Introducción, desarrollo y comparación de una instalación

Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar
fotovoltaica en distintos países
Titulación: Ingeniería Técnica Industrial en Electricidad
Autor: David Ferrer González
Director: Edgardo Zeppa
Fecha: Junio del 2010
Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Capítulo I. Introducción teórica al mundo de la energía solar fotovoltaica 2 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 1 ÍNDICE 2 OBJETO...................................................................................................................................... 6 3 CONSUMO ENERGÉTICO............................................................................................................. 7 4 RECURSOS NATURALES .............................................................................................................10 4.1 RECURSOS NATURALES NO RENOVABLES .............................................................................................10 4.2 RECURSOS NATURALES RENOVABLES ..................................................................................................13 4.2.1 Energía solar.........................................................................................................................14 4.2.2 Energía eólica .......................................................................................................................15 4.2.3 Energía geotérmica...............................................................................................................17 4.2.4 Energía hidráulica.................................................................................................................17 4.2.5 Energía mareomotriz ............................................................................................................18 4.2.6 Biomasa ................................................................................................................................19 4.3 ANÁLISIS DE LAS FUENTES ENERGÉTICAS ..............................................................................................21 4.3.1 A nivel español......................................................................................................................21 4.3.2 A nivel europeo .....................................................................................................................22 4.3.3 A nivel mundial .....................................................................................................................22 5 FLUJOS DE ENERGÍA ..................................................................................................................24 5.1 5.2 6 RADIACIÓN SOLAR ....................................................................................................................27 6.1 6.2 6.3 6.4 7 ENERGÍA SOLAR .............................................................................................................................24 POTENCIAL SOLAR ..........................................................................................................................25 NATURALEZA DE LA RADIACIÓN SOLAR ................................................................................................29 NUBOSIDAD ..................................................................................................................................30 CONSTANTE SOLAR .........................................................................................................................34 APLICACIONES DE LA ENERGÍA ...........................................................................................................35 TEMPERATURA EN LA TIERRA....................................................................................................38 7.1 CALENTAMIENTO GLOBAL ................................................................................................................38 7.1.1 Efecto invernadero................................................................................................................39 7.1.2 Protocolo de Kyoto................................................................................................................40 8 EL MOVIMIENTO RELATIVO ENTRE LA TIERRA Y EL SOL..............................................................42 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 9 MOVIMIENTO DE ROTACIÓN .............................................................................................................42 MOVIMIENTO DE TRANSLACIÓN ........................................................................................................45 MOVIMIENTO DE PRECESIÓN ............................................................................................................45 MOVIMIENTO DE NUTACIÓN ............................................................................................................46 BAMBOLEO DE CHANDLER ...............................................................................................................46 POSICIÓN RELATIVA DEL SOL RESPECTO A LAS SUPERFICIES TERRESTRES O GEOMETRÍA SOLAR .........................47 GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD ................................................................................................49 9.1 FUTURO DE LA ELECTRICIDAD ............................................................................................................49 10 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA ...............................................................................................51 10.1 EL EFECTO FOTOELÉCTRICO ..............................................................................................................51 3 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 10.1.1 Efecto fotovoltaico ...........................................................................................................52 10.1.2 Leyes de la emisión fotoeléctrica......................................................................................53 10.1.3 Leyes de la emisión fotoeléctrica......................................................................................53 10.2 LA CÉLULA SOLAR ...........................................................................................................................55 10.2.1 Historia .............................................................................................................................55 10.2.2 Definición..........................................................................................................................56 10.2.3 Clasificación según los materiales semiconductores........................................................56 10.2.4 Materiales gruesos (silicio)...............................................................................................57 10.2.4.1 10.2.5 10.2.5.1 10.2.5.2 10.2.5.3 10.2.6 10.2.7 10.2.7.1 10.2.7.2 10.2.7.3 Fabricación ................................................................................................................................. 57 Tipos de silicio ..................................................................................................................58 Silicio cristalino........................................................................................................................... 58 Silicio policristalino..................................................................................................................... 59 Silicio amorfo.............................................................................................................................. 60 Diferencias entre monocristalino y policristalino .............................................................60 Películas delgadas ............................................................................................................61 ‐ Teluro de cadmio (CdTe) .......................................................................................................... 61 Arseniuro de Galio...................................................................................................................... 62 Diseleniuro de cobre e indio (CIS) .............................................................................................. 63 10.2.8 Puntos cuánticos ..............................................................................................................63 10.2.9 Nuevas tendencias ...........................................................................................................63 10.2.10 Otros aspectos constructivos............................................................................................64 10.3 POTENCIA Y DISPOSICIÓN DE UNA INSTALACIÓN SOLAR ..........................................................................65 11 PARÁMETROS DE UNA CÉLULA SOLAR.......................................................................................66 11.1 INCLINACIÓN .................................................................................................................................66 11.2 ORIENTACIÓN................................................................................................................................66 11.3 DISTANCIA ENTRE PANELES...............................................................................................................67 11.3.1 Punto de Máxima Potencia ..............................................................................................69 11.3.2 Factor de Eficiencia en la Conversión ...............................................................................69 11.3.3 Factor de Forma (Fill Factor) ............................................................................................69 11.3.4 Rendimiento .....................................................................................................................69 12 SISTEMA DE SEGUIMIENTO SOLAR ............................................................................................71 12.1 SEGUIMIENTO ACIMUTAL .................................................................................................................72 12.1.1 Seguimiento por sensores ................................................................................................72 12.1.2 Seguimiento por reloj solar ..............................................................................................74 12.1.3 Seguimiento por coordenadas calculadas........................................................................75 13 CLASIFICACIÓN DE PANELES EN FUNCIÓN DE LA FORMA............................................................76 14 CLASES DE INSTALACIONES DE ENERGÍA SOLAR .........................................................................78 14.1 AYUDAS Y SUBVENCIONES ................................................................................................................79 15 CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS...................................................................80 16 FUNCIONAMIENTO DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO .................................................................81 16.1 GENERADOR SOLAR ........................................................................................................................81 16.2 ACUMULADOR (EN EL CASO DE UN SISTEMA AISLADO) ...........................................................................81 16.2.1 Capacidad en de almacenamiento de energía (medido en Ah a la tensión nominal) ......81 16.2.2 Profundidad de descarga .................................................................................................82 16.3 REGULADOR DE CARGA(EN EL CASO DE UNA INSTALACIÓN AISLADA) .........................................................84 16.4 INVERSOR (PARA LAS INSTALACIONES CONECTADAS A RED O CON NECESIDAD DE RECTIFICAR LA ONDA) ............86 4 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 17 COLOCACIÓN DE LAS PLACAS SOLARES......................................................................................89 17.1 ESTRUCTURA DE SOPORTE Y ANCLAJE .................................................................................................90 17.2 SISTEMA HÍBRIDO ...........................................................................................................................92 17.2.1 Otros sistemas híbridos ....................................................................................................93 18 ENERGY PAYBACK TIME ............................................................................................................94 18.1 19. VIDA ÚTIL Y AMORTIZACIÓN .............................................................................................................95 BIBLIOGRAFÍA
.......................................................................................................................97 5 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 2 OBJETO El objeto del proyecto que sigue a continuación tiene como fin acercar al lector al ámbito del aprovechamiento de la energía solar mediante placas fotovoltaicas. Con éste estudio comparativo podremos comprobar de primera mano, cuáles son los factores que afectan al rendimiento de una instalación de tales magnitudes. En nuestro caso, estas placas solares fotovoltaicas, formarán parte de la cubierta de una nave industrial 6 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 3 CONSUMO ENERGÉTICO Desde el suceso de la revolución industrial, el consumo energético mundial ha crecido de forma continuada. Ilustración 1. Evolución de consumo mundial durante el período de 1965 a 2005 En 1890 el consumo de combustibles fósiles alcanzó al de biomasa utilizada en la industria y en los hogares. En 1900, el consumo energético global se estimó 0,7 TW (0,7×1012 vatios). El consumo energético mundial total en 2005 fue de 500 EJ (5 x 1020 J) con un 86,5% derivado de la combustión de combustibles fósiles. 7 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 2. Consumo energético global Ilustración 3. Potencia empleada global 8 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países La mayor parte de los recursos energéticos mundiales provienen de la irradiación solar de la Tierra ‐ alguna de esta energía ha sido almacenada en forma de energía fósil, otra parte de ella es utilizable en forma directa o indirecta como por ejemplo vía energía eólica, hidráulica o de las olas En 2004, el suministro de energía renovable representó el 7% del consumo energético mundial. El sector de las renovables ha ido creciendo significativamente desde los últimos años del siglo XX. 9 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 4 RECURSOS NATURALES Podemos clasificar los recursos naturales en dos grandes grupos: recursos naturales renovables y recursos naturales no renovables. 4.1 Recursos naturales no renovables Los recursos naturales no renovables son aquellos cuyos procesos de formación tarda miles de millones de años (podemos decir que son finitos) que no pueden ser producidos, cultivados, regenerados o reutilizados a una escala tal que pueda sostener su tasa de consumo; es decir, su explotación conduce al agotamiento, tal es el caso de los minerales como el hierro, el petróleo, el carbón, el oro y las sustancias químicas radioactivas. A continuación, analizaremos el consumo y la producción de los recursos no renovables más destacados a nivel mundial: El carbón: es una roca sedimentaria usada como un combustible fósil, formado por la acumulación de vegetales durante el periodo carbonífero de la era primaria. Estos vegetales a lo largo del tiempo han sufrido el encierro en el subsuelo terrestre, experimentando cambios de presión y temperatura, lo que ha posibilitado la acción de reacciones químicas que los han transformado en variados tipos de carbón mineral. Ilustración 4. Producción de carbón por países 10 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países En cuanto al futuro de éste recurso, De acuerdo con IEO 2007, el consumo de carbón experimentará un crecimiento del 74% para el periodo tomado como referencia en el informe (es decir, entre 2004 y 2030), El petróleo: es un aceite natural de origen mineral constituido por una mezcla de hidrocarburos. Estos hidrocarburos, se producen por antiguos restos de organismos vegetales, acuáticos y vivos depositados en la corteza terrestre en forma de sedimentos. Ilustración 5. Principales productores de petróleo Gas natural: es una mezcla de gases combustibles depositados en forma natural en el subsuelo de la tierra y que poseen un gran poder calorífico. El principal componente del gas natural es el metano y, en menor proporción, los gases de etano, propano y butano. 11 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 3 Ilustración 6. Producción de gas natural (en m ) anual (30 de marzo de 2006) El gas natural se perfila como el recurso energético favorito y será el que experimente mayor aumento en el consumo. Se prevé un incremento promedio de 2,3% por año de 2002 a 2025 (el previsto para el crudo era de 1,9% y 2% para el consumo de carbón). La previsión es que el gas natural continúe como una importante fuente de suministro para la generación de energía eléctrica, ya que presenta una reducción en emisiones gaseosas. 12 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Sustancias químicas radioactivas: Pueden ser combustibles nucleares como el uranio y el plutonio, pero en general, son todos aquellos elementos físibles adecuados al reactor. Las perspectivas del futuro de la energía nuclear han mejorado recientemente debido básicamente a dos hechos: fuerte subida en los precios de los combustibles fósiles y la entrada en vigor del Protocolo de Kyoto (apartado 6.1) En el informe 2007 se prevé que la generación eléctrica a partir de energía nuclear se incremente a una tasa media del 1,3% anual desde 2004 a 2030. Ilustración 7. Estimación de la generación eléctrica mediante energía nuclear 4.2 Recursos naturales renovables Los recursos naturales renovables son aquellos que se renuevan en períodos más o menos cortos y que pueden ser poco afectados por la acción humana, como por ejemplo, la radiación solar o la energía de las mareas. 13 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 8. Recursos naturales renovables Pero también estos recursos son vulnerables al abuso, como ocurre con los suelos y la vegetación. Ilustración 9. Energía renovable disponible Los recursos renovables son los siguientes: 4.2.1 Energía solar Energía solar: es la energía obtenida mediante la captación de la luz y el calor emitidos por el Sol. 14 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Es energía no contaminante Proviene de una fuente de energía inagotable Ventajas Es una fuente de energía idónea para zonas donde el tendido eléctrico no llega El coste disminuye a medida que la tecnología va avanzando, mientras que el de los combustibles, debido a su escasez, aumenta Desventajas El nivel de radiación fluctúa de una zona a otra Se requieren grandes extensiones de terreno Requiere gran inversión inicial Ilustración 10. Mayor parque solar del mundo (Portugal) 4.2.2 Energía eólica Energía eólica: es la energía obtenida de la energía cinética generada por efecto de las corrientes de aire. 15 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Es energía no contaminante Proviene de una fuente de energía inagotable Es una tecnología de aprovechamiento totalmente madura y puesta a punto Ventajas Es una de las fuentes de energía más baratas No produce ningún tipo de alteración sobre los acuíferos ni por consumo, ni contaminación por residuos o vertidos, ni gases tóxicos, ni contribuye al efecto invernadero, ni destruye la capa de ozono y tampoco crea lluvia ácida. Su instalación conlleva un beneficio económico para los municipios afectados. Su instalación genera una alta modificación del paisaje Desventajas Impacto sobre la avifauna: principalmente por el choque de las aves contra las palas, efectos desconocidos sobre modificación de los comportamientos habituales de migración y anidación. Impacto sonoro: el roce de las palas con el aire produce un ruido constante, la casa más cercana deberá estar al menos a 200 m. (43dB(A)) Ilustración 11. Parque eólico 16 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 4.2.3 Energía geotérmica Energía geotérmica: es aquella energía que puede ser obtenida por el hombre mediante el aprovechamiento del calor del interior de la Tierra. Su coste es bajo y no implica riesgos. Ventajas Es una fuente que evitaría a muchos países la dependencia energética del exterior. Los residuos que produce son mínimos y ocasionan menor impacto ambiental que los originados por el petróleo y el carbón. Emisión de ácido sulfhídrico y de CO2. Posible contaminación de aguas próximas con sustancias como arsénico, amoniaco… Desventajas Contaminación térmica. Deterioro del paisaje. No se puede transportar. Ilustración 12. Energía geotérmica 4.2.4 Energía hidráulica Energía hidráulica: aquella que se obtiene del aprovechamiento de las energías cinética y potencial de la corriente de ríos y saltos de agua. 17 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Es inagotable mientras que no varíe el ciclo del agua. Tiene un bajo coste de mantenimiento. Ventajas Tiene un bajo impacto en el ambiente. Tiene larga vida. Se puede usar tanto para pequeños consumos como para nivel industrial. Desventajas Alto coste en la instalación inicial. Gran impacto ambiental en caso de centrales hidroeléctricas. Ilustración 13. Energía hidráulica 4.2.5 Energía mareomotriz Energía mareomotriz: es la que resulta de aprovechar la diferencia de 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. 18 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Auto renovable No contaminante Ventajas Silenciosa Bajo costo de materia prima No concentra población Disponible en cualquier clima y época del año Impacto visual y estructural sobre el paisaje costero Localización puntual Desventajas Dependiente de la amplitud de mareas Traslado de energía muy costoso Efecto negativo sobre la flora y la fauna Limitada Ilustración 14. Energía mareomotriz 4.2.6 Biomasa Biomasa: es la formación de biomasa a partir de la energía solar (fotosíntesis vegetal). Mediante la fotosíntesis las plantas que contienen clorofila, transforman el dióxido de carbono y el agua de productos minerales sin valor energético, en materiales orgánicos con alto contenido energético y a su vez sirven de alimento a otros seres vivos. 19 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Convertir un residuo en un recurso Tiene contenidos de azufre prácticamente nulos por lo que la emisión de dióxido de azufre es mínima. El dióxido de azufre, junto con los óxidos de nitrógeno, son causas de la lluvia ácida. Ventajas No emite gases que provocan el efecto invernadero. El uso de la biomasa como biocarburante en motores de combustión interna reduce el empleo de los motores alimentados por combustibles fósiles que provocan altos índices de contaminación. El rendimiento de las calderas de biomasa es inferior al de las que usan combustible fósil. Desventajas Baja densidad energética: Se necesita mayor cantidad de biomasa para conseguir la misma cantidad de energía que obtendríamos con otras fuentes. Los canales de distribución de biomasa están menos desarrollados que los de combustibles fósiles. Efectos medioambientales negativos, tales como la deforestación. Ilustración 15. Esquema de la generación de biomasa 20 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 4.3 Análisis de las fuentes energéticas Fuente de Energía Carbón CO2 NO2 SO2 Partículas
1058.2 2.986 2.971
CO Hidrocarburos
Residuos Nucleares Total 1.626 0.267
0.102 ‐ 1066.1 Gas Natural 824 0.251 0.336
1.176 TR TR ‐ 825.8 Nuclear 8.6 0.034 0.029
0.003 0.018
0.001 3.641 12.3 Fotovoltaica 5.9 0.008 0.023
0.017 0.003
0.002 ‐ 5.9 Biomasa 0 0.614 0.154
0.512 11.361
0.768 ‐ 13.4 Geotérmica 56.8 TR TR TR TR TR ‐ 56.8 Eólica 7.4 TR TR TR TR TR ‐ 7.4 Solar térmica 3.6 TR TR TR TR TR ‐ 3.6 Hidráulica 6.6 TR TR TR TR TR ‐ 6.6 Tabla 1. Comparación del impacto ambiental de las diferentes formas de producir electricidad (en toneladas GWh producido) 4.3.1 A nivel español Según el informe anual sobre el sector eléctrico español publicado por REE, las energías renovables han cubierto un 24% de la demanda de electricidad durante el 2008. Hasta agosto de 2009, la producción de energías renovables llegó al 26% (un 2% más que el año anterior) y un 13,6% se logró gracias al aporte de la energía eólica y solar. Por ello, las expectativas para el 2016 son muy favorables y se espera llegar a los 52.754 megavatios. En los últimos años, España se ha posicionado como uno de los líderes en energías renovables, ya que es el país con más crecimiento en la UE y la octava economía mundial. El Gobierno de España ha apostado muy fuerte a las energías renovables y tiene previsto llegar a los 900MW solares instalados en acabar éste mismo año. La idea de España es poder generar el 20% de la energía a partir de fuentes renovables en el 2020, pese a que el precio de la generación de energía solar térmica se halla en baja y el precio de la electricidad va en aumento 21 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 4.3.2 A nivel europeo En lo que al sector económico se refiere, durante los próximos diez años, Europa tiene que invertir unos 50.000 millones de euros más en tecnologías energéticas consideradas como limpias, según las últimas estimaciones llevadas a cabo por la Unión Europea: ‐
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6.000 millones de euros para la energía solar 13.000 millones para la captura y almacenamiento de carbono, 7.000 millones para la energía nuclear 6.000 millones para la energía eólica 4.3.3 A nivel mundial A escala global, el consumo de recursos durante el período de 1973 a 2004, se ha repartido de la siguiente manera: Ilustración 16. Evolución de la producción de las energías primarias en el mundo por fuentes energéticas (Fuente OCDE) Mientras que las previsiones para el año 2030 son las siguientes: 22 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 17. Estimación del consumo mundial de energía Se prevé que hacia 2020, tan sólo un tercio de los automóviles de EEUU serán alimentados por gasolina, mientras que en 2030 la mayoría de los coches de pasajeros de EEUU se moverán alimentados por energía eléctrica proveniente de las energías renovables y que el 75% de la electricidad mundial será provista por la energía eólica, solar u otras energías renovables. 23 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 5 FLUJOS DE ENERGÍA Los flujos de energía que atraviesan verticalmente la atmósfera, hacia abajo y hacia arriba, son un factor esencial del clima. Sus variaciones, que pueden ser debidas a alteraciones en la composición química y física del aire, pueden estar en el origen de muchos de los cambios climáticos Diferenciaremos tres tipos de flujos de energía: 1) la radiación solar, que penetra y atraviesa la atmósfera de arriba hacia abajo; 2) la energía terrestre, que es transmitida en sentido opuesto, de abajo hacia arriba. 3) la radiación atmosférica, que el propio aire emite en ambas direcciones, hacia abajo y hacia arriba, y que está en el origen del “efecto invernadero”. Ilustración 18. Flujos verticales [W/m2] 5.1 Energía solar La energía solar es generada por la llamada fusión nuclear que es la fuente de todas las estrellas del universo. 24 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 5.2 Potencial solar Según los estudios, la energía total que necesitamos en todo el planeta a día de hoy es de 16 teravatios (TW), que se convertirán en 20 Teravatios (TW) en el año 2020. El potencial de todo nuestro planeta en cuanto a la energía solar es de 120.000 TW. En la siguiente imagen veremos el potencial europeo en cuanto a irradiación solar en una óptima inclinación ‐esto es algo irreal, porque sabemos que no en todos los casos se puede llegar a ese nivel – pero nos da una idea aproximada en cuanto a potencial solar. Ilustración 19. Irradiación solar (a escala europea) en superficies con la inclinación óptima Como dato importante a reseñar, cabe decir que el potencial en España es superior a la media europea: 25 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 20. Irradiación solar (a escala estatal) en superficies con inclinación óptima Por otro lado, la energía emitida por el Sol no llega a la Tierra de manera uniforme, si no que varía según la hora del día, según la inclinación estacional del globo terráqueo respecto del Sol, según las distintas zonas de la superficie terrestre, debido a los movimientos de la Tierra y a la absorción de la radiación solar por parte de la atmósfera; aspectos que más adelante analizaremos detalladamente. En definitiva, se ha calculado que la energía por unidad de tiempo que recibe del Sol una superficie situada a nivel del mar es de unos 1.353 vatios por metro cuadrado. Esta energía puede aprovecharse directamente, o bien ser convertida en otras formas útiles como, por ejemplo, en electricidad. Es preciso, no obstante, señalar que existen algunos problemas que debemos afrontar y superar. Aparte de las dificultades que una política energética solar avanzada conllevaría por sí misma, hay que tener en cuenta que ésta energía está sometida a continuas fluctuaciones y a variaciones más o menos bruscas. 26 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 6 RADIACIÓN SOLAR La radiación solar es el flujo de energía que recibimos del Sol en forma de ondas electromagnéticas de diferentes frecuencias: ∙ Radiación ultravioleta (UV): conjunto de radiaciones del espectro electromagnético con longitudes de onda menores que la radiación visible (luz), desde los 400 hasta los 150 nm. Ésta radiación lleva mucha energía e interfiere con los enlaces moleculares. Es importante protegerse de este tipo de radiación ya que por su acción sobre el ADN está asociada con el cáncer de piel. ∙ Luz visible: es la radiación correspondiente a la zona visible, cuya longitud de onda está entre 360 nm (violeta) y 760 nm (rojo). Por la energía que lleva, tiene gran influencia en los seres vivos. La luz visible atraviesa con bastante eficacia la atmósfera limpia, pero cuando hay nubes o masas de polvo parte de ella es absorbida o reflejada. ∙ Radiación infrarroja: La radiación infrarroja de más de 760 nm, es la que corresponde a longitudes de onda más largas y lleva poca energía asociada. Su efecto provoca el aumento de la temperatura. La parte externa de la atmósfera absorbe parte de las radiaciones, reflejando el resto directamente al espacio exterior, motivo por el cual a la superficie terrestre tan sólo llega una pequeña parte de esa energía. Ilustración 21. Espectro electromagnético Para la radiación solar, la atmósfera funciona como un filtro que deja pasar ciertas ondas de determinada longitud de onda y refleja o retiene otras. En la parte alta de la atmósfera se localiza la capa de ozono, que absorbe un pequeño porcentaje de la radiación total, la correspondiente a la fracción ultravioleta, la más dañina para los seres vivos. Una parte de la radiación es reflejada al espacio desde las capas altas de la atmósfera. Otra es absorbida por el vapor de agua y por los gases responsables del efecto invernadero: vapor de agua, dióxido de carbono, metano, etc. Al suelo llega únicamente el 47 % de la radiación que penetró en la alta atmósfera. 27 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países De ella, el 25,8 % lo absorbe el agua; el 21 %, la tierra; y solo el 0,2 % se utiliza en la fotosíntesis. Radiación recibida por la Tierra Directa a la Tierra Porcentaje (%) Porcentaje (%) 26% Radiación absorbida por la Tierra Por la atmósfera Indirecta a la Tierra 11% Por las nubes 3% Difusa a la Tierra 14% Por ozono y otros gases 1% Pérdida de radiación por reflexión Total de radiación 4% 47% Total de radiación 20% 16% Tabla 1. Radiación recibida y absorbida por la Tierra Energía solar reflejada Porcentaje (%) Radiación reflejada por los materiales terrestres 6% Radiación reflejada por las nubes y la atmosfera 64% Total de radiación 70% Tabla 2. Energía solar reflejada Ilustración 22. Distribución de la radiación solar 28 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países La radiación solar se mide normalmente con un instrumento denominado piranómetro, un sensor diseñado para medir la densidad del flujo de radiación solar (W/m2) en un campo de 180 grados. Ilustración 23. Aspecto de un piranómetro En los sistemas fotovoltaicos se transforma la energía solar incidente en energía eléctrica, así pues, el conocimiento de la radiación solar es determinante tanto para conocer la energía disponible como analizar el comportamiento de los distintos componentes que forman el sistema. 6.1
Naturaleza de la radiación solar La radiación incidente sobre un receptor situado fuera de la atmósfera terrestre, o radiación extraterrestre, proviene casi exclusivamente de la emitida en línea recta por el Sol (radiación directa), debido a la ausencia de materia dispersa en el espacio exterior. En cambio, la radiación solar que incide sobre la superficie terrestre debe atravesar previamente la atmósfera, ejerciendo influencia los diversos componentes de ésta última sobre la primera. Así, parte de la radiación resulta reflejada por las nubes, mientras otra parte es absorbida por gases como el ozono, el oxígeno, el anhídrido carbónico, el vapor de agua, etc., y finalmente otra resulta dispersada por las moléculas, partículas de polvo, gotas de agua y otras sustancias en suspensión. 29 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países De la radiación que alcanza finalmente el suelo, un porcentaje de la misma es absorbido por el propio terreno y el resto, principalmente, es reflejado de nuevo hacia la atmósfera. El resultado de estos efectos combinados es la descomposición de la radiación solar en cuatro componentes bien diferenciadas, que se enumeran a continuación: • La radiación directa, constituida por los haces de rayos que se reciben en línea recta con el sol sin antes 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. • La radiación difusa, procedente de todo el cielo excluyendo el disco solar, y compuesta por los rayos dispersados por la atmósfera en la dirección del receptor. Sus propiedades direccionales dependen en gran medida de la posición, forma y disposición de las nubes, presencia de polvo y contaminación del lugar; siendo por tanto su distribución una función compleja y variable en el tiempo. Por lo tanto, la radiación difusa es intrínsecamente anisotrópica, salvo en el caso de que el cielo esté completamente cubierto de nubes, en que puede considerarse prácticamente isotrópica. 6.2 Nubosidad Ahora bien, encontrados en éste punto, analizaremos la importancia de las nubes sobre la radiación: Para la radiación de onda larga, las nubes absorben toda la energía incidente y la vuelven a emitir .a una tasa que depende de la temperatura de la capa en la que se encuentre(es decir, se supone que las nubes actúan como cuerpos negros.
