de generación y transformación
de primera calidad, con las protecciones establecidas y debidamente verificados y garantizados por los fabricantes, de acuerdo a la legislación vigente.
1.3.19 Factores de pérdidas energéticas
La energía producida por una instalación FV es directamente proporcional a la irradiación incidente en el plano del generador FV. Así por ejemplo un sistema con un generador FV de potencia nominal 1 kWp instalado con una orientación y en una localidad tales
que reciba una irradiación anual de 1800 kWh / m² produciría en ausencia de pérdidas
1800 kWh. Resulta también obvio decir que el área necesaria de generador FV dependerá
del rendimiento del mismo. La experiencia muestra que la energía inyectada a la red es
sensiblemente inferior. Esta disminución de la energía generada a la red respecto de la
energía solar incidente puede ser explicada mediante una serie de pérdidas energéticas, cuyas principales fuentes se presentan a continuación:
1.3.19.1 Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal
Los módulos FV obtenidos de un proceso de fabricación industrial no son todos idénticos, sino que su potencia nominal referida a las condiciones estándar de medida, STC,
presenta una determinada dispersión. En general los fabricantes garantizan que la potencia
de un módulo FV de potencia nominal, P*, está dentro de una banda que oscila entre
P*±3%, P*±5% o P*±10%. Lamentablemente en algunas ocasiones suele acontecer que la
Memoria
63
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
potencia de cada uno de los módulos FV se sitúa dentro de la banda inferior de potencias
garantizadas por el fabricante. Esto es, la potencia real suministrada por el fabricante, entendida como la suma de las potencias de cada uno de los módulos que componen el generador FV, de una instalación de 1kWp nominal cuyo fabricante garantice el ±10% debería
ser cualquier valor entre 0.9 kWp y 1.1 kWp. Sin embargo, en general, se sitúa entre
0.9 kWp y 1 kWp.
1.3.19.2 Pérdidas de mismatch o de conexionado
Son pérdidas energéticas originadas por la conexión de módulos fotovoltaicos de potencias ligeramente diferentes para formar un generador fotovoltaico. Esto tiene su origen
en que si conectamos dos módulos en serie con diferentes corrientes, el módulo de menor
corriente limitará la corriente de la serie. De modo semejante ocurre para la tensión de la
conexión de módulos en paralelo. Resultando que la potencia de un generador FV es inferior (o en un caso ideal, igual) a la suma de las potencias de cada uno de los módulos FV
que lo componen. Las pérdidas de mismatch se pueden reducir mediante una instalación
ordenada en potencias (o en corrientes en el punto de máxima potencia) de los módulos
FV, así como la utilización de diodos de “bypass”.
1.3.19.3 Pérdidas por polvo y suciedad
Tienen su origen en la disminución de la potencia de un generador FV por la deposición de polvo y suciedad en la superficie de los módulos FV. Cabría destacar dos aspectos,
por un lado la presencia de una suciedad uniforme da lugar a una disminución de la corriente y tensión entregada por el generador FV y por otro lado la presencia de suciedades
localizadas (como puede ser el caso de excrementos de aves) da lugar a un aumento de las
pérdidas de mismatch y a las pérdidas por formación de puntos calientes.
1.3.19.4 Pérdidas angulares y espectrales
La potencia nominal de un módulo FV suele estar referida a unas condiciones estándar de medida, STC, que, además de 1000 W/m² de irradiancia y 25ºC de temperatura de
célula, implican una incidencia normal y un espectro estándar AM1.5G. No obstante en la
operación habitual de un módulo FV ni la incidencia de la radiación es normal, ni el espectro es estándar durante todo el tiempo de operación. El que la radiación solar incida sobre
la superficie de un módulo FV con un ángulo diferente de 0º implica unas pérdidas adicionales (mayores pérdidas a mayores ángulos de incidencia). Las pérdidas angulares se incrementan con el grado de suciedad. Por otro lado los dispositivos fotovoltaicos son espectralmente selectivos. Esto es, la corriente generada es diferente para cada longitud de onda
del espectro solar de la radiación incidente (respuesta espectral). La variación del espectro
solar en cada momento respecto del espectro normalizado puede afectar la respuesta de las
células FV dando lugar a ganancias o pérdidas energéticas. En la bibliografía28 se pueden
encontrar modelos más detallados que predicen estos tipos de pérdidas.
1.3.19.5 Pérdidas por caídas ohmicas en el cableado.
Tanto en la parte DC como en la parte AC (desde la salida de los inversores hasta
los contadores de energía) de la instalación se producen unas pérdidas energéticas originadas por las caídas de tensión cuando una determinada corriente circula por un conductor de
64
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
un material y sección determinados. Estas pérdidas se minimizan dimensionando adecuadamente la sección de los conductores en función de la corriente que por ellos circula.
1.3.19.6 Pérdidas por temperatura.
Los módulos FV presentan unas pérdidas de potencia del orden de un 4% por cada
10 ºC de aumento de su temperatura de operación (este porcentaje varía ligeramente en
función de cada tecnología). La temperatura de operación de los módulos FV depende de
los factores ambientales de irradiancia, temperatura ambiente y velocidad del viento y de la
posición de los módulos o aireación por la parte posterior. Esto implica que por ejemplo a
igualdad de irradiación solar incidente un mismo sistema fotovoltaico producirá menos
energía en un lugar cálido que en un clima frío.
1.3.19.7 Pérdidas por rendimiento AC/DC del inversor.
El inversor fotovoltaico se puede caracterizar por la curva de rendimiento en función
de la potencia de operación. Es importante seleccionar un inversor de alto rendimiento en
condiciones nominales de operación y también es importante una selección adecuada de la
potencia del inversor en función de la potencia del generador FV (p.e. la utilización de un
inversor de una potencia excesiva en función de la potencia del generador FV dará lugar a
que el sistema opera una gran parte del tiempo en valores de rendimiento muy bajos, con
las consecuentes pérdidas de generación).
1.3.19.8 Pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia del generador fotovoltaico
El inversor fotovoltaico de conexión a red opera directamente conectado al generador
FV y tiene un dispositivo electrónico de seguimiento del punto de máxima potencia del generador FV (éste punto de máxima potencia cambia con la irradiancia y la temperatura)
cuyos algoritmos de control pueden variar entre diferentes modelos y fabricantes. Se puede
caracterizar al inversor por una curva de rendimiento de seguimiento del punto de máxima
potencia definida como el cociente entre la energía que el inversor es capaz de extraer del
generador FV y la energía que se extraería en un seguimiento ideal. Un problema adicional puede surgir cuando hay sombras sobre el generador FV. En este caso puede haber escalones en la curva IV y el inversor operar en un punto que no es el de máxima potencia.
1.3.19.9 Pérdidas por sombreado del generador FV.
Los sistemas FV de conexión a red se suelen instalar en entornos urbanos en los que
en muchas ocasiones es inevitable la presencia de sombras en determinadas horas del día
sobre el generador FV que conducen a unas determinadas pérdidas energéticas causadas en
primer lugar por la disminución de captación de irradiación solar y por los posibles efectos
de mismatch a las que puedan dar lugar. También pueden producirse sombras importantes
de unos campos fotovoltaicos sobre otros.
Además de las pérdidas consideradas anteriormente puede haber otras específicas para cada instalación, como pueden ser: los tiempos de paradas del inversor por mantenimiento, averías o mal funcionamiento, los efectos de la disminución del rendimiento de los
módulos FV a bajas irradiancias.
Memoria
65
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.4
Normas y referencias
1.4.1 Disposiciones legales y normas aplicadas
Las normativas que afectan las instalaciones fotovoltaicas son:
66
1.
Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código
Técnico de la Edificación.
2.
Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.
3.
Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de
producción de energía eléctrica en régimen especial.
4.
Resolución de 27 de septiembre de 2007, de la Secretaria General de Energía, por la que se establece el plazo de mantenimiento de la tarifa regulada
para la tecnología fotovoltaica, en virtud de lo establecido en el artículo 22
del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.
5.
Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
6.
Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía
eléctrica por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración.
7.
Decreto de 2413/1973, de 20 de septiembre, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.
8.
Real Decreto 1995/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
9.
Real Decreto 3490/2000, de 1 de diciembre, por el que se establece la tarifa
eléctrica para el 2001.
10.
Resolución de 31 de mayo de 2001 por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para las instalaciones solar fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.
11.
Decreto 352/2001, de 18 de diciembre, sobre el procedimiento aplicable a
las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a la red eléctrica.
12.
Resolución de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política
Energética y Minas, por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red
de baja tensión.
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.4.2 Bibliografía
1.4.2.1 Publicaciones
[1] Vicente Muñoz Diez. Sistemas fotovoltaicos conectados a red. Grupo de investigación IDEA. Universidad de Jaén.
[2] Miguel Alonso Abella y Faustino Chenlo. Estimación de la energía generada por
un sistema fotovoltaico conectado a red. CIEMAT. Laboratorio de sistemas fotovoltaicos.
[3] José Francisco Cugat Curto. Luís Martínez Salamero. Ondulador monofásico
para aplicaciones fotovoltaicas. Proyecto Fin de Carrera. Universidad Rovira i Virgili,
DEEA, Junio 2003.
[4] Perspectivas de la energía solar fotovoltaica. Barcelona, 20 Junio 2007
[5] Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red. Instalaciones
de Energía solar Fotovoltaica. PCT-C Rev. Octubre 2002
1.4.3 Páginas web
[6] www.eia.doe.gov/iea/
[7] http://www.abengoasolar.es
[8] www.solarpedia.es
[9] www.wikipedia.org
[10] http://www.asif.org
[11] http://www.ujaen.es/
[12] http://www.grupoblascabrera.org
[13] http://es.wikipedia.org/
[14] http://www.appa.es/
[15]http://www.sitiosolar.com/
1.4.4 Programas de cálculo
Por los cálculos de irradiación solar y producción de energía eléctrica se utilizo la siguiente página web:
http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/radmonth.php?lang=es&map=europe
Se utiliza una programa denominada PVGIS (Photovoltaic Geographical Information
System) que procura una seria de mapas solares y datos sobre la irradiación y energía fotovoltaica de Europa, África y Asia.
1.4.5 Plan de gestión de la calidad aplicado durante la redacción del Proyecto
No es de aplicación en este proyecto.
Memoria
67
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.4.6 Otras referencias
No es de aplicación en este proyecto.
68
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.5
Definiciones y abreviaturas
1.5.1 Definiciones
Capacidad de sobrecarga: capacidad del inversor para entregar mayor potencia que
la nominal durante ciertos intervalos de tiempo.
Condiciones Estándar de Medida (CEM): Condiciones de irradiancia y temperatura
en la célula solar, utilizadas universalmente para caracterizar células, módulos y generadores solares y definidas del modo siguiente:
• Irradiancia solar: 1000 W/m2
• Distribución espectral: AM 1,5 G
• Temperatura de célula: 25 °C
La célula fotovoltaica: elemento de instalación en el que se transforma la energía
química en energía eléctrica.
Efecto Fotovoltaico: conversión directa de energía luminosa en energía eléctrica.
Electrolito: en el caso de las baterías empleadas en sistemas fotovoltaicos, es una solución diluida d ácido sulfúrico en la que se verifican los distintos procesos que permiten la
carga y la descarga.
Factor de potencia: el cociente entre la potencia activa (W) y la potencia aparente
(VA) a la salida del inversor.
Generador fotovoltaico: asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas.
Irradiancia (Is): es la potencia de la radiación solar recibida en un instante determinado sobre un metro cuadrado de superficie, se expresa en W/m2 y sobre la superficie terrestre, después de los procesos de absorción, difracción y reflexión producidos en la atmósfera toma un valor medio de 1000W/m2, que es el valor estándar utilizado en el cálculo
de placas solares.
Densidad de potencia incidente en una superficie o la energía incidente en una superficie por unidad de tiempo y unidad de superficie. Se mide en kW/m2.
Irradiación: Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo
de un cierto periodo de tiempo. Se mide en kWh/m2.
Inclinación: ángulo que forma el panel fotovoltaico con una superficie perfectamente
horizontal o a nivel.
Inversor: Elemento capaz de transformar la corriente continua que suministran las
baterías o el campo colector en corriente alterna para su uso en los elementos de consumo.
Línea y punto de conexión y medida: La línea de conexión es la línea eléctrica mediante la cual se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de red de la empresa
distribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto de conexión y medida.
Modulo fotovoltaico: Dispositivo destinado a captar la radiación solar incidente para convertirla en energía eléctrica.
Memoria
69
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Potencia nominal (VA): Potencia especificada por el fabricante, y que el inversor es
capaz de entregar de forma continúa.
Rama fotovoltaica: Subconjunto de módulos fotovoltaicos interconectados en serie
o en asociaciones serie-paralelo con voltaje igual a la tensión nominal del generador.
Rendimiento del inversor: Relación entre la potencia de salida y la potencia de entrada del inversor. Depende de la potencia y de la temperatura de operación.
Regulador: Dispositivo encargado de proteger la batería frente a sobrecargas y sobre descargas. El regulador podrá proporcionar datos del estado de carga.
1.5.2 Abreviaturas
BTU = british termal units
CIEMAT = Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas.
REE = Red Eléctrica de España
AM = Masa de Aire
TONC = Temperatura de Operación Nominal de la Célula
70
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.6
Requisitos de diseño
La potencia de la central solar fotovoltaica se ha escogido en función de las condiciones de dichas centrales en España a la hora de realizar este proyecto, donde la potencia
máxima de una instalación fotovoltaica es de 100 kW. Si se desea aumentar la potencia, es
necesario disponer de contratos y sistemas de medida individuales por cada fracción de
100 kW.
En este capítulo se estimará, mediante un software de simulación, la energía eléctrica
producida por una central fotovoltaica de 100 kWp en la que se modificarán determinados
parámetros para poder, posteriormente, realizar un análisis comparativo.
Los parámetros modificados son: localización, ángulo de inclinación, seguimiento,
mes.
Las ubicaciones elegidas por el estudio son Tarragona, España y Bucarest, Rumanía.
Figura 53. Localización de Tarragona.
Memoria
71
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 54. Localización de Bucarest.
72
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.7
Análisis de soluciones
1.7.1 Localización
El criterio para escoger las localizaciones ha sido la ubicación de la Universitatea
Politehnica din Bucuresti y la Universitat Rovira i Virgili.
Se adoptan dos localizaciones diferentes:
• Tarragona está situada en Noreste de España y tiene las siguientes coordenadas: 41°6'59" Norte, 1°14'59" Este, elevación media: 38 metros sobre
nivel del mar. Tiene una área total de 62.35 km2.
• Bucarest está situado en el Sureste de Rumanía y tiene los siguientes coordenadas: 44°21'37" Norte, 26°10'41" a Este, elevación media: 70 metros
sobre nivel del mar. Tiene una área total de 241 km2 de cual urbana son
118.9 km2
Para poder opinar sobre los resultados obtenidos para Bucarest y para Tarragona podemos hacer una comparación con la producción de energía eléctrica para otras ciudades
de Rumanía y España, lugares más favorables para la producción de energía eléctrica fotovoltaica.
Utilizando el mapa de la potencia en inclinación óptima hemos escogido dos lugares
de Rumanía y España.
Figura 55. Mapa de irradiación solar de Europa
Memoria
73
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 56. Localización de Hellín
Para España hemos escogido una ubicación situada a 21 kilómetros de Hellín con las
siguientes coordenadas: 38°19'24" Norte, 1°44'44" Oeste, elevación: 436 metros sobre nivel del mar (Ver Figura 56).
Para Rumanía el lugar elegido está situado a 41 kilómetros de Cluj Napoca y tiene
las coordenadas: 46°30'51" Norte, 23°15'24" Este, elevación: 1539 metros sobre nivel del
mar (Ver Figura 57).
74
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 57. Localización de Cluj Napoca
Una vez fijada la localización de una central fotovoltaica es necesario conocer la radiación solar en esas coordenadas, donde lógicamente dicha radiación también será función
del tiempo (hora y día).
1.7.2 Radiación diaria incidente
Uno de los parámetros determinantes para la producción de energía eléctrica a partir
de una central fotovoltaica es la irradiación solar.
Se hace un estudio de la radiación diaria para Tarragona y Bucarest, considerando 3
meses singulares: Junio, Marzo y Diciembre.
En la Figura 58 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos, Tabla
XXXIII) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difuso. Las radiaciones
han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Junio en Tarragona, considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.
Para reflejar mejor las diferencias se representan en gráficos la radiación diaria global por cielo real y claro y la radiación difusa para un sistema fijo y la radiación para un
sistema de rastreo de 2 ejes para cielo claro y real.
Memoria
75
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.7.2.1 Junio
Tarragona
Irradiacion diaria
Junio
1400
1200
W/m2
1000
Global, cielo claro
Global, cielo real
Difusa, cielo real
800
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14
16 18
20
22
0
Hora
Figura 58. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Tarragona)
Tarragona
Irradiacion diaria
1400
1200
W/m2
1000
2 ejes, global, cielo real
800
2 ejes, global, cielo
despejado
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 59. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Tarragona)
En un sistema de rastreo de 2 ejes la radiación máxima no sobrepasa mucho la radiación máxima del caso de un sistema fija pero la cantidad total de radiación durante un día
es notablemente mayor.
76
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
30
Tarragona
Junio
25
Temperatura (°C)
20
15
10
Temperatura (grados °C)
5
0
-5
-10
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 60. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Tarragona)
La temperatura es una variable que influye en la producción de energía eléctrica a
partir de paneles fotovoltaicos. A menor temperatura, manteniendo el resto de variables fijas, mayor producción de energía eléctrica.
En la Figura 61 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos,
Tabla XXXIV) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difuso. Las radiaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Junio en Bucarest,
considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.
1400
Bucarest
Irradiacion diaria
Junio
1200
W/m2
1000
Global, cielo claro
Global, cielo real
Difusa, cielo real
800
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 61. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Bucarest)
Memoria
77
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1400
Bucarest
Irradiacion diaria
Junio
1200
1000
2 ejes, global, cielo real
W/m2
800
2 ejes, global, cielo
despejado
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 62. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Bucarest)
30
Bucarest
Junio
25
Temperatura (°C)
20
15
Temperatura (grados °C)
10
5
0
-5
-10
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 63. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Bucarest)
En la Figura 64 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento
Anexos,XXXV) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difuso. Las radiaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Junio en Hellín, considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.
78
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Hellin
Irradiaccion diaria
Junio
1400
1200
W/m2
1000
Global, cielo claro
Global, cielo real
Difusa, cielo real
800
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14
16 18
20
22
0
Hora
Figura 64. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Hellín)
Hellin
Irradiacion diaria
Junio
1400
1200
W/m2
1000
800
2 ejes, global, cielo real
2 ejes, global, cielo claro
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 65. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Hellín)
Memoria
79
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Hellin
Junio
30
25
Temperatura (°)
20
15
10
Temperatura (grados °C)
5
0
-5
-10
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 66. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Hellín)
En la Figura 67 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento
Anexos,XXXVI) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difuso. Las
radiaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Junio en Cluj Napoca, considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación
Sur.
Cluj Napoca
Irradiacion diaria
Junio
1400
1200
W/m2
1000
Global, cielo claro
Global, cielo real
Difusa, cielo real
800
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14
16 18
20
22
0
Hora
Figura 67. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Cluj
Napoca)
80
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Cluj Napoca
Irradiacion diaria
Junio
1400
1200
W/m2
1000
2 ejes, global, cielo real
800
2 ejes, global, cielo
despejado
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 68. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Cluj
Napoca)
30
Cluj Napoca
Junio
25
Temperatura (°)
20
15
10
Temperatura (grados °C)
5
0
-5
-10
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 69. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Cluj Napoca)
1.7.2.2 Marzo
En la Figura 70 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos,
Tabla XXXVII) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difuso. Las radiaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Marzo en Tarragona,
considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.
Memoria
81
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tarragona
Irradiacion diaria
Marzo
1400
1200
W/m2
1000
Global, cielo claro
Global, cielo real
Difusa, cielo real
800
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14
16 18
20
22
0
Hora
Figura 70. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Tarragona)
Tarragona
Irradiacion diaria
Marzo
1400
1200
W/m2
1000
2 ejes, global, cielo real
800
2 ejes, global, cielo
despejado
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 71. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Tarragona)
Si en el caso de junio las diferencias de radiación entre los dos tipos de sistemas no
eran significativas, en el caso de marzo el seguimiento tiene una importancia decisiva,
puesto que supone una producción de energía notablemente mayor.
82
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tarragona
Marzo
30
25
Temperatura(°C)
20
15
10
Temperatura (grados °C)
5
0
-5
-10
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 72. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Tarragona)
En la Figura 73 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos,
Tabla XXXVIII) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difuso. Las radiaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Marzo en Bucarest,
considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.