El resultado del efecto reflectante con respecto a la radiación solar (es decir, pérdida de energía) y del efecto invernadero con respecto a la radiación terrestre (es decir, retención de energía) depende de factores diversos: del tamaño de las gotas, de la densidad de las nubes, de su espesor; de su altitud, de su temperatura, etc. De éste modo, si queremos hacer un cálculo exhaustivo de la radiación, necesitamos calcular el efecto del diagnóstico de las fracciones nubosidad convectiva y estratiforme en la cantidad de radiación que se absorberá, trasmitirá y reflejará en cada capa, así como la cantidad neta que alcanzará la superficie de la superficie. 30 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 24. Diferencias radiativas de las nubes según su altura Izquierda: nubes bajas espesas y de temperaturas cálidas. Reflejan mucha luz solar (flechas amarillas) y además emiten desde su tope abundante radiación infrarroja (flechas rojas) hacia el exterior. Por lo tanto, enfrían la superficie. Derecha: nubes altas finas (cirros), de cristalitos de hielo. Son transparentes a la radiación solar y su emisión infrarroja hacia el espacio es pequeña, pues su superficie está muy fría. Por lo tanto, calientan la superficie. A partir de las diferencias observadas desde satélites de la radiación solar reflejada desde cielos con nubes y desde cielos sin nubes, se deduce que las nubes incrementan el albedo planetario (la reflectividad global) en un 15 %, lo que supone una pérdida de 50 W/m2; pero en cambio, se calcula que la retención por parte de las nubes de radiación infrarroja saliente supone globalmente una ganancia, o efecto invernadero, de unos 30 W/m2. Por lo tanto, el forzado radiativo resultante es negativo: ‐20 W/m2. Pero, tal y como hemos visto en la ilustración anterior, las nubes también emiten radiación (hacia abajo y hacia arriba), lo cual explica la esencia del efecto invernadero. Las nubes cubren aproximadamente entre un 65 % y un 68 % de la superficie terrestre. Éste porcentaje varía en función de la temperatura, de la humedad, y de los núcleos de condensación presentes en el aire. 31 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países A nivel global y durante el período 1987‐2001 la nubosidad total disminuyó un 4%, mientras que entre el 2001 y el 2004 aumentó de nuevo un 2%. Ilustración 25. Oscurecimiento global Para hacernos una idea, un aumento oscurecimiento del 10%(cosa que ocurrió anteriormente, de ahí el nombre de “oscurecimiento global”) supuso una disminución de la radiación solar en superficie de más de 6 W/m2, lo que equivale a un aumento del 2% en el albedo terrestre. • La radiación de albedo, procedente del suelo, y debida a la reflexión de la radiación incidente en él. Su cuantía depende fuertemente de la naturaleza del suelo, existiendo una gran variedad de casos posibles. • La radiación global, la suma de las tres componentes citadas anteriormente, constituyen la radiación total incidente sobre una superficie receptora. 32 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 26.Tipos de radiación solar En las latitudes altas, o en los días nublados, la radiación difusa supera a la directa. Lo contrario ocurre en las latitudes bajas o en los días despejados, en los que la radiación directa supera a la difusa. El término radiación resulta demasiado genérico para distinguir entre potencia y energía, utilizándose una terminología mas precisa para referirnos a ellas. Se llama irradiancia a la densidad de energía incidente en una superficie, o dicho de otro modo, a la energía incidente por unidad de tiempo sobre una superficie receptora. Se mide en W/m2 ó kW/m2 Por otro lado, se denomina irradiación a la energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo de un cierto periodo de tiempo (irradiación horaria, diaria, etc.). Se mide en kW.h/m2 33 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 27. Radiación solar media
En la ilustración 2 podemos observar la radiación solar media en la superficie de la tierra. Oscila entre un máximo de unos 275 W/m2 en las regiones despejadas de nubosidad del Sahara y Arabia, hasta un mínimo de 75 W/m2 en las islas brumosas del Ártico. La media global es de 170 W/m2. 6.3 Constante solar La constante solar es la intensidad del flujo de radiación solar que incide verticalmente en un plano circular de igual diámetro que el de la Tierra y situado en el tope de la atmósfera.
Ilustración 28. Constante solar [W/m2] 34 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ésta constante, pese a llamarse así, sufre variaciones temporales de unos cuantos vatios, debido a los cambios en la actividad solar y a la excentricidad de la órbita terrestre, de tal forma que en un año cualquiera, el flujo solar incidente varía en un 3,5%, pasando por un máximo de unos 1410 W/m2 en el perihelio (a principios de Enero, que es cuando la Tierra está más cercana al sol ) a un mínimo de 1320 W/m2 en el afelio (a principios de Julio, que es cuando la Tierra está más alejada del Sol). A partir de la constante solar se puede calcular el flujo medio que incide por metro cuadrado en la superficie esférica exterior de la atmósfera (tope de la atmósfera), ya que es la cuarta parte de ese valor: unos 342 W/m2. De ese flujo de radiación solar incidente (342 W/m2), aproximadamente un 31 % es reflejado desde la propia atmósfera o desde la superficie continental u oceánica, y devuelto de nuevo hacia el espacio extraterrestre sin ser utilizado. Este porcentaje de radiación reflejada, que se pierde en el espacio, es lo que se denomina el albedo terrestre: 0,31. Aparte del albedo terrestre global, que depende fundamentalmente de las nubes, no sólo en cuanto a la porción de cielo cubierto sino también en cuanto al tipo de nube y su composición, es necesario tener en cuanta también que el albedo en la superficie también varía según el color de los diferentes paisajes terrestres. Es decir, cuanto más blanquecina sea una superficie, más cantidad de luz refleja y mayor es su albedo. Para tener una idea clara y concisa, el albedo continental suele ser mayor que el albedo oceánico; el albedo de los desiertos es mayor que el de los bosques o el de las selvas y el albedo de un paisaje nevado es mayor que si el paisaje está recubierto por bosques boreales. 6.4 Aplicaciones de la energía ∙ Directa: iluminación, secado, etc. ∙ Térmica: calentamiento de un sistema que a posteriori nos permitirá climatizar, calentar y refrigerar viviendas. Los sistemas de aprovechamiento térmico permiten que el calor recogido en los colectores pueda destinarse, por ejemplo, para obtener agua caliente para el uso doméstico, generar calefacción en las viviendas, climatizar piscinas, etc. 35 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 29. Instalación térmica solar en viviendas ∙ Fotovoltaica: Es la energía solar aprovechada por medio de celdas fotoeléctricas, capaces de convertir la luz en un potencial eléctrico, sin necesariamente pasar por un efecto térmico. ∙ Energía solar termoeléctrica: Para producir electricidad con un ciclo termodinámico convencional a partir de un fluido calentado a alta temperatura (aceite térmico). ∙ Energía eólico solar: Funciona con el aire calentado por el sol, que sube por una chimenea donde están los generadores. ∙ Aplicaciones agrícolas: Invernaderos solares, secaderos agrícolas, plantas de purificación, etc. ∙ Hornos solares: Los hornos solares son una aplicación importante de los concentradores de alta temperatura. Estos hornos son ideales para investigaciones, por ejemplo, en la investigación de materiales, que requieren temperaturas altas en entornos libres de contaminantes. Ilustración 30. Horno solar 36 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países ∙ Arquitectura sostenible ∙ Cubierta solar ∙ Enfriamiento solar: Se puede producir frío con el uso de energía solar como fuente de calor en un ciclo de enfriamiento por absorción. El uso de energía solar para enfriamiento de recintos o acondicionamiento de aire tiene atractivo porque hay una buena relación entre el suministro de energía y la demanda de enfriamiento y por la posibilidad de usar una parte de todo el sistema de calentamiento solar para el acondicionamiento del aire. Se han propuesto varios sistemas básicos para el acondicionamiento de aire por energía solar, entre ellos los sistemas de deshumectacion y de enfriamiento por absorción de calentados por el sol. 37 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 7 TEMPERATURA EN LA TIERRA 7.1 Calentamiento global Durante el siglo XX, se ha constatado un aumento de la temperatura global y se estima que continúe así en las próximas décadas. Ilustración 31. Mil años de temperaturas y CO2 en la Tierra Pero no sólo la temperatura global ha aumentado, sino que también han aumentado en la atmósfera el CO2 en un 25%; el CH4 en un 100% y el N2O en un 10%. Más recientemente han aparecido los cloros fluorocarbonados o CFC, Freón 11 y Freón 12 principalmente. Éste cambio del clima ha sido atribuido directa o indirectamente a la actividad humana, que altera la composición de la atmósfera mundial y como resultado del aumento de concentraciones de gases invernadero tales como el dióxido de carbono, metano, óxidos nitrosos y clorofluorocarbonos. Estos gases están atrapando una porción creciente de radiación infrarroja terrestre y se espera que hagan aumentar la temperatura planetaria entre 1,5 y 4,5 °C. 38 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 32. Aumento de las temperaturas en los últimos 50 años El aumento de los gases invernadero que se ha registrado desde el principio del desarrollo industrial (de 280 ppm a 365 ppm), ha provocado ya un forzamiento positivo de entre unos 2 W/m2 y 2,5 W/m2. Según aseguran los expertos, el calentamiento global está ralentizando la rotación de la Tierra, aunque de manera muy sutil y debida al aumento del nivel de los océanos por el deshielo de los polos, lo que está afectando a las mareas y a las fuerzas de atracción gravitatoria con la Luna. 7.1.1 Efecto invernadero La temperatura media en la Tierra se mantiene prácticamente constante en unos 15⁰C, pero la que se calcula que tendría, si no existiera la atmósfera, sería de unos ‐18⁰C. Ésta diferencia de 33⁰C tan beneficiosa para la vida en el planeta se debe al efecto invernadero. El motivo por el que la temperatura se mantiene constante es porque la Tierra devuelve al espacio la misma cantidad de energía que recibe, aunque no de la misma manera, ya que mientras que la energía recibida es una mezcla de radiación ultravioleta, visible e infrarroja, la energía que devuelve la Tierra es fundamentalmente infrarroja y en una pequeña parte, de visible. 39 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Si la energía devuelta fuera algo menor que la recibida se iría calentando paulatinamente el planeta, y si devolviera más, se iría enfriando. Las radiaciones que llegan del sol proceden de un cuerpo que está a 6.000⁰C, pero las radiaciones que la superficie devuelve tienen la composición de longitudes de onda correspondientes a un cuerpo negro que esté a 15⁰C. Por éste motivo las radiaciones reflejadas tienen longitudes de onda de menor frecuencia que las recibidas. La mayor parte de las radiaciones son absorbidas por el CO2, el vapor de agua, el metano y otros gases, por lo cual se crea el efecto invernadero, que retrasa esa salida de energía desde la Tierra al espacio y de éste modo, mantiene la temperatura media de la Tierra en 15⁰C. 7.1.2 Protocolo de Kyoto El Protocolo de Kioto sobre el cambio climático es un acuerdo internacional que tiene por objetivo reducir las emisiones de seis gases que causan el calentamiento global: dióxido de carbono (CO2), gas metano (CH4) y óxido nitroso (N2O), además de tres gases industriales fluorados: Hidrofluorocarbonos (HFC), Perfluorocarbonos (PFC) y Hexafluoruro de azufre (SF6). Éstos objetivos van desde ‐8% hasta +10% del nivel de emisión de los diferentes países en 1999, con vistas a reducir el total de sus emisiones de esos gases a un nivel inferior en no menos de 5% al de 1990 en el período de compromiso comprendido entre el año 2008 y el 2012. Los compromisos contraídos en virtud del protocolo varían de un país a otro según el siguiente modo: El objetivo global del 5% para los países desarrollados debe conseguirse mediante recortes (con respecto a los niveles de 1990) del 8% en la Unión Europea, Suiza y la mayor parte de los países de Europa central y oriental; 6% en Canadá; 7% en los Estados Unidos y el 6% en Hungría, Japón y Polonia. Nueva Zelandia, Rusia y Ucrania deben estabilizar sus emisiones, mientras que Noruega puede aumentarlas hasta un 1%, Australia un 8% e Islandia un 10%. 40 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 33. Aumento de la temperatura media mundial Ilustración 34. Cambios en las precipitación media mundial 41 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 8
EL MOVIMIENTO RELATIVO ENTRE LA TIERRA Y EL SOL 8.1 Movimiento de rotación La Tierra se desplaza alrededor del Sol describiendo una órbita elíptica, en la que el Sol ocupa uno de sus focos. Una vuelta completa, tomando como referencia a las estrellas, dura 23 horas, 56 minutos y 4 segundos y se denomina día sidéreo. El plano que contiene a dicha órbita es llamado plano de la eclíptica, y el tiempo que tarda en completar una órbita define la duración de un año. Ilustración 35. Plano de la eclíptica Si tomamos como referencia al Sol, el mismo meridiano pasa frente a nuestra estrella cada 24 horas, llamado día solar. Los 3 minutos y 56 segundos de diferencia se deben a 42 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países que en ese plazo de tiempo la Tierra ha avanzado en su órbita y debe de girar algo más que un día sideral para completar un día solar. Al mismo tiempo, la Tierra rota alrededor de un eje central llamado eje polar, completando una vuelta cada día. El eje polar gira a su vez alrededor de la normal al plano de la eclíptica, de modo tal que forma con dicha normal un ángulo constante e igual a 23,45º. Esto hace que el ángulo formado por el plano del ecuador con la recta que pasa por los centros del Sol y de la Tierra esté cambiando constantemente. A este ángulo se le conoce con el nombre de declinación solar (δ). Debido a éste ángulo de declinación solar δ se constituyen las estaciones del año (invierno, primavera, verano y otoño), ya que son la consecuencia del cambio del ángulo de incidencia dela radiación solar. Como se ve en la ilustración, el eje terrestre forma un ángulo de 23,5º respecto a la normal de la eclíptica, fenómeno denominado oblicuidad de la eclíptica. Ilustración 36. Rotación terrestre El valor del ángulo de declinación solar δ es cero en los equinoccios de primavera (20/21 de marzo) y de otoño (22/23 de septiembre). Durante estos días, al encontrarse la posición aparente del Sol sobre el ecuador, la duración del día es igual a la duración de la noche en toda la Tierra, y las posiciones de salida y de puesta del Sol coinciden con el este y el oeste respectivamente. Durante el solsticio de verano (21/22 de junio), el valor de δ es 23,45º, y el Sol se encuentra sobre el Trópico de Cáncer, lo que se traduce en el día más largo y la noche más corta del año en el hemisferio norte, y viceversa para el hemisferio sur. Además, las posiciones de salida y puesta del Sol se desplazan hacia el NE y el NO respectivamente. Por el contrario, en el solsticio de invierno (21/22 de diciembre), el valor del ángulo δ es ‐
23,45º, puesto que el Sol se encuentra sobre el Trópico de Capricornio. Esto supone que en el hemisferio norte se dé el día más corto y al noche mas larga del año, y viceversa en el hemisferio sur, teniendo lugar la salida y puesta de Sol por el SE y el SO respectivamente. 43 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 37. Movimiento del Sol y ángulo de declinación solar A continuación se muestra una ecuación que es muy útil, en caso de ser oportuno calcular el ángulo de declinación solar δ para cada día del año y con gran precisión: Ecuación 1. Cálculo de la declinación solar Donde Γ es el ángulo expresado en radianes que calcula de la siguiente manera: Ecuación 2. Ecuación del ángulo Donde dn es número de orden del día del año, variando de 1 a 365 En el caso de suponer la velocidad angular con la que gira la Tierra alrededor del Sol constante, simplificaríamos la ecuación anterior notablemente: 44 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ecuación 3. Cálculo de la declinación solar 8.2 Movimiento de translación Es un movimiento por el cual la Tierra se mueve alrededor del Sol. La causa de este movimiento es la acción de la gravedad, originándose cambios que, al igual que el día, permiten la medición del tiempo. Tomando como referencia el Sol, resulta lo que se denomina año tropical, lapso necesario para que se repitan las estaciones del año. Dura 365 días, 5 horas y 47 minutos. El movimiento que describe es una trayectoria elíptica de 930 millones de kilómetros, a una distancia media del Sol de prácticamente 150 millones de kilómetros. A primeros días de enero se alcanza la máxima proximidad al Sol, produciéndose el perihelio, donde la distancia es de 147,5 millones de km mientras que en los primeros días de julio se alcanza la máxima lejanía, denominado afelio, donde la distancia es de 152,6 millones de km. 8.3 Movimiento de precesión El movimiento de precesión, también denominado precesión de los equinoccios, es debido a dos factores: a) La figura de la Tierra: La forma de la Tierra no es totalmente esférica, sino más bien un esferoide de revolución, conocido con el nombre de geoide. b) Las fuerzas combinadas de atracción gravitatoria del Sol y la Luna, atentan contra la estabilidad del eje polar terrestre. La Precesión hace que el Punto Vernal (el punto en donde coincide el Ecuador Celeste con la Eclíptica) se desplace, de forma tal que la posición que tendrá el año próximo se “encuentre antes” que la de este año, de manera que el nuevo Punto Vernal “precederá” al de este año. 45 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Una vuelta completa de precesión dura 25.767 años, ciclo que se denomina año platónico, cuya duración había sido estimada por los antiguos mayas. Ilustración 38. Ciclo de precesión y nutación 8.4 Movimiento de nutación Éste movimiento viene ocasionado además de por el achatamiento de los polos, y por el abombamiento del ecuador, por la fuerza de gravedad que ejerce la luna, especialmente en todo el eje ecuatorial, que se deja notar más con el efecto de las mareas. Es un movimiento de vaivén y se produce durante el movimiento de precesión: Mientras el eje de rotación describe el movimiento cónico de precesión, recorre a su vez una pequeña elipse o bucle en un periodo de 18,6 años, lo que supone que en una vuelta completa de precesión la Tierra habrá realizado 1385 bucles. 8.5 Bamboleo de Chandler Se trata de una pequeña oscilación del eje de rotación de la tierra que añade 0,7 segundos de arco en un período de 433 días a la precesión de los equinoccios. En otras palabras, los polos de la Tierra se mueven en una circunferencia irregular de 3 a 15 metros de diámetro, en un movimiento oscilatorio. 46 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 8.6 Posición relativa del Sol respecto a las superficies terrestres o geometría solar La vertical de un lugar específico de la Tierra intercepta a la esfera celeste en dos puntos, llamados cenit y nadir. El ángulo complementario que forma esta recta con el eje polar se denomina latitud del lugar y se representa mediante la letra griega φ. El signo de φ es positivo hacia el norte y negativo hacia el sur. Se llama meridiano del lugar al círculo de diámetro máximo de la esfera terrestre que contiene a los polos, al cenit y al nadir. Ilustración 39. Esfera celeste
Para localizar un punto de la esfera celeste, y en particular al Sol, en un sistema de coordenadas solidario con un punto de la Tierra se utilizan habitualmente dos ángulos: • La distancia cenital (θzs) cenital es la distancia angular de un astro con respecto al punto más alto del cielo: el cenit. Se mide de 0 a 90 grados desde el cenit al horizonte. El ángulo θz es positivo a partir del cenit, denominándose el ángulo complementario elevación (γ). • La altura solar (α) es la altura angular del sol sobre el horizonte celestial del observador. Es un ángulo que varía entre 0⁰ y 90⁰ • El acimut (ψ) es el ángulo que forma el círculo vertical que pasa por un punto de la esfera celeste o del globo terráqueo con el meridiano El acimut tiene signo positivo hacia el oeste y negativo hacia el este. 47 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países • El lugar geométrico de los puntos con elevación nula (γ = 0) es un círculo denominado horizonte del lugar (γ).
Los valores de la distancia cenital y el acimut con respecto a un punto de latitud φ se pueden calcular utilizando éstas expresiones: Cos θzs = sen δ +sen φ +cos δ cos φ cos ω =sen γs Cos ψs = (sen γs sen φ ‐ sen δ) / (cos γs cos φ) Ecuación 4 y 5. Cálculo de la distancia cenital y el acimut Donde ω es un nuevo ángulo denominado tiempo solar verdadero u hora solar. Su valor es ω = 0 al mediodía de cada día, negativo por la mañana y positivo por la noche. Éste nuevo término descrito anteriormente está ligado con la hora que marca el reloj en el lugar, a partir de ahora, TO: ω = TO – 12 + ET –AO – (LL – LH)/15 Ecuación 6. Relación de la hora solar y la hora que marca el reloj Siendo, ET: ecuación del tiempo AO: adelanto oficial sobre el uso horario LL: longitud local (0) LH: longitud del meridiano origen del huso horario (0) 48 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 9 GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD La generación de electricidad, en términos generales, consiste en transformar alguna clase de energía, "no eléctrica", sea esta química, mecánica, térmica, luminosa, etc. en energía eléctrica. Para la generación industrial de energía eléctrica se recurre a instalaciones denominadas centrales eléctricas, las cuales ejecutan alguna de las transformaciones, citadas al principio, de energía "no eléctrica" en energía eléctrica y constituyen el primer escalón del sistema de suministro eléctrico. Los generadores y motores eléctricos se utilizan mucho porque la electricidad es una forma muy cómoda de energía. Se produce con facilidad y los motores eléctricos pueden realizar muchas funciones: desde perforar agujeros a mover locomotoras. La electricidad ha existido desde que existe la materia. Porque la materia está formada por átomos, que contienen unas partículas cargadas eléctricamente llamadas protones y electrones. Un objeto sin carga eléctrica tiene el mismo número de electrones cargados negativamente, y de protones, con carga positiva. Sus respectivas cargas eléctricas se anulan entre sí, y, en conjunto, no puede detectarse ninguna carga eléctrica. Pero al frotar dos objetos entre sí algunos electrones se transfieren de uno al otro. Esto altera el equilibrio inicial entre las cargas eléctricas de los objetos. El que recibe electrones adicionales queda cargado negativamente y con carga positiva el que pierde electrones. Los objetos con carga eléctrica atraen objetos ligeros. 9.1 Futuro de la electricidad La demanda de electricidad, de acuerdo con las últimas previsiones realizadas en 2007, crecerá fuertemente entre 2004 y 2030. La producción a escala mundial crecerá un 2,4% anual en este periodo, de los 16.424 billones de KW.h a los 30.364 billones. La mayor parte de éste crecimiento, como en el caso del carbón, se debe a las necesidades de las economías emergentes fuera de la OCDE. De hecho, para el año 2030 se prevé que las economías en desarrollo ya generen más electricidad que los países OCDE, mientras que la demanda crecerá a una tasa tres veces mayor en las primeras que en los segundos. 49 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Por otro lado, las progresivas mejoras en la condiciones de vida en muchos países en desarrollo conllevarán mayores demandas de electricidad. En cuanto a las fuentes de producción de electricidad, se espera que el carbón siga siendo la principal materia prima utilizada, incluso en 2030, a pesar del crecimiento del gas natural. La generación de electricidad a partir del petróleo crecerá a un ritmo menor en los países de la OCDE debido al incremento de precios del crudo, mientras que en las economías menos desarrolladas llegará incluso a descender a un ritmo del 0,3% anual. Tan solo en Oriente Medio, donde las reservas son muy abundantes, se continuará usando el petróleo como fuente fundamental de provisión de electricidad. Ilustración 40. Generación de electricidad 50 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 10 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA 10.1 El efecto fotoeléctrico El fenómeno fotovoltaico fue descubierto en 1839 y las primeras celdas solares de selenio fueron desarrolladas en 1880. Sin embargo, no fue sino hasta 1950 que se desarrollaron las celdas de silicio monocristalino que actualmente dominan la industria fotovoltaica El efecto fotoeléctrico consiste en la emisión de electrones por un material cuando se le ilumina con radiación electromagnética (luz visible o ultravioleta, en general). Dentro delas diferentes interacciones de la luz con la materia encontramos: •
La fotoconductividad, que es el aumento de la conductividad eléctrica de la materia o en diodos provocada por la luz. Ilustración 41. Efecto fotoeléctrico •
El efecto fotovoltaico, que es transformación parcial de la energía luminosa en energía eléctrica. Para analizar el efecto fotoeléctrico cuantitativamente utilizando el método derivado por Einstein es necesario plantear las siguientes ecuaciones: Energía de un fotón absorbido = Energía necesaria para liberar 1 electrón + energía cinética del electrón emitido. Y la siguiente: Ó bien: 51 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Donde: h: constante de Planck (6.62606896 ×10 ‐34 J ∙ s) f0: frecuencia de corte o frecuencia mínima de los fotones para que tenga lugar el efecto fotoeléctrico. Φ: es la función trabajo, o mínima energía necesaria para llevar un electrón del nivel de Fermi al exterior de la materia. Ek: es la máxima energía cinética de los electrones que se observa experimentalmente. 10.1.1 Efecto fotovoltaico El efecto fotovoltaico es la base del proceso mediante el cual una célula fotovoltaica convierte la luz solar en electricidad. La conversión fotovoltaica se basa en el efecto fotoeléctrico, es decir, la transformación directa de la energía lumínica que proviene del Sol en energía eléctrica. La luz solar está compuesta por fotones, o partículas energéticas. Estos fotones son de diferentes energías, característica correspondiente a las diferentes longitudes de onda del espectro solar. Los cambios en la intensidad de la luz no modifican la energía de sus fotones, tan sólo el número de electrones que pueden escapar de la superficie sobre la que incide y por lo tanto la energía de los electrones emitidos no depende de la intensidad de la luz que llega, sino de la energía de los fotones individuales. Cuando los fotones inciden sobre una célula fotovoltaica, pueden ser reflejados o absorbidos, o pueden pasar a su través; pero únicamente los fotones absorbidos generan electricidad. Si la energía del fotón es demasiado baja, el electrón no puede escapar de la superficie del material 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. 52 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 42. Efecto fotovoltaico Cuando un determinado material es iluminado con la parte visible del espectro solar, parte de los electrones que configuran sus átomos absorben la energía de los fotones de la luz, liberándose así las fuerzas que los ligan al núcleo y adquiriendo libertad de movimiento. Éste espacio que ha dejado el electrón tiende a atraer a cualquier otro electrón que esté libre. Para convertir éste movimiento de electrones en corriente eléctrica, es necesario guiar el movimiento de los electrones creando un campo eléctrico en el seno del material. En un aislante (dieléctrico), los electrones más energéticos se encuentran en la banda de valencia. En un metal, los electrones más energéticos están en la banda de conducción. 10.1.2 Leyes de la emisión fotoeléctrica 1. Para un metal y una frecuencia de radiación incidentes dados, la cantidad de fotoelectrones emitidos es directamente proporcional a la intensidad de luz incidente. 2. Para cada metal dado, existe una cierta frecuencia mínima de radiación incidente debajo de la cual ningún fotoelectrón puede ser emitido. Esta frecuencia se llama frecuencia de corte, también conocida como "Frecuencia Umbral". 3. Por encima de la frecuencia de corte, la energía cinética máxima del fotoelectrón emitido es independiente de la intensidad de la luz incidente, pero depende de la frecuencia de la luz incidente. 4. El tiempo de retraso entre la incidencia de la radiación y la emisión del fotoelectrón es muy pequeña, menos que 10‐9 segundos. 10.1.3 Leyes de la emisión fotoeléctrica El efecto fotoeléctrico es la base de la producción de energía eléctrica mediante la radiación solar y de su consiguiente aprovechamiento energético. El efecto fotoeléctrico se utiliza también para la fabricación de células utilizadas en los detectores de llama de las calderas de las grandes centrales termoeléctricas. 53 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Este efecto es también el principio de funcionamiento de los sensores utilizados en las cámaras digitales. También se utiliza en diodos fotosensibles tales como los que se utilizan en las células fotovoltaicas y en electroscopios o electrómetros. En la actualidad los materiales fotosensibles más utilizados son, aparte de los derivados del cobre (ahora en menor uso), el silicio, que produce corrientes eléctricas mayores. 54 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 10.2 La célula solar 10.2.1 Historia El efecto fotovoltaico fue atribuido por primera vez, en 1839, al físico francés Alexandre‐
Edmond Becquerel, sin embargo, no fue hasta 1883 cuando Charles Fritts construyó la primera célula fotovoltaica, recubriendo un semiconductor de selenio por una fina capa de oro, formando las primeras uniones p‐n. Sin embargo, no fue sino hasta 1950 que se desarrollaron las celdas de silicio monocristalino que actualmente dominan la industria fotovoltaica. Las primeras celdas de este tipo tenían una eficiencia de conversión de solo 1%; ya para 1954 se había logrado incrementar la eficiencia al 6% en condiciones normales de operación, mientras en el laboratorio se lograron eficiencias cercanas a 15%. Las primeras aplicaciones prácticas se hicieron en satélites artificiales. Actualmente, y debido a la evolución constante de la tecnología, podemos hablar ya de tres generaciones de células solares: ∙ Primera generación. El dispositivo consiste en una gran superficie de silicio, formada por una única capa de uniones p‐n, la cual es capaz de generar electricidad usando el espectro visible de la luz solar. De este tipo son la mayoría de las células que se producen en la actualidad. Su eficiencia es baja, el rendimiento práctico no suele ir más allá del 15% y su coste, debido al proceso de elaboración, muy elevado. ∙ Segunda generación. Los materiales de la segunda generación han sido desarrollados para satisfacer las necesidades de suministro de energía y el mantenimiento de los costes de producción de las células solares. Se basa en múltiples capas de uniones p‐n. Cada capa está diseñada para absorber una longitud de onda mayor de la luz, incrementando la producción de electricidad y por tanto, la eficiencia. Uno de los materiales con más éxito en la segunda generación han sido las películas finas de teluro de cadmio (CdTe), CIGS, de silicio amorfo y de silicio microamorfo. ∙ Tercera generación. Se denominan células solares de tercera generación a aquellas que permiten eficiencias de conversión eléctrica teóricas mucho mayores que las actuales y a un precio de producción mucho menor. La investigación actual se dirige a la eficiencia de conversión del 30‐60%, manteniendo los materiales y técnicas de fabricación a un bajo coste. 55 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Esta generación es muy diferente de las otras dos, ya que el semiconductor no se apoya sobre las uniones p‐n tradicionales para separar las cargas eléctricas foto‐
generadas. Estos nuevos dispositivos son las células solares del tipo sensibilizado por tinte (dye sensitized solar cells), las células de polímeros orgánicos y las de puntos cuánticos (quantum dot). 10.2.2 Definición La célula fotovoltaica, tal y como hemos introducido anteriormente, se basa en el fenómeno físico del efecto fotovoltaico, que consiste en la producción de una fuerza electromotriz por acción de un flujo luminoso que incide sobre la superficie de dicha célula. Una célula solar es un semiconductor donde artificialmente se ha creado un campo eléctrico permanente, de manera que cuando esa célula solar se expone a la luz del sol, se produce la circulación de electrones. Como los electrones tienden a concentrarse del lado de la placa donde incide la luz solar, se genera un campo eléctrico con dos zonas bien diferenciadas: la negativa, de la cara iluminada donde están los electrones y la positiva en la cara opuesta donde están los huecos o lagunas. Si ambas zonas se conectan eléctricamente mediante conductores adheridos a cada una de las caras de la placa, el desequilibrio eléctrico origina una fuerza electromotriz(o diferencia de potencial), creando una corriente eléctrica para igualar las cargas. Ésta corriente generada, obviamente, en corriente continua, se genera en un proceso constante, mientras actúe la luz solar sobre la cara sensible de la lámina. Por tanto, podemos decir que una célula solar es un dispositivo semiconductor capaz de convertir los fotones procedentes del Sol, en electricidad de una forma directa e inmediata. Las partes más importantes de la célula solar son las capas de semiconductores, ya que es donde se crea la corriente de electrones. A continuación, daremos a conocer la manera en qué podemos clasificar los módulos fotovoltaicos: 10.2.3 Clasificación según los materiales semiconductores Todas las células solares requieren de un material absorbente de luz capaz de atrapar los fotones y desplazar electrones por medio del efecto fotovoltaico. Los materiales usados en las células solares suelen estar diseñados para absorber la luz solar que llega a la superficie de la Tierra; sin embargo, hay células solares optimizadas para absorber longitudes de onda que no llegan a atravesar la atmósfera 56 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países La mayoría de las células solares entran dentro de la categoría de materiales gruesos (bulk), suelen fabricarse a partir de barras (generalmente de silicio) cortadas en rodajas u obleas y tratadas químicamente de forma distinta por cada cara. Otros materiales se configuran como películas delgadas (thin‐films) depositadas sobre un sustrato adecuado y, por último, el tercer grupo son los puntos cuánticos (quantum‐dots). Las obleas* de este material pueden resultar útiles para la fabricación multi‐capa de películas ligeras. *Obleas: hace referencia al proceso de fabricación, que consiste en la producción de un lingote cilíndrico de silicio dopado con boro y que es recuadrado hasta obtener un prisma cuadrangular. Éste es cortado en rebanadas finas (0.3mm de espesor, más o menos) que se conoce en el mundo fotovoltaico con el nombre de obleas, y es el punto de partida para la fabricación de la mayoría de paneles fotovoltaicos actuales. 10.2.4 Materiales gruesos (silicio) En la actualidad, en el mercado fotovoltaico predomina la tecnología de las células de silicio monocristalino y policristalino. En 2005, su participación ascendía a más del 90 % del total. Junto a este método ya establecido están desarrollándose nuevas tecnologías que requieren mucho menos o nada de silicio. No obstante, su grado de efectividad aún es relativamente bajo 10.2.4.1 Fabricación A partir de las rocas ricas en cuarzo (por ejemplo cuarcita) se obtiene silicio de alta pureza (de alrededor del 99%) y se funde. Una vez fundido se inicia la cristalización, resultando, si el tiempo es suficiente, lingotes de silicio cristalino. Seguidamente, el proceso de corte es muy importante ya que puede suponer pérdidas de hasta el 50% de material. Tras el proceso de corte se procede al decapado, que consiste en eliminar las irregularidades y defectos debidos al corte, así como los restos de polvo o virutas que pudiera haber. Una vez limpia se le realiza un tratamiento anti reflectante para obtener una superficie que absorba más eficientemente la radiación solar. Justo después, se procede a la formación de la unión p‐n mediante la deposición de varios materiales (boro y fósforo generalmente), y su integración en la estructura de silicio cristalino. Finalmente se provee a la célula de unos contactos eléctricos adecuados. 57 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Tal y como hemos comentado, entre los diversos materiales semiconductores utilizados para la fabricación de células fotovoltaicas, el más usado es el silicio. 10.2.5 Tipos de silicio 10.2.5.1 Silicio cristalino El silicio cristalino es el material más utilizado en la fabricación de células solares. El silicio en grueso (bulk) puede clasificarse en varias categorías en función de la cristalinidad y el tamaño de los cristales de los que se pueden obtener lingotes, tiras u obleas. Éste silicio dopado (contaminado artificialmente) por un elemento determinado, como el fósforo o el bor, constituye una capa de semiconductor con exceso de carga negativa ‐en el caso del fósforo, que le llamaremos “n”‐ o con exceso de carga positiva en el caso del bor – que le llamaremos “p”‐. La unión de éstas dos capas semiconductoras n‐p, provista de los contactos eléctricos necesarios y adecuados, hace posible la aparición de corriente eléctrica cuando se ilumina la capa “n”. ∙ Silicio monocristalino: es el que se suele obtener a través del proceso Czochralski. Las células de este material suelen ser más caras y las obleas resultantes de cortar los lingotes en finas rebanadas, no suelen cubrir todo el panel fotovoltaico, quedando las esquinas de cada célula sin material. Es un material de silicio caracterizado por una disposición ordenada y periódica de átomo, de forma que solo tiene una orientación cristalina, es decir, todos los átomos están dispuestos simétricamente. Presentan un color azulado oscuro y con un cierto brillo metálico. Alcanzan rendimientos de hasta el 17%. Ilustración 43. Silicio monocristalino 58 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ventajas: ∙ Buen rendimiento de 14% al 17% ∙Buena relación Wp ∙ m² ∙ Número de fabricantes elevado. Inconvenientes: ∙ Coste elevado 10.2.5.2 Silicio policristalino ∙ Silicio policristalino: Se fabrican cortando obleas a partir de lingotes cilíndricos cortados longitudinalmente como cuadrados de una barra de silicio que se ha estructurado desordenadamente en forma de pequeños cristales. Las células obtenidas son más baratas que las obtenidas a partir de un único cristal, pero menos eficientes (en laboratorio del
19.8% y en los módulos comerciales del 14%) Es un silicio depositado sobre otro sustrato, como una capa de10‐30 micrómetros y tamaño de grano entre 1 micrómetro y 1 mm. Ilustración 44. Silicio policristalino Las direcciones de alineación van cambiando cada cierto tiempo durante el proceso de deposición. Alcanzan rendimientos de hasta el 12%. Ventajas: ∙ Células cuadradas (con bordes redondeados) que permite un mejor funcionamiento en un módulo. ∙ Eficiencia de conversión óptima, alrededor de 100 Wp/m², pero un poco menor que en el monocristalino. ∙ Lingote más barato de producir que el monocristalino. Inconvenientes: ∙ Bajo rendimiento en condiciones de iluminación baja. 59 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 10.2.5.3 Silicio amorfo ∙ Silicio amorfo: Está compuesto de hidrogenado de silicio, no cristalino, depositado sobre otra sustancia con un espesor del orden de 1 micrómetro. Basados también en el silicio, pero a diferencia de los dos anteriores, este material no sigue aquí estructura cristalina alguna y el silicio se ha depositado sobre un soporte transparente en forma de una capa fina. Presentan un color marrón y gris oscuro. Ilustración 45. Silicio amorfo Las células de silicio amorfo (no cristalino) parecen tener unas perspectivas de futuro muy esperanzadoras, ya que esta tecnología permite disponer de células de muy delgado espesor y fabricación más simple y barata, aunque, de momento, su rendimiento máximo alcanzado en laboratorio ha sido del 13% siendo el de los módulos comerciales del 8%. Su principal campo de aplicación en la actualidad se encuentra en la alimentación de relojes, calculadoras, etc. Son muy adecuadas para confección de módulos semitransparentes empleados en algunas instalaciones integradas en edificios. •
•
Ventajas: o Funciona con una luz difusa baja (incluso en días nublados), o Un poco menos costosa que otras tecnologías, o Integración sobre soporte flexible o rígido. Inconvenientes: o Rendimiento a pleno sol bajo, del 5% al 7% o Rendimiento decreciente con el tiempo (~7%). 10.2.6 Diferencias entre monocristalino y policristalino Debido a que es común confundir, explicaremos las principales diferencias entre una célula monocristalina y otra policristalina. La diferencia entre una célula y otra radica en el procedimiento de fabricación. Las células de silicio monocristalino se obtienen a partir de silicio muy puro, que se refunde en un crisol junto con una pequeña proporción de boro. Una vez que el material se encuentra en estado líquido se le introduce una varilla con un "cristal germen" de silicio, que se va haciendo recrecer con nuevos átomos procedentes del líquido, que quedan ordenados siguiendo la estructura del cristal. De esta forma se obtiene una monocristal dopado, que luego se corta en obleas de aproximadamente 3 décimas de milímetro de grosor. Estas obleas se introducen 60 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países después en hornos especiales, dentro de los cuales se difunden átomos de fósforo que se depositan sobre una cara y alcanzan una cierta profundidad en su superficie. Posteriormente, y antes de realizar la serigrafía para las interconexiones superficiales, se recubren con un tratamiento antireflexivo de bióxido de titanio o zirconio. En las células policristalinas, en lugar de partir de un monocristal, se deja solidificar lentamente sobre un molde la pasta de silicio, con lo cual se obtiene un sólido formado por muchos pequeños cristales de silicio, que pueden cortarse luego en finas obleas policristalinas. 10.2.7 Películas delgadas En las células de película delgada se depositan en sucesivas capas de átomos muy delgadas, moléculas o iones. Las células de película delgada tienen muchas ventajas sobre sus contrapartes “de película gruesa”. Por ejemplo, usan mucho menos material ‐la zona activa de la célula suele ser sólo de 1 a 10 micrómetros de espesor, mientras que las películas gruesas generalmente son de 100 a 300 micrómetros de espesor. Además, células de película delgada por lo general pueden ser fabricados en un proceso de gran superficie, que puede ser un proceso automatizado y de producción continua. Por último, pueden ser depositados en materiales de sustrato flexible. Las células policristalinas de película delgada están hechas de muchos pequeños granos de materiales semiconductores cristalinos. Los materiales utilizados en estas células de película delgada policristalina tienen propiedades que son diferentes de las de silicio. Así pues, parece que funciona mejor para crear el campo eléctrico con una interfaz entre dos materiales semiconductores diferentes. 10.2.7.1 ­ Teluro de cadmio (CdTe) 61 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Son unos paneles que prometen valer menos de la mitad de lo que cuestan los actuales paneles de Silicio. Estos paneles están construidos con láminas finas de teluro de cadmio, que permite obtener una eficiencia de entre el 11% y el 13%, aunque su mayor ventaja es su bajo coste de producción. Al contrario que sus homólogos convencionales de Silicio, estos paneles pueden producirse en serie en un proceso totalmente automático. Tiene una absortividad muy alta. Aunque CdTe es el más utilizado en dispositivos fotovoltaicos sin alear, es fácil la aleación de zinc, mercurio, y algunos otros elementos para modificar sus propiedades. Esta tecnología se enfrenta a un problema muy grave; el Teluro es uno de los elementos más escasos que existen; es mas escaso incluso que el platino Ilustración 46. Panel de teluro de cadmio Todo esto, pese a que la Unión Europea tiene en vigor una directiva que restringe severamente el uso del cadmio, y éstas placas solares utilizan cadmio como componente esencial en forma de Teluro de Cadmio, pero no se le está aplicando la normativa anterior porque el cadmio presente en las placas solares es cadmio no metálico. 10.2.7.2 Arseniuro de Galio ‐ Arseniuro de Galio: Las células multiunión de Arseniuro de Galio, son células altamente eficientes que han sido concebidas para ser utilizadas en aplicaciones especiales como los satélites, vehículos de exploración espacial, etc. que requieren un alto rendimiento. Estas células multiunión constan de múltiples películas delgadas cada una constituida por un semiconductor diferente. Una célula de triple unión, por ejemplo, podría estar compuesta por GaAs, Ge y GaInP2. Ilustración 47. Células multiunión de Arseniuro de Galio Cada tipo de semiconductor se caracteriza por una banda de energía, que le hace más sensible a la luz de determinado color, o dicho de manera más precisa, a absorber radiación electromagnética de una determinada región del espectro. Los semiconductores se escogen cuidadosamente para lograr absorber todo el espectro solar produciendo la máxima electricidad posible. Las células multiunión de GaAs son las células solares más eficientes hasta la fecha, alcanzando valores de hasta un 39%. 62 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 10.2.7.3 Diseleniuro de cobre e indio (CIS) ‐ Diseleniuro de cobre e indio (CIS): El Diseleniuro de indio con cobre (CuInSe2 o “CIS”) tiene una cristalino absortividad extremadamente alta, lo que significa que el 99% de la luz que brilla en la CEI será absorbida en el primer micrómetro de los materiales, con rendimientos en laboratorio próximos al 17% y en módulos comerciales del 9% 10.2.8 Puntos cuánticos Un punto cuántico es una estructura cristalina a nanoescala que puede transformar la luz. El punto cuántico se considera que tiene una mayor flexibilidad que otros materiales fluorescentes, lo que lo hace apropiado para utilizarlo en construcciones a nanoescala de aplicaciones computacionales donde la luz es utilizada para procesar la información. Los puntos cuánticos están hechos de una variedad de diferentes componentes, tales como cadmio selenio. La tercera generación de células fotovoltaicas usa entre otras posibilidades las superficies con puntos cuánticos. El rendimiento es mayor que las células de primera y segunda generación y su fabricación es más barata. Los puntos cuánticos son de manufacturación barata, y pueden hacer su trabajo en combinación con materiales como conductores polímeros, que también son de producción barata. Un punto polímero cuántico funcionando podría colocar, eventualmente, a la electricidad solar en una posición económica igual a la electricidad del carbón. Si esto pudiera hacerse, sería revolucionario. Una célula comercial de punto cuántico solar está aún años de distancia, asumiendo que sea posible. Pero si lo es, ayudaría a superar el presente y el futuro de los combustibles fósiles. 10.2.9 Nuevas tendencias La mayoría de los módulos comercializados actualmente están realizados de silicio monocristalino, policristalino y amorfo. El resto de materiales se emplean para aplicaciones más específicas y son más difíciles de encontrar en el mercado. 63 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Aunque también existen los llamados paneles Tándem que combinan dos tipos de materiales semiconductores distintos. Debido a que cada tipo de material aprovecha sólo una parte del espectro electromagnético de la radiación solar, mediante la combinación de dos o tres tipos de materiales es posible aprovechar una mayor parte del mismo. Con este tipo de paneles se ha llegado a lograr rendimientos del 35%. Teóricamente con uniones de 3 materiales podría llegarse hasta rendimientos del 50%. Ilustración 48. Paneles tándem La Célula azul, con el material semiconductor 1, solo aprovecha una parte del espectro electromagnético de que está compuesta la luz solar. La célula marrón, con el material semiconductor 2, aprovecha otra parte del espectro electromagnético de la luz diferente al del material semiconductor 1. En la célula Tándem se combinan ambos tipos de materiales, con lo que se aprovecha la parte del espectro electromagnético de ambos tipos de materiales son capaces de transformar en energía eléctrica. El rendimiento total será en teoría la suma de los rendimientos de ambos tipos de células por separado. Mención especial merece una nueva tecnología que esta llamada a revolucionar el mundo de la energía solar fotovoltaica. Se trata de un nuevo tipo de panel solar muy fino, muy barato de producir y que según dicen sus desarrolladores presenta el mayor nivel de eficiencia de todos los materiales. Este nuevo tipo de panel esta basado en el Cobre Indio Galio Diselenido (CIGS) y se prevé que en un futuro no muy lejano, debido a su competitiva relación entre producción de energía/costo pueda llegar a sustituir a los combustibles fósiles en la producción de energía. 10.2.10
Otros aspectos constructivos Además de los semiconductores, las células solares están formadas por una malla metálica superior u otro tipo de contacto para recolectar los electrones del semiconductor y 64 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países transferirlos a la carga externa y un contacto posterior para completar el circuito eléctrico. También en la parte superior de la célula hay un vidrio u otro tipo de material encapsulante transparente para sellarla y protegerla de las condiciones ambientales, y una capa anti reflexiva para aumentar el número de fotones absorbidos. Otro de los materiales usados es el Germanio, que tiene un menor ancho de banda de absorción que el silicio, resultando apropiado para la absorción de longitudes de onda mayores, como la luz infrarroja. Para tener una idea clara y concisa con elementos que nos resulten familiares, una célula ideal puede ser modelada como una fuente eléctrica conectada con un diodo en paralelo: Ilustración 49. Modelo eléctrico equivalente 10.3 Potencia y disposición de una instalación solar La potencia nominal de las células se mide en vatios pico (Wp), que es la potencia que puede proporcionar la célula con una intensidad de radiación constante de 1.000 W/m2 a la temperatura de 25ºC. En general las células tienen potencias nominales próximas a 1Wp, lo que quiere decir que con una radiación de 1000W/m2 proporcionan valores de tensión de unos 0,5 V y una corriente de unos dos amperios. Para obtener potencias aprovechables para el uso de los aparatos eléctricos de mediana potencia, necesitaremos conectar un cierto número de células unas con otras, encapsuladas y montadas sobre una estructura de soporte. El conjunto completo, medioambientalmente protegido, de células interconectadas recibe el nombre de módulo fotovoltaico. Los módulos están diseñados para suministrar electricidad a un determinado voltaje (normalmente 12 ó 24 V) y pueden ser conectados en serie y/o paralelo para producir cualquier combinación de corriente y tensión. Para optimizar el rendimiento de las instalaciones solares fotovoltaicas, debemos orientar las placas en dirección sur e inclinarlas para aprovechar al máximo la radiación solar. 65 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 11 PARÁMETROS DE UNA CÉLULA SOLAR 11.1 Inclinación La radiación solar que incide sobre una placa variará con el ángulo que forme la misma con la radiación. La captación de energía solar será máxima cuando la posición de la placa solar sea perpendicular a la radiación. La inclinación de los rayos del sol respecto a la superficie horizontal es variable a lo largo del año (máxima en verano y mínima en invierno) y por tanto, en aquellas instalaciones cuyos paneles estén fijos, existirá un ángulo de inclinación que optimizará la colección de energía sobre una base anual. Es decir, conviene buscar el ángulo de inclinación de los paneles respecto al plano horizontal que hace máxima la potencia media anual recibida. En la mayoría de los casos este ángulo coincide con la latitud del lugar de la instalación. Normalmente se suele tomar un ángulo mayor, aproximadamente 15º, en beneficio de una mayor captación durante el invierno, cuando la luminosidad disminuye, a costa de una peor captación en verano, cuando hay una mayor cantidad de luz. Puede ocurrir que la instalación no vaya a usarse todo el año sino sólo en ciertas épocas. Así, si la instalación se va a usar preferentemente en verano conviene que la inclinación del colector sea menor que la latitud del lugar, aproximadamente en 15º. Evidentemente, las pérdidas de las superficies horizontales con respecto a las que están inclinadas aumentan progresivamente a medida que nos acercamos al norte (en el hemisferio norte) o al sur (en el hemisferio sur), por ejemplo en los polos, los planos horizontales son inútiles. No obstante, es extremadamente difícil valorar las pérdidas en los climas templados ya que la proporción de luz difusa del sol es más grande debido a la presencia de polvo, vapor de agua y nubes. La orientación no ofrece ninguna ventaja en cuanto a la energía recibida desde la radiación indirecta. Por el contrario, debido a que los paneles inclinados reciben la luz de una parte del hemisferio, estos recogen menos luz difusa que los receptores horizontales. 11.2 Orientación 66 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países La orientación preferida de los colectores es hacia el Sur, debido a que la trayectoria del Sol en movimiento Este a Oeste es simétrica respecto de la posición que ocupa al mediodía y a que es precisamente en este momento cuando la captación de energía solar es máxima. Las desviaciones hacia el Oeste o hacia el Este en un ángulo inferior a 30º hacen disminuir la radiación diaria recibida en un pequeño valor que se cifra en menos del 5%. Por el contrario, para ángulos superiores a este valor, las pérdidas en la irradiación captada son considerables. En resumen, la orientación óptima de un colector es la que mira directamente hacia el Sur, pero si esto no es posible puede determinarse una variación aproximada de 15º. 11.3 Distancia entre paneles La separación entre líneas de captadores se establece de tal forma que, al mediodía solar del día más desfavorable (altura solar mínima) del período de utilización, la sombra de la arista superior de una fila ha de proyectarse, como máximo, sobre la cresta inferior de la siguiente. En equipos de utilización todo el año o en invierno, el día más desfavorable corresponde al 21 de diciembre. En este día, la altura solar mínima al mediodía solar tiene el valor: Hmin= (90⁰‐Latitud del lugar)‐23⁰ Para los equipos de utilización en verano, los días más desfavorables pueden ser el 21 de marzo o de septiembre. En estos días, la altura solar mínima al mediodía solar será: Hmin= (90⁰‐ Latitud del lugar) En la figura siguiente podemos observar la geometría de la placa y su correspondiente separación: Ilustración 50. Separación de placas 67 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países C = B x cos(S) H = B x sen(S) La distancia mínima entre líneas de captadores para que la fila anterior no proyecte sombras en la posterior, se determina mediante la fórmula: γmin Min Donde:
S: inclinación del panel B: longitud del panel γ= ángulo mínimo de incidencia (un valor aproximado puede deducirse del correspondiente diagrama solar polar) 68 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 11.3.1 Punto de Máxima Potencia Una célula solar puede funcionar en un rango muy amplio de voltajes (V) y corrientes (I). Incrementando la resistencia de la carga (voltaje) en una célula desde cero (condición de cortocircuito) a un número infinito de valores (circuito abierto), se puede determinar el punto de máxima potencia (la máxima potencia eléctrica obtenida): 11.3.2 Factor de Eficiencia en la Conversión El factor de eficiencia de conversión de energía solar de una célula (η, eta), es el porcentaje de potencia convertida (de la luz solar absorbida por la célula) en energía eléctrica capaz de hacer operar un circuito. Este factor se calcula dividiendo el valor de Pm por la cantidad de irradiación obtenida en las condiciones estándares de medida. La energía de irradiación se indica en W/m2 y la superficie de la célula, Ac, en m2: 11.3.3 Factor de Forma (Fill Factor) El Factor de Forma o Factor de Relleno (FF), es otro parámetro interesante para el estudio del comportamiento de una célula solar. Expresa la razón entre el punto de máxima potencia y el producto entre el voltaje a circuito abierto y la corriente en cortocircuito: 11.3.4 Rendimiento El rendimiento de una célula de silicio varía entre el 6% aportado por células de silicio amorfo y el 40% (o más) obtenido a partir de células multi‐unión en laboratorios de investigación. La eficiencia de conversión que se suele obtener en las células disponibles comercialmente (silicio monocristalino) está alrededor del 12%. Las células altamente eficientes no son precisamente las más económicas. 69 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Por ejemplo, el 30% logrado por las altamente eficientes células multi‐unión de materiales exóticos (como el arseniuro de galio o el seleniuro de indio) producida en pequeña escala, puede costar hasta cien veces más que las menos eficientes de silicio amorfo (8%) producidas en masa, generando sólo cuatro veces la potencia de estas últimas. A efectos generales, el rendimiento de un panel fotovoltaico depende de la intensidad de la radiación luminosa y de la temperatura de las células solares. Ilustración 51. Variación de intensidad y tensión con la radiación y la temperatura según potencia nominal La intensidad de corriente que genera el panel aumenta con la radiación, permaneciendo el voltaje aproximadamente constante. En este sentido tiene mucha importancia la colocación de los paneles (su orientación e 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 al horizonte. El aumento de temperatura en las células supone un incremento en la corriente, pero al mismo tiempo una disminución mucho mayor, en proporción, de la tensión. El efecto global es que la potencia del panel disminuye al aumentar la temperatura de trabajo del mismo. Una radiación de 1.000 W/m2 es capaz de calentar un panel unos 30 grados por encima de la temperatura del aire circundante, lo que reduce la tensión en 2 mV/ (célula*grado) * 36 células * 30 grados = 2,16 Voltios y por tanto la potencia en un 15%. Por ello es importante colocar los paneles en un lugar en el que estén bien aireados. Si hablamos de rendimiento, debemos hablar de los sistemas con seguimiento solar: ¿mejora el rendimiento de captación fotovoltaica? 70 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países La respuesta a esa pregunta es que depende del clima y del tipo de aplicación. En condiciones ideales el rendimiento del sistema puede mejorar hasta un 40%, pero el mayor coste que supone no compensa el aumento que se consigue. Su aplicación se limita a aquellos casos en que el mayor rendimiento coincide con la mayor demanda (es el caso de sistemas de bombeo para el ganado en regiones muy secas). Dicho esto, vamos a acercarnos al funcionamiento y definición de un sistema de seguimiento solar: 12 SISTEMA DE SEGUIMIENTO SOLAR En los sistemas solares fotovoltaicos existe la posibilidad de emplear elementos seguidores del movimiento del Sol que favorezcan y aumenten la captación de la radiación solar. Un seguidor solar es un dispositivo mecánico capaz de orientar los paneles solares, de forma que éstos permanezcan cercanos a la perpendicular paralela de los rayos solares, siguiendo al sol desde el amanecer en el este hasta el oeste en la puesta. Ilustración 52. Sistema de seguimiento solar Existen tres tipos de soporte para los colectores solares: ‐ Colocación sobre soporte estático: Soporte sencillo sin movimiento. Dependiendo de la latitud de la instalación y de la aplicación que se quiera dar se dotan a los paneles de la inclinación más adecuada para captar la mayor radiación solar posible. Es el sistema más habitual que se encuentra en las instalaciones. ‐ Sistemas de seguimiento solar de 1 eje: Estos soportes realizan un cierto seguimiento solar. La rotación del soporte se hace por medio de un solo eje, ya sea horizontal, vertical u oblicuo. Este tipo de seguimiento es el más sencillo y el más económico resultando sin embargo incompleto ya que sólo podrá seguir o la inclinación o el azimut del Sol, pero no ambas a la vez. ‐ Sistemas de seguimiento solar de dos ejes: Con este sistema ya es posible realizar un seguimiento total del sol en altitud y en azimut y siempre se conseguirá que la radiación solar 71 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países incida perpendicularmente obteniéndose la mayor captación posible. 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. 12.1 Seguimiento acimutal Este sistema es el más empleado en seguimientos de precisión, sobre todo cuando se trata de estructuras pesadas. Uno de los ejes es vertical y proporciona el seguimiento en acimut y el otro eje es horizontal y proporciona el seguimiento de altura. El seguimiento se realiza en los dos ejes. El seguimiento se puede realizar por distintos métodos, como son: 1. Seguimiento por sensores 2. Seguimiento por reloj solar 3. Seguimiento por coordenadas calculadas 12.1.1 Seguimiento por sensores El sensor es el elemento que permite la detección y medida de la falta de puntería del panel de células solares, puntería que queda determinada por el ángulo que forma el vector Sol con la normal a la superficie colectora. El sensor suele estar constituido por pares de elementos fotosensibles montados sobre el panel y moviéndose solidariamente con él. Hay que poner especial cuidado en el posicionamiento del sensor respecto al colector y en la rigidez de la unión para evitar errores derivados de una alineación inadecuada durante el montaje o desplazamientos posteriores del sensor. 72 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Los fotosensores se valen de la radiación solar directa para detectar la posición del sol. La imposibilidad del seguimiento cuando se producen ocultamientos del sol y la necesidad, en consecuencia, de emplear un tiempo en la recuperación de la puntería cuando el sol reaparece, son características inherentes a todos los sistemas de seguimiento basados en fotosensores. El principio de funcionamiento es el siguiente: Para pequeños errores de puntería el sistema sensor genera una señal de error, e, proporcional al ángulo de desviación, d, diferencia entre la orientación del panel, P, y la orientación de los rayos del sol en cada instante, S. A partir de esta señal de error, convenientemente transformada, se elabora la señal de actuación, V0, que controla el funcionamiento de los motores para conseguir un movimiento del panel en el sentido de anulación del error. Los sistemas que utilizan fotosensores se emplean para pequeños y medianos colectores individuales puesto que proporcionan un procedimiento sencillo de localización y seguimiento del sol. En el caso de que el número de colectores a controlar sea suficientemente grande, los sistemas de coordenadas calculadas que utilicen un micro o miniordenador resultan ventajosos. Para el movimiento de los colectores se suelen emplear motores de velocidad constante que funcionen de manera intermitente de modo que el error de puntería se mantenga en una banda de tolerancia. En el instante t1, la posición angular del colector ha alcanzado el mayor valor tolerable del error de retraso y el motor‐comienza a girar para reducir el error, produciéndose un avance hasta que se alcanza un cierto error de adelanto en el instante t2. Entonces el motor se para hasta el instante t3 en el que el panel alcanza de nuevo el error límite de retraso, momento a partir del cual se repite el proceso. Entre la puesta del sol de un día y el amanecer del día siguiente el colector debe situarse en la posición de amanecer, pues, de lo contrario, una vez salido el sol se perdería mucho tiempo en el giro de 180º necesario para recuperar la puntería. Para ello se puede emplear un reloj que genere la orden apropiada. Tanto al amanecer, como en el caso de nubes u otras circunstancias que oculten el sol, se produce una notable desorientación de los colectores guiados por sistemas de fotosensor. Entonces resulta esencial un subsistema auxiliar de búsqueda del sol, que ordene el giro de los motores hasta que se haya recuperado la puntería. En el supuesto que la luminosidad resulte insuficiente, por nublado, por ejemplo, puede ser aconsejable parar el sistema de seguimiento pues éstos dejan de actuar de manera adecuada. A partir de una célula medidora de luminosidad se puede generar una señal para que los motores paren hasta que se alcanza el nivel luminoso necesario. Seguidamente se estudian algunos sistemas basados en el empleo de
fotosensores.