Bucarest
Irradiacion diaria
Marzo
1400
1200
W/m2
1000
Global, cielo claro
Global, cielo real
Difusa, cielo real
800
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14
16 18
20
22
0
Hora
Figura 73. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Bucarest)
Memoria
83
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Bucarest
Irradiacion diaria
Marzo
1400
1200
W/m2
1000
2 ejes, global, cielo real
800
2 ejes, global, cielo
despejado
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 74. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Bucarest)
Bucarest
Marzo
30
25
Temperatura(°C)
20
15
10
Temperatura (grados °C)
5
0
-5
-10
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 75. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Bucarest)
En la Figura 76 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos,
XXXIX) se muestran la radiaciones: global con cielo claro y real y difusa. Las radiaciones
han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Marzo en Hellín, considerando
que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.
84
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Hellin
Irradiacion diaria
Marzo
1400
1200
W/m2
1000
Global, cielo claro
Global, cielo real
Difusa, cielo real
800
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14
16 18
20
22
0
Hora
Figura 76. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Hellín)
Hellin
Irradiacion diaria
Marzo
1400
1200
W/m2
1000
800
2 ejes, global, cielo real
2 ejes, global, cielo claro
600
400
200
0
0
2
4
6
8 10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 77. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Hellín)
Memoria
85
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Hellin
Irradiacion diaria
Marzo
30
25
Temperatura (°C)
20
15
10
Temperatura (grados °C)
5
0
-5
-10
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 78. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Hellín)
En la Figura 79 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos,
XL) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difusa. Las radiaciones han
sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Marzo en Cluj Napoca, considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.
Cluj Napoca
Irradiacion
diaria
Marzo
1400
1200
W/m2
1000
Global, cieloo clar
Global, cielo real
Difusa, cielo real
800
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14
16 18
20
22
0
Hora
Figura 79. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Cluj
Napoca)
86
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Cluj Napoca
Irradiacion diaria
Marzo
1400
1200
W/m2
1000
2 ejes, global, cielo real
800
2 ejes, global, cielo
despejado
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 80. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Cluj
Napoca)
Cluj Napoca
30
25
Temperatura (°)
20
15
10
Temperatura (grados °C)
5
0
-5
-10
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 81. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Cluj Napoca)
1.7.2.3 Diciembre
En la Figura 82 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos,
Tabla XLI) se muestran la radiaciones: global con cielo claro y real y difusa. Las radiaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo Diciembre en Tarragona, considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.
Memoria
87
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tarragona
Irradiacion diaria
Diciembre
1400
1200
W/m2
1000
Global, cielo claro
Global, cielo real
Difusa, cielo real
800
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14
16 18
20
22
0
Hora
Figura 82. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre, Tarragona)
Tarragona
Irradiacion diaria
Diciembre
1400
1200
W/m2
1000
2 ejes, global, cielo real
800
2 ejes, global, cielo
despejado
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 83. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre, Tarragona)
88
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tarragona
Diciembre
30
25
Temperatura(°C)
20
15
10
Temperatura (grados °C)
5
0
-5
-10
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 84. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Tarragona)
En la Figura 85 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos,
Tabla XLII) se muestran la radiaciones: global con cielo claro y real y difusa. Las radiaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo de Diciembre en Bucarest,
considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.
Bucarest
Irradiacion diaria
Diciembre
1400
1200
W/m2
1000
Global, cielo claro
Global, cielo real
Difusa, cielo real
800
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14
16 18
20
22
0
Hora
Figura 85. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre,
Bucarest)
Memoria
89
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Bucarest
Irradiacion diaria
Diciembre
1400
1200
W/m2
1000
2 ejes, global, cielo real
800
2 ejes, global, cielo
despejado
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 86. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre,
Bucarest)
Bucarest
Diciembre
30
25
Temperatura(°C)
20
15
10
Temperatura (grados °C)
5
0
-5
-10
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 87. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Bucarest)
En la Figura 88 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos,
Tabla XLIII) se muestran la radiaciones: global con cielo claro y real y difusa. Las radiaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo Diciembre en Hellín, considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.
90
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Hellin
Irradiacion diaria
Diciembre
1400
1200
W/m2
1000
Global, cielo claro
Global, cielo real
Difusa, cielo real
800
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14
16 18
20
22
0
Hora
Figura 88. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre,
Hellín)
Hellin
Irradiacion diaria
Diciembre
1400
1200
W/m2
1000
800
2 ejes, global, cielo real
2 ejes, global, cielo claro
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 89. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre,
Hellín)
Memoria
91
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Hellin
Diciembre
30
25
Temperatura (°)
20
15
10
Temperatura (grados °C)
5
0
-5
-10
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 90. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Hellín)
En la Figura 91 (cuya tabla de datos correspondiente está en el documento Anexos,
Tabla XLIV) se muestran las radiaciones: global con cielo claro y real y difusa. Las radiaciones han sido estimadas cada 15 minutos durante un día tipo Diciembre en Cluj Napoca,
considerando que el módulo fotovoltaico presenta una inclinación de 0° y orientación Sur.
Cluj Napoca
Irradiacion diaria
Diciembre
1400
1200
W/m2
1000
Global, cielo oclar
Global, cielo real
Difusa, cielo real
800
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14
16 18
20
22
0
Hora
Figura 91. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre,
Cluj Napoca)
92
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1400
Cluj Napoca
Irradiacion diaria
Diciembre
Temperatura (°)
1200
1000
2 ejes, global, cielo real
800
2 ejes, global, cielo
despejado
600
400
200
0
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 92. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre,
Cluj Napoca)
30
Cluj Napoca
Diciembre
25
Temperatura (°)
20
15
10
Temperatura (grados °C)
5
0
-5
-10
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
0
Hora
Figura 93. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Cluj Napoca)
1.7.3 Radiación mensual incidente en función del ángulo de inclinación
Se hizo un estudio de la irradiación global incidente en Tarragona y Bucarest para diferentes ángulos de inclinación (0°, 15°, 25°, 40°, 90°, optimo) cada mes durante un año
(2007) mostrándose también la irradiación por el ángulo óptimo de cada mes.
De este estudio se nota que tanto para Tarragona como para Bucarest entre los primeros ángulos 0°, 15°, 25°, 40° y el optimo las diferencias son notables pero no muy grandes.
Memoria
93
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
En cambio la radiación mensual por una inclinación de 90 ° es mucho menor que las otras.
Aun es una diferencia de localización para las dos ciudades la evolución del ángulo optimo
es aproximadamente la misma. Por la manera de que esto se modifica en un año prueba su
gran importancia. Pero como no siempre existe la posibilidad de construir una instalación
móvil (razones financiares, de ubicación) entonces es necesario encontrar un ángulo optimo. Por lo tanto para Bucarest este ángulo óptimo es aproximadamente 34°. En Tarragona
este ángulo puede ser aproximado entre 35° y 38°. Esta diferencia se debe a su ubicación.
La radiación global tiene por los ángulos óptimos los valores: 1535 kWh/m2 para Bucarest y 1754 kWh/m2 para Tarragona.
Las otras dos ubicaciones son consideradas mas indicadas por el emplazamiento de
una central fotovoltaica. En estos dos casos también hay una diferencia muy grande entre
la radiación mensual por un ángulo de inclinación de 90° y unas diferencias casi no notables entre los otros ángulos estudiados.
Lo que es notable es que en el caso de Hellín la radiación máxima en un ano es mucho superior a la radiación de Tarragona, cosa que no es tan pronunciado en Rumanía.
El aprovechamiento de la radiación solar en cada lugar depende de varios factores,
como:
• Tipo de seguimiento: fijo, 2 ejes
• Superficie necesaria
• Inclinación
• Orientación
• Temperatura
El análisis consiste en la simulación de la actividad de una central fotovoltaica con
una potencia de 100 kWp.
El terreno necesario por una instalación fotovoltaica de 100 kWp fijo o móvil no se
puede calcular con precisión. Por cada proyecto en parte la superficie es diferente. Ella depende del terreno disponible, del tipo de la instalación (fijo o móvil), del lugar donde va ser
situada la instalación y también del tipo de los paneles.
1.7.4 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica para una orientación
horizontal
Se hace un análisis comparativo entre Tarragona y Bucarest, de la producción de
electricidad de una central fotovoltaica con una potencia de 100 kWp situada en plano
horizontal, con una inclinación de los módulos de 0° y con la orientación Sur.
1.7.4.1 Tarragona
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kWp (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 0°
• Orientación (acimutal) de los módulos: 0°
• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 8,6% (utilizando los datos locales de la temperatura ambiente)
94
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
•
•
Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 3,7%
Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14,%
Pérdidas combinadas del sistema FV: 26,4%
En la Tabla XIV del documento Anexos, se puede ver la cantidad de electricidad esperada cada mes de un sistema fotovoltaico con los parámetros elegidos.
En estas condiciones la radiación anual tiene el valor 1.494 kWh/m2 y el aprovechamiento de esta radiación se refleja en una producción total de electricidad de 112.595 kWh.
La potencia media anual, obtenida a partir de la estimación de energía producida en un año
dividido por el número de horas de un año, es de 12,8 kW.
1.7.4.2 Bucarest
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kWp (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 0°
• Orientación (acimutal) de los módulos: 0°
• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 7,8% (utilizando los datos locales de la temperatura ambiente)
• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 4,1%
• Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14%
• Pérdidas combinadas del sistema FV: 25,9%
Igual que en el caso de Tarragona se ha estimado la cantidad de energía eléctrica
producida por la central fotovoltaica definida anteriormente. Los resultados de la estimación se muestran en la Tabla XVI y en la Figura 12 de los Anexos.
La radiación total anual en Bucarest es de 1.344 kWh/m2, lo que representa el
89,99% de la que presenta Tarragona.
La producción de energía eléctrica estimada en Bucarest, para una central solar de las
características definidas anteriormente, es de 101.810 kWh, lo que representa el 90,42% de
la obtenida para Tarragona.
1.7.4.3 Hellín
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kWp (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 0°
• Orientación (acimutal) de los módulos: 0°
• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 9% (utilizando los datos locales de la temperatura ambiente)
• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 3,6%
• Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14,0%
• Pérdidas combinadas del sistema FV: 26,7%
En la Tabla XVIII del documento Anexos, se puede ver la cantidad de energía eléctrica estimada por mes para un sistema fotovoltaico con los parámetros elegidos.
En estas condiciones la radiación anual tiene el valor 1.698 kWh/m2 y el aprovechamiento de esta radiación se refleja en una producción total de electricidad de 127.508 kWh.
Memoria
95
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
La potencia media anual, obtenida a partir de la estimación de energía producida en un año
dividido por el número de horas de un año, es de 14,54 kW.
En condiciones de sistema fijo la producción de energía eléctrica se aumenta con
11,7%.
1.7.4.4 Cluj Napoca
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kWp (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 0°
• Orientación (acimutal) de los módulos: 0°
• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 5,1% (utilizando los datos locales de la temperatura ambiente)
• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 4,3%
• Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14,0%
• Pérdidas combinadas del sistema FV: 23,5%
En la Tabla XX del documento Anexos, se puede ver la cantidad de electricidad esperada cada mes de un sistema fotovoltaico con los parámetros elegidos.
En estas condiciones la radiación anual tiene el valor 1.373 kWh/m2 y el aprovechamiento de esta radiación se refleja en una producción total de electricidad de 106.880 kWh.
La potencia media anual, obtenida a partir de la estimación de energía producida en un año
dividido por el número de horas de un año, es de 12,19 kW.
En condiciones de sistema fijo la producción de energía eléctrica se aumenta con
4,74%. Este diferencia es menor que en el caso de España pero tenemos que tomar en
cuenta la emplazamiento de cada central fotovoltaica.
1.7.5 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica para una inclinación y
orientación óptimas.
1.7.5.1 Tarragona
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 35° (óptima)
• Orientación (acimutal) de los módulos: 1° (óptima)
• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 9,1% (utilizando los datos locales de la temperatura ambiente)
• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 2,6%
• Otras pérdidas (cables, inversor): 14%
• Pérdidas combinadas del sistema FV: 25,7%
Igual que en el caso de la inclinación de 0° y orientación Sur se ha estimado la energía eléctrica producida por una central fotovoltaica donde, en este caso, los módulos fotovoltaicos pueden encontrar en dos situaciones:
• Sobre una estructura fija que presenta la inclinación media óptima, 35°.
96
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
Sobre una estructura móvil con dos ejes que busca el ángulo y orientación
óptimos en cada momento.
Los resultados numéricos de la estimación se presentan en la Tabla XXII del documento Anexos. La representación gráfica de los mismos se puede observar en la Figura 17
Figura 18 y Figura 19 del documento Anexos.
Para esta central fotovoltaica, e independientemente de la estructura sobre la que estén los módulos fotovoltaicos, la radiación anual estimada es de 1.726 kWh/m2.
En el caso de un sistema fijo la estimación de energía eléctrica producida es de
131.122 kWh, mientras que en el caso de un sistema móvil de dos ejes es de 174.152 kWh
(33% superior al sistema fijo). La diferencia es suficiente grande como para evidenciar la
importancia de la inclinación de los paneles y la orientación.
La potencia media anual para un sistema fijo con inclinación óptima de 35° y orientación óptima de 1° es de 14,95 kW (14,38% más que del sistema fijo con inclinación 0° y
orientación Sur). La potencia media anual para un sistema móvil de dos ejes es, obviamente, la más grande de todos: 19,86 kW.
1.7.5.2 Bucarest
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 35° (optimo)
• Orientación (acimutal) de los módulos: -1,0° (optimo)
• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 8,3% (utilizando los datos locales de la temperatura ambiente)
• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 2,9%
• Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14%
• Pérdidas combinadas del sistema FV: 25,2%
Se ha estimado la producción de energía eléctrica anual para la central fotovoltaica
especificada en los parámetros anteriores. (Tabla XXIV, Anexos).
La cantidad de radiación incidente durante un año en este caso es 1.536 kWh/m2.
Normalmente los valores de la energía eléctrica estimada son más grandes en estas
condiciones que por el caso anterior (13,18% por el sistema fijo).
La potencia media máxima por este caso se obtiene por sistema móvil: 18,20 kW.
Considerando como criterio la cantidad de energía eléctrica producida en todos los
casos estudiados la mejor solución es un sistema móvil en 2 ejes con inclinación y orientación optimas. Pero tenemos tener en cuenta otras condiciones: el presupuesto, el terreno.
Por supuesto que para elegir la mejor solución se hace un análisis técnico y una económica
por cada proyecto en parte. Como este proyecto es uno genérico solamente se puede hacer
una comparación entre diferentes casos.
1.7.5.3 Hellín
Condiciones del estudio:
Memoria
97
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
•
•
•
•
•
•
Potencia nominal del sistema de FV: 100 kWp (silicio cristalino)
Inclinación de los módulos: 34°
Orientación (acimutal) de los módulos: 0°
Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 9,4% (utilizando los datos locales de la temperatura ambiente)
Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 4,3%
Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14%
Pérdidas combinadas del sistema FV: 26%
Igual que en el caso de la inclinación de 0° y orientación Sur se ha estimado la energía eléctrica producida para una central fotovoltaica donde, en este caso, los módulos fotovoltaicos se pueden encontrar en dos situaciones:
• Sobre una estructura fija que presenta la inclinación media óptima (34°).
• Sobre una estructura móvil con dos ejes que busca el ángulo y orientación
óptimos en cada momento.
Los resultados numéricos de la estimación se presentan en la Tabla XXVI del documento Anexos. La representación gráfica de los mismos se puede observar en la Figura 23,
Figura 24 y Figura 25 del documento Anexos.
Para esta central fotovoltaica, e independientemente de la estructura sobre la que estén los módulos fotovoltaicos, la radiación anual estimada es de 1.955 kWh/m2.
En el caso de un sistema fijo la estimación de energía eléctrica producida es de
147.877 kWh, mientras que en el caso de un sistema móvil de dos ejes es de 201.337kWh
(33% superior al sistema fijo). La diferencia es suficientemente grande como para evidenciar la importancia de la inclinación de los paneles y la orientación.
La potencia media anual para un sistema fijo con inclinación óptima de 34° y orientación óptima de 0° es de 16,86 kW (14,38% más que del sistema fijo con inclinación 0° y
orientación Sur). La potencia media anual para un sistema móvil de dos ejes es, obviamente, la más grande de todos los analizados en este proyecto: 22,96 kW.
1.7.5.4 Cluj Napoca
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kWp (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 37°
• Orientación (acimutal) de los módulos: 2°
• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 5,9% (utilizando los datos locales de la temperatura ambiente)
• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 2,9%
• Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14,0%
• Pérdidas combinadas del sistema FV: 22,8%
Se ha estimado la producción de energía eléctrica anual para la central fotovoltaica
especificada en los parámetros anteriores. (Tabla XXVIII, Anexos).
La cantidad de radiación incidente durante un año en este caso es 1.608 kWh/m2.
98
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Normalmente los valores de la energía eléctrica estimada son más grandes en estas
condiciones que por el caso anterior (15,25% para el sistema fijo). La diferencia es más
grande por esta ubicación que para la de Bucarest.
La potencia media máxima para este caso se obtiene para el sistema móvil:
19,79 kW.
1.7.6 Conclusiones
• La irradiación total en Tarragona, obtenida para una inclinación y orientación óptimas (inclinación 35° y orientación 1°) es 1726 kWh/m2 y una media de 142 kWh/m2. Para Bucarest la irradiación total obtenida para una
inclinación y orientación óptimas (inclinación 35 ° y orientación -1°) es
1.536 kWh/m2 con una media de 128 kWh/m2.
• Los valores mostrados en la Tabla VII y Tabla IX del documento Anexos
revelan que la producción de energía eléctrica de una planta solar tipo en
Tarragona y Bucarest son parecidas con un ligero aumento de dicha producción en Tarragona.
• Los sistemas fotovoltaicos generan electricidad a partir de la intensidad de
la radiación solar, no del calor. Por lo tanto, en lugares fríos pero con buena radiación solar se pueden instalar centrales fotovoltaicas rentables.
• En Rumanía se puede obtener más energía eléctrica de naturaleza fotovoltaica en una ubicación situada más lejos del Ecuador, lo que releva una vez
más que las temperaturas muy elevadas no producen necesariamente más
energía eléctrica.
Las diferencias de producción entre Tarragona y Bucarest en las mismas condiciones
son:
•
•
•
Sistema fijo, inclinación 0° y orientación S: en Bucarest el 90,4% de producción respecto a Tarragona.
Sistema fijo, inclinación y orientación óptimas: en Bucarest el 89,4% de
producción respecto a Tarragona.
Sistema móvil: en Bucarest el 91,6% de producción respecto a Tarragona.
Las diferencias de producción para un sistema fijo con:
• Tarragona: inclinación 0° y orientación S respecto a inclinación y orientación óptimas: 85.9%.
• Bucarest: inclinación 0° y orientación S respecto a inclinación y orientación óptimas: 86,8%.
Para un sistema móvil: en Bucarest el 91,63% de producción respecto a Tarragona.
Las diferencias de producción entre Tarragona y Hellín en las mismas condiciones
son:
•
•
•
Memoria
Sistema fijo, inclinación 0° y orientación S: en Tarragona el 88,30% de
producción respecto a Hellín.
Sistema fijo, inclinación y orientación óptimas: en Tarragona el 88,66% de
producción respecto a Hellín.
Sistema móvil: en Tarragona el 86,49% de producción respecto a Hellín.
99
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Las diferencias de producción entre Bucarest y Cluj Napoca en las mismas condiciones son:
• Sistema fijo, inclinación 0° y orientación S: en Bucarest el 95,25% de producción respecto a Cluj Napoca.
• Sistema fijo, inclinación y orientación óptimas: en Bucarest el 92,93% de
producción respecto a Cluj Napoca.
• Sistema móvil: en Bucarest el 91,94% de producción respecto a Cluj Napoca.
Las diferencias de producción entre Cluj Napoca y Hellín en las mismas condiciones
son:
•
•
•
Sistema fijo, inclinación 0° y orientación S: en Cluj Napoca el 83,82% de
producción respecto a Hellín.
Sistema fijo, inclinación y orientación óptimas: en Cluj Napoca el 85,28%
de producción respecto a Hellín.
Sistema móvil: en Cluj Napoca el 86,20% de producción respecto a Hellín.
Inclinación y Orientación optimas
Inclinación 0° y Orientación 0°
Tabla 3. La producción de energía en kWh en todas las situaciones analizadas
100
Estructura
fija
Estructura móvil
Bucarest
101.810
-
Cluj Napoca
106.880
-
Tarragona
112.595
-
Hellín
127.508
-
Bucarest
117.271
159.578
Cluj Napoca
121.115
173.562
Tarragona
131.122
174.152
Hellín
147.877
201.337
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Inclinación y Orientación optimas
Inclinación 0° y Orientación 0°
Tabla 4. La producción de energía en % en todas las situaciones analizadas
Estructura
fija
Estructura móvil
Bucarest
50,56
-
Cluj Napoca
53,08
-
Tarragona
55,92
-
Hellín
63,33
-
Bucarest
58,24
79,25
Cluj Napoca
60,15
86,20
Tarragona
65,12
86,49
Hellín
73,44
100,00
En las Tabla 3 y Tabla 4 se pueden ver los resultados numéricos y porcentuales del
análisis.