∙ Sensor Ricerca 73 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Este tipo de sensor utiliza, para un seguimiento en dos ejes, cuatro fotorresistencias, formando un puente Wheatstone por cada uno de los ejes X e Y del plano de la apertura del concentrador. En el caso de que el seguimiento se realice en un eje, sólo será utilizado un grupo de estas fotorresistencias. ∙ Sensor Sandía Este sistema utiliza células fotovoltaicas especialmente dispuestas de forma que las células que están parcialmente ocultas producirán la señal de error en intensidad para un seguimiento del sol. Una desviación de la radiación con respecto a la normal, originará que unas células resulten más iluminadas que otras y, en consecuencia, las fotocorrientes serán proporcionalmente diferentes. Por otra parte, las células colocadas en las caras laterales están cubiertas por un filtro que deja pasar solamente parte de la luz directa. Finalmente, una célula colocada en la parte superior del bastidor trapezoidal desconecta el
sistema en el caso de una disminución de la luminosidad por aparición de nubosidad. 12.1.2 Seguimiento por reloj solar Nuestra unidad de tiempo de 24 horas es el intervalo medio entre dos máximas elevaciones consecutivas del sol encima del horizonte. Esto ocurre al mediodía cuando el sol cruza el meridiano. Sin embargo, el tiempo actual entre los tránsitos del sol sobre el meridiano está sujeto a pequeñas variaciones llamadas "ecuación del tiempo". Esto es debido a: ∙ El movimiento orbital de la tierra alrededor del sol ∙ La inclinación del eje rotativo de la tierra a la eclíptica Como resultado de la rotación de la tierra a velocidad constante, se recorren iguales distancias a lo largo del círculo ecuatorial por unidad de tiempo, pero las correspondientes distancias lo largo de la proyección de la eclíptica sobre el plano ecuatorial son desiguales; así, a un observador sobre el ecuador le parece que hay una modulación de la velocidad angular del sol. A menudo, cuando el reloj alcanza el mediodía, el sol puede no haber alcanzado su mediodía real o punto culminante por encima del horizonte de un día particular. 74 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 12.1.3 Seguimiento por coordenadas calculadas En este sistema de seguimiento se sigue la posición del sol mediante el cálculo de sus coordenadas astronómicas y no precisa, por tanto, de la presencia física de los rayos solares. Esta circunstancia hace a los sistemas de coordenadas inmunes a los días nublados y a otras circunstancias que pueden producir errores de puntería en un fotosensor, como sucede por ejemplo con los destellos. El empleo de sistemas de equipos controladores por computador presentan las ventajas adicionales de que determinados cambios pueden hacerse a nivel de software únicamente y de poder incluir un conjunto de funciones adicionales a la de puntería propiamente dicha, tales como la de llevar los paneles a una posición de máxima seguridad ante las inclemencias del tiempo o la del retorno nocturno. A continuación, podemos ver una tabla donde se reflejan algunos de los objetivos que la industria japonesa se ha propuesto, con el objetivo de mejorar el rendimiento e optimizar el coste: Tema Coste de producción Ciclo de vida Consumo de materia prima Coste del inversor Coste de la batería Eficiencia de la célula cristalina Eficiencia de la célula de capa delgada Eficiencia de la célula CIS Eficiencia de la célula III‐V Eficiencia de la célula “Dye Sensitized Objetivo para 2010 0.75€/watt ‐ ‐ ‐ 20% 15% 19% 40% 10% Objetivo para 2020 0.55 €/watt +30 años ‐ ‐ 0.10€/Wh 25% 18% 25% 45% 15% Objetivo para 2030 <0.40 €/watt ‐ 1 g/watt 111€/kW 25% 20% 25% 50% 18% Fuente: Nedo (Japón) 75 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 13 CLASIFICACIÓN DE PANELES EN FUNCIÓN DE LA FORMA También es posible clasificar los tipos de paneles en función de su 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: ‐
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. 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. Ilustración 53. Sistema de concentración ‐
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. 76 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 54. Paneles de teja ‐
Paneles bifaciales: Los paneles bifaciales aprovechan la radiación directa difusa y también la reflejada ya que tienen dos caras por las cuales pueden recibir las radiaciones solares, gracias a estas características pueden producir hasta un 50% más que el resto de los paneles solares. Para aprovechar convenientemente esta cualidad se coloca sobre dos superficies blancas que reflejan la luz solar hacia el reverso del panel. Ilustración 55. Panel bifacial 77 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 14 CLASES DE INSTALACIONES DE ENERGÍA SOLAR Existen dos clases de instalaciones de energía solar: Instalación de energía solar fotovoltaica: Transforma la energía del sol en electricidad mediante paneles solares fotovoltaicos. Estos paneles generan electricidad cuando reciben la radiación del sol. Esta electricidad puede acumularse en baterías, para utilizarse cuando sea necesario, o puede "inyectarse" a la red eléctrica convencional, consiguiendo "revender" la electricidad generada a un precio mayor del que la compañía eléctrica nos vende la electricidad, porque la normativa legal en España obliga a las compañías eléctricas a comprar a 0,41 euros/kW.h la electricidad generada por las instalaciones de energía solar, mientras que nosotros la compramos a la compañía eléctrica a 0.09 euros/kW.h. Instalación de energía solar térmica: Aprovecha la energía solar para producir agua caliente, que puede usarse para calefacción, climatización de piscinas, etc. La instalación consta de una "caja negra" con superficie de cristal que se calienta al recibir la radiación del sol. Este calor lo transmite a un líquido que circula por las tuberías del interior de la caja. Según el tipo de instalación solar fotovoltaica: ∙ Instalaciones autónomas, que son las que permiten ofrecer un servicio de corriente continua o corriente alterna en un lugar donde la red eléctrica no abastece esas necesidades. Para las viviendas aisladas y con difícil acceso a la red eléctrica, la energía solar resulta una solución muy interesante para utilizarla como fuente de energía eléctrica por medio de placas fotovoltaicas, ya que les permiten cubrir sus necesidades satisfaciendo la demanda de energía del hogar. ∙ Instalaciones conectadas a la red eléctrica, donde toda la electricidad generada se vierte sobre la red eléctrica. Las instalaciones conectadas a la red son una inversión óptima a medio y a largo plazo, dadas las subvenciones y créditos otorgados desde diferentes instituciones. También es cierto que el gobierno español ha disminuido drásticamente las ayudas donadas a este fin. 78 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 14.1 Ayudas y subvenciones Los particulares que quieren instalar en sus viviendas una instalación solar cuentan con varios tipos de ayudas a fondo perdido, que oscilan entre el 40 y el 50% del coste total, además de créditos con un interés muy bajo o incluso cero. El gobierno central suele aportar una subvención del 20% además de ofrecer una bonificación de intereses. Pero las comunidades autónomas también ofrecen ayudas que pueden añadirse a las recibidas por las instituciones estatales. A nivel estatal, y según datos obtenidos del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), y con el objetivo de fomentar el uso de las energías renovables y la mejora de la eficiencia energética, se financian las siguientes inversiones: ∙ Solar fotovoltaica aislada ∙ Instalaciones solares térmicas de potencia superior o igual a 20kW ∙ Producción de energía térmica, para uso térmico o edificios, utilizando como combustible la biomasa (hasta 3 MW (t)). ∙ Cogeneración hasta 2MW (e). Así por ejemplo, a nivel de las comunidades autónomas, la bonificación del Ente Vasco de Energía suele rondar el 22%, aunque en las instalaciones aisladas de red la subvención media llega hasta el 30% del coste total, porque se considera una necesidad que hay que cubrir. La única limitación que marca la legislación europea es que ninguna actividad con ánimo de lucro puede recibir más de un 51% de ayuda. Es el caso de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red, en las que el propietario vende la energía producida a la compañía eléctrica. Para obtener y comparar los datos más próximos, según l’Institut Català d’Energia (ICAEN), la única convocatoria de ayudas oficiales es para las Instalaciones de energía solar térmica que no estén obligadas a instalar este tipo de sistemas por la normativa vigente. La cuantía máxima de la subvención resulta de aplicar el porcentaje de ayuda máxima sobre el coste de referencia que corresponde a la instalación del solicitante. El porcentaje es del 37% para los sistemas prefabricados y por elementos y 40% para las aplicaciones especiales de refrigeración y de alta temperatura (superior a 60 ºC). 79 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 15 CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Los sistemas fotovoltaicos se pueden clasificar como autónomos o conectados a la red eléctrica, o según el tipo de aplicación como: ∙ Electrificación rural (lugares de difícil emplazamiento y acceso, viviendas de uso temporal, refugios de montaña). ∙
∙
∙
∙
Electrificación urbana (alumbrado de vías urbanas y de edificios públicos como museos o colegios). Electrificación doméstica (todo uso eléctrico en viviendas unifamiliares, comunidades y cooperativas). Telecomunicaciones terrestres (telefonía terrestre y móvil, comunicación para navegación aérea y marítima, repetidores y reemisores de radio y televisión, radioteléfonos...). Telecomunicaciones espaciales (los paneles solares de los satélites les dan una autonomía indefinida). ∙ Seguridad y señalización (dispositivos de alarma, señalización, faros, pasos de trenes, aeropuertos, autopistas...). 80 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 16 FUNCIONAMIENTO DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO Un sistema fotovoltaico es un dispositivo que, a partir de la radiación solar, produce energía eléctrica en condiciones de ser aprovechada por el hombre. El sistema fotovoltaico consta de los siguientes elementos: 16.1 Generador solar Está compuesto por un conjunto de paneles fotovoltaicos, que captan la radiación luminosa procedente del sol y la transforman en corriente continua a baja tensión (12 a 48 V). Son los encargados de transformar la energía del sol en energía eléctrica. Su orientación ideal es hacia el Sur geográfico y con una inclinación equivalente a la latitud del lugar donde se vaya a realizar la instalación. 16.2 Acumulador (en el caso de un sistema aislado) La función prioritaria de las baterías es la de acumular la energía que se produce para poder ser utilizada en la noche o durante periodos prolongados de mal tiempo. Otra importante función de las baterías es la de proveer una intensidad de corriente superior a la que el generador fotovoltaico pueden entregar. Tal es el caso de un motor, que en el momento del arranque puede demandar una corriente de 4 a 6 veces su corriente nominal durante unos pocos segundos. Es un elemento que resulta imprescindible en las instalaciones puesto que, los periodos de radiación solar y el consumo de energía no suelen corresponder con los periodos en los que tiene lugar el mayor nivel de radiación. Las características que definen el comportamiento de una batería son esencialmente dos: 16.2.1 Capacidad en de almacenamiento de energía (medido en Ah a la tensión nominal) La cantidad de energía que es capaz de almacenar una batería depende de su capacidad, que se mide en Amperios hora. Por ejemplo, suponiendo una descarga total una batería de 100Ah puede suministrar un amperio durante 100h o 2 amperios durante 50 h, o 5 A durante 20 h. El número de días que la batería puede mantener el consumo de la instalación 81 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países (autonomía) dependerá de su capacidad; cuantos más amperios hora pueda almacenar, mayor número de días. Dentro de éste ámbito, existen factores que pueden hacer variar la capacidad de una batería: ‐ Ratios de carga y descarga. Si la batería es cargada o descargada a un ritmo diferente al especificado, la capacidad disponible puede aumentar o disminuir. Generalmente, si la batería se descarga a un ritmo más lento, su capacidad aumentará ligeramente. Si el ritmo es más rápido, la capacidad se reducirá. ‐ Temperatura. Otro factor que influye en la capacidad es la temperatura de la batería y la de su ambiente. El comportamiento de una batería se cataloga a una temperatura de 27 grados. Temperaturas más bajas reducen su capacidad significativamente y a su vez, temperaturas más altas producen un ligero aumento de su capacidad, pero esto puede incrementar la pérdida de agua y disminuir el número de ciclos de vida de la batería. 16.2.2 Profundidad de descarga La profundidad de descarga es el porcentaje de la capacidad total de la batería que es utilizada durante un ciclo de carga/descarga. Las baterías de "ciclo poco profundo" se diseñan para descargas del 10 al 25% de su capacidad total en cada ciclo. La mayoría de las baterías de "ciclo profundo" fabricadas para aplicaciones fotovoltaicas se diseñan para descargas de hasta un 80% de su capacidad, sin dañarse. La profundidad de la descarga, no obstante, afecta incluso a las baterías de ciclo profundo. Cuanto mayor es la descarga, menor es el número de ciclos de carga que la batería puede tener. A partir de esto, podemos saber el ciclo de vida de una batería, que es el número de veces en que la batería puede ser descargada y cargada a fondo antes de que se agote su vida útil. La unidad de construcción básica de una batería es la celda de 2V. Dentro de la celda, la tensión real de la batería depende de su estado de carga, si está cargando, descargando o en circuito abierto. En cuanto a la disposición de las baterías, podemos conectarlas en serie, montaje con el cual sumaremos las tensiones de cada batería; en paralelo, montaje con el cual sumaremos la capacidad de la batería y mantendremos fija la tensión; y en serie‐paralelo, montaje con el cual sumaremos tensiones y capacidad. 82 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 56. Disposición de las baterías Dentro de los materiales usados en las baterías, las de de plomo ‐ ácido son las más aplicadas en los sistemas de generación fotovoltaicos. Estas baterías se componen de varias placas de plomo en una solución de ácido sulfúrico. La placa consiste en una rejilla de aleación de plomo con una pasta de óxido de plomo incrustada sobre la rejilla. La solución de ácido sulfúrico y agua se denomina electrolito. Otro de los elementos usados para la producción de baterías son las de níquel‐cadmio, que presentan una estructura similar a las de plomo‐ácido. En lugar de plomo, se utiliza hidróxido de níquel para las placas positivas y óxido de cadmio para las negativas. El electrolito, en éste caso, es hidróxido de potasio. Como principales diferencias, es necesario puntualizar las siguientes: ∙ El voltaje nominal de un elemento de batería de Ni‐Cd es de 1,2 V, en lugar de los 2 V de los elementos de batería de plomo‐ácido. ∙ A las baterías de Ni‐Cd les afectan menos las sobrecargas, pueden descargarse totalmente sin sufrir daños, no tienen peligro de sulfatación y su capacidad para aceptar un ciclo de carga es independiente de la temperatura. ∙ Por el contrario, el coste de una batería de Ni‐Cd es mucho más elevado que el de una de plomo‐ácido; no obstante tiene un mantenimiento más bajo y una vida más larga. Esto las hace aconsejables para lugares aislados o de acceso peligroso. 83 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 16.3 Regulador de carga(en el caso de una instalación aislada) El regulador de carga tiene básicamente tres funciones: ∙ Evitar sobrecargas y descargas profundas de la batería, ya que esto puede provocar daños irreversibles en la misma. Si, una vez que se ha alcanzado la carga máxima, se intenta seguir introduciendo energía en la batería, se iniciarían procesos de gasificación o de calentamiento que acortarían sensiblemente la duración de la misma. ∙ Impedir la descarga de la batería a través de los paneles en los periodos sin luz ∙ Asegurar que el sistema trabaje siempre en el punto de máxima eficiencia. El regulador de carga controla constantemente el estado de carga de las baterías y regula la intensidad de carga de las mismas para alargar su vida útil. También genera alarmas en función del estado de dicha carga. Los reguladores actuales introducen micro controladores para la correcta gestión de un sistema fotovoltaico. Ilustración 57. Regulador de carga Su programación elaborada permite un control capaz de adaptarse a las distintas situaciones de forma automática, permitiendo la modificación manual de sus parámetros de funcionamiento para instalaciones especiales. Incluso los hay que memorizan datos que permiten conocer cual ha sido la evolución de la instalación durante un tiempo determinado. Para ello, consideran los valores de tensión, temperatura, intensidad de carga y descarga, y capacidad del acumulador. De entre los parámetros importantes que determinan su operación, destacaremos a tres de ellos: ‐Intensidad Máxima de Carga o de generación: Máxima intensidad de corriente procedente del campo de paneles que el regulador es capaz de admitir. ‐Intensidad máxima de consumo: Máxima corriente que puede pasar del sistema de regulación y control al consumo. ‐Voltaje final de carga: Voltaje de la batería por encima del cual se interrumpe la conexión entre el generador fotovoltaico y la batería, o reduce gradualmente la 84 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países corriente media entregada por el generador fotovoltaico (I flotación). Vale aproximadamente 14.1 para una batería de plomo ácido de tensión nominal 12V. De entre los diferentes modelos de reguladores de carga, han irrumpido en el mercado los conocidos como MPPT(Maxium Power Point Tracking), los cuales optimizan de manera notable la carga con respecto a los MWP puesto que en todo momento(independientemente de la tensión que reciba) busca el punto óptimo de entrada que necesitan las baterías. Ilustración 58. Regulador MPPT Éste hecho responde a que las células fotovoltaicas tienen un punto de trabajo único en el que los valores de la corriente (I) y tensión (V) de la celda corresponden a una máxima potencia de salida. Ilustración 59. Curva tensión‐intensidad de una célula FV El gráfico muestra la curva de tensión e intensidad de una célula fotovoltaica. Como se puede apreciar, la línea que pasa por el medio es la línea de máxima potencia, línea a la cual el MPPT intenta acercarse. 85 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Tras los estudios en laboratorios, se ha estimado que éstos reguladores proporcionan hasta un 35% de energía extra de su panel solar. 16.4 Inversor (para las instalaciones conectadas a red o con necesidad de rectificar la onda) La mayoría de los electrodomésticos convencionales necesitan para funcionar corriente alterna a 220V y 50hz de frecuencia. Puesto que los paneles como las baterías trabajan siempre en CC, es necesaria la presencia de un inversor que transforme la corriente continua en alterna. Las principales características vienen determinadas por la tensión de entrada del inversor, que se debe adaptar a la del generador, la potencia máxima que puede proporcionar la forma de onda en la salida (sinusoidal pura o modificada, etc.). Ilustración 60. Inversor La conversión de corriente continua en alterna puede realizarse de diversas formas. La mejor manera depende de cuanto ha de parecerse a la onda senoidal ideal para un funcionamiento adecuado de la carga de corriente alterna: Inversores de onda cuadrada: la mayoría de los inversores funcionan haciendo pasar la corriente continua a través de un transformador, primero en una dirección y luego en otra. El dispositivo de conmutación que cambia la dirección de la corriente debe actuar con rapidez. A medida que la corriente pasa a través de la cara primaria del transformador, la polaridad cambia 100 veces cada segundo. Como consecuencia, la corriente que sale del secundario del transformador va alternándose, en una frecuencia de 50 ciclos completos por segundo. La dirección del flujo de corriente a través de la cara primaria del transformador se cambia muy 86 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países bruscamente, de manera que la forma de onda del secundario es "cuadrada", representada en la figura mediante color morado. Los inversores de onda cuadrada son más baratos, pero normalmente son también los menos eficientes. Producen demasiados armónicos que generan interferencias (ruidos). No son aptos para motores de inducción Si se desea corriente alterna únicamente para alimentar un televisor, un ordenador o un aparato eléctrico pequeño, se puede utilizar este tipo de inversor. La potencia de éste dependerá de la potencia nominal del aparato en cuestión. Inversores de onda senoidal modificada: son más sofisticados y caros, y utilizan técnicas de modulación de ancho de impulso. El ancho de la onda es modificada para acercarla lo más posible a una onda senoidal. La salida no es todavía una auténtica onda senoidal, pero está bastante próxima. El contenido de armónicos es menor que en la onda cuadrada. En el gráfico se representa en color azul. Son los que mejor relación calidad/precio ofrecen para la conexión de iluminación, televisión o variadores de frecuencia. Un ejemplo de este tipo es el SM‐1500. Inversores de onda senoidal: con una electrónica más elaborada se puede conseguir una onda senoidal pura. Hasta hace poco tiempo estos inversores eran grandes y caros, además de ser poco eficientes (a veces sólo un 40% de eficiencia). Últimamente se han desarrollado nuevos inversores senoidales con una eficiencia del 90% o más, dependiendo de la potencia. La incorporación de microprocesadores de última generación permite aumentar las prestaciones de los inversores con servicios de valor añadido como telecontrol, contaje de energía consumida, selección de batería... Sien embargo su coste es mayor que el de los inversores menos sofisticados. Puesto que sólo los motores de inducción y los más sofisticados aparatos o cargas requieren una forma de onda senoidal pura, normalmente es preferible utilizar inversores menos caros y más eficientes. Dentro de poco tiempo el coste de los inversores senoidales se acercará al de los otros, popularizándose su instalación. 87 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Ilustración 61. Formas de onda en corriente alterna (50Hz) La frecuencia de trabajo y la eficiencia son próximas al 85%. 88 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 17 COLOCACIÓN DE LAS PLACAS SOLARES En cuanto a la situación de los paneles fotovoltaicos existen las siguientes posibilidades generales: Suelo: Es la forma más usual de instalación de grupos de paneles y presenta grandes ventajas en cuanto al área opuesta al viento, accesibilidad y facilidad de montaje. Sin embargo, es más susceptible de poder quedar enterrada por la nieve, se inunde o ser objeto de rotura por animales o personas. Ilustración 62. Placas solares colocadas en el suelo Poste: Es usual en instalaciones de pequeña dimensión, donde se disponga previamente de un mástil. Es el tipo de montaje típico en alimentación fotovoltaica de equipos de comunicación aislada o farolas. Ilustración 63. Placas solares sobre un poste Pared: Presenta ventajas cuando se dispone de buenos puntos de anclaje sobre una edificación construida. Sin embargo, es obligado instalarlo en una fachada al sur y la accesibilidad puede presentar algunos problemas. Ilustración 64. Placas solares sobre pared 89 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Tejado: Como forma de instalación es una de las más usuales, al disponer de suficiente espacio. Sin embargo, presenta problemas por cubrimiento de nieve, menor facilidad de orientación al sur, e impermeabilizado de las sujeciones del techo. Ilustración 65. Placas solares sobre tejado
17.1 Estructura de soporte y anclaje El bastidor que sujeta el panel, la estructura soporte del mismo, y el sistema de sujeción son tan importantes como el propio panel, pues un fallo de estos elementos conlleva la inmediata paralización de la instalación. Por ejemplo, un módulo que no lo posea no podrá trabajar correctamente porque, sencillamente, la instalación del dispositivo no será posible. Comprar un módulo fotovoltaico sin un soporte es similar a adquirir un celular sin batería, ya que el soporte para el panel solar es el encargado no sólo de sostener sino que muchas veces de guiar al panel para proporcionar un mayor rendimiento. Existen distintos tipos de soportes para panel solar, están aquellos diseñados para una placa solar determinada, como también están aquellos modelos, más onerosos, confeccionados con el fin de poder albergar cualquier tipo de módulo. Un soporte para paneles solares cuenta con las siguientes características técnicas: ∙ Posee una placa provista en su cara superior de unos medios de acoplamiento rápido para los módulos y, de al menos, un orificio separado de los nombrados medios de acoplamiento. Este orificio se encuentra adaptado para que un tornillo sea introducido y así fortificar la estructura; ∙ Consta también de unos medios de fijación unidos a la cara inferior de la placa para su sujeción a una estructura inferior. Dependiendo de cada modelo de panel y soporte, en algunos casos podemos contar con estructuras controladas por microprocesadores, los cuales incluyen un reloj interno, algunos también poseen programas de auto diagnóstico con pantalla LCD, hora y fecha. 90 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países El soporte para panel solar ha evolucionado de tal manera que hoy todos cuentan con hendiduras para poder adjuntar un seguidor solar y así aprovechar la totalidad de la radiación proveniente del sol durante todo el día. Las principales aplicaciones de estos soportes tecnológicos se vinculan a las zonas excluida de la red de distribución eléctrica, lo que ocurre en éste caso es que en los descampados o áreas rurales, este accesorio es más que necesario ya que deben instalarse los módulos sobre el suelo para un mejor aprovechamiento. El principal factor a la hora de fijar la estructura no es el peso de los paneles(al ser estos ligeros) sino la fuerza del viento que, dependiendo de la zona, puede llegar a ser muy considerable. Ilustración 66. Soporte para el panel solar La estructura deberá resistir vientos de, como mínimo, 150 Km/h. En terrazas o suelos la estructura deberá permitir una altura mínima del panel de 30 cm, la cual, en zonas de montaña o donde se produzcan abundantes precipitaciones de nieve, deberá ser superior a fin de evitar que los paneles queden total o parcialmente cubiertos por las sucesivas capas de nieve depositadas en invierno. Especial atención deberá presentarse a los puntos de apoyo de la estructura. En el supuesto de que esta sea de tipo mástil es conveniente arrostrarla. Si la base donde descansa es de hormigón, es conveniente reforzarlo en sus extremos mediante tirantes de acero. En cuanto a los anclajes o empotramiento de la estructura, se utilizan bloques de hormigón y tornillos roscados. Tanto la estructura como los soportes habrán de ser preferiblemente de aluminio anodizado, acero inoxidable o hierro galvanizado y la tornillería de acero inoxidable. El aluminio anodizado es de poco peso y gran resistencia. El acero inoxidable es apropiado para ambientes muy corrosivos, siendo de mayor calidad y período de vida aunque presenta un elevado costo. Las estructuras de hierro galvanizado ofrecen una buena protección frente a los agentes corrosivos externos con la ventaja de que el zinc es compatible químicamente con el mortero de cal y de cemento, una vez que estos están secos. Las estructuras galvanizadas suelen montarse mediante tomillos. Hoy en día, casi la totalidad de las empresas que fabrican módulos fotovoltaicos están llevando a cabo diversos proyectos para incluir obligatoriamente un soporte y los elementos necesarios para cada panel, aunque es cierto que el costo total de la instalaciones encarecería, terminaría siendo una ventaja ya que adquirirlo de forma separada serían aún más costoso. Todos los soportes incluirán a su vez una estructura que permita añadir seguidores solares de distintas marcas y modelos, que podrán ser adaptados a cualquier superficie sin importar sus condiciones y su vida útil será similar a la de los dispositivos solares En otras ocasiones es el propio proyectista o el instalador quien, haciendo uso de perfiles normalizados que se encuentran en el mercado, construye una estructura adecuada para el panel. 91 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 17.2 Sistema híbrido Una vez almacenada la energía eléctrica en el acumulador hay dos opciones: sacar una línea directamente de éste para la instalación y utilizar lámparas y elementos de consumo de continua o bien transformar la corriente continua en alterna de 230 V a través de un inversor (Ilustración 47). Si en vez de un panel solar se instala un aerogenerador el sistema se denomina eólico. Si se instalan ambos será un sistema mixto. En este caso cada uno debe llevar su propio regulador. Ilustración 67. Funcionamiento de un sistema fotovoltaico con inversor Los sistemas híbridos optimizan las mejores condiciones del viento y el sol, complementándose entre sí. Los días fríos y de viento, normalmente nubosos, apenas permiten aprovechar la luz solar, mientras que son ideales para los aerogeneradores. Por su parte, los días de anticiclón suelen provocar cielos despejados con poco viento, y por tanto, más adecuados para las placas fotovoltaicas. España cuenta con numerosos lugares idóneos para la utilización de estos sistemas mixtos. El clima de estas zonas propicia una obtención más eficiente de energía de esta manera que con sistemas eólicos o solares puros. Así, por ejemplo, el sol puede ser aprovechado al máximo desde abril hasta noviembre, mientras que los días ventosos de invierno pueden sustituir una eventual falta de luz solar. Ilustración 68. Sistema híbrido 92 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Como conclusión, podemos decir que 17.2.1 Otros sistemas híbridos Las posibles combinaciones permiten el desarrollo de diversos tipos de sistemas mixtos, favoreciendo además la instalación de sistemas de energía renovable en lugares donde un sistema puro no proporcionaría un suministro constante de energía a lo largo del año. Por ejemplo, se puede plantear un sistema fotovoltaico y mini hidráulico cuando la corriente de agua no cubre toda la demanda de energía, bien porque es pequeño o porque es fluctuante. En este sentido, suele suceder que en verano el torrente de agua disminuya considerablemente, momento idóneo para la utilización de paneles fotovoltaicos, que tienen su máxima disponibilidad en esta estación. Otra posibilidad es la unión de una instalación solar fotovoltaica y un grupo electrógeno. Aunque este último no es un sistema de energía renovable, puede servir como sistema auxiliar para momentos de déficit solares, o para cubrir consumos puntuales de elevada potencia. 93 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 18 ENERGY PAYBACK TIME Todo sistema energético renovable instalado ha consumido una cantidad importante de energía para la manufactura de los elementos, el transporte y la instalación. El período en el que el sistema devuelve la energía inicial invertida en estos procesos se conoce como Energy Payback Time (Tiempo de Retorno de la Energía) y es uno de los principales inconvenientes de las fuentes de Energía Renovables, como la solar fotovoltaica, donde los paneles presentan tiempos de retorno de varios años. El Energy Payback Time se calcula como la energía bruta alimentada al ciclo de vida del sistema dividido por la energía primaria que evita el sistema renovable procedente de, por ejemplo, el mix eléctrico nacional. Mientras que las fuentes energéticas convencionales poseen EPBT minúsculos, las energías renovables presentan valores mayores. Nawaz y Tiwari, en 2006 (Fuente: Energy Policy 34) estudiaron el caso indio para paneles fotovoltaicos con diversas configuraciones y suposiciones, presentando una tabla donde relacionaban tanto el rendimiento, la necesidad de mantenimiento y sustitución de baterías, la radiación solar y las horas de sol diarias en dos configuraciones (campo abierto y en edificación). Los resultados resultaban desesperanzadores. Por ejemplo, una radiación de 1200 W/m2 durante una media de 6 horas diarias en 300 días al año hacían que el EPBT fuera de 11 años en un campo abierto o de 9 años en un tejado. Se llegaban a tiempos de retorno cercanos a los 26 años y el mínimo calculado era de 7 años. Estos pésimos datos provienen, principalmente, de los bajos rendimientos supuestos (11%) de aprovechamiento de la radiación solar y de los altos consumos energéticos supuestos para un panel fotovoltaico. Ilustración 69. EPB para paneles fotovoltaicos en distintas regiones
Stoppato comenta que el tiempo de vida del panel debe considerarse de 28 años, ya que este es el valor medio de diseño para la vida de los paneles en Europa. Según esto, los paneles 94 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países serían capaz de proporcionar 8 veces la energía invertida en la fabricación (en el caso de Sevilla) o tan sólo cuatro veces, según los datos para Bruselas.