1.7.7 Análisis de la eficiencia económica de las centrales fotovoltaicas estudiadas
Las instalaciones más antiguas, de los años 60-70, aún están operativas.
Una de las instalaciones más antiguas de Cataluña es la de Els Metges, en Cassà de la Selva, en Gerona. Se instaló en 1974 y aún continúa produciendo energía. Son paneles de 33
Wp y que costaron aproximadamente unos 11,30 €/Wp (1.880 ptas/Wp).
Normalmente se considera que la vida de los módulos fotovoltaicos es de unos 25-30
años; de hecho, a menudo se encuentran en el mercado módulos con garantías de 10, 15 y
20 años. Sin embargo, la experiencia demuestra que en realidad estos componentes nunca
(hasta ahora) dejan de generar electricidad, aunque con el paso de los años las células fotovoltaicas reducen algo su rendimiento energético. En general se trata de equipos fabricados
para resistir todas las inclemencias del tiempo.
Para analizar la eficiencia económica de las soluciones estudiadas se han calculado
unos indicadores económicos que van a demostrar si una solución es eficiente económicamente y cual de las opciones es mejor para cada ubicación. El análisis se hace para 25
años, tiempo en el cual se ha considerado que el rendimiento de la central baja un 0,15%
Memoria
101
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
cada año y que el precio de venta del kWh tiene un ritmo de crecimiento de 2,5% cada año.
También consideramos que los ingresos, los costes y las ayudas son constantes en este periodo aunque normalmente varían.
Para los cálculos hemos considerado los siguientes datos:
Tabla 5 Datos económicos
Precio de venda
€/kWh
Rumanía
España
0,16
0,46
Ayudas
€/kWh
0,042
0,4175
Tipo de
interés
(i)
12%
5%
Los indicadores calculados son:
1. Valor actual neto o Valor presente neto: son términos que proceden de la expresión inglesa Net Present Value. El acrónimo es NPV en inglés y VAN en español. Es un
procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado número de flujos
de caja futuros. El método, además, descuenta una determinada tasa o tipo de interés igual
para todo el período considerado. La obtención del VAN constituye una herramienta fundamental para la evaluación y gerencia de proyectos, así como para la administración financiera.
La fórmula que nos permite calcular el Valor Actual Neto es:
N
VAN = ∑
n =0
In
I n − En
(1 + i )n
ingresos
En egresos
N
número de períodos considerado (el primer período lleva el número 0, no
el 1)
i
tipo de interés
En se toma como valor negativo ya que representa los desembolsos de dinero. El valor In - En indica los flujos de caja estimados de cada período.
En función del valor de este indicador se tomaran las decisiones presentadas en la
Tabla 6.
Tabla 6. Modo de analizo al indicador Valor Actual Neto
Valor
VAN > 0
VAN < 0
VAN = 0
102
Significado
La inversión produciría
ganancias
La inversión produciría
pérdidas
La inversión no produciría ni ganancias ni pérdidas
Decisión a tomar
El proyecto puede aceptarse
El proyecto debería rechazarse
Dado que el proyecto no agrega valor monetario, la
decisión debería basarse en otros criterios, como la
obtención de un mejor posicionamiento en el mercado u otros factores.
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
2. La tasa interna de retorno o tasa interna de rentabilidad (TIR) de una inversión, está definida como la tasa de interés con la cual el valor actual neto o valor presente
neto (VAN o VPN) es igual a cero.
N
VAN = ∑
n =0
I n − En
(1 + i )n
=0
La TIR es una herramienta para la toma de decisiones de inversión utilizada para
comparar la factibilidad de diferentes opciones de inversión. Generalmente, la opción de
inversión con la TIR más alta es la preferida.
Los resultados de los cálculos se pueden ver en la Tabla 7.
Tabla 7. Calculo de los indicadores: VAN y TIR
Inclinación y Orientación optimas
Inclinación 0° y Orientación 0°
VAN (€)
TIR (%)
Estructura
Estructura
fija
móvil
Estructura fija
Estructura móvil
Bucarest
-371.560,77
-
-
-
Cluj Napoca
-387.108,67
-
-
-
Tarragona
960.608,98
-
12
-
Hellín
1.171.398,56
-
15
-
Bucarest
-344.567,02
-380.285,12
-
-
Cluj Napoca
-350.195,98
-395.481,42
-
-
Tarragona
1.208.799,62
1.691.107,391
15
18
Hellín
1446.386,534
2.058.113,538
18
21
Memoria
103
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.8
Resultados finales
Se ha presentado, de forma general, el estado de las energías renovables a nivel
mundial, haciendo especial hincapié en la energía solar fotovoltaica tanto en España como
en Rumanía. Se presento la historia de la potencia fotovoltaica instalada en España y el
modo de repartir las diferentes fuentes de energía en el consumo diario. Con el ayudo de
los datos suministrados por la Red Eléctrica Española se presento matemáticamente la evolución de la producción de energía en función de su origen para el periodo 2002-2007 y
utilizando las series temporales se hizo una previsión para el año 2008.
Se han descrito, de forma general, los diferentes componentes de una central fotovoltaica conectada a la red.
Se han elegido las dos ubicaciones principales para el estudio, Bucarest y Tarragona,
y después otras dos ubicaciones como referencia. Por estos cuatro lugares se han estudiado
la radiación diaria incidente para tres meses: Junio, Marzo y Diciembre y la radiación mensual incidente en función del ángulo de inclinación.
Teniendo este estudio como base de análisis se ha considerado una central fotovoltaica con una potencia nominal de 100 kWp con paneles fotovoltaicos construidos por silicio cristalino. La central es conectada a la red eléctrica y toda la energía producida se entrega a la red. En estas condiciones se estima la cantidad de energía producida por este central considerando diferentes ángulos de inclinación y orientación de los paneles y para diferentes tipos de seguimientos (fijo y móvil en 2 ejes).
Técnicamente los resultados obtenidos de este análisis muestran que este tipo de instalación es muy benéfico y viable. Pero además del aspecto técnico tenemos que tomar en
cuento el aspecto económico, y a continuación se hizo un análisis económico también.
En lo que concierne el aspecto económico se ha demostrado que una inversión de este tipo es rentable y viable para los inversores que estén dispuestos a obtener beneficios a
largo plazo, pero que además disponen de un presupuesto inicial bastante grande. Este tipo
de inversiones tiene bajo riesgo pero un elevado período para obtener beneficios.
De una manera lógica los proyectos más rentables son para sistemas móviles en dos
ejes, tanto desde el punto de vista económico como desde el técnico. Pero como hemos
mencionado antes, tenemos que tomar en cuenta ciertas condiciones de presupuesto y ubicación. Cuando la superficie disponible para la instalación es limitada y/o el incremento de
peso que supone utilizar una estructura móvil es crítico, una central fotovoltaica con paneles montados sobre una estructura fija puede ser más recomendable.
1. España
De todos los cálculos realizados en este proyecto para centrales fotovoltaicas situadas
en Tarragona la que produce más energía eléctrica es la que presenta estructura móvil con
seguimiento en dos ejes. También este tipo de central fotovoltaica consigue la mayor eficiencia económica: VAN = 1.691.107,391 € y TIR = 18%. Por lo que respecta a la inversión, presenta el inconveniente de ser la mayor: 660.000 €.
Pero como hemos mencionado varias veces para elegir un tipo de central fotovoltaica
tenemos que considerar varias factores. De esta manera si el terreno donde va ser ubicada
la instalación es limitado entonces tenemos que elegir la versión más conveniente. Las
104
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
plantas fijas ocuparan menos espacio que las plantas móviles. La superficie de una instalación fotovoltaica puede ser aproximada solamente después de analizar todos los factores
implicados. Igual para Hellín los mejores resultados se obtienen en el caso de central fotovoltaica con seguimiento móvil en 2 ejes. Es verdad que por este ciudad como las resultados técnicas son mejores, los resultados económicos son mucho mejor (VAN =
2.058.113,538 €, TIR = 21%). La TIR en todos los casos analizadas es más grande que el
tipo de interés que es una condición fundamental en el elegir de un proyecto.
Pero la conclusión mas importante que se puede formular es que para todos los tipos
de proyectos después de 25 anos de funcionamiento no solamente que la inversión es totalmente recuperada pero aun existen beneficios muy grandes. Además de los beneficios
económicos también hay los beneficios ambientales que al final son los más importantes.
2. Rumanía
En lo que concierne a Rumanía, los resultados del análisis económico no muestran la
misma eficiencia que en el caso de España. Las centrales solares instaladas en la Universidad Politécnica de Bucarest y la de Targoviste son los mayores proyectos de Rumanía y
fueron realizados con fondos europeos. Con el precio actual se ha estimado que la inversión de la instalación de la UPB puede ser recuperada en 80 años. Las inversiones en Rumanía y en España para este tipo de instalación suponen prácticamente el mismo desembolso. Del análisis técnico se pudo constatar que los resultados son parecidos a los de España pero los medios económicos son diferentes en los dos países. En Rumanía el proceso
de desarrollo de la industria fotovoltaica es incipiente. La falta de soporte institucional y de
ayudas económicas a plantas de este tipo implica que, en estos momentos, la inversión en
este tipo de instalaciones se sitúe en el límite de la eficiencia económica.
En las dos ubicaciones analizadas (Bucarest y Cluj Napoca) se obtiene mayor cantidad de energía eléctrica utilizando sistemas fotovoltaicos móviles en dos ejes. En este proyecto se ha podido constatar que una temperatura ambiente mayor implica un rendimiento
menor del sistema fotovoltaico: en Cluj Napoca, localidad situada más al norte que Bucarest (46°30'51" frente a 44°21'37"), y a mayor altitud (1600 m frente a 70 m), por tanto una
localidad más fría, se obtienen mayores producciones de energía eléctrica para las mismas
condiciones de estudio.
Al final de este proyecto se puede concluir que la implementación de instalaciones
fotovoltaicas representa un paso muy grande en el camino que el mundo tiene que seguir
para asegurarse a si mismo los recursos necesarios para su futuro, utilizando recursos renovables e inagotables. Por otro lado es necesario mejorar los diseños de los diferentes elementos que forman parte de estas instalaciones para hacerlas rentables sin ningún tipo de
subvención económica por parte de las administraciones públicas, haciendo que sean competitivas con las demás fuentes de energía eléctrica.
Memoria
105
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Índice de Figuras
Figura 1. El consumo mundial de energía por regiones (1970-2025). Fuentes:
Historia: Internacional Energy Annual 2002, Pronosticos: EIA, System for the
análisis of Global Energy Markets, 2005.......................................................................... 8
Figura 2. Evolución y estimación del consumo de energía eléctrica en función de
su origen. Energy Information administration (EIA)........................................................ 9
Figura 3. Consumo de energía eléctrica en España en función del tipo de
generación entre abril de 2007 y abril de 2008............................................................... 10
Figura 4. Evolución del consumo y la producción de energía eléctrica en España
para el día de 13 de mayo de 2008, a las 18 horas.......................................................... 10
Figura 5. Estructura de la generación de energía las 18:00 horas ....................................... 11
Figura 6. Demanda de la energía en el día de jueves, 10.01.2008 ...................................... 11
Figura 7. Demanda de la energía en el día de domingo, 13.01.2008 .................................. 12
Figura 8. Previsión de la producción de energía hidráulica ................................................ 13
Figura 9. Previsión de la producción de energía nuclear..................................................... 13
Figura 10. Previsión de la producción de energía a partir del carbón ................................. 14
Figura 11. Previsión de la producción de energía a partir de fuel y gas.............................. 14
Figura 12. Previsión de la producción de energía en régimen de ciclo combinado ............ 15
Figura 13. Previsión de la producción de energía en régimen especial............................... 15
Figura 14. Previsión del saldo intercambio. ........................................................................ 16
Figura 15. Eco puntos de las diferentes tipos de producción de energía............................. 17
Figura 16. Central Hidráulica Portile de Fier, Probeta Turnu-Severin, Rumanía .............. 21
Figura 17. Parque eólico...................................................................................................... 22
Figura 18. Energía geotérmica............................................................................................. 23
Figura 19. Producción de Energías Renovables en España, Fuente: APPA........................ 23
Figura 20. Mapa de las energías renovables en Rumanía: I- solar; II- solar y
eólica; III- eólica, hidráulica y biomasa; IV- hidráulica, biomasa y eólica; Vhidráulica y biomasa; VI- geotérmica y eólica; VII- hidráulica y biomasa; VIIIbiomasa, geotérmica y solar............................................................................................ 25
Figura 21. El movimiento de la Tierra ................................................................................ 29
Figura 22. Calentamiento de la Tierra ................................................................................. 30
Figura 23. La radiación solar............................................................................................... 31
Figura 24. Posición del Sol.................................................................................................. 32
Figura 25. Evolución del mercado fotovoltaico mundial .................................................... 33
106
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 26. Mapa de radiación solar en España. Fuente: Leonesa de Tecnología
Solar, S.L......................................................................................................................... 34
Figura 27. Potencia fotovoltaica anual instalada en España. Fuente: Asociación de
la Industria Fotovoltaica ................................................................................................ 36
Figura 28. La radiación solar en Rumanía (kWh/m2). Fuente: www.oer.ro........................ 36
Figura 29. El efecto fotovoltaico ......................................................................................... 37
Figura 30. Célula fotovoltaica ............................................................................................. 38
Figura 31. Funcionamiento de una célula solar................................................................... 39
Figura 32. El circuito equivalente de una célula solar......................................................... 39
Figura 33. Diagrama I-V ..................................................................................................... 40
Figura 34. Ejemplos de células solares................................................................................ 43
Figura 35. Influencia de la temperatura sobre el comportamiento de la célula................... 43
Figura 36. Elementos de un panel fotovoltaico ................................................................... 45
Figura 37. Panel solar con reflectantes................................................................................ 46
Figura 38. Panel de formato teja.......................................................................................... 46
Figura 39. Panel bifacial...................................................................................................... 47
Figura 40. Panel solar .......................................................................................................... 48
Figura 41. Variación de la intensidad de corriente y voltaje: a) según la radiación
a temperatura constante de 25°C; b) según la temperatura a intensidad de
radiación constante de 1 kW/m2 ..................................................................................... 49
Figura 42. Distancia entre los módulos ............................................................................... 50
Figura 43. Suporte por las estructuras de los paneles.......................................................... 52
Figura 44: a) estructura fija; b) esquema de estructura fija ................................................. 52
Figura 45. Forma de un panel solar. .................................................................................... 53
Figura 46. Esquema seguidor de un eje............................................................................... 54
Figura 47. Esquema seguidor dos ejes ................................................................................ 54
Figura 48. Esquema del punto de máxima potencia de una célula...................................... 57
Fuente:
Figura 49. Esquema
de
un
sistema
fotovoltaico
aislado.
http://www.asif.org ......................................................................................................... 59
Figura 50. Ejemplo de un sistema fotovoltaico aislado. Fuente: Proyecto de
Universidad Rovira i Virgili para la extracción del agua mediante energías
renovables en Senegal. ................................................................................................... 60
Figura 51. Esquema de un sistema fotovoltaico conectado a red. Fuente:
http://www.asif.org ......................................................................................................... 61
Figura 52. Ejemplo de aprovechamiento de instalación fotovoltaica conectada a
red. .................................................................................................................................. 62
Memoria
107
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 53. Localización de Tarragona................................................................................. 71
Figura 54. Localización de Bucarest. .................................................................................. 72
Figura 55. Mapa de irradiación solar de Europa ................................................................. 73
Figura 56. Localización de Hellín ....................................................................................... 74
Figura 57. Localización de Cluj Napoca ............................................................................. 75
Figura 58. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Tarragona) ................ 76
Figura 59. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Tarragona)................ 76
Figura 60. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Tarragona)...................................... 77
Figura 61. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Bucarest) .................. 77
Figura 62. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Bucarest) .................. 78
Figura 63. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Bucarest) ........................................ 78
Figura 64. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Hellín) ...................... 79
Figura 65. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Hellín) ...................... 79
Figura 66. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Hellín) ............................................ 80
Figura 67. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Junio, Cluj Napoca) ............ 80
Figura 68. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Junio, Cluj Napoca) ............ 81
Figura 69. Evolución diaria de la temperatura (Junio, Cluj Napoca) .................................. 81
Figura 70. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Tarragona) .............. 82
Figura 71. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Tarragona).............. 82
Figura 72. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Tarragona).................................... 83
Figura 73. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Bucarest)................. 83
Figura 74. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Bucarest) ................ 84
Figura 75. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Bucarest) ...................................... 84
Figura 76. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Hellín)..................... 85
Figura 77. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Hellín) .................... 85
Figura 78. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Hellín) .......................................... 86
Figura 79. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Marzo, Cluj Napoca)........... 86
Figura 80. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Marzo, Cluj Napoca) .......... 87
Figura 81. Evolución diaria de la temperatura (Marzo, Cluj Napoca) ................................ 87
Figura 82. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre,
Tarragona)....................................................................................................................... 88
Figura 83. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre,
Tarragona)....................................................................................................................... 88
Figura 84. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Tarragona) ............................. 89
108
Memoria
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 85. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre, Bucarest) .......... 89
Figura 86. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre, Bucarest).......... 90
Figura 87. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Bucarest)................................ 90
Figura 88. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre, Hellín) .............. 91
Figura 89. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre, Hellín).............. 91
Figura 90. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Hellín).................................... 92
Figura 91. Radiación diaria global y difusa por sistema fijo (Diciembre, Cluj
Napoca)........................................................................................................................... 92
Figura 92. Radiación diaria por sistema de rastreo de 2 ejes (Diciembre, Cluj
Napoca)........................................................................................................................... 93
Figura 93. Evolución diaria de la temperatura (Diciembre, Cluj Napoca).......................... 93
Memoria
109
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Índice de Tablas
Tabla 1. El consumo de energía en España en GWh............................................................. 9
Tabla 2. Comparación de impacto de distintas formas de producir electricidad.
Fuente: US Department of Energy, Council for Renewable Energy Education y
Worldwatch Institute....................................................................................................... 19
Tabla 3. La producción de energía en kWh en todas las situaciones analizadas............... 100
Tabla 4. La producción de energía en % en todas las situaciones analizadas ................... 101
Tabla 5 Datos económicos................................................................................................ 102
Tabla 6. Modo de analizo al indicador Valor Actual Neto................................................ 102
Tabla 7. Calculo de los indicadores: VAN y TIR.............................................................. 103
110
Memoria
Análisis comparativo de diferentes tipologías de plantas
solares fotovoltaicas conectadas a la red
ANEXOS
TITULACIÓ: Enginyeria Tècnica Industrial en Electricitat
AUTORS: Sonia Diana IORDAN .
DIRECTORS: Luis GUASCH PESQUER.
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
DATA: Juny/2008.
108
Anexos
Índice
1 Anexos .......................................................................................................................... 111
1.1
Generalidades ............................................................................................ 111
1.2
Contenido .................................................................................................. 111
1.2.1
Documentación de partida ................................................................. 111
1.2.2
Cálculos ............................................................................................. 112
1.2.2.1 Estimación del consumo de energía en España para el año 2008, por
fuentes de energía .................................................................................................. 112
1.2.2.2
Radiación mensual incidente en función del ángulo de inclinación
116
1.2.2.3 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica para una
orientación horizontal ............................................................................................ 122
1.2.2.3.1
Tarragona ............................................................................... 122
1.2.2.3.2
Bucarest.................................................................................. 124
1.2.2.3.3
Hellín...................................................................................... 127
1.2.2.3.4
Cluj Napoca............................................................................ 129
1.2.2.4 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica por
inclinación y orientación óptimas.......................................................................... 132
1.2.2.4.1
Tarragona ............................................................................... 132
1.2.2.4.2
Bucarest.................................................................................. 135
1.2.2.4.3
Hellín...................................................................................... 138
1.2.2.4.4
Cluj Napoca............................................................................ 141
1.2.3
Anexos de aplicación......................................................................... 146
1.2.3.1
Otros documentos ......................................................................... 146
1.2.3.2
Análisis económico de las soluciones estudiadas ......................... 158
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1
Anexos
1.1
Generalidades
Los cálculos han sido realizados a partir del programa de cálculo PVGIS disponible
en la página web de la Joint Research Centre de la Comisión Europea:
http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/pvest.php?lang=es&map=europe
El programa de cálculo PVGIS es gratuito y permite determinar la radiación
incidente en la ubicación elegida y estimar la cantidad de energía eléctrica que se puede
obtener en ciertas condiciones impuestos por el usuario.
1.2
Contenido
1.2.1 Documentación de partida
Las ciudades elegidas para el análisis son Bucarest y Tarragona.