Hay que considerar que los paneles tomados para este cálculo son los policristalinos de silicio convencionales. Raugei, 2007 (Energy 32), ya propuso que para sistemas más eficientes y menos exigentes energéticamente en su construcción y montaje, como los de teluro de cadmio (CdTe) o Diseleniuro de indio y cobre (conocido como CIS) los tiempos de retorno de la energía se reducirían drásticamente. El desarrollo de estos sistemas y su aplicación futura puede llevar a tiempos de retorno inferiores a un año, como se muestra en la siguiente ilustración (suponiendo el mismo rendimiento que en sistemas convencionales). Ilustración 70.Tiempos de Retorno calculados para los sistemas CdTe y CIS
18.1 Vida útil y amortización A lo que a la vida útil se refiere, teniendo en cuenta que el panel carece de partes móviles y que las células y los contactos van encapsulados en una robusta resina sintética, se consigue una muy buena fiabilidad junto con una larga vida útil, de orden de 30 años o más. De hecho los principales fabricantes de módulos solares ofrecen garantías de sus productos del orden de los 20 o 25 años. 95 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países Además si una de las células falla, esto no afecta al funcionamiento de las demás, y la intensidad y voltaje producidos pueden ser fácilmente ajustados añadiendo o suprimiendo células. En cuanto a la amortización de la instalación, hay distintos factores que determinan el periodo de amortización de una instalación: el correcto cálculo de las necesidades, la optimización del sistema, una adecuada instalación y calidad de materiales, las subvenciones públicas obtenidas y, principalmente, su uso. No obstante, para dar una idea, podemos decir que las instalaciones fotovoltaicas quedan amortizadas a partir de los 7‐9 años. A esto hay que añadir que las subvenciones y los ingresos generados por la venta de la electricidad a la compañía eléctrica pueden hacer posible la amortización de las instalaciones fotovoltaicas a medio plazo, disminuyendo así el período de amortización de las mismas. 96 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 19.
BIBLIOGRAFÍA “Energía solar Térmica: Manual del proyectista” Editado por la junta de Castilla y León ISBN: 84‐9718‐112‐3 “Instalaciones de energía solar” Editado por PROGENSA ISBN: 84‐86505‐72‐0 “Energía solar térmica en la edificación” José M. Fernández Salgado y Vicente Gallardo Rodríguez ISBN: 84‐89922‐99‐3 “Pliego de Condiciones Técnicas de instalaciones conectadas a la red” Emito por el IDAE www.wikipedia.es http://calentamientoglobalclima.org www.20minutos.es http://www.ideam.gov.co http://www.cambio‐climatico.com www.stecyl.es www.nasa.gov http://galeon.hispavista.com/energiasolar http://www.meteored.com/ http://futurist.typepad.com/my_weblog/2007/02/a_future_timeli.html www.erenovable.com http://www.energiasrenovables.ciemat.es/ 97 Introducción, desarrollo y análisis de una instalación solar fotovoltaica en distintos países http://energiasolar.110mb.com/ http://www.q‐cells.com/es/la_empresa/cifras_y_datos/index.html http://www.sitiosolar.com/ http://energiasolarfotovoltaica.blogspot.com/ http://www.solarweb.net/ http://blog.technosun.com/?p=1624 http://www.madrimasd.org/blogs/energiasalternativas/ http://solete.nichese.com/regulador.html http://www.solener.com/ http://www.consumer.es/web/es/medio_ambiente/energia_y_ciencia/ http://www.instalacionenergiasolar.com/ http://sunelec.com/index.php?main_page=megawatt_price http://www.suntech‐power.com/ 98 Capítulo II.
Estudio técnico-económico de la
instalación
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
1. ÍNDICE
2.
DEFINICIÓN DEL PROYECTO....................................................................................................... 105
3.
PÉRDIDAS ENERGÉTICAS ........................................................................................................... 107
3.1
PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN, INCLINACIÓN Y SOMBRAS................................................................................... 107
3.1.1 Pérdidas por orientación e inclinación................................................................................... 107
3.1.2 Pérdidas por sombreado........................................................................................................ 108
3.1.3 Pérdidas mismatch ................................................................................................................ 111
3.1.4 Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal ......................................................... 111
3.1.5 Pérdidas por temperatura ..................................................................................................... 111
3.1.6 Pérdidas por polvo ................................................................................................................. 112
3.1.7 Pérdidas por reflectancia angular ......................................................................................... 112
3.1.8 Pérdidas en el cableado ......................................................................................................... 113
3.1.9 Pérdidas en el inversor........................................................................................................... 113
3.1.10 Pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia del generador
fotovoltaico (MPP) .............................................................................................................................. 114
4.
DEFINICIÓN DE PARÁMETROS ................................................................................................... 115
4.1
4.2
5.
FACTOR DE PÉRDIDAS .............................................................................................................................................. 119
ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCIÓN........................................................................................................................... 119
ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA INYECTADA ............................................................................................................. 125
DEFINICIÓN DEL SISTEMA DE RED ............................................................................................. 126
6.1
6.2
7.
CÁLCULO DE SOMBRAS ............................................................................................................................................ 116
CÁLCULOS DE APLICACIÓN EN EL PROYECTO ............................................................................. 119
5.1
5.2
5.3
6.
ÁNGULO DE INCLINACIÓN ........................................................................................................................................ 115
MÓDULO FV .............................................................................................................................................................. 126
INVERSOR .................................................................................................................................................................. 127
DESCRIPCIÓN DE MATERIALES .................................................................................................. 128
7.1
DESCRIPCIÓN DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO ........................................................................................................ 128
7.1.1 Datos básicos ......................................................................................................................... 128
7.1.2 Características ....................................................................................................................... 129
7.1.3 Dimensiones y tecnología ...................................................................................................... 131
7.1.4 Parámetros del modelo ......................................................................................................... 132
7.1.5 Certificaciones ....................................................................................................................... 140
7.1.6 Garantía ................................................................................................................................ 140
7.1.7 Comercial ............................................................................................................................... 141
7.2
INVERSOR ................................................................................................................................................................... 142
7.2.1 Datos básicos ......................................................................................................................... 142
7.2.2 Características ....................................................................................................................... 142
7.2.3 Dimensiones .......................................................................................................................... 144
7.2.4 Parámetros principales .......................................................................................................... 144
7.2.5 Curvas de eficiencia ............................................................................................................... 145
7.2.6 Comercial ............................................................................................................................... 148
8.
DISEÑO DEL GENERADOR FV ..................................................................................................... 149
101
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
8.1
JUSTIFICACIÓN DE LA ELECCIÓN TOMADA ............................................................................................................ 149
8.1.1 Número de módulos y filas .................................................................................................... 151
8.1.2 Condiciones de funcionamiento............................................................................................. 152
8.1.3 Irradiancia en el plano ........................................................................................................... 153
8.2
CONDICIONES DEL DIMENSIONADO GENERADOR/INVERSOR ........................................................................... 154
8.3
PÉRDIDAS .................................................................................................................................................................. 157
8.3.1 Parámetros térmicos ............................................................................................................. 157
8.3.2 Calidad de los módulos .......................................................................................................... 157
8.3.3 Polvo y suciedad .................................................................................................................... 157
8.3.4 Gráfico de pérdidas ............................................................................................................... 157
8.4
RESUMEN GLOBAL DEL SISTEMA ............................................................................................................................ 159
8.5
EVALUACIÓN ECONÓMICA ....................................................................................................................................... 160
9.
PLANOS ..................................................................................................................................... 161
9.1
9.2
9.3
9.4
9.5
9.6
MAPAMUNDI ............................................................................................................................................................. 162
NAVE .......................................................................................................................................................................... 163
VISTA DE LAS PLACAS .............................................................................................................................................. 164
DISTRIBUCCIÓN DE SUBCAMPOS ............................................................................................................................ 165
DETALLE STRINGS .................................................................................................................................................... 166
INCLINACIÓN PLACAS SOLARES .............................................................................................................................. 167
10. REUS ......................................................................................................................................... 168
10.1 DESCRIPCIÓN DE LA REGIÓN ................................................................................................................................... 169
10.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS (FUENTE PVGIS) .......................................................................................................... 169
10.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN ........................................................................................................................... 173
10.3.1 Resultados principales ........................................................................................................... 173
10.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA ....................................................................................................................................... 181
10.4.1 Inversión ................................................................................................................................ 181
10.4.2 Financiamiento ...................................................................................................................... 182
10.4.3 Coste de energía .................................................................................................................... 183
10.4.4 Venta de energía ................................................................................................................... 183
10.4.5 Balance económico a largo plazo .......................................................................................... 184
10.4.6 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios ......................................................... 188
11. MOSCÚ...................................................................................................................................... 190
11.1 DATOS DE LA REGIÓN............................................................................................................................................... 191
11.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS ........................................................................................................................................ 191
11.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN ........................................................................................................................... 195
11.3.1 Resultados principales ........................................................................................................... 195
11.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA ....................................................................................................................................... 204
11.4.1 Financiamiento ...................................................................................................................... 204
11.4.2 Coste de energía .................................................................................................................... 205
11.4.3 Venta de energía ................................................................................................................... 205
11.4.4 Balance económico a largo plazo .......................................................................................... 207
11.4.5 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios ......................................................... 210
12. AKUREYRI .................................................................................................................................. 212
12.1 DESCRIPCIÓN DE LA REGIÓN ................................................................................................................................... 213
12.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS (FUENTE: PVGIS) ...................................................................................................... 213
12.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN ........................................................................................................................... 217
12.3.1 Resultados principales ........................................................................................................... 217
102
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
12.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA ....................................................................................................................................... 226
12.4.1 Inversión ................................................................................................................................ 226
12.4.2 Financiamiento ...................................................................................................................... 226
12.4.3 Coste de energía .................................................................................................................... 227
12.4.4 Venta de energía ................................................................................................................... 227
12.4.5 Balance económico a largo plazo .......................................................................................... 229
12.4.6 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios ......................................................... 232
13. BEOUMI (COSTA DE MARFIL)..................................................................................................... 234
13.1 DESCRIPCIÓN DE LA REGIÓN ................................................................................................................................... 235
13.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS (FUENTE PVGIS) ........................................................................................................ 235
13.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN ........................................................................................................................... 238
13.3.1 Resultados principales ........................................................................................................... 238
13.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA ....................................................................................................................................... 247
13.4.1 Inversión ................................................................................................................................ 247
13.4.2 Financiamiento ...................................................................................................................... 247
13.4.3 Coste de energía .................................................................................................................... 248
13.4.4 Venta de energía ................................................................................................................... 248
13.4.5 Balance económico a largo plazo .......................................................................................... 250
13.4.6 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios ......................................................... 253
14. SYDNEY ..................................................................................................................................... 255
14.1 DESCRIPCIÓN DE LA REGIÓN ................................................................................................................................... 256
14.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS (FUENTE METEONORM) ............................................................................................. 256
14.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN ........................................................................................................................... 261
14.3.1 Resultados principales ........................................................................................................... 261
14.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA ....................................................................................................................................... 270
14.4.1 Inversión ................................................................................................................................ 270
14.4.2 Financiamiento ...................................................................................................................... 270
14.4.3 Coste de energía .................................................................................................................... 271
14.4.4 Venta de energía ................................................................................................................... 271
14.4.5 Balance económico a largo plazo .......................................................................................... 273
14.4.6 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios ......................................................... 276
15. NUEVA YORK ............................................................................................................................. 278
15.1 DESCRIPCIÓN DE LA REGIÓN ................................................................................................................................... 279
15.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS (FUENTE METEONORM) ............................................................................................. 280
15.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN ........................................................................................................................... 285
15.3.1 Resultados principales ........................................................................................................... 285
15.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA ....................................................................................................................................... 294
15.4.1 Inversión ................................................................................................................................ 294
15.4.2 Financiamiento ...................................................................................................................... 294
15.4.3 Coste de energía .................................................................................................................... 295
15.4.4 Venta de energía ................................................................................................................... 295
15.4.5 Balance económico a largo plazo .......................................................................................... 297
15.4.6 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios ......................................................... 300
16. RESOLUTE (NUNAVUT) .............................................................................................................. 302
103
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
16.1 DESCRIPCIÓN DE LA REGIÓN ................................................................................................................................... 303
16.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS (FUENTE CANADA EPW - CWEC) ............................................................................... 304
16.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN ........................................................................................................................... 309
16.3.1 Resultados principales ........................................................................................................... 309
16.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA ....................................................................................................................................... 318
16.4.1 Inversión ................................................................................................................................ 318
16.4.2 Financiamiento ...................................................................................................................... 318
16.4.3 Coste de energía .................................................................................................................... 319
16.4.4 Venta de energía ................................................................................................................... 319
16.4.5 Balance económico a largo plazo .......................................................................................... 321
16.4.6 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios ......................................................... 324
17. CONCLUSIONES ......................................................................................................................... 326
17.1
INCLINACIÓN ............................................................................................................................................................. 326
104
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
2. DEFINICIÓN DEL PROYECTO
En el siguiente proyecto, diseñaremos una instalación fotovoltaica para una nave industrial, con
una cubierta de 5000m2.
Una vez hayamos escogido los materiales que la compondrán y hayamos diseñado la instalación,
evaluaremos el rendimiento tanto energéticamente como económicamente de ésta instalación.
Esa misma instalación estará diseñada con los mismos materiales y la distribución e inclinación
de sus placas necesaria para optimizar su rendimiento en cada uno de los lugares del planeta en
los que realizaremos la instalación:
Ilustración 1. Placas solares sobre cubierta horizontal
Los lugares son:
-
Reus (España)
Moscú (Rusia)
Akureyri (Islandia)
Beoumi (Sydney)
Sydney (Australia)
Nueva York (Estados Unidos)
Resolute (Canadá)
Para llevar a cabo esa instalación, tendremos en cuenta todos los factores de pérdidas que
inevitablemente, afectarán negativamente a la producción.
105
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Una vez tengamos definidos los parámetros de la instalación, tanto pérdidas, como producción,
evaluaremos cada caso detenidamente y ejecutaremos un estudio económico, en el que
descubriremos la cantidad de energía vertida a la red por cada instalación, la inversión total, el
tiempo de amortización, y el beneficio global, si es que procede, de cada una de ellas.
106
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
3. PÉRDIDAS ENERGÉTICAS
La energía generada por una instalación fotovoltaica es directamente proporcional a la
irradiación incidente en el plano receptor fotovoltaico, y por tanto, una instalación de 1kWp
instalado que recibe una irradiación de 1000 anual de kWh/m2 debería producir 1000 kWh.
Pero esto no es así, ya que hay múltiples factores que afectan al rendimiento de una instalación
fotovoltaica.
A continuación, vamos a analizar cada uno de ellos:
3.1 PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN, INCLINACIÓN Y SOMBRAS
La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles sombras sobre el mismo
serán tales para que las pérdidas sean inferiores a los límites de la tabla siguiente:
General
Superposición
Integración arquitectónica
Orientación e
inclinación (OI)
10 %
20%
40 %
Sombras
(S)
10 %
15 %
20 %
Total
(OI+S)
15%
30 %
50 %
Tabla 1. Pérdidas máximas permitidas (Fuente: PCT del IDAE)
En los tres casos considerados: general, superposición de módulos e integración arquitectónica
se han de cumplir que las pérdidas por orientación e inclinación, por sombreado y las totales,
sean inferiores a las de los límites estipulados respecto a los valores óptimos.
Para el caso general, que son las de aplicación en éste proyecto, las pérdidas máximas por este
concepto son del 10 %; para superposición, del 20 %, y para integración arquitectónica del 40%.
3.1.1
Pérdidas por orientación e inclinación
Las pérdidas por este concepto se calcularán en función de:
-
Ángulo de inclinación β, definido como el ángulo que forma la superficie de los módulos
con el plano horizontal.
Su valor es 0° para módulos horizontales y 90° para verticales.
-
Ángulo de azimut α, definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano
horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar.
107
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Valores típicos son 0° para módulos orientados al sur, –90° para módulos orientados al
este y +90° para módulos orientados al oeste.
Ilustración 2. Ángulo de inclinación y ángulo de azimut
Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de azimut nos proporcionan los
valores de inclinación máxima y mínima.
En cambio, si no hay intersección entre ambas, las pérdidas son superiores a las permitidas y la
instalación estará fuera de los límites.
Si ambas curvas se intersecan, se obtienen los valores para latitud estudiada y se corregirán los
límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre la latitud del lugar en cuestión
y la de 41º, de acuerdo a las siguientes fórmulas:
Inclinación máxima = inclinación (
Inclinación mínima = inclinación (
3.1.2
= α) - (41: - latitud);
= 41:) - (41:-latitud); siendo 5: su valor mínimo.
Pérdidas por sombreado
Los sistemas fotovoltaicos de conexión a red suelen instalarse en lugares cercanos a los puntos
de suministro de la red eléctrica, ya sea en entornos urbanos, rurales, etc.
En todos esos lugares, en muchas ocasiones es inevitable la presencia de sombras cercanas a
determinadas horas del día.
Esas sombras, afectan negativamente al rendimiento del generador, ya que no le permiten
captar por igual en toda su superficie y al efecto de mismatch a los que puede dar lugar.
108
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
3.1.2.1 Pérdida por obstáculos cercanos
El procedimiento de cálculo de estas pérdidas por sombreado de obstáculos consiste en la
comparación del perfil de obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el diagrama de
trayectorias del Sol del lugar.
Es un cálculo complicado, ya que hay que analizar bien el obstáculo que interfiere y dibujar ese
obstáculo en el perfil de la trayectoria del Sol del lugar.
Ese perfil es un perfil distribuido en zonas, tal que así:
Ilustración 3. Interpolación de la trayectoria del sol con el perfil del obstáculo
Pues bien, a continuación, debemos fijarnos en las zonas a las que el perfil del obstáculo afecta,
ya sea totalmente o mínimamente.
Una vez están identificadas las zonas, se debe consultar unas series de datos, ya tabulados e
incluidos en el PCT del IDAE), con las cuales por cada zona afectada obtendremos un valor que le
corresponde.
Finalizada esa tarea, deberemos multiplicar los valores que hemos encontrado en las tablas por
unos parámetros que dependen de la zona afectada.
Como en nuestro proyecto no vamos a considerar obstáculos cercanos, no deberemos de
realizar esos cálculos.
Lo que si tendremos muy en cuenta en nuestro proyecto son otro tipo de pérdidas por
sombreado diferentes a las anteriormente mencionadas.
109
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Se trata de las pérdidas por sombreado de unos campos fotovoltaicos a otros.
3.1.2.2 Pérdida entre campos fotovoltaicos
Las pérdidas en cuestión son un tipo de pérdidas que son evitables si se dispone del espacio y
los conocimientos adecuados.
El fundamento de estas pérdidas se basa en el ángulo de inclinación del sol respecto a la normal
de la placa fotovoltaica y la distancia entre éstas.
Durante el día el Sol cambia su altura y el ángulo con el que incide sobre la placa, pero para
hacer un dimensionado muy cercano, la distancia entre filas de paneles será determinante en el
instante en que tengamos limitado la superficie disponible.
El panel en posición horizontal, no proyectaría sombras sobre la fila siguiente y podríamos
juntar la filas una con otra.
Desgraciadamente, los paneles captarían mucha menos radiación, por lo cual hay que
colocarlos con un ángulo de inclinación adecuado, en España está entre los 30 y 40º sobre la
horizontal. Si con esa inclinación calculamos mal la separación entre filas, en algunas épocas del
año y a determinadas horas del día, se estarían proyectando sombras una fila sobre otra, con la
consecuente pérdida de rendimiento.
Ilustración 4. Inclinación y altura de un panel
La consecuencia más conocida de estas pérdidas es la reducción más o menos importante en la
producción (según el área sombreada, la época del año en la que se produce el sombreado, la
configuración eléctrica de los módulos y el generador fotovoltaico, y de la amplitud del rango de
búsqueda de MPP del inversor).
Para minimizar éstas pérdidas, llevaremos a cabo los cálculos en el apartado 4.2 “cálculo de
sombras”.
110
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
3.1.3
Pérdidas mismatch
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”.
3.1.4 Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal
Los módulos fotovoltaicos 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%.
En algunas ocasiones suele ocurrir que la potencia de cada uno de los módulos FV se sitúa
dentro de la banda inferior de potencias garantizadas por el fabricante.
Esto quiere decir que, la potencia real suministrada por el fabricante, entendida como la suma
de las potencias de cada uno de los módulos que componen el generador fotovoltaico, 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.
3.1.5
Pérdidas por temperatura
La temperatura de operación de los módulos FV depende de los factores ambientales de
irradiancia, temperatura ambiente, velocidad del viento, de la posición de los módulos y la
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.
111
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Las pérdidas por temperatura dependen de la diferencia de temperatura en los módulos y los 25
°C de las CEM, del tipo de célula y encapsulado y del viento.
Los módulos FV presentan unas pérdidas de potencia del orden de un 4% por cada 10 ºC de
aumento de su temperatura de operación, aunque cierto es que ese porcentaje depende del
tipo de tecnología de la célula).
Si los módulos están convenientemente aireados por detrás, esta diferencia es del orden de 30
°C sobre la temperatura ambiente, para una irradiancia de 1000 W/m2.
Para el caso de integración de edificios donde los módulos no están separados de las paredes o
tejados, esta diferencia se podrá incrementar entre 5 °C y 15 °C.
3.1.6
Pérdidas por polvo
Éste tipo de pérdidas sobre la superficie de una placa fotovoltaica, tiene como resultado la
disminución de la potencia de un generador FV por la deposición de polvo y suciedad en la
superficie de los módulos FV.
Estas pérdidas dependen de la inclinación de los módulos, cercanías a carreteras, etc.
Una causa importante de pérdidas ocurre cuando los módulos FV que tienen marco tienen
células solares muy próximas al marco situado en la parte inferior del módulo. Otras veces son
las estructuras soporte que sobresalen de los módulos y actúan como retenes del polvo.
Como consecuencia, lado la presencia de una suciedad uniforme da lugar a una disminución de
corriente y tensión entregada por el generador fotovoltaico y por otro lado, la presencia de
suciedades localizadas da lugar a un aumento de las pérdidas de mismatch y a las pérdidas por
formación de puntos calientes.
Las pérdidas por polvo son muy variables, ya que en un día determinado pueden ser del 0 % al
día siguiente de un día de lluvia y llegar al 8 % cuando los módulos se "ven muy sucios".
3.1.7
Pérdidas por reflectancia angular
La potencia nominal de un módulo fotovoltaico 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.
No obstante, en la operación habitual de un módulo fotovoltaico, ni la incidencia de la radiación
es normal, ni el espectro es estándar durante todo el tiempo de operación.
112
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
El hecho 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 también están relacionadas con el apartado anterior, ya que se
incrementan con el grado de suciedad.
Por otro lado los dispositivos fotovoltaicos son espectralmente selectivos. Esto quiere decir que
la corriente generada es diferente para cada longitud de onda del espectro solar de la radiación
incidente.
La variación del espectro solar en cada momento respecto del espectro normalizado puede
afectar la respuesta normal de las células fotovoltaicas, dando lugar a ganancias o pérdidas
energéticas.
Las pérdidas por reflectancia angular y espectral pueden despreciarse cuando se mide el campo
FV al mediodía solar (± 2 h) y también cuando se mide la radiación solar con una célula
calibrada de tecnología equivalente (CTE) al módulo FV.
Las pérdidas anuales son mayores en células con capas anti reflexivas que en células
texturizadas.
Son mayores en invierno que en verano.
También son mayores en localidades de mayor latitud.
Pueden oscilar a lo largo de un día entre 2 % y 6 %.
3.1.8
Pérdidas en el cableado
Tanto en la parte de continua como en la parte de alterna (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 un material y sección determinados.
Estas pérdidas se minimizan dimensionando adecuadamente la sección de los conductores en
función de la corriente que por ellos circulará.
3.1.9
Pérdidas en el inversor
El inversor fotovoltaico se caracteriza por la curva de rendimiento en función de la potencia de
operación.
113
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Es importante seleccionar un inversor de alto rendimiento en condiciones nominales de
operación y también una selección adecuada de la potencia del inversor en función de la
potencia del generador fotovoltaico.
3.1.10 Pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia del
generador fotovoltaico (MPP)
El inversor fotovoltaico de conexión a red opera directamente conectado al generador
fotovoltaico y tiene un dispositivo electrónico de seguimiento del punto de máxima potencia del
generador fotovoltaico (éste punto de máxima potencia cambia con la irradiancia y la
temperatura).
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 fotovoltaico, ya
que en este caso puede haber escalones en la curva intensidad-tensión y el inversor operaría en
un punto que no es el de máxima potencia.
114
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
4. DEFINICIÓN DE PARÁMETROS
4.1
ÁNGULO DE INCLINACIÓN
αopt = 3,7 +0,69·latitud
(1)
Siguiendo la fórmula antes mencionada, y teniendo en cuenta las sugerencias en cuanto al
dimensionado de la instalación con el programa pvsyst, hemos rellenado la siguiente tabla:
Lugar
Reus
Moscú
Akureyri
Beoumi
Sydney
Nueva York
Resolute
País
España
Rusia
Islandia
Costa de Marfil
Australia
EU
Canadá
Latitud
41,15
55,75
65,68
7,80
33,87
40,72
75
∝calculado
32,10
42,17
49,02
9,08
27,07
31,80
55,45
∝tomado
35
39
43
14
30
30
50
Tabla 2. Ángulo de inclinación de las placas solares
La fórmula aplicada anteriormente está reflejada en el PCT de las Instalaciones conectadas a la
red, pero en ningún caso garantiza el máximo rendimiento de la instalación, el cual podemos
aumentar variando ligeramente ese ángulo y haciendo comprobaciones.
Por tanto, la explicación de que el ángulo que tomamos como referencia para nuestra
instalación, es debido a que realizando diferentes simulaciones con PVSYST, hemos observado
que con esos ángulos tomados, la instalación tiene un rendimiento mayor, debido a las menores
pérdidas por el sombreado y la mayor incidencia de los rayos solares.
115
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
4.2 CÁLCULO DE SOMBRAS
La distancia d, medida sobre la horizontal, entre unas filas de módulos obstáculo, de altura h(o z
en éste caso), que pueda producir sombras sobre la instalación deberá garantizar un mínimo de
4 horas de sol entorno al mediodía del solsticio de invierno.
El caso generales una distribución sobre una cubierta plana cuyo ángulo de inclinación es 0:,
pero no siempre va a ser así.
A continuación, veremos un esquema que plasma perfectamente el hecho y el fin del cálculo:
Ilustración 5. Cálculo de sombras
𝑧
dmin = 𝑡𝑔 (61−𝑙𝑎𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑
)
(2)
Donde:
ho es el ángulo de incidencia del sol (:)
d es la separación entre módulos (m)
∝ es la inclinación del módulo (:)
De acuerdo a ésta fórmula, la separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la
siguiente fila, no será inferior a la dmin calculada, aplicando z a la diferencia de alturas entre la
parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las medidas de acuerdo
con el plano que contiene a las bases de los módulos.
116
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Aplicando la fórmula antes mencionada (2) hemos rellenado ésta tabla, en la que nos indica la
distancia mínima de separación entre una fila de módulos y otra para que no se produzcan
pérdidas relevantes por sombreado.
Lugar
Reus
Moscú
Akureyri
Beoumi
Sydney
Nueva York
Resolute
País
España
Rusia
Islandia
Costa de Marfil
Australia
EU
Canadá
Z (m)
1,122
1,231
1,334
0,473
0,978
0,978
1,498
Latitud
41,15
55,75
65,68
7,80
33,87
40,72
75
∝
35
39
43
14
30
30
50
Dmin
3,11 m
13,40 m
16,30 m
1,00 m
1,91 m
1,91 m
6,00 m
Tabla 3. Distancia mínima de separación entre los módulos
Cierto es también que comúnmente, y para resultados más aproximados a la optimización del
sistema, se usa la siguiente fórmula:
𝑑=𝑎·
𝑠𝑒𝑛 (180−𝛽−𝛼)
𝑠𝑒𝑛𝛼
(3)
Siendo:
d: distancia mínima de separación entre placas
a: altura solar correspondiente a las 12:00 horas del día 21 de diciembre
β: ángulo de inclinación de los paneles
α: ángulo de incidencia entre el sol y la normal con respecto al suelo
117
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 6. Distancia entre módulos
Francamente en una instalación, es verdaderamente complicado extinguir todas las pérdidas por
sombreado, ya que normalmente la superficie de aplicación es reducida y se pretende colocar el
mayor número de paneles y muchas son las pérdidas.
Ciertamente la radiación solar es impredecible, y por lo tanto estimar con precisión las perdidas
de un sistema solar, sea fotovoltaico o solar térmico, es prácticamente imposible.
118
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
5. CÁLCULOS DE APLICACIÓN EN EL PROYECTO
5.1 FACTOR DE PÉRDIDAS
Para un ángulo β comprendido entre 15: y 90::
Pérdidas (%) = 100 · 1,2 · 10𝑒 − 4 · 𝛽 − 𝛽𝑜𝑝𝑡 𝑒2 + 3,5 · 10𝑒 − 5 · 𝛼𝑒2
(4)
Para un ángulo menor de 15::
Pérdidas (%) = 100· 1,2 · 10𝑒 − 4 · 𝛽 − 𝛽𝑜𝑝𝑡 𝑒2
(5)
Nota: en grados sexagesimales
5.2 ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCIÓN
La estimación de la producción de un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica de baja
tensión se puede realizar mediante el siguiente procedimiento de cálculo:
1. Se parte de los datos horarios de temperatura ambiente y de irradiancia solar incidente
en el plano de del generador FV de un año meteorológico típico.
Para cada valor de irradiancia, G, y temperatura ambiente, Ta, la potencia en el punto de
máxima potencia de un generador FV ideal, Pm, se puede obtener a partir del valor de la
potencia en condiciones STC, P*m, aplicando las siguientes ecuaciones (método simplificado):
𝐺
𝑃𝑚 = 𝑃𝑚∗ 𝐺 ∗ 1 − δ(𝑇𝑐 − 𝑇𝑐∗ )
𝑇𝑐 = 𝑇𝑎 +
𝑇𝑂𝑁𝐶 −20
𝐺
800
(6)
(7)
Donde:
• G es la irradiancia global incidente en la superficie del módulo fotovoltaico.
• Tc es la temperatura de célula.
• Ta es la temperatura ambiente.
• Pm es la potencia en el punto de máxima potencia del generador FV.
119
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
• P* m es la potencia nominal en condiciones estándar, STC.
• TONC es la temperatura nominal de operación.
•
δ es el coeficiente de variación con la temperatura de la potencia.
δ=
1
𝑞𝑉𝑚 − 𝐸𝑔
𝑞𝑉𝑚
𝑇
− 𝑦𝑚𝑘
(8)
Eg es la energía del GAP, m es el factor de idealidad del diodo en la ecuación que
representa la curva intensidad-tensión, que incluye también el número de células
conectadas en serie.
Valores típicos para silicio son δ = 4.41x10-3 /ºC (Tc=300ºK, m=1, kTc=26 meV,
Voc=0.65 V, Vm=0.55 V, Eg = 1.1 eV γ=3).
•
G* es la irradiancia en STC, G* =1 kW/m².
•
Tc* es la temperatura en STC,
· Tc * = 25ºC.
En caso de disponer de datos de velocidad del viento, la ecuación (4), puede reemplazarse por:
𝐺
𝐺
𝑇𝑐 = 𝐺 ∗ 𝑇1 𝑒 𝑏𝑣𝑣 + 𝑇2 + 𝑇𝑎 + 𝐺 ∗ 𝛥𝑇
(9)
Donde:
vv es la velocidad del viento (expresada en m/s si G está en W/m² y TC en ºC)
ΔT, T1, T2 y b son parámetros empíricos para el tipo de módulo y el tipo de instalación
Los valores típicos de estos coeficientes para aplicaciones de conexión a red se indican en unas
tablas específicas.
La ecuación (3) supone un rendimiento constante en función del nivel de irradiancia (lo cual es
una aproximación bastante realista para sistemas sin concentración). Un modelo más general
puede ser descrito mediante las ecuaciones siguientes:
𝑃𝑚 = 𝐼𝑠𝑐 𝑉𝑜𝑐 𝐹𝐹
𝐺
∗
𝐼𝑠𝑐 = 𝐺 ∗ 𝐼𝑠𝑐
+ 𝛼(𝑇𝑐 − 𝑇𝑐∗ )
𝑉𝑜𝑐 = 𝑉𝑜𝑐∗ +
𝐸𝑔
− 𝑉𝑜𝑐∗
𝑞
1−
(10)
(11)
𝑇𝑐
𝐺
𝑇𝑐
− 𝑦𝑙𝑛 ∗
∗ + 𝑚𝑣𝑡 𝑙𝑛
∗
𝑇𝑐
𝐺
𝑇𝑐
(12)
120
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La ecuación anterior es equivalente a la siguiente:
𝑉𝑜𝑐 = 𝑉𝑜𝑐∗ + 𝑚𝑣𝑡 𝑙𝑛
𝐺
− 𝛽 𝑇𝑐 − 𝑇𝑐∗
𝐺∗
(13)
Donde:
α y β son los coeficientes de temperatura de Isc, (α/Isc≈0.0006/ºC) y Voc, β≈-2.3mV/ºC,
por célula, respectivamente.
𝐹𝐹 = 1 −
𝑚𝑣𝑡
𝑉𝑜𝑐
1+
𝑚𝑣𝑡
𝑚𝑣𝑡
𝐼𝑠𝑐 𝑅𝑠
𝑙𝑛
−
𝑉𝑜𝑐
𝑉𝑜𝑐
𝑉𝑜𝑐
(14)
Donde los parámetros con el superíndice “*” se refieren a los valores en condiciones standard
de medida, STC, dados por G*=1kW/m², T* c=25ºC.
Rs es la resistencia serie, y vt es el potencial térmico.
𝑅𝑠 = −
𝑣𝑡 =
𝜕𝐼 −1 𝑚𝑣𝑡
𝑒 −
𝜕𝑉
𝐼𝑠𝑐
𝑘𝑇𝑐
𝑞
(15)
(16)
2. A la potencia, Pm, obtenida se le aplica un porcentaje general de pérdidas en la parte DC
de la instalación, LDC, obtenido como el producto de las diferentes pérdidas, Li,DC,
(definidas como: Mismatch, LM, polvo y suciedad, LPS, Angulares y Epectrales, LAS,
Ohmicas DC, LOhm,DC, y potencia nominal, LPN).
Se obtiene de este modo la potencia disponible a la salida del generador
𝐿𝐷𝐶 = 1 −
𝑖
(1 − 𝐿𝑖,𝐷𝐶 )
𝑃𝐷𝐶 = 𝑃𝑚 (1 − 𝐿𝐷𝐶 )
(17)
(18)
3. Se supone un inversor con un rendimiento de seguimiento del punto de máxima
potencia, ηSPMP, del inversor determinado (también podría considerarse una curva de
rendimiento de SPMP en función de la potencia), que tiene unas pérdidas energéticas
asociadas, LSPMP.
𝐿𝑆𝑃𝑀𝑃 = 1 − ŋ𝑆𝑃𝑀𝑃
(19)
121
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Con ello se puede estimar la potencia disponible a la entrada al inversor, PDC,SPMP,
Como:
𝑃𝐷𝐶,𝑆𝑃𝑀𝑃 = 𝑃𝐷𝐶 ŋ𝑆𝑃𝑀𝑃 = 𝑃𝐷𝐶 (1 − 𝐿𝑆𝑃𝑀𝑃 )
(20)
4. La potencia AC, PAC, a la salida del inversor se puede calcular considerando la curva de
rendimiento AC/DC del inversor. Para cada valor de PDC,SPMP, el valor de PAC, se puede
obtener por interpolación en la curva de rendimiento.
𝑃𝐴𝐶 = 𝑃𝐷𝐶,𝑀𝑃𝑃 ŋ𝑖𝑛𝑣
(21)
5. A la potencia obtenida en el punto anterior se le aplica un porcentaje de pérdidas en el
cableado AC, LOhm,AC.
𝑃𝑜𝑕𝑚 ,𝐴𝐶 = 𝑃𝐴𝐶 1 − 𝐿𝑂𝑕𝑚,𝐴𝐶
(22)
El valor de POhm,AC sería el valor de la potencia inyectada a la red eléctrica en el caso de no
existir otras pérdidas adicionales.
Se pueden considerar los términos de pérdidas adicionales:
• Pérdidas debidas al sombreado del generador fotovoltaico, Lsombras.
• Pérdidas debidas a otros aspectos no considerados, tales como paradas del inversor, efectos a
baja irradiancia, pérdidas en transformadores de media tensión, etc..., LOtros.
De este modo la potencia inyectada a la red eléctrica se puede estimar como:
𝑃𝐴𝐶,𝑟𝑒𝑑 = 𝑃𝑂𝑕𝑚,𝐴𝐶 1 − 𝐿𝑠𝑜𝑚𝑏𝑟𝑎𝑠
1 − 𝐿𝑜𝑡𝑟𝑜𝑠
(23)
La potencia de CC inmediatamente a la salida de los paneles fotovoltaicos la calculamos de la
siguiente manera:
𝑃𝑐𝑐 ,𝑓𝑜𝑣 = 𝑃𝑜 𝑅𝑡𝑜 1 − 𝑔(𝑇𝑐 − 25) 𝐸/100
(24)
[1 – g (Tc – 25)] = (1 – Ltem)
(25)
Donde:
Pcc, fov Potencia de CC inmediatamente a la salida de los paneles FV, en W.
E Irradiancia solar, en W/m2, medida con la CTE calibrada.
g Coeficiente de temperatura de la potencia, en 1/ °C
Tc Temperatura de las células solares, en °C.
122
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Rto, var Rendimiento, que incluye los porcentajes de pérdidas debidas a que los módulos
fotovoltaicos operan, normalmente, en condiciones diferentes de las CEM.
Po Potencia nominal del generador en CEM, en W.
Ltem Pérdidas medias anuales por temperatura.
𝑃𝑐𝑐 ,𝑖𝑛𝑣 = 𝑃𝑐𝑐 ,𝑓𝑜𝑣 (1 − 𝐿𝑐𝑎𝑏 )
(26)
Lcab Pérdidas de potencia en los cableados de CC entre los paneles FV y la entrada del inversor,
incluyendo, además, las pérdidas en fusibles, conmutadores, conexionados, diodos antiparalelo
si hay, etc.
𝑇𝑐 = 𝑇𝑎𝑚𝑏 +
𝑇𝑂𝑁𝐶 − 20 𝐸
800
(27)
Donde:
Tamb Temperatura ambiente en la sombra, en °C, medida con el termómetro.
TONC Temperatura de operación nominal del módulo.
Rto, var = (1 – Lpol) (1 – Ldis) (1 – Lref)
(28)
Donde:
Lpol Pérdidas de potencia debidas al polvo sobre los módulos FV.
Ldis Pérdidas de potencia por dispersión de parámetros entre módulos.
Lref Pérdidas de potencia por reflectancia angular espectral, cuando se utiliza un piranómetro
como referencia de medidas. Si se utiliza una célula de tecnología equivalente (CTE), el término
Lref es cero.
Realizando los cálculos horarios indicados en los 5 pasos anteriores para cada valor de
irradiancia y temperatura ambiente del año meteorológico tipo e integrando a todo el año, se
puede obtener una estimación de la energía producida por el sistema.
123
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Los valores de esta integración permiten estimar otros dos factores de pérdidas (implícitos en
los cálculos anteriores):
• Las pérdidas por temperatura, Ltemp.
𝐿𝑡𝑒𝑚𝑝 = 1 −
𝐸𝑚
𝑃∗
𝐺 ∗ 𝐺𝑎
(29)
Donde:
Em es la energía integrada anual en el punto de máxima potencia del generador FV
Ga es la irradiación integrada anual incidente en el plano del generador FV
𝐸𝑚 =
𝐺𝑎 =
𝑎ñ𝑜 𝑃𝑚
(30)
𝐺
(31)
𝑎ñ𝑜
𝐸𝐷𝐶,𝑆𝑃𝑀𝑃 =
𝑃𝐷𝐶,𝑆𝑃𝑀𝑃
(32)
𝑎ñ𝑜
𝐸𝐴𝐶 =
𝑃𝐴𝐶
(33)
𝑎ñ𝑜
•Las pérdidas por rendimiento AC/DC del inversor, Lηinv
𝐿ŋ𝑖𝑛𝑣 = 1 −
𝐸𝐷𝐶 ,𝑆𝑃𝑀𝑃
(34)
𝐸𝐴𝐶
Resulta conveniente introducir el concepto de rendimiento energético global del sistema,
denominado habitualmente como “Performance Ratio”, PR, que se puede definir como:
𝐸𝐴𝐶,𝑟𝑒𝑑
𝐻𝐸𝑆
∗
𝑃𝑅 = 𝑃
=
𝐺𝑎
𝐺𝑎
𝐺∗
𝐺∗
(35)
Donde
HES o horas equivalentes, es una normalización de la energía producida a la potencia nominal de
la instalación para obtener los kWh/kWp generados.
HES (kWh/kWp) =
𝐸𝐴𝐶 ,𝑟𝑒𝑑
𝑃∗
(36)
124
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
El Rendimiento Global del sistema, PR, o Perfomance Ratio, se define como un factor de
rendimiento que considera las pérdidas energéticas asociadas a los rendimientos de conversión
DC/AC y de seguimiento del punto de máxima potencia del inversor y al hecho de que el
rendimiento de las células solares en la realidad es inferior al que indica el valor de su potencia
nominal, debido a que la temperatura de operación suele ser notablemente superior a 25 °C; y
es el cociente entre la productividad final o “Final Yield”, y la productividad de referencia o
“Reference Yield”.
La Productividad Final o Final Yield, YF, definida como la energía útil anual producida por el
sistema en un cierto período de tiempo, EDC, por unidad de potencia instalada, expresada en
kWh/kWp.
𝑌𝑅 =
𝐺𝑎 (𝛼, 𝛽)
𝐺∗
(37)
𝑌𝐹 =
𝐸𝐴𝐶 ,𝑟𝑒𝑑
𝑃∗
(38)
𝑃𝑅 =
𝑌𝐹
𝑌𝑅
(39)
5.3 ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA INYECTADA
Para obtener un resultado aproximado, facilitando los cálculos, la estimación de la energía
inyectada se realizará de acuerdo con la siguiente ecuación:
Ep =
𝐺𝑑𝑚 (𝛼 ,𝛽 ) 𝑃𝑚𝑝 𝑃𝑅
(kWh/día)
𝐺𝐶𝐸𝑀
(40)
Donde:
Gdm (0) se define como el valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre superficie
horizontal, en kWh/(m2 ·día), obtenido a partir de alguna de las distintas fuentes disponibles(en
nuestro caso PVGIS o Meteonorm).
Gdm (α,β) se define como el valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el plano
del generador en kWh/(m2·día), obtenido a partir del anterior, y en el que se hayan descontado
las pérdidas por sombreado .
El parámetro α representa el azimut y β la inclinación del generador.
Pmp = Potencia pico del generador
GCEM = 1 kW/m2
125
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
6. DEFINICIÓN DEL SISTEMA DE RED
6.1 MÓDULO FV
Módulos STP 280-24/Vb, de 280 Wp, 30V y silicio policristalino.
Fabricante Suntech (China)
Tensiones de dimensionado: 31,5 V
La tensión de dimensionado es la tensión óptima de operación (sacado del catálogo del módulo)
Voc (-10:C): 49,8 V
Voc es la máxima tensión a que está certificado el módulo, en éste caso, a -10:C
Voc es máxima a bajas temperaturas del módulo y tiene una variación poco sensible a la
irradiancia. Influye mucho más la temperatura que la irradiancia.
Por tanto si en los cálculos saliera que la Voc a la temperatura mínima del modulo supera la
tensión máxima del inversor, deberíamos rebajar los módulos en serie; por tanto, la
configuración no seria válida.
126
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
6.2 INVERSOR
Inversor Sunny Central 150 LV, de potencia 150kW y rango de tensión 450-800V, ajustable a una
frecuencia de salida de 50-60 Hz.
Fabricante SMA (Alemania)
Tensión de funcionamiento 450-800 V
Éste rango de tensiones es el que especifica el fabricante, y por el cual, si la tensión de la
instalación se mantiene en ese rango de tensiones, el seguidor de máxima potencia, podrá
optimizar el rendimiento.
Tensión máxima de entrada: 880 V
El valor de la tensión máxima de entrada también viene especificado en el catálogo suministrado
por el fabricante y corresponde al valor máximo de tensión de entrada que cada uno de los
inversores puede soportar.
Es decir, por poner un ejemplo para clarificar éste valor, suponiendo que el tope de tensión
máxima de entrada es 200V, y disponemos de unos módulos conectados en serie de 20V cada
uno, como máximo podremos conectar 10 de ellos (obviando los demás factores).
Potencia global del inversor: 750 kWac
El valor de la potencia global del inversor es el total de potencia que nos suministrarán los 5
inversores.
Cada inversor proporciona 150kW, por lo tanto, si en nuestra instalación disponemos de 5, ese
producto nos da la potencia global del inversor.
127
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
7. DESCRIPCIÓN DE MATERIALES
7.1 DESCRIPCIÓN DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO
7.1.1
Datos básicos
El modelo elegido es STP 280-24/Vb, del fabricante Suntech.
La tecnología del módulo es de silicio policristalino y su potencia nominal de 280Wp.
La imagen del mismo es la siguiente:
Ilustración 7. STP 280-24
128
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
7.1.2
-
Características
Módulo con una alta eficiencia de conversión (hasta el 14,4 %).
Tolerancia positiva de potencia de salida garantizada de 0/+5W para asegurar una
elevada fiabilidad.
Una capa antirreflejo hidrofóbica aumenta la absorción de luz y reduce la acumulación
de polvo en la superficie.
Excelente rendimiento en entornos con poca luz.
El módulo entero está certificado para soportar cargas de viento (2400 pascal) y cargas
de nieve elevadas (5400 pascal).
El vidrio templado de 4mm de grosor aumenta la durabilidad del módulo.
129
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 8. Características generales del módulo
En los siguientes apartados, podremos observar detenidamente cada una de las características
que en la ilustración anterior aparecen.
130
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
7.1.3
Dimensiones y tecnología
Módulo
Largo
Ancho
Espesor
Peso
Superficie del módulo
1956 mm
992 mm
50 mm
23 kg
1,940 m2
Células
En serie
En paralelo
Cantidad total de células
Superficie de células
Superficie total de células
6
12
72
156 x 156 mm
1,7522 m2
Tabla 4. Especificaciones del módulo
Ésta tabla recoge los principales rasgos del módulo en cuanto a dimensiones y disposición de las
células que lo componen.
Ilustración 9. Vista frontal del módulo
131
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
7.1.4
Parámetros del modelo
7.1.4.1 Características eléctricas
STC
Tensión óptima de operación
Corriente óptima de operación (Imp)
Tensión en circuito abierto (Voc)
Corriente de cortocircuito (Isc)
Máxima potencia STC (Pmax)
Eficiencia del módulo
Temperatura de operación
Tensión máxima del sistema
Corriente máxima por fusible en serie
Tolerancia de potencia
Valor para el módulo STP 280
35, 2 V
7,95 A
44,8 V
8,33 A
280 Wp
14,4 %
-40:C hasta +85 :C
1000 V DC
20 A
0/+5W
Tabla 5. Características eléctricas del módulo
Según las especificaciones del fabricante, en ésta tabla se recogen las principales características
eléctricas de funcionamiento del módulo y que a posteriori nos serán de gran utilidad a la hora
de llevar a cabo la instalación y los cálculos.
Ilustración 10. Curva de Intensidad-Tensión-Potencia-Tensión
En la ilustración 10 podemos ver la característica de tensión e intensidad y además la potencia.
Cada color expresa una radiación diferente, 1000 W/m2 para la azul, 800 W/m2 para la roja, 600
W/m2 para la naranja, 400 W/m2 para la cian y 200 W/m2.
132
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
A través de éste gráfico podemos observar que cuanta mayor es la radiación (curva azul), mayor
es la potencia generada, menor es la tensión en el punto de máxima potencia y mayor es
también la intensidad del módulo.
7.1.4.2 Resistencia en serie y resistencia en paralelo
Resistencia en paralelo
Resistencia en serie
Corriente de saturación del diodo
Factor de calidad del diodo
Coeficiente de temperatura de tensión
Rp = 500 Ω
Rs = 0,068 Ω
I0 ref. = 86 nA
Gamma 1,29 /K
Voc = -148,6 mV / :C
Tabla 6. Resistencia en serie y en paralelo
En la tabla que precede, se define la resistencia en paralelo y la resistencia en serie de cada uno
de los módulos.
En el apartado siguiente, analizaremos el porqué de esos 500 Ω.
La corriente de saturación del diodo, el factor de calidad y el coeficiente de temperatura de la
tensión del diodo están condicionados por la tabla siguiente:
Ilustración 11. Característica I/V
En función de la tensión y la intensidad del módulo, se determina la curva que acabamos de ver.
Partimos de la base de la intensidad de cortocircuito (Isc ) y la tensión en circuito abierto(Voc).
133
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Es una curva que determina el punto de la resistencia en paralelo, que es la intersección entre
las tres curvas: la curva verde (para una resistencia mínima de 0 Ω), la negra (para una
resistencia de 0,068 Ω, que es la que nosotros hemos tomado) y para la curva azul(para una
resistencia máxima de 0,341 Ω)
7.1.4.3 Valor exponencial de la resistencia en paralelo
El comportamiento de la resistencia en paralelo en función de la irradiación es exponencial.
Para una irradiancia de 0 W/m2 la resistencia en paralelo tendrá un valor de 2000 Ω.
Teniendo en cuenta ésta condición y sabiendo que el parámetro exponencial corresponde a 5,5
unidades, deducimos la siguiente tabla que relaciona el valor de la resistencia en paralelo con el
de la irradiancia recibida por el módulo:
Ilustración 12. Relación Rp e Irradiancia
7.1.4.4 Características de temperatura
Temperatura Nominal de Operación de Célula (NOCT)
Coeficiente de temperatura de Pmax
Coeficiente de temperatura de Voc
Coeficiente de temperatura de Isc
45 ± 2 :C
-0,47 % / :C
-0,34 % / :C
0,045 % / :C
Tabla 7. Temperatura de operación
134
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Para un funcionamiento en condiciones normales (Normal Operating Cells Temperature),
sabemos que la temperatura de la célula debe ser de entre 43:C y 47 :C.
Pero ahora bien, es imposible que durante todo el tiempo de explotación de la instalación se
mantenga esa temperatura, con lo cual se deducen los siguientes coeficientes:
-
Para la estimación de potencia máxima, la producción se reduce un 0,47% por cada
grado que nos alejemos de esos 43 a 47 :.
Para la estimación de la tensión en circuito abierto, el valor se reduce un 0,34% por cada
grado que nos alejemos de esos 43 a 47 :.
Para la estimación de la intensidad de cortocircuito, el valor aumenta un 0,045% por
cada grado que nos alejemos de esos 43 a 47 :.
7.1.4.5 Coeficiente de temperatura
El comportamiento del módulo dependiendo de la temperatura es algo que se debe conocer, ya
que es un dato muy a tener en cuenta a la hora de dimensionar una instalación.
El coeficiente de temperatura del módulo corresponde a -0,40 %/:C
Ilustración 13. Función de la tensión y la potencia en función de la temperatura
La influencia de la temperatura sobre los distintos parámetros de cada placa (en especial la
tensión de máxima potencia) viene indicada por el fabricante no solo a través de una gráfica
sino también mediante una serie de factores.
135
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Así, por ejemplo, para la tensión de máxima potencia, el fabricante puede indicar un parámetro
(%/:C)(ver arriba), que representa la relación entre la tensión a una temperatura conocida y la
tensión a otra diferente, en tantos por ciento.
Sabiendo el factor y conocida la vmp a una temperatura de referencia Tref, para diferentes
valores de la temperatura de placa Tp se obtiene la nueva vmp).