Se está analizando una instalación fotovoltaica genérica con una potencia máxima de
100 kW conectada a red. Se han considerado las siguientes situaciones:
• Inclinación 0° y orientación Sur – sistema fijo.
• Inclinación y orientación optimas – sistema fijo y móvil en 2 ejes.
Los paneles fotovoltaicos considerados están formados por células fotovoltaicas de
silicio cristalino.
La potencia de la central solar fotovoltaica se ha escogido en función de las
condiciones de dichas centrales en España a la hora de realizar este proyecto, donde la
potencia máxima de una instalación fotovoltaica es de 100 kW. Si se desea aumentar la
potencia, es necesario disponer de contratos y sistemas de medida individuales por cada
fracción de 100 kW.
Por lo tanto, si es necesaria una potencia mayor y las condiciones técnicas y
económicas lo permiten se pueden conectar varias plantas de 100 kWp para formar una
huerta solar.
Como la superficie de la instalación es difícil de aproximar, especialmente porque no
se habla de un proyecto específico si no de uno genérico no se considera en el análisis el
tamaño y la forma de los paneles.
Toda la energía eléctrica producida por la instalación se exporta hacia la red.
Anexos
111
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.2.2 Cálculos
1.2.2.1 Estimación del consumo de energía en España para el año 2008, por fuentes de
energía
A partir de los datos suministrados por Red Eléctrica Española respecto a los valores
del consumo de energía eléctrica para el período 2002-2007, en función de las fuentes de
energía, se hace una previsión del consumo de energía por el año 2008.
La previsión se hace utilizando el método de las series temporales. El objetivo de
análisis de series temporales es doble: por un lado se busca explicar las variaciones
observadas en la serie en el pasado, tratando de determinar si responden a un determinado
patrón de comportamiento. Y por otro, si se consigue definir ese patrón o modelo, se
intentará predecir el comportamiento futuro de la misma.
Cualquier serie temporal es la composición de cuatro componentes:
• Tendencia (T): es la componente que recoge el comportamiento de la serie
a largo plazo.
• Variaciones Estaciónales (VE): son movimientos de la serie que se
repiten de forma periódica. La razón de estas variaciones se base en causa
de tipo climatológico o de ordenación del tiempo.
• Variaciones Cíclicas (C): esta componente tiene un marcado carácter
económico, pues suele ser el resultado de la sucesión de las fases
expansivas y recesivas de la economía. Son movimientos a medio plazo.
• Variaciones Accidentales (R): esta componente no responde a ningún
patrón de comportamiento, sino que es el resultado de de factores fortuitos
o aleatorios que inciden de forma aislada y no permanente en una serie.
Para obtener la tendencia se pueden utilizar varios métodos, como: análisis gráfico,
medias móviles, método analítico, etc. Para este caso se ha elegido el método de las medias
móviles. Se calcularon las medias móviles para las valores del consumo mensual de
energía eléctrica para el intervalo estudiado. De este modo, se promedia cada valor de
variable “y” con los valores contiguos mediante la media aritmética. Estos promedios
substituyen a los valores de la variable y nos proporcionan la tendencia secular, siendo ésta
una distribución con menor dispersión que la original. La media móvil se ha calculado para
cada 12 valores consecutivos empezando con enero de 2002 hasta julio de 2007.
k
−1
2
∑y
y t∗−0,5 =
i =−
k
2
k
t +i
k k
k⎞
⎛
; ⎜ t = , + 1,........, n − ⎟ ;
2 2
2⎠
⎝
Como ejemplo la primera medie móvil se ha calculado de este modo:
y ene 02 + y feb 02 + .......... + y nov 02 + y dic 02
y ∗jul 02 =
12
+
2
y feb 02 + y feb 02 + .......... + y nov 02 + y dic 02 +
12
Remplazando los valores para cada modo de producción de la energía eléctrica va
resultar la tendencia para cada una de ellas.
112
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
A continuación, para ver cuales son las diferencias entre los valores de la energía y
las medias móviles se dividen los valores de la energía por las medias resultando de este
modo la razón. Con estos datos se calcula después la media mensual para los años
estudiados (2002-2007). La media de todas estas medias debiera ser cien. Si no es cien
entonces se tiene que calcular el índice general de variación estacional (IGVE). Para
calcular el IGVE para cada mes se divide la media por la media de las medias y se
multiplica por cien. Finalmente, para calcular las variaciones accidentales se dividen los
valores de la energía por el IGVE y se multiplica por cien.
Para estimar la previsón del consumo d energía se utiliza el método lineal.
La ecuación de la previsión tiene la siguiente expresión:
y = a + b⋅t'
Donde a y b son dos coeficientes que se obtienen mediante las siguientes ecuaciones:
N
∑ yi = N ⋅ a ;
i =1
⎛ N 2⎞
'
t
y
=
⎜ ∑ t i ⎟ ⋅ b ; t i' = 2(t i − Ot ) ;
∑
i i
i −1
⎝ i =1
⎠
N
Ot es el valor central de los tiempos.
N es el número de meses tomados en cuenta.
En las siguientes tablas se pueden ver el razón, la media y el IGVE para cada mes del
periodo 2002-2007 para los tipos de energía analizados.
Tabla I. El calculo de la IGVE para la energía hidráulica
Mes
ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
Anexos
Media
117,94
106,25
131,83
114,76
114,50
94,09
81,82
63,92
61,79
68,39
101,28
141,81
99,86
IGVE
118,10
106,39
132,01
114,91
114,66
94,22
81,93
64,01
61,87
68,49
101,42
142,00
100,00
2002
80,96
54,33
50,02
50,12
71,63
143,86
2003
186,79
143,04
144,12
116,30
108,99
72,88
64,57
53,37
61,33
70,96
111,00
170,82
2004
126,16
114,01
105,58
98,65
112,63
103,11
87,30
79,90
76,51
88,55
117,43
96,90
2005
86,63
85,81
100,57
115,06
135,08
124,35
98,16
79,84
64,59
59,47
81,09
103,96
2006
102,01
77,61
166,36
145,50
112,74
77,49
78,13
52,18
56,49
72,88
125,24
193,52
2007
88,09
110,77
142,52
98,28
103,07
92,63
113
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla II. El calculo de la IGVE para la energía eléctrica producida a partir del
carbón
Mes
ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
Media
105,07
97,03
95,53
87,35
95,87
102,34
111,21
103,96
105,77
102,51
97,85
93,60
99,84
IGVE
105,24
97,19
95,68
87,49
96,02
102,50
111,39
104,12
105,94
102,67
98,00
93,74
100,00
2002
102,87
102,74
109,50
104,14
107,62
81,47
2003
84,19
92,70
92,80
86,65
91,86
108,59
116,05
114,46
111,50
109,02
93,88
83,95
2004
95,63
99,44
108,12
87,91
90,73
99,13
108,00
103,62
102,08
101,21
96,91
106,91
2005
110,70
99,62
101,74
90,94
93,57
94,77
103,00
94,77
98,38
104,69
109,90
114,91
2006
120,16
101,25
84,23
62,65
93,08
105,50
126,15
104,20
107,41
93,50
80,93
80,74
2007
114,69
92,15
90,77
108,61
110,13
103,71
Tabla III. El calculo de la IGVE para la energía nuclear
Mes
ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
Media
113,11
102,54
100,48
89,40
87,78
89,51
102,56
105,64
93,99
97,21
106,53
111,57
100,03
IGVE
113,08
102,52
100,45
89,37
87,76
89,49
102,53
105,61
93,97
97,18
106,50
111,54
100,00
2002
108,90
106,47
90,68
105,92
104,95
109,47
2003
108,66
97,47
92,68
93,76
96,81
90,32
109,66
107,67
83,75
91,04
105,76
109,17
2004
107,47
100,80
96,60
99,53
94,38
101,15
108,54
106,47
93,33
90,06
104,20
108,36
2005
120,19
107,76
97,91
83,37
79,82
83,08
85,39
99,14
111,49
102,18
111,79
116,24
2006
113,01
100,58
104,63
73,82
89,71
101,26
100,33
108,45
90,70
96,83
105,94
114,62
2007
116,21
106,12
110,59
96,50
78,19
71,75
Tabla IV. El calculo de la IGVE para la energía producida en ciclo combinado
Mes
ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
114
Media
94,77
95,13
90,70
77,03
87,07
117,43
126,81
114,32
135,55
118,92
87,27
76,69
101,81
IGVE
93,08
93,44
89,09
75,66
85,53
115,35
124,56
112,29
133,15
116,81
85,72
75,33
100,00
2002
115,43
150,96
204,80
187,40
93,15
69,62
2003
50,27
86,77
72,35
35,26
69,02
148,22
151,87
131,90
137,88
112,97
71,40
48,95
2004
84,45
103,05
116,81
90,17
94,55
101,68
111,68
90,94
109,22
102,60
95,39
92,36
2005
102,69
97,53
92,89
87,31
92,15
117,95
126,94
103,88
100,60
90,18
89,99
87,00
2006
114,83
111,56
94,15
90,86
95,48
105,74
128,15
93,91
125,26
101,43
86,39
85,52
2007
121,59
76,75
77,30
81,53
84,16
113,58
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla V. El calculo de la IGVE para la energía producida en régimen especial
Mes
ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
Media
111,20
103,57
114,18
104,21
100,92
87,66
88,45
86,37
83,56
101,88
105,11
112,29
99,95
IGVE
111,26
103,62
114,23
104,26
100,97
87,70
88,49
86,41
83,61
101,93
105,16
112,35
100,00
2002
92,41
81,76
81,01
100,78
107,20
116,02
2003
123,74
102,18
101,22
108,88
101,94
87,60
88,89
76,49
86,82
101,89
104,35
115,60
2004
122,14
97,19
108,39
111,47
97,01
89,66
88,27
85,49
85,71
102,74
103,00
109,11
2005
111,00
102,15
108,38
112,20
100,85
87,95
95,77
91,95
84,03
97,92
104,38
115,25
2006
96,15
101,72
131,03
105,95
95,95
83,35
76,92
96,14
80,24
106,08
106,62
105,48
2007
102,98
114,58
121,87
82,55
108,84
89,73
Tabla VI. El calculo de la IGVE para la energía producida a partir de fuel y
gas
Mes
ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
Media
82,79
88,09
79,61
40,54
56,91
114,70
171,91
94,57
218,19
82,06
53,46
70,41
96,10
IGVE
86,15
91,66
82,84
42,19
59,21
119,35
178,88
98,41
227,03
85,39
55,63
73,26
100,00
2002
156,06
83,88
122,05
101,53
61,73
53,69
2003
86,51
77,01
33,77
12,29
37,43
193,82
191,46
177,32
153,34
102,74
56,60
67,93
2004
72,86
60,37
77,91
18,62
32,33
72,97
103,78
65,34
529,25
49,06
39,16
54,56
2005
71,66
86,11
132,59
48,53
69,55
148,19
174,58
55,60
77,69
58,46
69,97
139,75
2006
141,46
119,79
57,88
55,57
43,85
109,08
233,69
90,73
208,62
98,53
39,86
36,09
2007
41,47
97,15
95,91
67,71
101,38
49,44
Tabla VII. El calculo de IGVE para el salto intercambio
Mes
ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
Anexos
Media
310,45
214,73
130,62
251,79
-42,49
79,52
125,93
115,41
220,63
93,61
137,07
-350,33
107,24
IGVE
289,48
200,23
121,80
234,78
-39,62
74,15
117,42
107,61
205,72
87,28
127,81
-326,66
100,00
2002
136,16
62,63
128,80
105,86
199,88
98,57
2003
10,79
22,57
117,59
-19,56
85,28
339,60
260,93
199,23
586,27
-322,93
40,33
109,91
2004
200,54
147,85
99,26
238,20
109,32
121,05
106,52
258,17
38,74
335,62
91,53
-2.162,62
2005
1.287,74
651,47
130,43
973,61
-524,20
-204,55
-22,64
85,68
179,44
211,95
215,30
121,79
2006
95,98
150,61
215,97
-12,07
-6,06
92,55
148,68
-28,69
169,86
137,54
138,31
80,72
2007
-42,83
101,14
89,84
78,77
123,20
48,96
115
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.2.2.2 Radiación mensual incidente en función del ángulo de inclinación
En la Tabla VIII se muestra la radiación mensual durante un año (2007) para
Tarragona y conforme con esta tabla la radiación máxima que se puede obtener por el
ángulo optimo se obtiene en el mes de Julio y tiene el valor 6145 Wh/m2.
Tabla VIII. Radiación mensual
Irradiación con inclinación (Wh/m2) Tarragona
Mes
0°
1885
2568
3912
4857
5839
6425
6465
5698
4499
3171
2072
1643
4094
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Año
15°
2515
3168
4493
5181
5947
6422
6531
5986
5050
3832
2694
2249
4513
25°
2869
3483
4759
5262
5874
6260
6406
6021
5278
4169
3038
2593
4674
40°
3266
3799
4947
5166
5533
5777
5965
5816
5384
4485
3413
2988
4717
90°
3173
3297
3648
3047
2669
2466
2636
3122
3661
3701
3212
2989
3134
Inclinación
Ángulo
óptimo
3153
3716
4913
5229
5676
5968
6145
5918
5381
4406
3308
2874
4730
óptima (°)
63
55
43
27
16
7
11
22
38
51
61
65
35
Los valores numericos se transpunen gráficamente en las Figura 1 y Figura 2.
Tarragona
Radiacion
mensual
8000
7000
6000
0°
Wh/m2
5000
15°
25°
40°
90°
Opt.
4000
3000
2000
1000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mes
Figura 1. Radiación mensual durante un año para Tarragona
116
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
70
60
Angulo (°)
50
40
Opt.
30
20
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mes
Figura 2. La evolución del ángulo óptimo durante un año.
En laTabla IX se muestra la radiación mensual durante un año (2007) para Bucarest.
Tabla IX. Radiación mensual
Irradiación diaria con inclinación (Wh/m2) Bucarest
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Año
Anexos
0°
1.335
2.037
3.142
4.487
5.644
5.991
6.116
5.545
4.277
2.906
1.501
1.101
3.683
15°
1.753
2.499
3.562
4.797
5.775
6.000
6.202
5.866
4.858
3.586
1.919
1.451
4.031
25°
1.989
2.745
3.756
4.885
5.725
5.874
6.110
5.933
5.113
3.946
2.152
1.650
4.164
40°
2.255
2.996
3.893
4.824
5.432
5.468
5.740
5.779
5.269
4.307
2.407
1.876
4.194
90°
2210
2654
2940
2963
2780
2552
2763
3259
3737
3721
2283
1866
2811
Ángulo óptimo
2.179
2.929
3.869
4.873
5.559
5.631
5.894
5.862
5.249
4.212
2.336
1.811
4.207
Inclinación
óptima (grado)
64
56
43
28
15
8
14
25
41
55
61
65
35
117
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Bucarest
Radiacion
mensual
8000
7000
6000
0°
15°
25°
Wh/m2
5000
4000
40°
90°
Opt.
3000
2000
1000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mes
Figura 3. Radiación mensual durante un año para Bucarest
Bucarest
70
60
Angulo (°)
50
40
Opt.
30
20
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mes
Figura 4. La evolución del ángulo óptimo durante un año.
Como una conclusión se puede decir que el intervalo óptimo del ángulo óptimo de
inclinación de los paneles fotovoltaicos se refleja en Tabla X.
118
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla X. Ángulo de inclinación (°) óptimo de los módulos FV para Bucarest y
Tarragona.
Bucarest
Tarragona
mínimo
34°
35°
medio
34°
35°
máximo
35°
38°
En función del ángulo óptimo la irradiación global anual (kWh/m2) se presenta así:
Tabla XI. Irradiación global anual en kWh/m2
mínimo
Horizontal
Bucarest Tarragona
1.338
1.461
Vertical
Bucarest Tarragona
1.023
1.126
Óptimo
Bucarest Tarragona
1.529
1.698
medio
1.342
1.511
1.026
1.172
1.535
1.754
máximo
1.347
1.608
1.031
1.325
1.541
1.922
En la Tabla XII se muestra la radiación mensual durante un año (2007) para Hellín.
Tabla XII. Radiación mensual durante un año (2007) para Hellín.
Irradiación diaria con inclinación (Wh/m2)
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Año
0°
2.423
3.161
4.532
5.352
6.505
7.042
7.068
6.230
5.064
3.738
2.480
2.112
4.651
Anexos
15°
3.257
3.913
5.186
5.673
6.582
6.974
7.075
6.501
5.643
4.499
3.201
2.893
5.124
25°
3.723
4.307
5.479
5.735
6.461
6.747
6.895
6.503
5.870
4.882
3.595
3.337
5.300
40°
4.242
4.698
5.668
5.588
6.017
6.148
6.336
6.225
5.943
5.230
4.018
3.842
5.334
90°
4.080
4.022
4.050
3.130
2.648
2.354
2.524
3.121
3.877
4.215
3.701
3.804
3.458
Ángulo
óptimo
4.063
4.572
5.630
5.683
6.232
6.429
6.600
6.377
5.953
5.125
3.875
3.665
5.355
Inclinación
Dif./global
Temperatura
media
óptima (°)
irradiación
diurna
62
54
42
25
11
4
8
20
36
50
59
64
34
0.41
0.41
0.37
0.40
0.38
0.36
0.33
0.35
0.35
0.38
0.44
0.43
0.37
10.3
12.2
15.1
16.7
20.3
25.4
27.8
27.9
23.9
19.6
14.0
10.9
18.7
119
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Hellin
Radiaccion
mensual
8000
7000
6000
0°
Wh/m2
5000
15°
25°
40°
90°
Opt.
4000
3000
2000
1000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mes
Figura 5. Radiación mensual durante un año para Hellín
Hellin
70
60
Angulo (°)
50
40
Opt.
30
20
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mes
Figura 6. La evolución del ángulo óptimo durante un año
En la Tabla XIII se muestra la radiación mensual durante un año (2007) para Cluj
Napoca.
120
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XIII. La radiación mensual durante un año (2007) para Cluj Napoca.
Irradiación diaria con inclinación (Wh/m2)
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Año
0°
1.282
2.180
3.569
4.679
5.796
6.067
6.341
5.668
4.029
2.880
1.536
1.007
3.762
15°
1.737
2.797
4.187
5.054
5.950
6.077
6.443
6.026
4.604
3.610
2.037
1.352
4.164
25°
1.996
3.135
4.491
5.177
5.913
5.953
6.368
6.111
4.863
4.002
2.318
1.548
4.330
40°
2.294
3.499
4.749
5.148
5.632
5.567
6.008
5.985
5.038
4.408
2.636
1.774
4.400
Ángulo
óptimo
2.244
3.441
4.717
5.175
5.712
5.667
6.105
6.032
5.025
4.346
2.583
1.736
4.404
90°
2.313
3.247
3.744
3.244
2.965
2.704
2.988
3.483
3.673
3.910
2.588
1.796
3.053
Inclinación
Dif./global
Temperatura
media
óptima (°)
irradiación
diurna
66
60
48
31
16
8
13
26
42
56
64
66
37
0.58
0.50
0.47
0.47
0.46
0.47
0.43
0.42
0.43
0.46
0.57
0.64
0.46
-4.1
-3.0
-0.5
4.9
11.0
14.0
15.4
15.6
10.1
6.7
1.5
-3.9
5.6
Cluj Napoca
Radiaccion
mensual
8000
7000
6000
0°
Wh/m2
5000
15°
25°
40°
90°
Opt.
4000
3000
2000
1000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mes
Figura 7. Radiación mensual durante un año para Cluj Napoca
Anexos
121
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Cluj Napoca
70
60
Angulo(°)
50
40
óptima (grado)
30
20
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mes
Figura 8. La evolución del ángulo óptimo durante un año
1.2.2.3 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica para una orientación
horizontal
Se hace un análisis comparativo de la producción de electricidad de una central
fotovoltaica situada en plaño horizontal, con una inclinación de los módulos de 0° y con la
orientación Sur entre Tarragona y Bucarest.
1.2.2.3.1 Tarragona
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kWp (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 0°
• Orientación (acimutal) de los módulos: 0°
• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 8,6% (utilizando los datos
locales de la temperatura ambiente)
• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 3,7%
• Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14%
• Pérdidas combinadas del sistema FV: 26,4%
La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistema
fotovoltaico con los parámetros elegidos se muestre en Tabla XIV. Tambien se
muestra la expectativa de producción media diaria y anual.
122
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XIV. Producción de energía eléctrica en kWh para Tarragona
Producción de electricidad FV por:
Potencia nominal=100.0 kW,
Pérdidas del sistema=14.0%
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Total
Inclinación: 0°
Orientación: 0°
Producción Producción
mensual
diaria
4.433
143
5.548
198
9.366
302
11.198
373
13.721
443
14.389
480
14.844
479
13.051
421
10.125
337
7.414
239
4.689
156
3.817
123
9.383
308
112.595
Sistema de rastreo 2 ejes
Producción Producción
mensual
diaria
9799
316
10.148
362
15.060
486
15.758
525
18.353
592
19.091
636
20.093
648
18.342
592
15.637
521
13.121
423
9.765
325
8.985
290
14.513
477
174.152
La Tabla XV muestra la irradiación solar en el plaño fotovoltaico por la instalación
elegida.
Tabla XV. Irradiación mensual y diaria en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico
por Tarragona
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Total
Irradiación
mensual
58
72
121
146
181
193
200
177
135
98
62
51
124.5
Irradiación diaria
1.9
2.6
3.9
4.9
5.8
6.4
6.5
5.7
4.5
3.2
2.1
1.6
4.1
1494
En la Figura 9 se muestra la irradiación mensual y la media anual en el plaño de un
sistema fotovoltaico fijo con los parámetros elegidos.
124
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
300
Tarragona
Irradiacion
mensual
2
Total=1494 kWh/m
2
Media=124.5 kWh/m
250
kWh/m2
200
Mensual
Media anual
150
100
50
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 9. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico
El aprovechamiento de la radiación solar en este caso se puede evidenciar en
Figura 10 que muestra la energía producida por un sistema fijo.
24000
Tarragona
Incl. 0°
Orient. S
Total=112.595 kWh
Pmedia=12.8 kW
21000
18000
kWh
15000
Mensual
12000
Media anual
9000
6000
3000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 10. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Tarragona
1.2.2.3.2 Bucarest
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 0°
• Orientación (acimutal) de los módulos: 0°
Anexos
125
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
•
•
•
Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 7,8% (utilizando los datos
locales de la temperatura ambiente)
Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 4,1%
Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14%
Pérdidas combinadas del sistema FV: 25,9%
Igual que en el caso de Tarragona podemos estimar la cantidad de electricidad que
puede esperar cada mes de un sistema fotovoltaico con los parámetros elegidos. Esto se
muestre en Tabla XVI. También se muestra la expectativa de producción media diaria y
anual.
Tabla XVI. Irradiación mensual y diaria en kW el plaño fotovoltaico para
Bucarest
Producción de electricidad FV por:
Potencia nominal=100.0 kW
Pérdidas del sistema=14.0%
Inclinación: 0°
Orientación: 0°
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Total
Producción Producción
mensual
diaria
3.237
104
4.509
161
7.680
248
10.402
347
13.184
425
13.326
444
13.993
451
12.741
411
9.733
324
6.900
223
3.463
115
2.641
85
8484
279
101.810
Sistema de rastreo 2 ejes
Producción
Mes
mensual
7.000
226
8.263
295
12.068
389
15.249
508
18.390
593
18.099
603
19.420
626
18.805
607
16.191
540
13.359
431
6.996
233
5.739
185
13298
437
159.578
En la Tabla XVII se muestre la irradiación solar en el plaño fotovoltaico por la
instalación elegida.
126
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XVII. Irradiación mensual en kWh durante un año para Bucarest
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Total
Irradiación Irradiación
mensual
diaria
41
1.3
57
2.0
97
3.1
135
4.5
175
5.6
180
6.0
190
6.1
172
5.5
128
4.3
90
2.9
45
1.5
34
1.1
112
3.7
1344
En Figura 11 se muestra la irradiación mensual y la media anual en el plaño de un
sistema fotovoltaico fijo con los parámetros elegidos.
300
250
Total=1344 kWh/m
Media=112 kWh/m
Bucarest
Inclin. 0
Orient. S
2
2
kWh/m2
200
Mensual
150
Media anual
100
50
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 11. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Bucarest
El aprovechamiento de la radiación solar se puede evidenciar en la Figura 12 que
muestra la energía producida por un sistema fijo.
Anexos
127
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
24000
21000
Bucarest
Inclin. 0
Orient. S
Total:101.810 kWh
Pmedie=11,61 kW
18000
kWh
15000
Mensual
Media anual
12000
9000
6000
3000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 12. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Bucarest
1.2.2.3.3 Hellín
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 0°
• Orientación (acimutal) de los módulos: 0°
• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 9% (utilizando los datos
locales de la temperatura ambiente)
• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 3,6%
• Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14%
• Pérdidas combinadas del sistema FV: 26,7%
La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistema
fotovoltaico con los parámetros elegidos se muestre en Tabla XVIII. Tambien se muestra
la expectativa de producción media diaria y anual.
128
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XVIII. Producción media de electricidad fotovoltaica
Producción de electricidad FV por:
Potencia nominal=100.0 kW,
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Total
Pérdidas del sistema=14.0%
Inclinación: 0°
Orientación: 0°
Sistema de rastreo 2 ejes
Producción Producción
Producción
mensual
diaria
mensual
Mes
5.750
185
12.930
417
6.847
245
12.867
460
10.812
349
17.752
573
12.294
410
17.510
584
15.214
491
20.822
672
15.622
521
21.115
704
16.062
518
22.009
710
14.175
457
19.926
643
11.356
379
17.488
583
8.759
283
15.608
503
5.661
189
11.569
386
4.956
160
11.741
379
10.626
349
16.778
552
127.508
201.337
En laTabla XIX se muestre la irradiación solar en el plaño fotovoltaico por la
instalación elegida.
Tabla XIX. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Total
130
Irradiación Irradiación
mensual
diaria
75
2.4
89
3.2
140
4.5
161
5.4
202
6.5
211
7.0
219
7.1
193
6.2
152
5.1
116
3.7
74
2.5
65
2.1
141
4.7
1698
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
300
Total=1698 kWh/m
Media=141 kWh/m
250
Hellin
Inclinacion 0°
Orientacion S
2
2
kWh/m2
200
Mensual
150
Media
100
50
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 13. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Hellín
El aprovechamiento de la radiación solar se puede evidenciar en la Figura 14 que
muestra la energía producida por un sistema fijo.
24000
21000
Hellin
Inclinacion 0°
Orientacion S
Total=127.508 kWh
Pmedia=14,54 kW
18000
kWh
15000
Mensual
12000
Media anual
9000
6000
3000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 14. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Hellín
1.2.2.3.4 Cluj Napoca
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 0°
• Orientación (acimutal) de los módulos: 0°
Anexos
131
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
•
•
•
•
Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 5,1% (utilizando los datos
locales de la temperatura ambiente)
Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 4,3%
Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14%
Pérdidas combinadas del sistema FV: 23,5%
La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistema
fotovoltaico con los parámetros elegidos se muestre enTabla XX. También se muestra la
expectativa de producción media diaria y anual.
Tabla XX. Producción media de energía eléctrica en kWh
Producción de electricidad FV por:
Potencia nominal=100.0 kW,
Pérdidas del sistema=14%
Inclinación: 0°
Orientación: 0°
Sistema de rastreo 2 ejes
Mes
3.104
100
7.123
230
Ene
4.892
175
10.034
358
Feb
8.944
289
15.522
501
Mar
11.146
372
17.005
567
Abr
13.938
450
19.888
642
May
13.938
465
19.466
649
Jun
15.045
485
21.451
692
Jul
13.448
434
20.317
655
Ago
9.467
316
15.621
521
Sep
6.971
225
13.981
451
Oct
3.570
119
7.780
259
Nov
2.417
78
5.375
173
Dic
3.104
100
7.123
230
Media
8.907
293
14.463
476
Total
132
106.880
173.562
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XXI. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Total
300
250
Irradiación Irradiación
mensual
diaria
40
1.3
61
2.2
111
3.6
140
4.7
180
5.8
182
6.1
197
6.3
176
5.7
121
4.0
89
2.9
46
1.5
31
1.0
114
3.8
1.373
Cluj Napoca
Inclinacion 0°
Orientacion S
2
Total=1373 kWh/m
2
Media=114 kWh/m
kWh/m2
200
Mensual
Media anual
150
100
50
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 15. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Cluj Napoca
La producción estimada de energía eléctrica esta representado en Figura 16.
Anexos
133
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
24000
21000
Cluj Napoca
Inclinacion 0°
Orientacion S
Total=106.880 kWh
Pmedia=12,19 kW
18000
kWh
15000
Mensual
Media anual
12000
9000
6000
3000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 16. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Cluj Napoca
1.2.2.4 Estimación de la producción de electricidad fotovoltaica por inclinación y
orientación óptimas.
1.2.2.4.1 Tarragona
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 35° (óptima)
• Orientación (acimutal) de los módulos: 1° (óptima)
• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 9,1% (utilizando los datos
locales de la temperatura ambiente)
• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 2,6%
• Otras pérdidas (cables, inversor): 14%
• Pérdidas combinadas del sistema FV: 25,7%
La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistema
fotovoltaico con los parametros elegidos se muestra en Tabla XXII. Tambien se
muestra la expectativa de produccion media diaria y anual.
134
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XXII. Producción diaria de energía eléctrica en kWh por Tarragona
Producción de electricidad FV por:
Potencia nominal=100.0 kW
Pérdidas del sistema=14.0%
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Total
Sistema fijo
Sistema 2 ejes
Producción Producción
mensual
diaria
7780
251
8186
292
11780
380
11991
400
13254
428
13275
442
14017
452
13467
434
12085
403
10419
336
7775
259
7093
229
10927
359
131122
Producción Producción
mensual
diaria
9799
316
10148
362
15060
486
15758
525
18353
592
19091
636
20093
648
18342
592
15637
521
13121
423
9765
325
8985
290
14513
477
174152
En la Tabla XXIII se muestre la irradiación solar en el plaño fotovoltaico por la
instalación elegida.
Tabla XXIII. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Total
Irradiación Irradiación
mensual
diaria
98
3.2
104
3.7
152
4.9
157
5.2
176
5.7
179
6.0
191
6.1
183
5.9
161
5.4
137
4.4
99
3.3
89
2.9
144
4.7
1.726
En la
136
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 17 se muestra la irradiación mensual y la media anual en el plaño de un
sistema fotovoltaico fijo con los parámetros elegidos.
300
Tarragona
Inclinacion y
orientacion
optimas
Total=1726 kWh/m2
Media= 144 kW/m2
250
kWh/m2
200
Mensual
Media anual
150
100
50
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 17. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Tarragona
El aprovechamiento de la radiación solar se puede evidenciar en las Figura 18 y Figura 19
que muestran la energía producida por un sistema fijo, respectivo por un sistema de
rastreo de 2 ejes.
24000
21000
Tarragona
Inclinacion y
orientacion
optimas
Sistema fijo
Total=131.122 kWh
Pmedie= 14,95 kW
18000
kWh
15000
Mensual
Media anual
12000
9000
6000
3000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 18. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Tarragona
Anexos
137
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
24000
Tarragona
Inclinacion y
orientacion
optimas
Seguidor 2 ejes
Total= 174.152 kWh
Pmedie=19,86 kW
21000
18000
kWh
15000
Mensual
Media anual
12000
9000
6000
3000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 19. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema móvil en 2
ejes para Tarragona
1.2.2.4.2 Bucarest
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 35° (optimo)
• Orientación (acimutal) de los módulos: -1° (optimo)
• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 8,3% (utilizando los datos
locales de la temperatura ambiente)
• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 2,9%
• Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14%
• Pérdidas combinadas del sistema FV: 25,2%
La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistema
con los parametros elegidos se muestra en Tabla XXIV. Tambien se muestra la
expectativa media diaria anual.
138
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XXIV. Producción media de energía eléctrica en kWh
Producción de electricidad FV por:
Potencia nominal=100.0 kW,
Pérdidas del sistema=14.0%
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Total
Inclinación: 35°
Orientación: 1°
Producción Producción
mensual
diaria
5.590
180
6.638
237
9.459
305
11.205
374
12.873
415
12.416
414
13.372
431
13.370
431
11.913
397
10.152
327
5.641
188
4.640
150
9.773
321
117.271
Sistema de rastreo 2 ejes
Producción Producción
mensual
diaria
7.000
226
8.263
295
12.068
389
15.249
508
18.390
593
18.099
603
19.420
626
18.805
607
16.191
540
13.359
431
6.996
233
5.739
185
13.298
437
159.578
En la Tabla XXV se muestre la irradiación solar en el plaño fotovoltaico por la
instalación elegida.
Tabla XXV. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Total
Irradiación
Irradiación
mensual
diaria
68
2.2
82
2.9
120
3.9
146
4.9
172
5.6
169
5.6
183
5.9
182
5.9
157
5.2
131
4.2
70
2.3
56
1.8
128
4.2
1.536
Figura 20 muestra la irradiación mensual y la media anual en el plaño de un sistema
fotovoltaico fijo con los parámetros elegidos.
140
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
300
Total=1.536 kWh/m
Media=128 kW/m
250
Bucarest
Inclinacion y
orientacion
optimas
2
2
kWh/m2
200
Mensual
Media anual
150
100
50
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 20. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Bucarest
El aprovechamiento de la radiación solar se puede evidenciar en las
Figura 21 y Figura 22 que muestran la energía producida por un sistema fijo, respectivo por un
sistema de rastreo de 2 ejes.
24000
21000
Bucarest
Inclinacion y
orientacion
optimas
Sistema fijo
Total=117.271 kWh
Pmedie=13,377 kW
18000
kWh
15000
Mensual
12000
Media anual
9000
6000
3000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 21. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Bucarest
Anexos
141
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
24000
21000
Bucarest
Inclinacion y
orientacion
optimas
Sistema 2 ejes
Total=159.578 kWh
Pmedie=18,204 kW
18000
kWh
15000
Mensual
Media anual
12000
9000
6000
3000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 22. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema móvil en 2
ejes para Bucarest
1.2.2.4.3 Hellín
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 34°
• Orientación (acimutal) de los módulos: 0°
• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 9.4% (utilizando los datos
locales de la temperatura ambiente)
• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 4.3%
• Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14.0%
• Pérdidas combinadas del sistema FV: 26%
La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistema
fotvoltaico con los parametros elegidos se muestra en Tabla XXVI. Tambien se muestra
la expectativa diaria media y anual.
142
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XXVI. Producción media de electricidad fotovoltaica
Producción de electricidad FV por:
Potencia nominal=100.0 kW,
Pérdidas del sistema=14%
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Inclinación: 34°
Orientación: 0°
10.008
323
10.036
358
13.405
432
12.974
432
14.478
467
14.166
472
14.898
481
14.414
465
13.299
443
12.085
390
9.096
303
9.019
291
10.008
323
Sistema de rastreo 2
ejes
12.930
417
12.867
460
17.752
573
17.510
584
20.822
672
21.115
704
22.009
710
19.926
643
17.488
583
15.608
503
11.569
386
11.741
379
12.930
417
12.323
16.778
Total
405
147.877
552
201.337
Tabla XXVII. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Total
144
Irradiación Irradiación
mensual
diaria
126
4.1
128
4.6
175
5.6
170
5.7
193
6.2
193
6.4
205
6.6
198
6.4
179
6.0
159
5.1
116
3.9
114
3.7
163
5.4
1955
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
300
Hellin
Inclinacion y
Orientacion
optimas
Total=1955 kWh/m2
Media=163 kWh/m2
250
kWh/m2
200
Mensual
150
Media
100
50
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 23. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Hellín
El aprovechamiento de la radiación solar se puede evidenciar en las
Figura 24 y Figura 25 que muestran la energía producida por un sistema fijo, respectivo por un
sistema de rastreo de 2 ejes.
24000
21000
Hellin
Inclinacion y
Orientacion
optimas
Sistema fijo
Total=147.877 kWh
Pmedia=16,86 kW
18000
kWh
15000
Mensual
12000
Media anual
9000
6000
3000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 24. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Hellín
Anexos
145
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
24000
21000
Hellin
Inclinacio y
Orientacion
optimas
Seguidor 2 ejes
Total=201.337 kWh
Pmedia=22,96kW
18000
kWh
15000
Mensual
Media anual
12000
9000
6000
3000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 25. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema móvil en 2
ejes para Hellín
1.2.2.4.4 Cluj Napoca
Condiciones del estudio:
• Potencia nominal del sistema de FV: 100 kW (silicio cristalino)
• Inclinación de los módulos: 37°
• Orientación (acimutal) de los módulos: 2°
• Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 5,9% (utilizando los datos
locales de la temperatura ambiente)
• Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 2,9%
• Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14%
• Pérdidas combinadas del sistema FV: 22,8%
La cantidad estimada de electricidad que puede esperar cada mes de un sistema
fotovoltaico con los parametros elegidos se muestra en Tabla XXVIII. tambien se
muestra la expectativa diaria media y anual.
146
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XXVIII. Producción media de electricidad fotovoltaica
Producción de electricidad FV por:
Potencia nominal=100.0 kW,
Pérdidas del sistema=14%
Inclinación: 37°
Orientación: 2°
Sistema de rastreo 2 ejes
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
5.799
7.953
11.855
12.220
13.587
12.870
14.340
14.184
11.789
10.718
6.318
4.480
5.799
187
284
382
407
438
429
463
458
393
346
211
145
187
7.123
10.034
15.522
17.005
19.888
19.466
21.451
20.317
15.621
13.981
7.780
5.375
7.123
230
358
501
567
642
649
692
655
521
451
259
173
230
Media
10.510
346
14.463
476
Total
126.115
173.562
Tabla XXIX. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Media
Total
148
Irradiación Irradiación
mensual
diaria
70
2.2
96
3.4
146
4.7
155
5.2
177
5.7
170
5.7
189
6.1
187
6.0
151
5.0
135
4.3
78
2.6
54
1.7
134
4.4
1.608
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
300
Total=1608 kWh/m
Media=134 kWh/m
250
Cluj Napoca
Inclinacion y
Orientacion
optimas
Sistema fijo
2
2
kWh/m2
200
Mensual
150
Media
100
50
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 26. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Cluj Napoca
El aprovechamiento de la radiación solar se puede evidenciar en las
Figura 27 y Figura 28 que muestran la energía producida por un sistema fijo, respectivo por un
sistema de rastreo de 2 ejes.
24000
21000
Cluj Napoca
Inclinacion y
Orientacion
optimas
Sistema fijo
Total=126.115 kWh
Pmedia=14,38 kW
18000
kWh
15000
Mensual
Media
12000
9000
6000
3000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 27. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Cluj Napoca
Anexos
149
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
24000
Cluj Napoca
Inclinacion y
orientacion
optimas
Seguidor 2
ejes
Total=173562 kWh
Pmedia=19,79 kW
21000
18000
kWh
15000
Mensual
Media
12000
9000
6000
3000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Figura 28. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema móvil en 2
ejes para Cluj Napoca
Tabla XXX. Irradiación solar en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico
Inclinación: 0°
Orientación: 0°
Inclinación y
Orientación Optimas
Irradiación solar en el plaño FV
Total
Media
Tarragona
Bucarest
Tarragona
Bucarest
1.494
1.344
124,5
112
1.726
1.536
144
128
Tabla XXXI. Producción de energía eléctrica en kWh en función de la
inclinación y orientación para Bucarest y Tarragona
Producción de electricidad FV-sistema fijo
Inclinación:
0°
Orientación:
0°
Óptimas
150
Etotal
Tarragona Bucarest
Pmedia (kW)
Tarragona Bucarest
Producción de electricidad FV-sistema 2 ejes
Etotal
Tarragona Bucarest
Pmedia (kW)
Tarragona Bucarest
112.600
101.800
12,8
11,61
-
-
-
-
131.100
117.200
14,95
13,38
174.152
159.578
19,86
18,5
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XXXII. Producción de energía eléctrica en kWh en función de la
inclinación y orientación para Hellín y Cluj Napoca
Producción de electricidad FV-sistema fijo
Etotal
Inclinación: 0°
Orientación: 0°
Inclinación y
Orientación
Optimas
Pmedia (kW)
Cluj
Hellín
Napoca
Producción de electricidad FV-sistema 2
ejes
Etotal
Hellín
127.500
106.880
14,54
12,19
-
-
-
-
147.877
126.115
16,86
14,38
201.337
173.562
19,79
22,96
Hellín
Cluj
Napoca
Pmedia (kW)
Cluj
Hellín
Napoca
Cluj
Napoca
Para poder opinar sobre los resultados obtenidos para Bucarest y para Tarragona
podemos hacer una comparación con la producción de energía eléctrica por otras ciudades
de Rumania y España, lugares más favorables a la producción de energía eléctrica
fotovoltaica.
Utilizando el mapa de la potencia en inclinación óptima hemos escogido dos lugares
de Rumania y España.