Ilustración 14. Eficacia según la temperatura de la célula
En la ilustración anterior tenemos un gráfico en que, siguiendo la misma tesitura sobre los
conceptos sobre los que hacíamos referencia, la eficiencia, el valor de la potencia máxima cae
con el aumento de la temperatura de las células.
Anteriormente ya habíamos analizado el coeficiente de disminución de la producción en función
de las pérdidas, pero en ésta imagen podemos ver como es un coeficiente que afecta a todas las
rectas de irradiación incidente por igual, ya sea a 1000 W/m2 o a 200 W/m2.
136
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 15. Relación de la eficacia según la radiación incidente
En éste gráfico vemos la misma idea que la anterior, pero ésta vez las curvas son las diferentes
temperaturas de la célula, que a medida que aumenta la radiación incidente, van aumentando la
eficiencia.
137
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 16. Relación potencia-tensión según la temperatura de la célula
En ésta ilustración, vemos que las el comportamiento para una irradiación incidente de 1000
W/m2 entre la tensión y la potencia para diferentes temperaturas de las células.
Como observación, podemos decir que a menor temperatura de la célula, el punto de máximo
rendimiento se sitúa por encima que el resto, lo cual quiere decir que necesita más potencia
para alcanzar ese punto y como consecuencia, más tensión.
Además, junto a la leyenda de qué es cada curva, tenemos calculada la potencia en el punto de
máximo seguimiento, valor con el cual, vemos más claro todavía lo que habíamos contrastado
anteriormente.
138
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 17. Relación corriente-tensión según la temperatura de la célula
El gráfico de la ilustración 17 representa la forma de la curva que forma la característica de la
corriente y la tensión en función de la temperatura de las células.
Para una situación igual a la del gráfico anterior, una irradiación incidente de 1000 W/m2,
observamos ahora el comportamiento entre la corriente y la tensión para diferentes
temperaturas de las células.
Tanto la ilustración 16 como la 17 se complementan, es decir, si a un determinado valor de
potencia le corresponde un valor de tensión, a ese valor de tensión, le corresponderá un valor
de corriente, que también será proporcional a ambos (recordemos, V=R·I)
139
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
7.1.4.6 Características mecánicas
Célula solar
Número de células
Dimensiones
Peso
Vidrio frontal
Marco
Caja de conexiones
Cables de salida
Policristalina 156 x 156 mm (6 pulgadas)
72 (6x12)
1956 x 992 x 50 mm (77 x 39,1 x 2 pulgadas)
27 kg (59,5 lbs.)
Vidrio templado de 4mm (0,16 pulgadas)
Aleación de aluminio anodizado
Clase IP67
Cable H+S RADOX SMART de 4,0 mm2,
longitudes simétricas (-) 1.100 mm y (+)
1.100 mm, conectores integrados por cierre
de torsión RADOX SOLAR.
Tabla 8. Características mecánicas del módulo
En ésta tabla hemos recogido los datos de especificaciones mecánicas, contenidas en el catálogo
del producto, y hemos querido destacar las más importantes.
Tales como el peso (por si fuera necesario reforzar la estructura), el marco, el tipo de caja de
conexiones y las tomas de salida son las que hemos creído conveniente que el lector deba
conocer.
7.1.5
Certificaciones
El módulo ha pasado por un riguroso control de calidad que cumple los estándares
internacionales más elevados:
-
ISO 9001: 2008
ISO 14001: 2004
Certificación y estándares, con conformidad CE:
-
IEC 61215
IEC 61730
UL 1703
7.1.6
Garantía
Éste módulo tiene una garantía transferible de 25 años de potencia de Salida:
-
Durante 5 años, se garantiza el 95%
Durante los 12 años, se garantiza el 90 %
140
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
-
Durante los 18 años, se garantiza el 85%
Durante 25 años se garantiza el 80%
Además, tiene 5 años de garantía para el material y su mano de obra de fabricación.
7.1.7
Comercial
Fabricante: Suntech power
Disponible en el mercado: Desde 2005
Precio unitario: 480 €
Éste es el precio por unidad, comprando una pieza.
Precio unitario por kW: 1,71 €/W
Éste es el precio por kW de lo que nos cuesta instalar un W.
Lo obtenemos dividiendo la potencia total de los módulos entre el precio total de compra
Precio por 2574 piezas: 460 €
Debido a que el proveedor contempla descuentos por una compra elevada de piezas, éste será
el precio unitario por módulo.
Precio unitario por 2574 piezas: 1,64 €/W
Éste es el precio por kW de lo que nos cuesta instalar un W.
Lo obtenemos dividiendo la potencia total de los módulos entre el precio total de compra
(haciendo referencia ésta vez, al precio unitario por 2574 piezas).
141
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
7.2
7.2.1
INVERSOR
Datos básicos
El inversor elegido es el Sunny Central 150 LV, de la casa SMA.
La apariencia del inversor es la siguiente:
Ilustración 18. Inversor Sunny Central
7.2.2
Características
El inversor Sunny Central 150LV tiene un rango de tensión de entrada de 450 a 800 V y puede
operar en instalaciones con una potencia de hasta 160 kWp.
A través de 5 entradas de CC se puede conectar el generador fotovoltaico al inversor.
Sus ventajas:
-
Variante de baja tensión con rango de tensión de entrada de 300 V a 600 V
Conexión de módulos de baja tensión de sistema permisible
Magnetotérmico de CC con rearme automático
Protección contra sobretensión en el lado de CC y de CA
Monitorización de la instalación y evaluación de los datos como en el Sunny Central
estándar
142
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 19. Características principales del inversor
En los siguientes apartados, podremos observar detenidamente cada una de las características
que en la ilustración anterior aparecen.
143
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
7.2.3
Dimensiones
Para una buena planificación del espacio donde colocar los inversores, son necesarios los
siguientes datos:
Ancho
Alto
Largo
Peso
2000 mm
800 mm
2100 mm
1200 kg
Tabla 9. Dimensiones del inversor
7.2.4
Parámetros principales
A continuación, una tabla con los parámetros más importantes del inversor, proporcionados por
el fabricante, y que serán de gran ayuda para dimensionar la instalación:
Lado de entrada (Campo FV CC)
Tensión MPP mínima
Tensión mínima para Pnom
Tensión MPP nominal
Tensión FV máxima absoluta
Umbral de potencia
450 V
450 V
600 V
880 V
750 W
Tabla 10. Parámetros de entrada
La tensión MPP mínima corresponde a la mínima tensión para alcanzar el rango de tensiones en
las que el inversor operará de manera óptima.
Lo mismo sucede para la tensión mínima para obtener la potencia nominal del inversor. A partir
de esa tensión, el inversor busca el punto óptimo de potencia.
La tensión de máxima potencia nominal, obviamente está en el rango de tensiones del inversor,
pero dentro de ese rango, cuando la tensión alcance ese valor, obtendremos la tensión nominal
del punto de máxima optimización.
Otro dato a tener en cuenta, dato que limitará el número de módulos en serie, es la tensión
fotovoltaica máxima absoluta, que es el límite de tensión que puede asumir el inversor.
El umbral de potencia es la media de potencia en el que en unos valores de tensión
apropiados(alrededor de 400-800V) proporciona el inversor.
144
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Una vez el inversor ha convertido la corriente continua en corriente alterna, los parámetros en
los que opera el inversor son los siguientes:
Tipo
Frecuencia
Tensión de red
Potencia nominal CA
Potencia máxima CA
Corriente CA nominal
Corriente CA máxima
Lado de salida (Red CA)
Monofásico/Bifásico/Trifásico
50/60 Hz
400 V
150 kW
150 kW
217 A
217 A
Tabla 11. Parámetros de salida
El tipo de salida es la modalidad en que se puede operar una vez el inversor ha convertido la CC.
A la hora de elegir el inversor, elegimos un tipo de inversor que fuera capaz de ser flexible en
cuanto a las necesidades del usuario y en él se pueda conectar de la manera deseada.
La tensión de red es la tensión a la cual el inversor ha regulado la tensión.
La potencia nominal CA y la potencia máxima CA marca el límite establecido en cuanto a lo que
potencia de conversión se refiere.
Es decir, como máximo con el inversor seleccionado, puedes convertir 150kW de potencia.
La corriente de CA nominal y máxima corresponde a la tensión máxima a la que el inversor
puede convertir.
Es decir, todo está relacionado, la tensión de red y la potencia limitan la salida y al revés
(recordemos P= 3UI).
La eficiencia del inversor, en unas condiciones de trabajo normales son las siguientes:
Eficiencia
Eficiencia máxima
Eficiencia económica
95 %
93,9 %
Tabla 12. Eficiencia
7.2.5
Curvas de eficiencia
Relacionando éste apartado con el último sobre el que hemos tratado, hemos obtenido unos
datos de potencia de salida a los cuales les corresponde una eficiencia:
145
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Potencia de salida (W)
0
3,05
6,00
13,35
27,98
42,51
85,50
141,44
Eficiencia (%)
0
67,827
79,994
89,004
93,262
94,461
95,000
94,292
Ilustración 20. Potencia de salida en función de la potencia de entrada
Éste gráfico está relacionado con la tabla anterior, ya que si en el anterior evaluamos el
rendimiento del inversor en función de la potencia de salida, en éste evaluamos la potencia de
salida con respecto a la de entrada.
Y es que como hemos indicado, el rendimiento es prácticamente lineal, lo cual es obvio,
transforma “casi” toda la energía que le entra (habría que observar el apartado de rendimientos
del inversor, para ver que no toda la energía que le entra, es la que sale); aunque en el siguiente
apartado, analizaremos este hecho con más detenimiento.
146
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 21. Eficiencia en función de la potencia de entrada
Aunque el rendimiento de los inversores depende de cada equipo (es decir, de las
especificaciones del fabricante), con frecuencia resulta que a menor tensión necesaria en el lado
de corriente continua, mejor suele ser el rendimiento de la conversión a corriente alterna.
Ilustración 22. Eficiencia en función de la potencia de salida
Como anexo a la ilustración anterior, un gráfico que muestra la eficiencia en función de la
potencia de salida.
Como vemos, aunque es difícil de apreciar, la curva del gráfico anterior, tiende más rápido a la
derecha que la segunda curva, lo cual explica lo anteriormente explicado.
147
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
7.2.6
Comercial
Fabricante: SMA
Disponible en el mercado: Desde 2007
Precio unitario: 17.000€
Éste es el precio que nos cuesta cada unidad de los inversores citados.
Precio por kW: 1133 €/kW
Éste es el precio por kW de lo que nos cuesta instalar un kW.
Lo obtenemos dividiendo la potencia total del inversor entre el precio total de compra.
148
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
8. DISEÑO DEL GENERADOR FV
8.1 JUSTIFICACIÓN DE LA ELECCIÓN TOMADA
Las características posteriores (véase la ilustración 22) han sido extraídas de las gráficas que
representan la relación entre la tensión entre los bornes de la placa y la intensidad a que ésta da
lugar, en abscisas la tensión continua en V, y en ordenadas, la intensidad en A.
La potencia que entrega la placa como fuente de intensidad es, si la intensidad y la tensión
tienen el sentido representado en el dibujo:
Ilustración 23. Sentido de la corriente
p=vi
(36)
Luego, para que la placa entregue la máxima potencia hay que conseguir que el producto de la
tensión que se le aplica por la intensidad que da en ese caso sea máximo.
Pmax vmpimp
(37)
Evidentemente ese punto, que llamaremos de máxima potencia (mp, o en inglés mpp de
máximum power point), estará próximo al lugar donde la intensidad deja de ser constante,
donde empieza a decrecer, pues ahí las tensiones son muy altas y la intensidad todavía lo es.
Ese punto define la tensión que se deberá aplicar a la placa en todo momento para extraer de
ella siempre el mejor rendimiento.
El dispositivo encargado de fijar la tensión a la placa es el inversor, que no es sino un rectificador
de doble onda que transforma la tensión continua en tensión alterna de la red pública de
distribución, del valor adecuado para colocar a las placas en su punto de máxima potencia.
149
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 24. Circuito equivalente del inversor
Normalmente los inversores ofrecen un rango de tensiones continuas que ofrecer a las placas
que a ellos se conectan.
Los fabricantes lo denominan “rango de tensiones de entrada del inversor”, pero es el intervalo
dentro del cual el convertidor puede detectar cuál es la tensión que produce el
aprovechamiento óptimo de las fuentes de intensidad que a él se conectan.
Fuera de ese rango, tanto por encima como por debajo, el convertidor será incapaz de obtener
el mejor rendimiento posible de las placas fotovoltaicas.
Normalmente, es necesario conectar varios módulos en serie para que puedan entrar en el
rango de regulación del inversor.
El comportamiento de los módulos conectados en serie es el siguiente:
Ilustración 25. Módulos conectados en serie
Al conectar, por ejemplo, 10 placas en serie, cada una se verá sometida a 1/10 de la tensión
ofrecida al conjunto.
Como su tensión vmp es de x V a 25:C, el convertidor deberá ofrecer a la serie de placas x·10 V, lo
que entrará dentro del rango de sus posibilidades, logrando así obtener el máximo rendimiento
de todas ellas.
El punto óptimo de trabajo de cada serie de placas depende sobre todo, como ya se ha visto, de
su temperatura, luego el convertidor tendrá que proceder a ajustar frecuentemente la tensión
ofrecida al conjunto, para hacer máximo siempre el producto tensión por intensidad.
150
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Pero también hay que tener en cuenta la influencia de la radiación solar incidente sobre la
potencia de la instalación (véase el apartado de coeficiente de temperatura).
8.1.1
Número de módulos y filas
Módulos en serie: 16 por cada string
Éste dato corresponde al número de paneles que se conectarán en serie, sumando sus tensiones
requeridas sin superar la máxima tensión “de entrada” del inversor (el rango de tensiones que
puede ofrecer a las placas) en corriente continua.
En éste caso, si para cada módulo, la tensión de operación es de 31,5V, hemos de buscar un
número de módulos(que se conectarán en serie) que esté dentro de los parámetros de tensión
del inversor.
En nuestro caso, 16 módulos x 31,5V = 504 V, con lo cual estamos dentro de ese rango.
Número de filas: 32 por cada subcampo (5 disponibles)
Éste valor corresponde al número de filas que deberemos colocar en paralelo con las 16 que
estarán en serie.
Número de módulos: 2560
Éste valor corresponde al número total de módulos que instalaremos: 16 x 32 = 2560 uds.
Superficie de los módulos: 4967 m2
Éste valor corresponde a la superficie ocupada por los módulos, y se obtiene multiplicando la
superficie de un módulo y el número total de módulos.
Pérdidas de sobrecarga: 0,1 %
Éste valor corresponde al valor estimado de pérdidas por sobrecarga, es decir, por trabajar por
encima del rendimiento óptimo.
Relación Pnom: 1,20
Ésta relación corresponde al sobredimensionamiento, que es relación entre el total de la
potencia de las placas o potencia instalada y la suma de las potencias nominales del lado de
corriente alterna de los convertidores.
En general es aconsejable sobredimensionar ligeramente la potencia nominal de las placas, pues
la práctica sugiere que el rendimiento a la larga de la instalación es superior y el sobrecoste
inicial se amortiza rápidamente. Las razones son múltiples, y la principal parece ser la de poder
ofrecer la suficiente potencia la convertidor cuando, por el paso de los años, la suciedad
acumulada en los paneles haga disminuir el rendimiento de estos.
151
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Para comprobar la compatibilidad de las tensiones requeridas por las series de placas con el
rango de regulación que puede ofrecer el inversor, hay que verificar al menos las siguientes
condiciones:
1.
La tensión que el fabricante de las placas señala como de máxima potencia a
25:C, vmp, que multiplicada por el número n de placas que componen cada
serie, debe entrar dentro del margen de regulación del convertidor.
2.
En previsión de que las placas deban funcionar a pleno sol pero a temperaturas
extremadamente bajas, habrá que efectuar la misma operación pero
considerando esta vez la nueva tensión vmp , que será mayor que la anterior.
Como esa tensión no se conoce, una buena práctica consiste en considerar la
máxima tensión que el fabricante ofrece en su tabla de características, y que
suele ser la tensión de circuito abierto (open circuit, voc).
Esta tensión es la que debe imponerse a la placa para que la intensidad que
proporciona bajo una radiación determinada sea 0’00A. Como cero amperios es
la intensidad que circula por un circuito abierto, es la tensión de circuito abierto,
y es la que se mide con la placa al sol directamente sobre sus bornes.
Si se comparan las curvas a distintas temperaturas que da el fabricante puede
verse cómo la tensión vmp a 0:C se parece, sin llegar a ser, la tensión de circuito
abierto voc, luego tomando voc quedamos del lado de la seguridad, y es lo que se
puede hacer.
3.
8.1.2
Similarmente, pero al revés, ocurre cuando las placas trabajan a temperaturas
muy elevadas.
En este caso su tensión vmp es más baja, y se corre el riesgo de requerir al
convertidor que ofrezca tensiones demasiado pequeñas. Aquí deberá tomarse el
valor vmp para la temperatura más alta conocido, que en nuestro ejemplo solo
puede estimarse aproximadamente a partir de la gráfica para la curva de 75:C
porque el fabricante no lo precisa.
Fijando no obstante ese valor, el producto por el número n de placas nos da la
tensión mínima que se le va a exigir al inversor, que debe ser capaz de
proporcionarla por estar dentro de su rango de regulación.
Condiciones de funcionamiento
Vmpp (60:C): 535 V
Vmpp (20:C): 635 V
Voc (-10:C): 846 V
152
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Tal y como hemos descrito antes, éstas son las tensiones máximas de funcionamiento y que será
capaz de proporcionar, ya que en éstos valores, se encuentra dentro de su rango de regulación.
Anteriormente, ya hemos comentado el porqué del aumento de la tensión de operación con el
aumento de tensión.
8.1.3
Irradiancia en el plano
En la siguiente tabla, podemos ver una tabla resumen de funcionamiento de la instalación:
Irradiancia de 1000 W/m2
Impp
1166 A
Isc
1274 A
Pmax en
653 kW
funcionamiento (50:C)
Isc (en STC)
Pnom del generador
1258 A
719 kWp
Irradiancia máxima(1060 W/m2)
Impp
1319 A
Isc
1440 A
Pmax en
697 kW
funcionamiento
(50:C)
Isc (en STC)
1341 A
Pnom del generador 721 kWp
Tabla 13. Irradiancia en el plano
Para una irradiancia normalizada, de 1000 W/m2, hemos obtenido los siguientes datos de:
Impp, intensidad máxima en el punto óptimo de rendimiento.
Isc, intensidad de cortocircuito.
Pmax en funcionamiento para una temperatura de funcionamiento de las células de 50:.
Es resultado de sumar las potencias de todos los inversores y restando las pérdidas por trabajar
a una temperatura fuera del rango del módulo.
Isc (en STC) es la intensidad de cortocircuito en condiciones standard.
Pnom del generador es la suma de la potencia de todas las placas.
Los mismos conceptos son aplicables para una irradiancia máxima de 1060 W/m2.
153
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
8.2 CONDICIONES DEL DIMENSIONADO GENERADOR/INVERSOR
Características del dimensionado de potencia:
Generador FV, Pnom (STC): 721 kWp
Es el producto del número de paneles totales por su potencia unitaria nominal
Generador FV, Pmax: 697 kWdc
Éste valor corresponde a la suma de la potencia de todos los módulos.
Inversores, Pnom (AC): 750 kWac
Éste es el valor de la potencia nominal de salida de todos los inversores.
Pérdida de sobrecarga:
Relación Pnom del generador/inversor: 0,96
Ilustración 26. Característica tensión generador
En ésta curva característica de la tensión entre los bornes de la placa y la intensidad
proporcionada, puede apreciarse cómo la placa resulta ser una fuente de intensidad en todo el
tramo horizontal, es decir, desde 0V (en el gráfico tan sólo se aprecia desde 300V, pero el
comportamiento hasta ese punto ha sido igual) hasta que la curva empieza a descender.
Para una temperatura de la placa de 20:C y contando con una irradiación normalizada de
1000W/m2, esta tensión viene a ser unos 740V aproximadamente.
Para temperaturas menores, dicha tensión a partir de la cual la placa deja de ser una fuente de
intensidad ideal es mayor.
Recíprocamente, a mayor temperatura, esa tensión desciende, siendo en éste caso, 640V.
154
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 27. Distribución de las irradiancias por hora
En el gráfico anterior, hemos relacionado distribución de horas con respecto la irradiancia (de
mínimos en 0 y máximos en 1000) y el número de horas.
Ilustración 28. Distribución de las irradiaciones según la irradiancia
En el gráfico anterior, relacionando la irradiancia, según la cantidad de irradiación, hemos
obtenido la distribución de energía.
155
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 29. Distribución de salida del inversor
En el gráfico anterior, hemos relacionado la potencia del campo de placas y la energía, de tal
manera que nos ha dado la energía del generador en el punto de máxima potencia.
156
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
8.3 PÉRDIDAS
Estos datos serán de aplicación en todo el proyecto.
8.3.1
Parámetros térmicos
Factor de pérdidas térmicas del campo
El factor de pérdidas térmicas se define como
U = Uc + Uv
(41)
Siendo el factor de pérdida constante: Uc = 29 W/m2 k y el factor de pérdida del viento: 5 W/m2
m/s.
8.3.2
Calidad de los módulos
Pérdida de eficiencia del módulo: 1,5 %
Estas pérdidas corresponden a la desviación de la eficiencia efectiva media del módulo con
respecto a las especificaciones del fabricante.
8.3.3
Polvo y suciedad
Factor de pérdida anual por polvo y suciedad: 3 %
Normalmente se suele tomar éste valor de referencia, ya que es algo muy difícil de calcular, y
depende de agentes externos a la instalación.
8.3.4
Gráfico de pérdidas
Éste gráfico muestra las diferentes pérdidas del sistema, tomando como base una radiación de
1000 W/m2, un ángulo de incidencia de 35 :, una temperatura ambiente de 25 :C y una
velocidad del viento de 3 m/s.
Se tienen en cuenta en éste gráfico las pérdidas del módulo, las pérdidas por desajuste, las
pérdidas por el ángulo de incidencia, el efecto de la temperatura, las pérdidas óhmicas y las
pérdidas en el diodo
157
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 30. Gráfico de pérdidas
158
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
8.4 RESUMEN GLOBAL DEL SISTEMA
Para acabar con éste apartado, en el que hemos dimensionado lo que será la instalación
fotovoltaica, hemos hecho una tabla de resumen del sistema, en la que se contemplan los datos
básicos de la instalación:
Número de módulos
Superficie de módulos
Cantidad de inversores
Potencia nominal FV
Potencia máxima FV
Potencia nominal AC
2567
4981 m2
5
719 kWp
694 kWdc
600 kWac
Tabla 14. Resumen global
159
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
8.5 EVALUACIÓN ECONÓMICA
La siguiente evaluación económica es una evaluación aproximada, ya que en ella no se han
considerado ni la tasa de conexión a red para sistemas fotovoltaicos ni los impuestos por la
instalación y compra de materiales.
Para llevar a cabo el estudio, hemos tenido en cuenta algunos gastos que no están incluidos en
el proyecto, tales como:
-
-
-
Coste de los soportes de las placas solares (60€/soporte)
Cableado (30000€)
Transporte y montaje (30000€)
Gastos de ingeniería (15000€)
Coste de explotación y mantenimiento anual (10000€)
Un préstamo bancario para financiar el coste de la instalación.
Hemos considerado un préstamo a 20 años con un 5% de interés anual.
Apreciación del precio de la electricidad vendida a la red: 0,5 % anual, ya que pensamos
que es un mercado que irá en auge, y entramos dentro de unas posibilidades
esperanzadoras
Disminución de la producción anual: 1 %
Hemos considerado un 1% porque en las especificaciones de la garantía del módulo, la
empresa, a partir de los 20 años de instalación, tan sólo garantiza el 80% del
rendimiento inicial de la placa.
Duración de la garantía: 20 años
160
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países 9. PLANOS 9.1. Mapamundi 9.2. Nave 9.3. Vista de las placas 9.4. Distribución subcampos 9.5. Detalle strings 9.6. Inclinación de las placas
163 10.
REUS
Ilustración 31. Mapa de situación de Reus
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
10.1 DESCRIPCIÓN DE LA REGIÓN
Situación: 41°9'17" Norte, 1°6'31" Este
Elevación: 132 m del nivel del mar
Ángulo óptimo de inclinación: 35 : (consultar tabla 2)
10.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS (FUENTE PVGIS)
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Setiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Año
Hh
1900
2590
3950
4880
5850
6440
6460
5710
4510
3180
2080
1640
4110
Hopt
3190
3760
4960
5260
5680
5980
6150
5930
5390
4420
3340
2890
4750
Iopt
63
55
43
27
16
7
11
22
38
51
61
65
35
TD
10.2
11.3
14.2
16.1
19.6
23.9
26.2
26.5
23.1
19.7
14.0
10.4
17.9
T24h
9.1
9.9
12.6
14.6
18.3
22.6
24.9
25.1
21.6
18.0
12.4
9.1
16.5
Hh: Irradiación horizontal (Wh/m2)
Hopt: Irradiación en un ángulo de inclinación óptima (Wh/m2)
Iopt: Inclinación óptima (grados)
TD: Media de temperatura durante el día diaria (°C)
T24h: Media diaria de temperatura (°C)
169
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 32. Relación radiación y ángulo óptimo
En la tabla que precede, podemos ver de qué manera varia el ángulo de irradiación óptimo y la
radiación horizontal a lo largo del año.
Ilustración 33. Inclinación óptima
En el gráfico anterior, podemos observar de manera clara, como el ángulo óptimo de inclinación
varia anualmente.
170
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Esto es debido a la rotación entre la Tierra y el Sol, y es que cada vez el sol incide de de manera
más perpendicular en los meses de mayo-junio-julio y agosto para países situados por encima
del ecuador y justamente al revés para países situados por debajo del ecuador.
Ilustración 34. Temperatura diaria
Extraído de los datos encontrados en la base de datos meteorológicos, una tabla que muestra la
variación de la temperatura diaria (con horas de sol) y la temperatura total diaria.
171
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 35. Altura del sol
Extraído de los datos encontrados en la base de datos meteorológicos, una tabla que muestra la
diferente altura del sol (para el 21 de diciembre en azul, para el 21 de junio en rojo y la línea del
horizonte en gris) y con ella el azimut en el que se localiza en ese día.
Se ha querido escoger esos dos días, porque son siempre los días más críticos para el
dimensionado de una instalación fotovoltaica, ya que el día 21 de diciembre, es el día en el que
la altura del sol alcanza su mínimo y en el día 21 de junio cuando alcanza su máximo.
172
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
10.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN
10.3.1 Resultados principales
10.3.1.1 Producción
Producción del sistema
Producción específica
Factor de rendimiento
Producción normalizada
Pérdidas del generador
Pérdidas del sistema
Inversión
Inversión específica
Coste de la energía
946 Mwh/año
1312 kWh/kWp/año
0,778
3,59 kWh/kWp/día
0,79 kWh/kWp/día
0,23 kWh/kWp/día
1.499.960 €
2,08 €/Wp
0,14 €/kWh
Tabla 15. Producción estimada
La producción del sistema, una vez hecha la simulación en PVSYST, es de 946 Mwh al año.
La producción específica es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un año.
El factor de rendimiento es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo.
La producción normalizada es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un día.
Las pérdidas en el generador corresponde a las pérdidas que con anterior habíamos detallado y
que se acontecen en el campo de generadores solares (tales como polvo, sombreado, por no
cumplimiento de la potencia, mismatch, etc.)
Las pérdidas del sistema son las pérdidas que se acontecen en el sistema de inversión, habiendo
convertido la CC en CA.
La inversión es el coste total de la instalación, contemplando todos los gastos de material y
demás anteriormente especificados.
La inversión específica, es un número que nos proporciona evaluar una instalación solar
rápidamente.
Éste valor corresponde al cociente entre la la potencia en Wp de la instalación y la inversión, con
lo cual te da un valor de euros por cada watio pico instalado.
Normalmente, éste valor suele estar entre 3-3.5 €/Wp, aunque depende mucho de la población,
precio de los materiales, etc.
El coste de la energía es otro indicador, muy parecido al anterior, pero que nos relaciona lo que
nos cuesta generar la energía que producimos, en euros por cada kwh.