Anexos
151
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.2.3 Anexos de aplicación
1.2.3.1 Otros documentos
Tabla XXXIII. Radiación global en Tarragona en W/m2 en función del ángulo
de inclinación (Junio, Tarragona)
Hora
4:37:04
5:07:08
5:37:04
6:07:04
6:37:04
7:07:04
7:37:04
8:07:04
8:37:04
9:07:04
9:37:04
10:07:04
10:37:04
11:07:04
11:37:04
12:07:04
12:37:04
13:07:04
13:37:04
14:07:04
14:37:04
15:07:04
15:37:04
16:07:04
16:37:04
17:07:04
17:37:04
18:07:04
18:37:04
19:07:04
152
Hora
14
57
123
204
295
389
483
574
658
735
801
857
900
931
948
951
941
917
880
831
770
698
617
529
436
342
249
162
87
32
Irradiancia
global
para cielo
claro
19
66
125
192
261
331
398
460
517
567
610
645
672
690
700
703
696
682
659
628
589
543
489
429
365
296
226
158
94
41
Irradiancia
global
0
11
36
72
115
162
211
259
305
348
386
418
443
461
471
473
467
453
431
403
368
327
283
235
186
138
93
53
22
4
Irradiancia
directa
19
55
89
119
146
168
187
201
212
219
224
227
228
229
229
229
229
229
228
226
222
216
207
194
178
158
133
105
73
38
Irradiancia
difusa
8
185
315
420
503
568
618
656
684
703
717
725
730
733
734
734
734
732
728
721
711
695
671
639
595
538
464
371
252
105
2 ejes,
global,
cielo
real
6
253
437
583
696
782
848
897
933
958
976
988
995
1000
1002
1003
1001
998
992
983
968
947
916
874
817
742
643
515
349
145
2 ejes,
global,
cielo
despejado
15,6
16,9
18,1
19,2
20,3
21,2
22
22,8
23,5
24,1
24,6
25
25,4
25,7
25,9
26,1
26,2
26,2
26,2
26,1
26
25,8
25,6
25,3
25
24,7
24,3
23,9
23,4
23
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XXXIV. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de
inclinación (Junio, Bucarest)
Hora
4:22:04
4:52:04
5:22:04
5:52:04
6:22:04
6:52:04
7:22:04
7:52:04
8:22:04
8:52:04
9:22:04
9:52:04
10:22:04
10:52:04
11:22:04
11:52:04
12:22:04
12:52:04
13:22:04
13:52:04
14:22:04
14:52:04
15:22:04
15:52:04
16:22:04
16:52:04
17:22:04
17:52:04
18:22:04
18:52:04
19:22:04
Anexos
Irradiancia
global
para cielo
claro
12
52
119
203
295
390
486
578
666
746
816
877
926
962
986
996
992
976
946
903
848
782
707
623
533
438
342
248
160
83
29
Irradiancia
global
26
71
126
186
246
304
359
410
456
495
529
556
578
593
603
608
606
599
586
568
543
513
476
434
385
332
275
216
156
98
47
Irradiancia
directa
0
11
33
63
97
133
170
207
242
275
304
330
350
366
376
380
379
372
359
341
318
290
259
225
189
152
115
79
47
20
4
Irradiancia
difusa
26
61
93
123
149
171
189
203
213
220
224
227
228
228
228
227
227
228
228
227
226
222
217
208
196
181
161
137
109
77
44
2 ejes,
global,
cielo
real
11
222
340
421
482
529
565
592
612
625
633
638
641
642
642
643
643
642
642
640
636
630
619
603
580
549
507
453
383
289
143
2 ejes,
global,
cielo
despejado
5
377
579
718
818
892
946
987
1016
1037
1051
1061
1067
1071
1073
1073
1073
1072
1069
1064
1056
1044
1027
1002
968
921
858
772
654
491
250
Temperatura
(grados °C)
13,1
14,3
15,4
16,5
17,6
18,6
19,6
20,6
21,5
22,3
23,1
23,8
24,5
25,1
25,7
26,1
26,6
26,9
27,2
27,4
27,5
27,5
27,5
27,3
27,1
26,8
26,4
25,9
25,3
24,6
23,8
153
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XXXV. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Junio, Hellín)
Hora
4:52:04
5:22:04
5:52:04
6:22:04
6:52:04
7:22:04
7:52:04
8:22:04
8:52:04
9:22:04
9:52:04
10:22:04
10:52:04
11:22:04
11:52:04
12:22:04
12:52:04
13:22:04
13:52:04
14:22:04
14:52:04
15:22:04
15:52:04
16:22:04
16:52:04
17:22:04
17:52:04
18:22:04
18:52:04
154
Irradiancia
global
para cielo
claro
20
77
157
250
350
452
551
645
731
807
872
925
964
989
1000
996
978
946
900
841
770
689
599
502
401
300
202
115
46
Irradiancia
global
30
89
160
238
318
396
471
539
600
653
698
733
759
776
783
781
769
747
717
677
628
571
506
434
358
278
199
123
58
Irradiancia
directa
0
23
61
110
165
223
281
338
391
438
480
514
539
556
563
560
549
527
498
460
415
365
310
252
193
136
84
40
10
Irradiancia
difusa
30
67
100
129
153
174
190
202
210
215
218
220
220
220
220
220
220
220
219
217
213
206
196
182
164
142
115
83
49
2 ejes,
global,
cielo
real
14
294
437
543
623
683
727
758
780
793
802
807
809
810
810
810
809
808
805
798
787
770
744
707
655
586
494
370
198
2 ejes,
global,
cielo
despejado
9
373
558
694
795
869
924
963
991
1010
1023
1031
1035
1038
1039
1038
1037
1033
1027
1017
1002
979
945
899
835
748
631
472
251
Temperatura
(grados °C)
15.8
17.1
18.3
19.5
20.6
21.6
22.6
23.5
24.4
25.2
25.9
26.5
27.1
27.6
28.1
28.5
28.8
29.0
29.1
29.2
29.1
29.0
28.8
28.6
28.2
27.7
27.2
26.5
25.8
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XXXVI. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de
inclinación (Junio, Cluj Napoca)
Hora
4:22:04
4:52:04
5:22:04
5:52:04
6:22:04
6:52:04
7:22:04
7:52:04
8:22:04
8:52:04
9:22:04
9:52:04
10:22:04
10:52:04
11:22:04
11:52:04
12:22:04
12:52:04
13:22:04
13:52:04
14:22:04
14:52:04
15:22:04
15:52:04
16:22:04
16:52:04
17:22:04
17:52:04
18:22:04
18:52:04
19:22:04
Anexos
Irradiancia
global
para cielo
claro
12
80
162
255
353
453
552
646
735
816
888
949
998
1035
1059
1069
1065
1048
1018
975
920
853
777
692
600
503
403
304
207
119
46
Irradiancia
global
45
99
156
214
271
325
374
419
459
493
521
544
562
574
582
586
585
579
569
553
533
507
476
440
397
350
298
243
185
127
73
Irradiancia
directa
0
21
47
78
111
144
178
210
241
269
295
316
334
347
355
359
358
352
341
325
306
282
256
226
194
161
127
94
62
34
11
Irradiancia
difusa
45
78
109
136
160
180
197
209
218
223
226
228
228
228
227
227
227
227
228
228
227
225
221
214
203
189
171
149
123
94
62
2 ejes,
global,
cielo
real
20
380
449
500
539
569
591
607
617
624
627
628
628
627
626
626
626
627
628
628
628
626
621
613
599
581
555
521
477
417
291
2 ejes,
global,
cielo
despejado
5
694
845
944
1013
1062
1097
1123
1140
1153
1161
1166
1169
1171
1172
1172
1172
1171
1170
1168
1164
1157
1147
1132
1111
1081
1039
982
900
778
557
Temperatura
(grados °C)
7.9
8.7
9.4
10.1
10.8
11.4
12.1
12.6
13.2
13.7
14.1
14.5
14.9
15.3
15.6
15.8
16.0
16.2
16.3
16.4
16.4
16.4
16.3
16.2
16.1
15.8
15.6
15.2
14.9
14.4
13.9
155
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XXXVII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de
inclinación (Marzo, Tarragona)
Hora
6:07:04
6:37:04
7:07:04
7:37:04
8:07:04
8:37:04
9:07:04
9:37:04
10:07:04
10:37:04
11:07:04
11:37:04
12:07:04
12:37:04
13:07:04
13:37:04
14:07:04
14:37:04
15:07:04
15:37:04
16:07:04
16:37:04
17:07:04
17:37:04
156
Irradiancia
global
para cielo
claro
13
64
144
237
332
425
510
585
649
699
734
753
757
746
718
675
619
549
468
379
285
190
102
34
Irradiancia
global
18
68
131
197
262
322
376
423
461
491
511
523
525
518
502
477
443
400
350
293
230
164
98
41
Irradiancia
directa
0
14
46
86
130
173
214
251
283
308
326
336
338
332
318
296
268
233
194
152
108
66
29
5
Irradiancia
difusa
18
54
84
111
132
149
162
172
178
183
186
187
187
186
184
181
175
167
156
141
122
98
70
36
2 ejes,
global,
cielo
real
8
228
360
454
522
572
609
635
653
665
672
676
677
675
669
659
644
623
592
549
491
411
299
133
2 ejes,
global,
cielo
despejado
5
355
564
710
812
885
937
975
1000
1018
1029
1034
1035
1032
1024
1010
989
958
913
852
765
643
468
209
Temperatura
(grados °C)
9,3
10
10,8
11,5
12,3
13
13,6
14,3
14,9
15,4
15,9
16,3
16,7
17
17,2
17,3
17,4
17,3
17,2
16,9
16,6
16,1
15,5
14,8
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XXXVIII. Radiación global en W/m2 en
inclinación (Marzo, Bucarest)
Hora
6:07:04
6:37:04
7:07:04
7:37:04
8:07:04
8:37:04
9:07:04
9:37:04
10:07:04
10:37:04
11:07:04
11:37:04
12:07:04
12:37:04
13:07:04
13:37:04
14:07:04
14:37:04
15:07:04
15:37:04
16:07:04
16:37:04
17:07:04
17:37:04
Anexos
Irradiancia
global
para cielo
claro
10
73
165
265
364
459
545
621
685
735
770
790
793
782
754
711
655
585
503
412
315
214
117
36
Irradiancia
global
30
78
130
181
227
267
302
331
355
372
384
391
392
388
379
364
344
318
286
248
204
156
104
53
Irradiancia
directa
0
15
38
64
90
115
139
159
177
190
200
205
206
203
196
184
168
149
127
103
77
51
26
6
Irradiancia
difusa
30
64
92
117
137
152
164
172
178
182
184
186
186
185
183
180
176
168
158
145
127
105
79
47
función del ángulo de
2 ejes,
global,
cielo
real
13
265
338
385
419
444
462
476
485
491
495
497
497
496
493
488
481
470
454
432
403
363
307
190
2 ejes,
global,
cielo
despejado
4
648
833
943
1015
1064
1099
1122
1139
1150
1156
1160
1161
1159
1153
1145
1131
1112
1083
1042
983
895
754
486
Temperatura
(grados °C)
-0,7
0,2
1,2
2,1
3
3,9
4,7
5,4
6,1
6,8
7,4
8
8,5
8,9
9,3
9,6
9,8
9,9
10
10
9,9
9,7
9,4
9
157
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XXXIX. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de
inclinación (Marzo, Hellín)
Hora
6:07:04
6:37:04
7:07:04
7:37:04
8:07:04
8:37:04
9:07:04
9:37:04
10:07:04
10:37:04
11:07:04
11:37:04
12:07:04
12:37:04
13:07:04
13:37:04
14:07:04
14:37:04
15:07:04
15:37:04
16:07:04
16:37:04
17:07:04
17:37:04
158
Irradiancia
global
para cielo
claro
13
76
172
278
385
487
580
662
731
784
822
844
848
835
805
759
698
623
535
437
332
224
122
39
Irradiancia
global
25
85
160
236
309
377
436
487
529
561
583
596
598
591
574
546
509
463
408
344
273
198
122
52
Irradiancia
directa
0
25
68
119
172
223
271
314
350
379
399
410
413
406
390
365
333
293
248
198
146
93
45
9
Irradiancia
difusa
25
60
91
117
137
153
165
173
179
183
185
185
186
185
184
181
177
170
160
146
128
105
77
43
2 ejes,
global,
cielo
real
11
357
491
579
639
680
709
728
741
749
754
756
756
755
752
746
736
720
696
661
612
540
432
235
2 ejes,
global,
cielo
despejado
6
522
729
859
946
1005
1046
1075
1094
1106
1114
1118
1119
1116
1111
1101
1085
1062
1028
978
907
801
638
351
Temperatura
(grados °C)
8.0
8.7
9.5
10.3
11.1
12.0
12.8
13.6
14.4
15.2
15.9
16.5
17.1
17.6
18.0
18.4
18.6
18.7
18.6
18.4
18.1
17.6
16.9
16.1
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XL. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Marzo, Cluj Napoca)
Hora
6:22:04
6:52:04
7:22:04
7:52:04
8:22:04
8:52:04
9:22:04
9:52:04
10:22:04
10:52:04
11:22:04
11:52:04
12:22:04
12:52:04
13:22:04
13:52:04
14:22:04
14:52:04
15:22:04
15:52:04
16:22:04
16:52:04
17:22:04
Anexos
Irradiancia
global
para cielo
claro
14
119
217
317
414
503
584
652
708
750
777
789
785
765
731
682
619
545
460
366
267
167
74
Irradiancia
global
47
113
172
229
280
325
364
396
421
439
451
456
454
446
431
409
381
345
303
255
201
143
84
Irradiancia
directa
0
36
69
103
137
169
197
222
242
257
267
271
270
263
250
233
210
184
153
121
86
52
21
Irradiancia
difusa
47
78
104
125
143
156
166
174
179
182
184
185
184
183
181
176
170
162
150
134
115
91
63
2 ejes,
global,
cielo
real
21
427
488
530
560
581
597
607
614
618
621
622
621
620
616
611
602
590
572
546
511
461
373
2 ejes,
global,
cielo
despejado
6
827
959
1041
1095
1133
1159
1177
1189
1196
1201
1203
1202
1199
1193
1183
1168
1147
1116
1071
1005
902
719
Temperatura
(grados °C)
-4.5
-3.9
-3.4
-2.8
-2.3
-1.8
-1.4
-0.9
-0.5
-0.2
0.2
0.5
0.7
0.9
1.1
1.2
1.3
1.3
1.3
1.2
1.0
0.8
0.5
159
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XLI. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Diciembre, Tarragona)
Hora
7:37:04
8:07:04
8:37:04
9:07:04
9:37:04
10:07:04
10:37:04
11:07:04
11:37:04
12:07:04
12:37:04
13:07:04
13:37:04
14:07:04
14:37:04
15:07:04
15:37:04
16:07:04
160
Irradiancia
global
para cielo
claro
18
76
143
213
278
333
378
410
428
432
421
396
357
307
246
178
109
47
Irradiancia
global
27
69
113
155
193
225
250
268
278
280
274
260
239
210
175
134
91
48
Irradiancia
directa
0
19
44
71
96
119
137
150
158
159
155
144
129
108
84
57
31
9
Irradiancia
difusa
27
50
69
85
97
106
113
118
120
121
119
116
110
102
91
77
60
39
2 ejes,
global,
cielo
real
12
262
349
409
451
481
501
514
521
522
518
508
492
467
432
382
310
193
2 ejes,
global,
cielo
despejado
8
490
654
764
839
891
926
948
960
962
955
939
910
868
805
715
580
362
Temperatura
(grados °C)
8,1
8,6
9
9,5
10
10,6
11,1
11,6
12,1
12,5
12,9
13,2
13,4
13,6
13,6
13,5
13,3
12,9
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XLII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Diciembre, Bucarest)
Hora
7:52:04
8:22:04
8:52:04
9:22:04
9:52:04
10:22:04
10:52:04
11:22:04
11:52:04
12:22:04
12:52:04
13:22:04
13:52:04
14:22:04
14:52:04
15:22:04
15:52:04
Anexos
Irradiancia
global
para cielo
claro
29
86
153
219
278
328
365
389
400
396
379
348
304
250
187
119
55
Irradiancia
global
35
64
94
120
142
160
173
181
185
184
178
167
152
132
107
79
49
Irradiancia
directa
3
14
27
40
52
63
71
76
78
77
73
67
58
47
34
20
8
Irradiancia
difusa
32
51
67
80
90
97
102
106
107
107
104
100
94
85
74
59
42
2 ejes,
global,
cielo
real
117
196
237
266
287
301
311
317
319
319
314
307
294
277
253
218
159
2 ejes,
global,
cielo
despejado
407
657
795
883
942
981
1007
1022
1029
1027
1016
996
964
915
844
734
542
Temperatura
(grados °C)
-2,4
-1,9
-1,5
-1,1
-0,7
-0,4
-0,1
0,2
0,4
0,6
0,8
0,9
1
1,1
1,1
1,1
1
161
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XLIII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Diciembre, Hellín)
Hora
6:07:04
6:37:04
7:07:04
7:37:04
8:07:04
8:37:04
9:07:04
9:37:04
10:07:04
10:37:04
11:07:04
11:37:04
12:07:04
12:37:04
13:07:04
13:37:04
14:07:04
14:37:04
15:07:04
15:37:04
16:07:04
16:37:04
17:07:04
17:37:04
162
Irradiancia
global
para cielo
claro
13
76
172
278
385
487
580
662
731
784
822
844
848
835
805
759
698
623
535
437
332
224
122
39
Irradianci
a global
25
85
160
236
309
377
436
487
529
561
583
596
598
591
574
546
509
463
408
344
273
198
122
52
Irradianci
a directa
0
25
68
119
172
223
271
314
350
379
399
410
413
406
390
365
333
293
248
198
146
93
45
9
Irradianci
a difusa
25
60
91
117
137
153
165
173
179
183
185
185
186
185
184
181
177
170
160
146
128
105
77
43
2 ejes,
global,
cielo
real
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2 ejes,
global,
cielo
despejad
o
11
357
491
579
639
680
709
728
741
749
754
756
756
755
752
746
736
720
696
661
612
540
432
235
Temperatur
a (grados
°C)
6
522
729
859
946
1005
1046
1075
1094
1106
1114
1118
1119
1116
1111
1101
1085
1062
1028
978
907
801
638
351
Hora
8
8,7
9,5
10,3
11,1
12
12,8
13,6
14,4
15,2
15,9
16,5
17,1
17,6
18
18,4
18,6
18,7
18,6
18,4
18,1
17,6
16,9
16,1
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XLIV. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Diciembre, Cluj Napoca)
Hora
7:52:04
8:22:04
8:52:04
9:22:04
9:52:04
10:22:04
10:52:04
11:22:04
11:52:04
12:22:04
12:52:04
13:22:04
13:52:04
14:22:04
14:52:04
15:22:04
15:52:04
Irradiancia
global
para cielo
claro
11
18
140
206
265
315
352
376
387
383
366
335
291
237
174
106
15
Irradiancia
global
27
46
85
110
131
148
161
169
172
171
165
155
140
121
98
71
37
Irradiancia
directa
0
0
24
37
48
58
65
70
72
71
68
62
53
43
30
18
0
Irradiancia
difusa
27
46
61
74
83
91
96
99
100
100
98
94
87
79
68
54
37
2 ejes,
global,
cielo
real
12
21
246
271
289
302
311
316
318
318
314
307
296
281
260
229
17
2 ejes,
global,
cielo
despejado
5
9
882
968
1023
1060
1084
1098
1103
1101
1092
1073
1044
998
930
821
7
Temperatura
(grados °C)
-5.1
-4.8
-4.6
-4.3
-4.1
-4.0
-3.8
-3.7
-3.6
-3.5
-3.4
-3.4
-3.4
-3.4
-3.4
-3.5
-3.6
Los datos de la radiación diaria global fueron suministrados por el PVGYS por cada 15
minutos pero aquí están presentadas a cada 30 minutos.
Anexos
163
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
1.2.3.2 Análisis económico de las soluciones estudiadas
Tabla XLV. Calculo de VAN para Tarragona, sistema fijo y orientación
horizontal
Año
Inversión
Producción
Precio
Ayudas
Ingreso
Ingreso
total
Gastos
Flujos
de caja
(€)
(MWh)
(€)
(103€)
(103€)
(103€)
(€)
(103€)
0
550.000
0
1
0
112,6
0,45
2
0
112,4
3
0
4
1/(1+i)n
(-)
Flujos de
caja
actualizadas
(103€)
0
0
0,00
-550
1
-550
47
50,6
97,6
2,53
95,1
0,95
90,6
0,46
46,9
51,8
98,7
2,59
96,2
0,91
87,2
112,2
0,47
46,8
53
99,9
2,65
97,2
0,86
84
0
112,1
0,48
46,7
54,3
101,1
2,72
98,4
0,82
80,9
5
0
111,9
0,5
46,7
55,6
102,3
2,78
99,5
0,78
77,9
6
0
111,7
0,51
46,6
56,9
103,5
2,84
100,7
0,75
75,1
7
0
111,6
0,52
46,5
58,2
104,8
2,91
101,9
0,71
72,4
8
0
111,4
0,53
46,5
59,6
106,1
2,98
103,1
0,68
69,8
9
0
111,2
0,55
46,4
60,9
107,4
3,05
104,3
0,64
67,2
10
0
111,1
0,56
46,3
62,4
108,8
3,12
105,6
0,61
64,8
11
0
110,9
0,58
46,3
63,9
110,2
3,19
107
0,58
62,5
12
0
110,7
0,59
46,2
65,4
111,6
3,27
108,3
0,56
60,3
13
0
110,6
0,61
46,1
66,9
113,1
3,35
109,7
0,53
58,2
14
0
110,4
0,62
46,1
68,5
114,6
3,42
111,1
0,51
56,1
15
0
110,2
0,64
46
70,1
116,1
3,51
112,6
0,48
54,1
16
0
110,1
0,65
45,9
71,7
117,7
3,59
114,1
0,46
52,2
17
0
109,9
0,67
45,8
73,4
119,3
3,67
115,6
0,44
50,4
18
0
109,7
0,68
45,8
75,1
120,9
3,76
117,2
0,42
48,7
19
0
109,6
0,7
45,7
76,9
122,6
3,85
118,8
0,4
47
20
0
109,4
0,72
45,6
78,7
124,4
3,94
120,4
0,38
45,4
21
0
109,2
0,74
45,6
80,5
126,1
4,03
122,1
0,36
43,8
22
0
109,1
0,76
45,5
82,4
128
4,12
123,8
0,34
42,3
23
0
108,9
0,77
45,4
84,4
129,8
4,22
125,6
0,33
40,9
24
0
108,7
0,79
45,4
86,3
131,8
4,32
127,4
0,31
39,5
25
0
108,6
0,81
45,3
88,4
133,7
4,42
129,3
0,3
38,1
Valor Actual Neto (€)
960.608,98
TIR (-)
12%
El precio de kWh se ha considerado 0,45 € y tiene un ritmo de crecimiento de 2,5%
cada año. Los ingresos se calculan con la siguiente formula:
I n = (Pr ecio + Ayudas) ⋅ Pr oduccion
164
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Los gastos anuales se consideran 5% de la producción y las egresos se consideran
como la suma entre la inversión y los gastos anuales.
Tabla XLVI. Calculo de VAN para Tarragona, sistema fijo y orientación
optima
Inversión
Producción
Precio
Ayudas
Ingreso
Ingreso
total
Gastos
Flujos
de
caja
(€)
(MWh)
(€)
(103€)
(103€)
(103€)
(€)
(103€)
Año
1/(1+i)n
(-)
Flujos de
caja
actualizadas
(103€)
0
550.000
0
0
0
0
0
2,95
-550
1
-550
1
0
131,1
0,45
54,7
58,9
113,7
3,02
110,7
0,95
105,5
2
0
130,9
0,46
54,6
60,3
115,0
3,09
112,0
0,91
101,5
3
0
130,7
0,47
54,5
61,8
116,3
3,16
113,2
0,86
97,8
4
0
130,5
0,48
54,4
63,2
117,7
3,24
114,5
0,82
94,2
5
0
130,3
0,5
54,4
64,7
119,1
3,31
115,8
0,78
90,8
6
0
130,1
0,51
54,3
66,2
120,5
3,39
117,2
0,75
87,5
7
0
129,9
0,52
54,2
67,8
122,0
3,47
118,6
0,71
84,3
8
0
129,7
0,53
54,1
69,3
123,5
3,55
120,0
0,68
81,2
9
0
129,5
0,55
54,0
71,0
125,1
3,63
121,5
0,64
78,3
10
0
129,3
0,56
53,9
72,6
126,6
3,72
123,0
0,61
75,5
11
0
129,1
0,58
53,9
74,3
128,3
3,81
124,5
0,58
72,8
12
0
128,9
0,59
53,8
76,1
129,9
3,90
126,1
0,56
70,2
13
0
128,7
0,61
53,7
77,9
131,6
3,99
127,7
0,53
67,7
14
0
128,5
0,62
53,6
79,7
133,4
4,08
129,4
0,51
65,3
15
0
128,3
0,64
53,5
81,6
135,2
4,18
131,1
0,48
63,0
16
0
128,1
0,65
53,5
83,5
137,0
4,28
132,8
0,46
60,8
17
0
127,9
0,67
53,4
85,5
138,9
4,38
134,6
0,44
58,7
18
0
127,7
0,68
53,3
87,5
140,8
4,48
136,4
0,42
56,7
19
0
127,6
0,7
53,2
89,5
142,8
4,58
138,3
0,4
54,7
20
0
127,4
0,72
53,1
91,6
144,8
4,69
140,2
0,38
52,8
21
0
127,2
0,74
53,1
93,8
146,9
4,80
142,2
0,36
51,0
22
0
127,0
0,76
53,0
96,0
149,0
4,91
144,2
0,34
49,3
23
0
126,8
0,77
52,9
98,2
151,2
5,03
146,3
0,33
47,6
24
0
126,6
0,79
52,8
100,5
153,4
5,15
148,4
0,31
46,0
25
0
126,4
0,81
52,7
102,9
155,7
2,95
150,5
0,3
44,4
VALOR ACTUAL NETO (€)
TIR (-)
Anexos
1.208.799,62
15%
165
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XLVII. Calculo de VAN para Tarragona, sistema móvil y orientación
optima
Inversión
Producción
Precio
Ayudas
Ingreso
Ingreso
total
(€)
(MWh)
(€)
(103€)
(103€)
(103€)
Año
0
550.000
0
0
0
0
0
Gastos
Flujos de
caja
(€)
(103€)
3,96
1/(1+i)n
(-)
Flujos de
caja
actualizadas
(103€)
-550
1
-550
1
0
174,1
0,46
72,7
79,2
151,9
4,05
147,9
0,95
140,9
2
0
173,8
0,47
72,5
81
153,6
4,15
149,6
0,91
135,7
3
0
173,6
0,48
72,4
83
155,4
4,25
151,3
0,86
130,7
4
0
173,3
0,49
72,3
84,9
157,3
4,35
153
0,82
125,9
5
0
173,1
0,5
72,2
86,9
159,2
4,45
154,8
0,78
121,3
6
0
172,8
0,51
72,1
88,9
161,1
4,55
156,6
0,75
116,9
7
0
172,5
0,53
72
91
163,1
4,66
158,5
0,71
112,6
8
0
172,3
0,54
71,9
93,2
165,1
4,77
160,4
0,68
108,6
9
0
172
0,55
71,8
95,3
167,2
4,88
162,4
0,64
104,7
10
0
171,8
0,57
71,7
97,6
169,3
5,00
164,4
0,61
100,9
11
0
171,5
0,58
71,6
99,9
171,5
5,11
166,5
0,58
97,3
12
0
171,2
0,6
71,5
102,2
173,7
5,23
168,6
0,56
93,9
13
0
171
0,61
71,4
104,6
176
5,36
170,8
0,53
90,6
14
0
170,7
0,63
71,3
107,1
178,4
5,48
173
0,51
87,4
15
0
170,5
0,64
71,1
109,6
180,8
5,61
175,3
0,48
84,3
16
0
170,2
0,66
71
112,2
183,2
5,74
177,6
0,46
81,3
17
0
170
0,68
70,9
114,8
185,8
5,88
180
0,44
78,5
18
0
169,7
0,69
70,8
117,5
188,4
6,01
182,5
0,42
75,8
19
0
169,5
0,71
70,7
120,2
191
6,16
185
0,4
73,2
20
0
169,2
0,73
70,6
123,1
193,7
6,30
187,6
0,38
70,7
21
0
169
0,75
70,5
126
196,5
6,45
190,2
0,36
68,2
22
0
168,7
0,76
70,4
128,9
199,4
6,60
192,9
0,34
65,9
23
0
168,4
0,78
70,3
131,9
202,3
6,75
195,7
0,33
63,7
24
0
168,2
0,8
70,2
135
205,3
6,91
198,5
0,31
61,5
25
0
167,9
0,82
70,1
138,2
208,3
3,96
201,4
0,3
59,4
VALOR ACTUAL NETO (€)
1.691.107,39
TIR (-)
18%
En todos los casos para Tarragona VAN tiene un valor positivo lo que significa la
recuperación entera de la inversión y además la obtención de beneficios financieros.
También la TIR tiene un valor más grande que el tipo de interés que también es una
condición obligatoria en la decisión de aceptar o no un proyecto.
Anexos
167
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XLVIII. Calculo de VAN para Hellín, sistema fijo y orientación
horizontal
Inversión
Producción
Precio
Ayudas
Ingreso
Ingreso
total
(€)
(MWh)
(€)
(103€)
(103€)
(103€)
Año
Gastos
Flujos
de caja
(€)
(103€)
1/(1+i)n
(-)
Flujos de
caja
actualizadas
(103€)
0
550.000
0
0
0
0
0
2,97
-550
1
-550
2
0
127,3
0,47
53,1
59,3
112,5
3,04
109,5
0,91
99,3
3
0
127,1
0,48
53
60,7
113,8
3,11
110,8
0,86
95,7
4
0
126,9
0,49
52,9
62,1
115,1
3,18
112
0,82
92,2
5
0
126,7
0,5
52,9
63,6
116,5
3,26
113,3
0,78
88,8
6
0
126,5
0,51
52,8
65,1
117,9
3,33
114,7
0,75
85,6
7
0
126,3
0,53
52,7
66,6
119,4
3,41
116,1
0,71
82,5
8
0
126,1
0,54
52,6
68,2
120,9
3,49
117,5
0,68
79,5
9
0
125,9
0,55
52,5
69,8
122,4
3,57
118,9
0,64
76,6
10
0
125,7
0,57
52,5
71,4
124
3,66
120,4
0,61
73,9
11
0
125,6
0,58
52,4
73,1
125,6
3,74
121,9
0,58
71,3,
12
0
125,4
0,6
52,3
74,8
127,2
3,83
123,4
0,56
68,7
13
0
125,2
0,61
52,2
76,6
128,9
3,92
125
0,53
66,3
14
0
125
0,63
52,2
78,4
130,6
4,01
126,7
0,51
63,9
15
0
124,8
0,64
52,1
80,2
132,3
4,11
128,3
0,48
61,7
16
0
124,6
0,66
52
82,1
134,2
4,20
130
0,46
59,5
17
0
124,4
0,68
51,9
84
136
4,30
131,8
0,44
57,5
18
0
124,2
0,69
51,8
86
137,9
4,40
133,6
0,42
55,5
19
0
124,1
0,71
51,8
88
139,8
4,51
135,4
0,4
53,6
20
0
123,9
0,73
51,7
90,1
141,8
4,61
137,3
0,38
51,7
21
0
123,7
0,75
51,6
92,2
143,9
4,72
139,3
0,36
50
22
0
123,5
0,76
51,5
94,4
146
4,83
141,2
0,34
48.378
23
0
123,3
0,78
51,5
96,6
148,1
4,95
143,3
0,33
46,6
24
0
123,1
0,8
51,4
98,9
150,3
5,06
145,3
0,31
45
25
0
122,9
0,82
51,3
101,2
152,5
2,97
147,5
0,3
43,5
VALOR ACTUAL NETO (€)
TIR (-)
168
1.171.398,56
15%
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XLIX. Calculo de VAN para Hellín, sistema fijo y orientación optima
Inversión
Producción
Precio
Ayudas
Ingreso
Ingreso
total
Gastos
Flujos
de caja
(€)
(MWh)
(€)
(103€)
(103€)
(103€)
(€)
(103€)
Año
0
550.000
0
0
0
0
0
2
0
147,6
0,47
61,6
68,8
130,5
3
0
147,4
0,48
61,5
70,4
132
4
0
147,2
0,49
61,4
72,1
5
0
146,9
0,5
61,3
6
0
146,7
0,51
7
0
146,5
8
0
9
3,44
1/(1+i)n
(-)
Flujos de
caja
actualizadas
(103€)
-550
1
-550
3,52
127
0,91
115,2
3,61
128,5
0,86
111
133,5
3,69
129,9
0,82
106,9
73,8
135,2
3,78
131,5
0,78
103
61,2
75,5
136,8
3,87
133
0,75
99,2
0,53
61,1
77,3
138,5
3,96
134,6
0,71
95,6
146,3
0,54
61,1
79,1
140,2
4,05
136,2
0,68
92,2
0
146,1
0,55
61
81
142
4,15
137,9
0,64
88,9
10
0
145,8
0,57
60,9
82,9
143,8
4,24
139,6
0,61
85,7
11
0
145,6
0,58
60,8
84,8
145,6
4,34
141,4
0,58
82,6
12
0
145,4
0,6
60,7
86,8
147,5
4,44
143,2
0,56
79,7
13
0
145,2
0,61
60,6
88,8
149,5
4,55
145
0,53
76,9
14
0
145
0,63
60,5
90,9
151,5
4,65
146,9
0,51
74,2
15
0
144,8
0,64
60,4
93
153,5
4,76
148,8
0,48
71,6
16
0
144,5
0,66
60,3
95,2
155,6
4,88
150,8
0,46
69,1
17
0
144,3
0,68
60,2
97,5
157,7
4,99
152,9
0,44
66,7
18
0
144,1
0,69
60,1
99,8
159,9
5,11
154,9
0,42
64,4
19
0
143,9
0,71
60,1
102,1
162,2
5,23
157,1
0,4
62,1
20
0
143,7
0,73
60
104,5
164,5
5,35
159,3
0,38
60
21
0
143,5
0,75
59,9
106,9
166,9
5,48
161,5
0,36
57,9
22
0
143,2
0,76
59,8
109,5
169,3
5,60
163,8
0,34
56
23
0
143
0,78
59,7
112
171,8
5,74
166,2
0,33
54,1
24
0
142,8
0,8
59,6
114,7
174,3
5,87
168,6
0,31
52,2
25
0
142,6
0,82
59,5
117,3
176,9
3,44
171
0,3
50,5
VALOR ACTUAL NETO (€)
1.446.386,53
TIR (-)
18%
Anexos
169
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla L. Cálculo de VAN para Hellín, sistema móvil y orientación optima
Inversión
Producción
Precio
Ayudas
Ingreso
Ingreso
total
Gastos
Flujos
de caja
(€)
(MWh)
(€)
(103€)
(103€)
(103€)
(€)
(103€)
Año
0
660.000
0
0
0
0
0
2
0
201,0
0,47
83,9
93,7
177,6
3
0
200,7
0,48
83,8
95,9
179,7
4
0
200,4
0,49
83,6
98,2
5
0
200,1
0,5
83,5
6
0
199,8
0,51
7
0
199,5
8
0
9
4,69
1/(1+i)n
(-)
Flujos de
caja
actualizadas
(103€)
-660
1
-660
4,80
173
0,91
156,9
4,91
174,9
0,86
151,1
181,8
5,03
176,9
0,82
145,6
100,5
184
5,14
179
0,78
140,2
83,4
102,8
186,3
5,26
181,1
0,75
135,1
0,53
83,3
105,2
188,5
5,39
183,3
0,71
130,2
199,2
0,54
83,1
107,7
190,9
5,51
185,5
0,68
125,5
0
198,9
0,55
83
110,2
193,3
5,64
187,8
0,64
121
10
0
198,6
0,57
82,9
112,8
195,8
5,78
190,1
0,61
116,7
11
0
198,3
0,58
82,8
115,5
198,3
5,91
192,5
0,58
112,5
12
0
198,0
0,6
82,6
118,2
200,9
6,05
194,9
0,56
108,5
13
0
197,7
0,61
82,5
121
203,5
6,19
197,5
0,53
104,7
14
0
197,4
0,63
82,4
123,8
206,2
6,34
200
0,51
101
15
0
197,1
0,64
82,3
126,7
209
6,49
202,7
0,48
97,5
16
0
196,8
0,66
82,1
129,7
211,9
6,64
205,4
0,46
94,1
17
0
196,5
0,68
82
132,7
214,8
6,79
208,1
0,44
90,8
18
0
196,2
0,69
81,9
135,8
217,8
6,95
211
0,42
87,6
19
0
195,9
0,71
81,8
139
220,8
7,12
213,9
0,4
84,6
20
0
195,6
0,73
81,6
142,3
224
7,28
216,9
0,38
81,7
21
0
195,3
0,75
81,5
145,6
227,2
7,45
219,9
0,36
78,9
22
0
195,0
0,76
81,4
149
230,5
7,63
223
0,34
76,2
23
0
194,7
0,78
81,3
152,5
233,9
7,81
226,2
0,33
73,6
24
0
194,5
0,8
81,2
156,1
237,3
7,99
229,5
0,31
71,1
25
0
194,2
0,82
81
159,8
240,9,88
4,69
232,9
0,3
68,7
VALOR ACTUAL NETO (€)
TIR (-)
2.058.113,54
21%
Obviamente que en caso de Hellín los resultados tiene que ser mejor, teniendo en
cuento que la producción es mayor en este ubicación. Aquí también el VAN es positivo y
la TIR mayor que el tipo de interés
170
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla LI. Calculo de VAN para Bucarest, sistema fijo y orientación horizontal
Año
Inversión
(€)
0
550.000
Producción
(MWh)
Precio
3
(€)
0
Ayudas
3
(10 €)
3
(10 €)
(103€)
(103€)
(-)
(103€)
0
0,843927
16879
21147,72
0,863727
20303,8
0,7972
16186,1
101494,83
0,17
4263
17275
21537,33
0,883993
20673,6
0,7118
14715,1
101342,59
0,174
4256
17680
21936,24
0,904733
21052,2
0,6355
13379,1
0
101190,57
0,179
4250
18095
22344,67
0,925961
21439,9
0,5674
12165,6
6
0
101038,79
0,183
4244
18519
22762,84
0,947686
21836,9
0,5066
11063,2
7
0
100887,23
0,188
4237
18954
23190,98
0,969921
22243,3
0,4523
10061,7
8
0
100735,9
0,193
4231
19398
23629,33
0,992678
22659,4
0,4039
9151,75
101647,3
3
0
4
0
5
0
1/(1+i)n
Flujos de
caja
actualizadas
4269
0
0
(10 €)
Gastos
Flujos de
caja
0,166
2
0
Ingreso
Ingreso
total
-550
1
-550
9
0
100584,79
0,197
4225
19854
24078,12
1,015968
23085,4
0,3606
8324,84
10
0
100433,92
0,202
4218
20319
24537,59
1,039806
23521,6
0,322
7573,33
11
0
100283,27
0,207
4212
20796
25008,01
1,064202
23968,2
0,2875
6890,29
12
0
100132,84
0,213
4206
21284
25489,62
1,089171
24425,4
0,2567
6269,4
13
0
99982,642
0,218
4199
21783
25982,69
1,114726
24893,5
0,2292
5704,95
14
0
99832,668
0,223
4193
22295
26487,48
1,14088
25372,8
0,2046
5191,77
15
0
99682,919
0,229
4187
22818
27004,28
1,167648
25863,4
0,1827
4725,15
16
0
99533,395
0,235
4180
23353
27533,36
1,195044
26365,7
0,1631
4300,82
17
0
99384,095
0,24
4174
23901
28075
1,223082
26880
0,1456
3914,91
18
0
99235,018
0,247
4168
24462
28629,52
1,251779
27406,4
0,13
3563,92
19
0
99086,166
0,253
4162
25036
29197,2
1,281149
27945,4
0,1161
3244,65
20
0
98937,537
0,259
4155
25623
29778,35
1,311208
28497,2
0,1037
2954,21
21
0
98789,13
0,265
4149
26224
30373,3
1,341972
29062,1
0,0926
2689,98
22
0
98640,947
0,272
4143
26839
30982,36
1,373458
29640,4
0,0826
2449,56
23
0
98492,985
0,279
4137
27469
31605,86
1,405683
30232,4
0,0738
2230,79
24
0
98345,246
0,286
4131
28114
32244,15
1,438664
30838,5
0,0659
2031,7
25
0
98197,728
0,293
4124
28773
32897,57
0,843927
31458,9
0,0588
1850,52
VALOR ACTUAL NETO (€)
Anexos
-371.560,77
171
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla LII. Calculo de VAN para Bucarest, sistema fijo y orientación optima
Inversión
Producción
Precio
Ayudas
Ingreso
Ingreso
total
Gastos
Flujos de
caja
(€)
(MWh)
(€)
(103€)
(103€)
(103€)
(103€)
(103€)
Año
0
550.000
0
0
0
0
0
2
0
117.0
0,17
4.9
19.4
24.3
3
0
116.8
0,17
4.9
19.8
24.7
4
0
116.6
0,17
4.9
20.3
5
0
116.4
0,18
4.8
6
0
116.3
0,18
7
0
116.1
8
0
9
0,97
1/(1+i)n
(-)
Flujos de
caja
actualizadas
(103€)
-550
1
-550
0,99
23.3
0,8
18.6
1,02
23.8
0,71
16.9
25.2
1,04
24.2
0,64
15.4
20.8
25.7
1,07
24.6
0,57
14.0
4.8
21.3
26.2
1,09
25.1
0,51
12.7
0,19
4.8
21.8
26.6
1,12
25.6
0,45
11.5
115.9
0,19
4.8
22.3
27.2
1,14
26.0
0,4
10.5
0
115.8
0,2
4.8
22.8
27.7
1,17
26.5
0,36
9.5
10
0
115.6
0,2
4.8
23.3
28.2
1,20
27.0
0,32
8.7
11
0
115.4
0,21
4.8
23.9
28.7
1,23
27.5
0,29
7.9
12
0
115.2
0,21
4.8
24.5
29.3
1,25
28.1
0,26
7.2
13
0
115.1
0,22
4.8
25.0
29.9
1,28
28.6
0,23
6.5
14
0
114.9
0,22
4.8
25.6
30.3
1,31
29.2
0,2
5.9
15
0
114.7
0,23
4.8
26.2
31.0
1,34
29.7
0,18
5.4
16
0
114.5
0,23
4.8
26.8
31.6
1,38
30.3
0,16
4.9
17
0
114.4
0,24
4.8
27.5
32.3
1,41
30.9
0,15
4.5
18
0
114.2
0,25
4.7
28.1
32.9
1,44
31.5
0,13
4.1
19
0
114.0
0,25
4.7
28.8
33.6
1,47
32.1
0,12
3.7
20
0
113.9
0,26
4.7
29.4
34.2
1,51
32.8
0,1
3.4
21
0
113.7
0,27
4.7
30.1
34.9
1,54
33.4
0,09
3.0
22
0
113.5
0,27
4.7
30.8
35.6
1,58
34.1
0,08
2.8
23
0
113.3
0,28
4.7
31.6
36.3
1,62
34.8
0,07
2.5
24
0
113.2
0,29
4.7
32.3
37.1
1,66
35.5
0,07
2.3
25
0
113.0
0,29
4.7
33.1
37.8
0,97
36.2
0,06
2.1
VALOR ACTUAL NETO (€)
172
-344.567,02
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla LIII. Calculo de VAN para Bucarest, sistema móvil y orientación
optima
Inversión
Producción
Precio
Ayudas
Ingreso
Ingreso
total
Gastos
Flujos
de caja
(€)
(MWh)
(€)
(103€)
(103€)
(103€)
(103€)
(103€)
Año
0
660.000
0
0
0
0
0
2
0
159.3
0,17
6.6
26.4
33.1
3
0
159.0
0,17
6.6
27.0
33.7
4
0
158.8
0,17
6.6
27.7
5
0
158.6
0,18
6.6
6
0
158.3
0,18
7
0
158.1
8
0
9
1,32
1/(1+i)n
(-)
Flujos de
caja
actualizadas
(103€)
-660
1
-660
1,35
31.8
0,8
25.3
1,39
32.4
0,71
23.0
34.3
1,42
33.0
0,64
20.9
28.3
35.0
1,45
33.6
0,57
19.0
6.6
29.0
35.6
1,49
34.2
0,51
17.3
0,19
6.6
29.7
36.3
1,52
34.8
0,45
15.7
157.9
0,19
6.6
30.4
37.0
1,56
35.5
0,4
14.3
0
157.6
0,2
6.6
31.1
37.7
1,59
36.1
0,36
13.0
10
0
157.4
0,2
6.6
31.8
38.4
1,63
36.8
0,32
11.8
11
0
157.2
0,21
6.6
32.5
39.2
1,67
37.5
0,29
10.8
12
0
156.9
0,21
6.5
33.3
39.9
1,71
38.2
0,26
9.8
13
0
156.7
0,22
6.5
34.1
40.7
1,75
39.0
0,23
8.9
14
0
156.4
0,22
6.5
34.9
41.5
1,79
39.7
0,2
8.1
15
0
156.2
0,23
6.5
35.7
42.3
1,83
40.5
0,18
7.4
16
0
156.0
0,23
6.5
36.6
43.1
1,87
41.3
0,16
6.7
17
0
155.7
0,24
6.5
37.4
44.0
1,92
42.1
0,15
6.1
18
0
155.5
0,25
6.5
38.3
44.8
1,96
42.9
0,13
5.5
19
0
155.3
0,25
6.5
39.2
45.7
2,01
43.8
0,12
5.0
20
0
155.0
0,26
6.5
40.1
46.6
2,06
44.6
0,1
4.6
21
0
154.8
0,27
6.5
41.1
47.6
2,10
45.5
0,09
4.2
22
0
154.6
0,27
6.4
42.0
48.5
2,15
46.4
0,08
3.8
23
0
154.3
0,28
6.4
43.0
49.5
2,20
47.3
0,07
3.4
24
0
154.1
0,29
6.4
44.0
50.5
2,26
48.3
0,07
3.1
25
0
153.9
0,29
6.4
45.1
51.5
1,32
49.3
0,06
2.9
VALOR ACTUAL NETO (€)
Anexos
-380.285,12
173
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla LIV. Calculo de VAN para Cluj Napoca, sistema fijo y orientación
horizontal
Inversión
Producción
Precio
Ayudas
Ingreso
Ingreso
total
Gastos
Flujos
de caja
(€)
(MWh)
(€)
(103€)
(103€)
(103€)
(€)
(103€)
Año
1/(1+i)n
(-)
Flujos de
caja
actualizadas
(103€)
0
550.000
0
0
0
0
0
0,89
-550
1
-550
2
0
106.7
0,17
4.4
17.7
22.2
0,86
21.3
0,8
16.9
3
0
106.5
0,16
4.4
17.2
21.7
0,86
20.8
0,71
14.8
4
0
106.3
0,16
4.4
17.2
21.7
0,86
20.8
0,64
13.2
5
0
106.2
0,16
4.4
17.2
21.6
0,86
20.8
0,57
11.8
6
0
106.0
0,16
4.4
17.1
21.6
0,86
20.7
0,51
10.5
7
0
105.9
0,16
4.4
17.1
21.6
0,86
20.7
0,45
9.3
8
0
105.7
0,16
4.4
17.1
21.5
0,86
20.7
0,4
8.3
9
0
105.6
0,16
4.4
17.1
21.5
0,85
20.6
0,36
7.4
10
0
105.4
0,16
4.4
17.0
21.5
0,85
20.6
0,32
6.6
11
0
105.2
0,16
4.4
17.0
21.4
0,85
20.6
0,29
5.9
12
0
105.1
0,16
4.4
17.0
21.4
0,85
20.5
0,26
5.2
13
0
104.9
0,16
4.4
17.0
21.4
0,85
20.5
0,23
4.7
14
0
104.8
0,16
4.4
16.9
21.3
0,85
20.5
0,2
4.2
15
0
104.6
0,16
4.3
16.9
21.3
0,85
20.5
0,18
3.7
16
0
104.5
0,16
4.3
16.9
21.3
0,85
20.4
0,16
3.3
17
0
104.4
0,16
4.3
16.9
21.2
0,84
20.4
0,15
2.9
18
0
104.1
0,16
4.3
16.8
21.2
0,84
20.4
0,13
2.6
19
0
104.0
0,16
4.3
16.8
21.2
0,84
20.3
0,12
2.3
20
0
103.8
0,16
4.3
16.8
21.1
0,84
20.3
0,1
2.1
21
0
103.7
0,16
4.3
16.8
21.1
0,84
20.3
0,09
1.8
22
0
103.5
0,16
4.3
16.7
21.1
0,84
20.2
0,08
1.6
23
0
103.4
0,16
4.3
16.7
21.0
0,84
20.2
0,07
1.4
24
0
103.2
0,16
4.3
16.7
21.0
0,84
20.2
0,07
1.3
25
0
103.0
0,16
4.3
16.7
21.0
0,89
20.1
0,06
1.1
VALOR ACTUAL NETO (€)
174
-387.108,67
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla LV. Calculo de VAN para Cluj Napoca, sistema fijo y orientación
optima
Inversión
Producción
Precio
Ayudas
Ingreso
Ingreso
total
Gastos
Flujos
de
caja
(€)
(MWh)
(€)
(103€)
(103€)
(103€)
(103€)
(103€)
Año
1/(1+i)n
(-)
Flujos de
caja
actualizadas
(103€)
0
550.000
0
0
0
0
0
1,09
-550
1
-550
2
0
130.9
0,17
5.4
21.7
27.2
1,06
26.1
0,8
20.8
3
0
130.7
0,16
5.4
21.1
26.6
1,06
25.6
0,71
18.2
4
0
130.5
0,16
5.4
21.1
26.6
1,06
25.5
0,64
16.2
5
0
130.3
0,16
5.4
21.1
26.5
1,05
25.5
0,57
14.4
6
0
130.1
0,16
5.4
21.0
26.5
1,05
25.4
0,51
12.9
7
0
129.9
0,16
5.4
21.0
26.5
1,05
25.4
0,45
11.5
8
0
129.7
0,16
5.4
21.0
26.4
1,05
25.4
0,4
10.2
9
0
129.5
0,16
5.4
20.9
26.4
1,05
25.3
0,36
9.1
10
0
129.3
0,16
5.4
20.9
26.3
1,05
25.3
0,32
8.1
11
0
129.1
0,16
5.4
20.9
26.3
1,04
25.2
0,29
7.2
12
0
128.9
0,16
5.4
20.8
26.3
1,04
25.2
0,26
6.4
13
0
128.7
0,16
5.4
20.8
26.2
1,04
25.2
0,23
5.7
14
0
128.5
0,16
5.3
20.8
26.2
1,04
25.1
0,2
5.1
15
0
128.3
0,16
5.3
20.7
26.1
1,04
25.1
0,18
4.5
16
0
128.1
0,16
5.3
20.7
26.1
1,04
25.1
0,16
4.0
17
0
127.9
0,16
5.3
20.7
26.1
1,04
25.0
0,15
3.6
18
0
127.7
0,16
5.3
20.7
26.0
1,03
25.0
0,13
3.2
19
0
127.6
0,16
5.3
20.6
26.0
1,03
24.9
0,12
2.9
20
0
127.4
0,16
5.3
20.6
25.9
1,03
24.9
0,1
2.5
21
0
127.4
0,16
5.3
20.6
25.9
1,03
24.9
0,09
2.3
22
0
127.0
0,16
5.3
20.5
25.9
1,03
24.8
0,08
2.0
23
0
126.8
0,16
5.3
20.5
25.8
1,03
24.8
0,07
1.8
24
0
126.6
0,16
5.3
20.5
25.8
1,02
24.8
0,07
1.6
25
0
126.4
0,16
5.3
20.4
25.7
1,09
24.7
0,06
1.4
VALOR ACTUAL NETO (€)
Anexos
-350.195,98
175
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla LVI. Cálculo de VAN para Cluj Napoca, sistema móvil y orientación
optima
Inversión
Producción
Precio
Ayudas
Ingreso
Ingreso
total
Gastos
Flujos
de
caja
(€)
(MWh)
(€)
(103€)
(103€)
(103€)
(103€)
(103€)
Año
1/(1+i)n
(-)
Flujos de
caja
actualizadas
(103€)
0
660.000
0
0
0
0
0
1,44
-550
1
-550
2
0
173.3
0,17
7.2
28.7
36.0
1,40
34.6
0,8
27.5
3
0
173.0
0,16
7.2
28.0
35.3
1,40
33.8
0,71
24.1
4
0
172.7
0,16
7.2
27.9
35.2
1,40
33.8
0,64
21.5
5
0
172.5
0,16
7.2
27.9
35.1
1,40
33.7
0,57
19.1
6
0
172.2
0,16
7.2
27.9
35.1
1,39
33.7
0,51
17.0
7
0
172.0
0,16
7.2
27.8
35.0
1,39
33.6
0,45
15.2
8
0
171.7
0,16
7.2
27.8
35.0
1,39
33.6
0,4
13.5
9
0
171.4
0,16
7.2
27.7
34.98
1,39
33.5
0,36
12.1
10
0
171.2
0,16
7.1
27.7
34.9
1,38
33.5
0,32
10.8
11
0
170.9
0,16
7.1
27.6
34.8
1,38
33.4
0,29
9.6
12
0
170.1
0,16
7.1
27.6
34.8
1,38
33.4
0,26
8.5
13
0
170.4
0,16
7.1
27.6
34.7
1,38
33.3
0,23
7.6
14
0
170.2
0,16
7.1
27.5
34.7
1,38
33.3
0,2
6.8
15
0
169.9
0,16
7.1
27.5
34.6
1,37
33.2
0,18
6.0
16
0
169.6
0,16
7.1
27.4
34.6
1,37
33.2
0,16
5.4
17
0
169.4
0,16
7.1
27.4
34.5
1,37
33.1
0,15
4.8
l 18
0
169.1
0,16
7.1
27.0
34.5
1,37
33.1
0,13
4.3
19
0
168.9
0,16
7.0
27.3
34.4
1,37
33.0
0,12
3.8
20
0
168.6
0,16
7.0
27.3
34.4
1,36
33.0
0,1
3.4
21
0
168.7
0,16
7.0
27.2
34.3
1,36
32.9
0,09
3.0
22
0
168.1
0,16
7.0
27.2
34.3
1,36
32.9
0,08
2.7
23
0
167.9
0,16
7.0
27.2
34.2
1,36
32.8
0,07
2.4
24
0
167.6
0,16
7.0
27.1
34.2
1,36
32.8
0,07
2.1
25
0
167.4
0,16
7.0
27.1
34.1
1,44
32.7
0,06
1.9
VALOR ACTUAL NETO (€)
-395.481,42
Este análisis económico no tiene como objetivo comparar la eficiencia económica de
cada central fotovoltaica ni de comparar la producción de energía eléctrica a partir de la
energía solar con la producción de energía eléctrica de manera convencional. Ella quiere
evidenciar el hecho que instalar una central de este tipo no solo trae beneficios técnicos
pero también económicos. Durante los cálculos no se han considerado los impuestos..
176
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Índice de tablas
Tabla I. El calculo de la IGVE para la energía hidráulica ............................................ 113
Tabla II. El calculo de la IGVE para la energía eléctrica producida a partir del
carbón .................................................................................................................. 114
Tabla III. El calculo de la IGVE para la energía nuclear.............................................. 114
Tabla IV. El calculo de la IGVE para la energía producida en ciclo combinado......... 114
Tabla V. El calculo de la IGVE para la energía producida en régimen especial.......... 115
Tabla VI. El calculo de la IGVE para la energía producida a partir de fuel y gas ....... 115
Tabla VII. El calculo de IGVE para el salto intercambio............................................. 115
Tabla VIII. Radiación mensual..................................................................................... 116
Tabla IX. Radiación mensual........................................................................................ 117
Tabla X. Ángulo de inclinación (°) óptimo de los módulos FV para Bucarest y
Tarragona............................................................................................................. 119
Tabla XI. Irradiación global anual en kWh/m2 ............................................................. 119
Tabla XII. Radiación mensual durante un año (2007) para Hellín............................... 119
Tabla XIII. La radiación mensual durante un año (2007) para Cluj Napoca................ 121
Tabla XIV. Producción de energía eléctrica en kWh para Tarragona .......................... 123
Tabla XV. Irradiación mensual y diaria en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico por
Tarragona............................................................................................................. 123
Tabla XVI. Irradiación mensual y diaria en kW el plaño fotovoltaico para
Bucarest ............................................................................................................... 125
Tabla XVII. Irradiación mensual en kWh durante un año para Bucarest..................... 126
Tabla XVIII. Producción media de electricidad fotovoltaica ....................................... 128
Tabla XIX. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico............................. 128
Tabla XX. Producción media de energía eléctrica en kWh .......................................... 130
Tabla XXI. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico............................. 131
Tabla XXII. Producción diaria de energía eléctrica en kWh por Tarragona ................ 133
Tabla XXIII. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico.......................... 133
Tabla XXIV. Producción media de energía eléctrica en kWh...................................... 136
Tabla XXV. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico............................ 136
Tabla XXVI. Producción media de electricidad fotovoltaica....................................... 139
Tabla XXVII. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico......................... 139
Tabla XXVIII. Producción media de electricidad fotovoltaica .................................... 142
Tabla XXIX. Irradiación media en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico .......................... 142
Tabla XXX. Irradiación solar en kWh/m2 en el plaño fotovoltaico ............................. 144
Anexos
177
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla XXXI. Producción de energía eléctrica en kWh en función de la
inclinación y orientación para Bucarest y Tarragona.......................................... 144
Tabla XXXII. Producción de energía eléctrica en kWh en función de la
inclinación y orientación para Hellín y Cluj Napoca .......................................... 145
Tabla XXXIII. Radiación global en Tarragona en W/m2 en función del ángulo
de inclinación (Junio, Tarragona)........................................................................ 146
Tabla XXXIV. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Junio, Bucarest).................................................................................................. 147
Tabla XXXV. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Junio, Hellín)...................................................................................................... 148
Tabla XXXVI. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Junio, Cluj Napoca)............................................................................................ 149
Tabla XXXVII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de
inclinación (Marzo, Tarragona)........................................................................... 150
Tabla XXXVIII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de
inclinación (Marzo, Bucarest) ............................................................................. 151
Tabla XXXIX. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Marzo, Hellín).................................................................................................... 152
Tabla XL. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Marzo, Cluj Napoca).......................................................................................... 153
Tabla XLI. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Diciembre, Tarragona) ....................................................................................... 154
Tabla XLII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Diciembre, Bucarest) ......................................................................................... 155
Tabla XLIII. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Diciembre, Hellín) ............................................................................................. 156
Tabla XLIV. Radiación global en W/m2 en función del ángulo de inclinación
(Diciembre, Cluj Napoca) ................................................................................... 157
Tabla XLV. Calculo de VAN para Tarragona, sistema fijo y orientación
horizontal............................................................................................................. 158
Tabla XLVI. Calculo de VAN para Tarragona, sistema fijo y orientación
optima.................................................................................................................. 159
Tabla XLVII. Calculo de VAN para Tarragona, sistema móvil y orientación
optima.................................................................................................................. 161
Tabla XLVIII. Calculo de VAN para Hellín, sistema fijo y orientación
horizontal............................................................................................................. 162
Tabla XLIX. Calculo de VAN para Hellín, sistema fijo y orientación optima ............ 163
Tabla L. Cálculo de VAN para Hellín, sistema móvil y orientación optima................ 164
Tabla LI. Calculo de VAN para Bucarest, sistema fijo y orientación horizontal ......... 165
178
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Tabla LII. Calculo de VAN para Bucarest, sistema fijo y orientación optima............. 166
Tabla LIII. Calculo de VAN para Bucarest, sistema móvil y orientación optima........ 167
Tabla LIV. Calculo de VAN para Cluj Napoca, sistema fijo y orientación
horizontal............................................................................................................. 168
Tabla LV. Calculo de VAN para Cluj Napoca, sistema fijo y orientación
optima.................................................................................................................. 169
Tabla LVI. Cálculo de VAN para Cluj Napoca, sistema móvil y orientación
optima.................................................................................................................. 170
Anexos
179
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Índice de figuras
Figura 1. Radiación mensual durante un año para Tarragona ...................................... 116
Figura 2. La evolución del ángulo óptimo durante un año. .......................................... 117
Figura 3. Radiación mensual durante un año para Bucarest......................................... 118
Figura 4. La evolución del ángulo óptimo durante un año. .......................................... 118
Figura 5. Radiación mensual durante un año para Hellín............................................. 120
Figura 6. La evolución del ángulo óptimo durante un año ........................................... 120
Figura 7. Radiación mensual durante un año para Cluj Napoca................................... 121
Figura 8. La evolución del ángulo óptimo durante un año ........................................... 122
Figura 9. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico ................................................ 124
Figura 10. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Tarragona............................................................................................................. 124
Figura 11. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Bucarest ....................... 126
Figura 12. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Bucarest ............................................................................................................... 127
Figura 13. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Hellín ........................... 129
Figura 14. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Hellín ................................................................................................................... 129
Figura 15. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Cluj Napoca ................. 131
Figura 16. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Cluj Napoca......................................................................................................... 132
Figura 17. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Tarragona..................... 134
Figura 18. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Tarragona............................................................................................................. 134
Figura 19. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema móvil en 2
ejes para Tarragona ............................................................................................. 135
Figura 20. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Bucarest ....................... 137
Figura 21. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Bucarest ............................................................................................................... 137
Figura 22. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema móvil en 2
ejes para Bucarest................................................................................................ 138
Figura 23. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Hellín ........................... 140
Figura 24. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Hellín ................................................................................................................... 140
180
Anexos
Análisis comparativo de plantas solares fotovoltaicas conectadas a la red
Figura 25. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema móvil en 2
ejes para Hellín.................................................................................................... 141
Figura 26. Irradiación mensual en el plaño fotovoltaico para Cluj Napoca ................. 143
Figura 27. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema fijo para
Cluj Napoca......................................................................................................... 143
Figura 28. Producción mensual de energía eléctrica por un sistema móvil en 2
ejes para Cluj Napoca.......................................................................................... 144
Anexos
181