173
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
En el apartado de conclusiones, analizaremos este elemento y veremos cómo y porqué varía en
función del país.
A continuación, una tabla con los resultados principales de la simulación:
Ilustración 36. Balance y resultados principales
Donde:
-
GlobHor es la irradiación global horizontal
T Amb es la temperatura ambiente
GlobInc es la energía global incidente en el plano receptor
GlobEff es la energía global efectiva corregida con las pérdidas
EArray es la energía efectiva en la salida del generador
E_Grid es la energía reinyectada a la red
EffArrR es la eficiencia entre la energía de salida del campo y la superficie bruta
EffSysR es la eficiencia entre la energía de salida del sistema y la superficie bruta
174
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
10.3.1.2 Pérdidas del sistema
Asimismo, también adjuntamos una tabla con las pérdidas antes comentadas, detalladas
mensualmente:
Ilustración 37. Pérdidas detalladas del sistema
Donde:
-
SoilLss son las pérdidas por polvo y suciedad del módulo
ModQual son las pérdidas de calidad del módulo
MisLoss son las pérdidas por desajuste del módulo
OhmLoss son las pérdidas óhmicas del cableado
EArrMPP es la energía virtual del generador en MPP
InvLoss son las pérdidas del inversor
Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuando son largos y se opera a baja
tensión en CC.
Las pérdidas por cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas
de pequeña potencia. En nuestro caso, de acuerdo con las especificaciones, el valor máximo
admisible para la parte CC es 1,5 %.
Las pérdidas en el cableado se calculan de la siguiente manera:
Lcab = R· I2
175
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
R = 0,000002 L / S
Donde:
R es el valor de la resistencia eléctrica de todos los cables, en ohmios.
L es la longitud de todos los cables (sumando la ida y el retorno), en cm.
S es la sección de cada cable, en cm2.
Ilustración 38. Balance de pérdidas del sistema
Tal y como hemos detallado antes en la tabla de resumen de las pérdidas globales del sistema,
en la ilustración anterior podemos ver un diagrama de entrada y salida.
A la entrada, la potencia disponible, debida a la energía global incidente y justo debajo, se
expresan las pérdidas que afectan al sistema y de determina el porcentaje de pérdida.
Para llevar a cabo una instalación solar realista, hace falta calcular el factor de pérdidas del
sombreado por los mismos módulos.
Es algo difícil de calcular, ya que el Sol es variable, pero el procedimiento de cálculo es el
siguiente:
176
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 39. Tabla del factor de sombreado
Hay que tomar el día 22 de Diciembre del año seleccionado, ya que es el día en el que más bajo
está el Sol, y es el día en que más pérdidas por sombreado se producen.
Ilustración 40. Gráfico del sombreado
Éste es el gráfico de la trayectoria del sol a lo largo del día.
En la curva amarilla podemos ver el azimut desde la salida y la puesta del sol.
Los diferentes niveles de la curva (puntos 1, 2, 3, 4, 5, 6 y 7) representan la altura del sol para
ese día en concreto.
El punto más alto del Sol es al mediodía, tal y como se aprecia en la figura.
177
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Las diferentes curvas punteadas, nos indican la cantidad de pérdidas que se producen por el
sombreado.
Ilustración 41. Factor de rendimiento
PR es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta las
pérdidas anteriormente citadas y llevadas a cabo en la simulación por PVSYST:
-
Las pérdidas por dispersión de parámetros , polvo y suciedad del módulo
Las pérdidas de calidad del módulo
Las pérdidas por desajuste del módulo
Las pérdidas óhmicas del cableado
Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia
Las pérdidas del inversor
Otras que se puedan considerar
Es importante, para el buen funcionamiento de una instalación de estas magnitudes, que el
factor de rendimiento, PR, se acerque lo máximo posible a 1; la cual cosa significará que la
instalación aprovecha al máximo la energía proveniente del Sol.
178
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
10.3.1.3 Energía incidente
La energía incidente es la cantidad de energía que diariamente capta la instalación.
La energía incidente que recibe, está relacionada, obviamente, con la energía de salida del
inversor.
Pese a que todas las instalaciones pretenden tener la misma potencia a la salida del inversor,
que la recibida por el campo solar, es algo inalcanzable (al menos de momento) y por tanto, se
deduce la ilustración 44, en la que veremos las pérdidas de la instalación.
Ilustración 42. Energía incidente
En la ilustración siguiente, vemos de nuevo el gráfico de la producción normalizada.
Éste gráfico se corresponde con el anterior, ya que partimos del valor de la energía incidente
pero de ahí restamos las diferentes pérdidas producidas en el sistema.
Esta disminución corresponde a las pérdidas del generador fotovoltaico (En lila en el gráfico) y
las pérdidas del sistema (verde en el gráfico).
El valor de la energía incidente final y el de las pérdidas, está expresado en una media anual
diaria de producción.
Tal y como habíamos visto antes, los mínimos de radiación incidente coinciden con la menor
producción.
179
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Es curioso también observar que, aunque parece una obviedad, para menor radiación incidente,
se producen menos pérdidas.
Ilustración 43. Gráfico de la producción mensual
A continuación, teniendo en cuenta la producción diaria a la salida del inversor, tal y como se
expresa en la ilustración 44, haremos un promedio de la energía reinyectada a la red.
Es posible que al mirar el gráfico, se observen picos o valles que no corresponden con el valor
mensual de la energía reinyectada, y esto es debido a que en el gráfico que acontece, figuran los
datos diarios de la energía reinyectada, es decir, que puede haber un día en concreto, en que se
inyecte mucha más o mucha menos potencia que la del nivel mensual de referencia.
180
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 44. Energía diaria de salida del sistema
10.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA
10.4.1 Inversión
Para orientar y acercar los cálculos a la realidad, hemos calculado el coste de la inversión bruta
(sin impuestos).
Dentro de la inversión, se encuentra el precio unitario de los módulos, el de la estructura de
soporte, el de los inversores, el valor de los ajustes y el cableado, el transporte y el montaje, y
los gastos en el apartado de ingeniería.
Tal y como habíamos detallado antes, los gastos de soportes, ajustes y cableado, transporte y
montaje no han sido de aplicación específica en el proyecto, pero no hemos querido obviarlos
con el fin de acercar más a la realidad el coste de la inversión, así que hemos sondeado un
precio medio para la instalación:
181
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Módulos Fv
Soportes/Integración
Inversores
Ajustes, cableado
Transporte y montaje
Ingeniería
2576 unidades
2576 unidades
5 unidades
460€ / unidad
60 € / panel
17000 € / unidad
Inversión bruta
(sin impuestos)
1.184.960 €
155.000 €
85.000 €
30.000 €
30.000 €
15.000 €
1,64 € / Wp
0,21 € / Wp
0,12 € / Wp
0,04 € / Wp
0,04 € / Wp
0,02 € / Wp
1.499.960 €
2,08 € / Wp
Tabla 16. Inversión de la instalación
10.4.2 Financiamiento
Con el fin de no tener que asumir el elevado coste de inversión inicial, hemos supuesto un
método de financiamiento igual para todas las instalaciones.
Se trata de un préstamo cifrado en 2.407.220€ a pagar en 20 anualidades de 120.361 € al año.
Igual que en el apartado anterior, hay un dato que no es de aplicación específica del proyecto
pero así lo hemos asumido.
Se trata de los costes de explotación anuales, que los hemos considerado de 10.000€ al año en
materia de mantenimiento, personal contratado, permisos, etc.
Contiguo al valor en euros al año, encontramos el precio por Wp, que es un indicativo que nos
da un valor más “manejable” para evaluar la inversión de la instalación.
Préstamo a 20 años al 5 % de interés anual
Anualidades
120.361 € / año
Costes de explotación
10.000 € / año
anuales
0,17 € / Wp
0,01 € / Wp
Coste total anual
0,18 € / Wp
130.361 € /año
Tabla 17. Financiamiento
182
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
10.4.3 Coste de energía
El valor de la energía producida corresponde al valor calculado, por el cual se determina la
producción de toda la instalación a lo largo de un año.
El coste de la energía producida es una relación entre el coste de la inversión y la energía que se
produce anualmente.
Energía producida
Coste de la energía producida
946 MWh / año
0,14 € / kWh
Tabla 18. Energía del sistema
10.4.4 Venta de energía
En éste apartado definiremos los parámetros de cálculo del beneficio a largo plazo, ya que en el
cuál constan:
El precio de venta a la red, que es el precio por el cual la empresa de electricidad compra la
electricidad que nuestra instalación produce.
La fuente de información de donde se ha obtenido ese dato está especificada en el título de la
tabla.
El precio anual de conexión lo hemos supuesto 0€.
Éste precio corresponde a la tarifa fija que los abonados a éste servicio deberían de pagar
anualmente por tener una instalación de tales dimensiones.
Nosotros lo hemos supuesto 0€, ya que no estaba a nuestro alcance encontrar esos datos para
los demás países, y para hacer un cálculo equitativo, decidimos ignorar tal aspecto.
La apreciación anual del precio de venta es el índice que consideramos que aumentará el precio
de venta anualmente.
Podríamos no haberlo considerado, o haberlo considerado mayor, pero actualmente, en una
previsión pesimista (dentro de lo optimista del incremento) de la situación, era indicado
considerarlo 0,5 %.
La reducción anual de la producción la hemos considerado del 1%, ya que según el fabricante, al
final de los 20 años de garantía tan sólo garantiza el 80% del rendimiento, por tanto, hemos
hecho una distribución normal de reducción anual.
La duración del préstamo son los años en que debemos extinguir ese compromiso con el banco
(en el capítulo de financiamiento podemos ver más información).
183
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Precio de venta a la red
Precio anual de conexión
Apreciación anual del precio de venta
Reducción anual de la producción
Duración del préstamo
0,32 € / kWh
0€
0,5 %
1%
20 años
Tabla 19. Venta de energía
10.4.5 Balance económico a largo plazo
Año
Préstamo
Gastos expl.
Energía vendida Balance anual
Balance acum.
184
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Nota: valores de la tabla en k€
En la tabla anterior tenemos un resumen financiero de la instalación para los 30 años de vida
que hemos estimado.
Analizando por columnas, durante los primeros 20 años, tenemos que pagar anualmente
120400 €, mientras que durante los 30 años de instalación deberemos pagar 10.000€ de gastos
de explotación.
La siguiente columna es la cantidad en euros que cobramos por vender nuestra energía.
En éste apartado entra en juego la producción anual y el precio de venta a la red.
Con esos dos parámetros, podemos calcular, siguiendo las pautas anteriormente especificadas,
el ingreso anual por venta de electricidad.
El balance anual es un estado de las cuentas anual, esto es la diferencia entre el precio de la
energía vendida (ingresos) y el precio anual de gastos de explotación y préstamos (gastos).
El balance anual acumulado está relacionado con el anterior, y no es más que una suma de los
balances anuales, para así evaluar el estado de las cuentas en un año en concreto.
185
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 45. Balance anual (en miles de euros)
Tal y como habíamos considerado antes, podemos ver cómo se aprecia la disminución de la
venta de energía anual.
Esto puede ser explicado por un motivo: una reducción de la energía producida anualmente
(1%).
Nada más lejos de la realidad, es obvio considerar que la instalación cada vez irá a menos en
cuanto a producción, ya sea por pérdida de calidad de los módulos, factores de pérdida, etc.
186
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 46. Balance anual acumulado (en miles de euros)
Contigua a la tabla anterior, en ésta podemos observar el antes citado balance anual acumulado.
Es lógico que sea prácticamente lineal, ya que el rendimiento de la placa prácticamente lo es, y
que cada vez el gráfico vaya tomando más altura, ya que la diferencia entre la energía vendida a
la red y los gastos anuales siempre es positiva, por tanto, en todos los ejercicios anuales se
observan ganancias.
187
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
10.4.6 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios
Año
Total préstamo
2010
2011
2408000
Total coste de
mantenimiento
300000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
Costes a cubrir
2708000
Venta energía
anual(k€)
274,5
273,1
Venta energía
anual(€)
274500
273100
Estado de las cuentas
anual
-2433500
-2160400
271,7
270,3
268,8
267,3
265,8
264,2
262,7
261
259,4
257,8
256,1
254,4
252,6
250,8
249
247,2
245,4
243,5
120,8
119,3
117,8
116,3
114,7
113,2
111,7
110,2
108,7
107,2
271700
270300
268800
267300
265800
264200
262700
261000
259400
257800
256100
254400
252600
250800
249000
247200
245400
243500
120800
119300
117800
116300
114700
113200
111700
110200
108700
107200
-1888700
-1618400
-1349600
-1082300
-816500
-552300
-289600
-28600
230800
488600
744700
999100
1251700
1502500
1751500
1998700
2244100
2487600
2608400
2727700
2845500
2961800
3076500
3189700
3301400
3411600
3520300
3627500
Hemos realizado otro tipo de tabla, para ver más claramente el año en que se amortiza la
instalación.
Partimos de unos costes a cubrir (independientemente de los préstamos o la forma que
tengamos que pagarlos) surgidos del préstamo y el coste total de mantenimiento de los 30 años
de la instalación.
188
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La venta de energía anual se cifra en los mismos valores que en el estado de balances.
A diferencia del anterior, en ésta tabla se efectúa un estado anual de las cuentas, que nos viene
a decir el estado de la inversión, si estamos en una zona de pérdidas o en una zona de
beneficios.
Encuadrados en color rojo, vemos primero, el año a partir del cual hemos pasado lo que en
economía llamaríamos el punto muerto, el punto en el cual nuestras cuentas dejan de deber
dinero (con respecto al total a pagar) y empiezan a producir beneficio.
En el segundo recuadro, vemos el estado de la cuenta al final del ejercicio, es decir, una
evaluación de beneficios a 30 años.
189
11.
MOSCÚ
Ilustración 47. Mapa de situación de Moscú
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
11.1 DATOS DE LA REGIÓN
Situación: 55°45'20" Norte, 37°37'3" Este
Elevación: 151 m por encima del nivel del mar
Ángulo óptimo de inclinación: 39:
11.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Setiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Año
Hh
483
1230
2450
3440
5270
5280
5160
4170
2450
1280
523
329
2680
Hopt
968
2230
3540
3950
5530
5190
5210
4630
3100
1890
876
672
3160
H(90)
1070
2300
3090
2760
3310
2920
3020
3060
2440
1740
895
756
2280
Iopt
72
67
54
36
26
17
21
32
45
58
66
73
39
TD
-6.4
-6.4
-1.1
7.9
13.8
18.2
20.7
18.1
12.6
6.4
-0.9
-5.6
6.4
T24h
-6.8
-7.0
-1.8
6.8
12.5
16.9
19.5
17.0
11.6
5.8
-1.3
-6.0
5.6
Hh: Irradiación horizontal (Wh/m2)
Hopt: Irradiación en un ángulo de inclinación óptima (Wh/m2)
Iopt: Inclinación óptima (grados)
TD: Media de temperatura durante el día diaria (°C)
T24h: Media diaria de temperatura (°C)
Hh: Irradiación horizontal (Wh/m2)
191
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 48. Radiación según el ángulo
En la tabla que precede, podemos ver de qué manera varia el ángulo de irradiación óptimo y la
radiación horizontal a lo largo del año.
Ilustración 49. Ángulo óptimo anual
192
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
En el gráfico anterior, podemos observar de manera clara, como el ángulo óptimo de inclinación
varia anualmente.
Esto es debido a la rotación entre la Tierra y el Sol, y es que cada vez el sol incide de de manera
más perpendicular en los meses de mayo-junio-julio y agosto para países situados por encima
del ecuador y justamente al revés para países situados por debajo del ecuador.
Ilustración 50. Horas de sol diarias y globales
193
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 51. Altura del sol
Extraído de los datos encontrados en la base de datos meteorológicos, una tabla que muestra la
diferente altura del sol (para el 21 de diciembre en azul, para el 21 de junio en rojo y la línea del
horizonte en gris) y con ella el azimut en el que se localiza en ese día.
Se ha querido escoger esos dos días, porque son siempre los días más críticos para el
dimensionado de una instalación fotovoltaica, ya que el día 21 de diciembre, es el día en el que
la altura del sol alcanza su mínimo y en el día 21 de junio cuando alcanza su máximo.
194
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
11.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN
11.3.1 Resultados principales
11.3.1.1 Producción
Producción del sistema
Producción específica
Factor de rendimiento
Producción normalizada
Pérdidas del generador
Pérdidas del sistema
Inversión
Inversión específica
Coste de la energía
670 Mwh/año
928 kWh/kWp/año
0,821
2,54 kWh/kWp/día
0,37 kWh/kWp/día
0,19 kWh/kWp/día
1.499.960 €
2,07 €/Wp
0,18 €/kWh
Tabla 20. Resultados principales
La producción del sistema, una vez hecha la simulación en PVSYST, es de 670 Mwh al año.
La producción específica es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un año.
El factor de rendimiento es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo.
La producción normalizada es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un día.
Las pérdidas en el generador corresponde a las pérdidas que con anterior habíamos detallado y
que se acontecen en el campo de generadores solares (tales como polvo, sombreado, por no
cumplimiento de la potencia, mismatch, etc.)
Las pérdidas del sistema son las pérdidas que se acontecen en el sistema de inversión, habiendo
convertido la CC en CA.
La inversión es el coste total de la instalación, contemplando todos los gastos de material y
demás anteriormente especificados.
La inversión específica, es un número que nos proporciona evaluar una instalación solar
rápidamente.
Éste valor corresponde al cociente entre la la potencia en Wp de la instalación y la inversión, con
lo cual te da un valor de euros por cada watio pico instalado.
Normalmente, éste valor suele estar entre 3-3.5 €/Wp, aunque depende mucho de la población,
precio de los materiales, etc.
195
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
El coste de la energía es otro indicador, muy parecido al anterior, pero que nos relaciona lo que
nos cuesta generar la energía que producimos, en euros por cada kwh.
En el apartado de conclusiones, analizaremos este elemento y veremos cómo y porqué varía en
función del país.
A continuación, una tabla con los resultados principales de la simulación:
Ilustración 52. Balance de resultados principales
-
GlobHor es la irradiación global horizontal
T Amb es la temperatura ambiente
GlobInc es la energía global incidente en el plano receptor
GlobEff es la energía global efectiva corregida con las pérdidas
EArray es la energía efectiva en la salida del generador
E_Grid es la energía reinyectada a la red
EffArrR es la eficiencia entre la energía de salida del campo y la superficie bruta
EffSysR es la eficiencia entre la energía de salida del sistema y la superficie bruta
11.3.1.2 Pérdidas del sistema
Asimismo, también adjuntamos una tabla con las pérdidas antes comentadas, detalladas
mensualmente:
196
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 53. Pérdidas detalladas del sistema
Donde:
-
SoilLss son las pérdidas por polvo y suciedad del módulo
ModQual son las pérdidas de calidad del módulo
MisLoss son las pérdidas por desajuste del módulo
OhmLoss son las pérdidas óhmicas del cableado
EArrMPP es la energía virtual del generador en MPP
InvLoss son las pérdidas del inversor
Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuando son largos y se opera a baja
tensión en CC.
Las pérdidas por cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas
de pequeña potencia. En nuestro caso, de acuerdo con las especificaciones, el valor máximo
admisible para la parte CC es 1,5 %.
Las pérdidas en el cableado se calculan de la siguiente manera:
Lcab = R· I2
R = 0,000002 L / S
Donde:
R es el valor de la resistencia eléctrica de todos los cables, en ohmios.
L es la longitud de todos los cables (sumando la ida y el retorno), en cm.
197
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
S es la sección de cada cable, en cm2.
Ilustración 54. Balance de pérdidas del sistema
Tal y como hemos detallado antes en la tabla de resumen de las pérdidas globales del sistema,
en la ilustración anterior podemos ver un diagrama de entrada y salida.
A la entrada, la potencia disponible, debida a la energía global incidente y justo debajo, se
expresan las pérdidas que afectan al sistema y de determina el porcentaje de pérdida.
Para llevar a cabo una instalación solar realista, hace falta calcular el factor de pérdidas del
sombreado por los mismos módulos.
Es algo difícil de calcular, ya que el Sol es variable, pero el procedimiento de cálculo es el
siguiente:
198
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 55. Tabla del factor de sombreado
Hay que tomar el día 21 de Diciembre del año seleccionado, ya que es el día en el que más bajo
está el Sol, y es el día en que más pérdidas por sombreado se producen.
Ilustración 56. Factor de sombreado
Éste es el gráfico de la trayectoria del sol a lo largo del día.
En la curva amarilla podemos ver el azimut desde la salida y la puesta del sol.
199
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Los diferentes niveles de la curva (puntos 1, 2, 3, 4, 5, 6 y 7) representan la altura del sol para
ese día en concreto.
El punto más alto del Sol es al mediodía, tal y como se aprecia en la figura.
Las diferentes curvas punteadas, nos indican la cantidad de pérdidas que se producen por el
sombreado.
Ilustración 57. Factor de rendimiento
PR es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta las
pérdidas anteriormente citadas y llevadas a cabo en la simulación por PVSYST:
-
Las pérdidas por dispersión de parámetros , polvo y suciedad del módulo
Las pérdidas de calidad del módulo
Las pérdidas por desajuste del módulo
Las pérdidas óhmicas del cableado
Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia
Las pérdidas del inversor
Otras que se puedan considerar
Es importante, para el buen funcionamiento de una instalación de estas magnitudes, que el
factor de rendimiento, PR, se acerque lo máximo posible a 1; la cual cosa significará que la
instalación aprovecha al máximo la energía proveniente del Sol.
200
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
11.3.1.3 Energía incidente
La energía incidente es la cantidad de energía que diariamente capta la instalación.
La energía incidente que recibe, está relacionada, obviamente, con la energía de salida del
inversor.
Pese a que todas las instalaciones pretenden tener la misma potencia a la salida del inversor,
que la recibida por el campo solar, es algo inalcanzable (al menos de momento) y por tanto, se
deduce la ilustración 44, en la que veremos las pérdidas de la instalación.
Ilustración 58. Energía incidente en el plano
En la ilustración siguiente, vemos de nuevo el gráfico de la producción normalizada.
Éste gráfico se corresponde con el anterior, ya que partimos del valor de la energía incidente
pero de ahí restamos las diferentes pérdidas producidas en el sistema.
Esta disminución corresponde a las pérdidas del generador fotovoltaico (En lila en el gráfico) y
las pérdidas del sistema (verde en el gráfico).
El valor de la energía incidente final y el de las pérdidas, está expresado en una media anual
diaria de producción.
201
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Tal y como habíamos visto antes, los mínimos de radiación incidente coinciden con la menor
producción.
Es curioso también observar que, aunque parece una obviedad, para menor radiación incidente,
se producen menos pérdidas.
Ilustración 59. Producción normalizada por kW instalado
A continuación, teniendo en cuenta la producción diaria a la salida del inversor, tal y como se
expresa en la ilustración 61, haremos un promedio de la energía reinyectada a la red.
Es posible que al mirar el gráfico, se observen picos o valles que no corresponden con el valor
mensual de la energía reinyectada, y esto es debido a que en el gráfico que acontece, figuran los
datos diarios de la energía reinyectada, es decir, que puede haber un día en concreto, en que se
inyecte mucha más o mucha menos potencia que la del nivel mensual de referencia.
202
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 60. Diagrama de salida, energía reinyectada
203
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
11.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA
Para orientar y acercar los cálculos a la realidad, hemos calculado el coste de la inversión bruta
(sin impuestos).
Dentro de la inversión, se encuentra el precio unitario de los módulos, el de la estructura de
soporte, el de los inversores, el valor de los ajustes y el cableado, el transporte y el montaje, y
los gastos en el apartado de ingeniería.
Tal y como habíamos detallado antes, los gastos de soportes, ajustes y cableado, transporte y
montaje no han sido de aplicación específica en el proyecto, pero no hemos querido obviarlos
con el fin de acercar más a la realidad el coste de la inversión, así que hemos sondeado un
precio medio para la instalación:
Módulos Fv
Soportes/Integración
Inversores
Ajustes, cableado
Transporte y montaje
Ingeniería
2576 unidades
2576 unidades
5 unidades
460€ / unidad
60 € / panel
17000 € / unidad
Inversión bruta
(sin impuestos)
1.184.960 €
155.000 €
85.000 €
30.000 €
30.000 €
15.000 €
1,64 € / Wp
0,21 € / Wp
0,12 € / Wp
0,04 € / Wp
0,04 € / Wp
0,02 € / Wp
1.499.960 €
2,08 € / Wp
Tabla 21. Tabla resumen inversión bruta
11.4.1 Financiamiento
Con el fin de no tener que asumir el elevado coste de inversión inicial, hemos supuesto un
método de financiamiento igual para todas las instalaciones.
Se trata de un préstamo cifrado en 2.407.220€ a pagar en 20 anualidades de 120.361 € al año.
Igual que en el apartado anterior, hay un dato que no es de aplicación específica del proyecto
pero así lo hemos asumido.
Se trata de los costes de explotación anuales, que los hemos considerado de 10.000€ al año en
materia de mantenimiento, personal contratado, permisos, etc.
Contiguo al valor en euros al año, encontramos el precio por Wp, que es un indicativo que nos
da un valor más “manejable” para evaluar la inversión de la instalación.
204
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Préstamo a 20 años al 5 % de interés anual
Anualidades
120.361 € / año
Costes de explotación
10.000 € / año
anuales
0,17 € / Wp
0,01 € / Wp
Coste total anual
0,18 € / Wp
130.361 € /año
11.4.2 Coste de energía
El valor de la energía producida corresponde al valor calculado, por el cual se determina la
producción de toda la instalación a lo largo de un año.
El coste de la energía producida es una relación entre el coste de la inversión y la energía que se
produce anualmente.
Energía producida
Coste de la energía producida
670 MWh / año
0,18 € / kWh
11.4.3 Venta de energía
En éste apartado definiremos los parámetros de cálculo del beneficio a largo plazo, ya que en el
cuál constan:
El precio de venta a la red, que es el precio por el cual la empresa de electricidad compra la
electricidad que nuestra instalación produce.
La fuente de información de donde se ha obtenido ese dato está especificada en el título de la
tabla.
El precio anual de conexión lo hemos supuesto 0€.
Éste precio corresponde a la tarifa fija que los abonados a éste servicio deberían de pagar
anualmente por tener una instalación de tales dimensiones.
Nosotros lo hemos supuesto 0€, ya que no estaba a nuestro alcance encontrar esos datos para
los demás países, y para hacer un cálculo equitativo, decidimos ignorar tal aspecto.
La apreciación anual del precio de venta es el índice que consideramos que aumentará el precio
de venta anualmente.
Podríamos no haberlo considerado, o haberlo considerado mayor, pero actualmente, en una
previsión pesimista (dentro de lo optimista del incremento) de la situación, era indicado
considerarlo 0,5 %.
205
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La reducción anual de la producción la hemos considerado del 1%, ya que según el fabricante, al
final de los 20 años de garantía tan sólo garantiza el 80% del rendimiento, por tanto, hemos
hecho una distribución normal de reducción anual.
La duración del préstamo son los años en que debemos extinguir ese compromiso con el banco
(en el capítulo de financiamiento podemos ver más información).
Precio de venta a la red(1)
Precio anual de conexión
Apreciación anual del precio de venta
Reducción anual de la producción
Duración del préstamo
0,4459 € / kWh
0€
0,5 %
1%
20 años
(1): Fuente Legislación eléctrica en Rusia
206
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
11.4.4 Balance económico a largo plazo
Año
Préstamo
Gastos expl.
Energía vendida Balance anual
Balance acum.
Nota: valores de la tabla en k€
En la tabla anterior tenemos un resumen financiero de la instalación para los 30 años de vida
que hemos estimado.
Analizando por columnas, durante los primeros 20 años, tenemos que pagar anualmente
120400 €, mientras que durante los 30 años de instalación deberemos pagar 10.000€ de gastos
de explotación.
207
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La siguiente columna es la cantidad en euros que cobramos por vender nuestra energía.
En éste apartado entra en juego la producción anual y el precio de venta a la red.
Con esos dos parámetros, podemos calcular, siguiendo las pautas anteriormente especificadas,
el ingreso anual por venta de electricidad.
El balance anual es un estado de las cuentas anual, esto es la diferencia entre el precio de la
energía vendida (ingresos) y el precio anual de gastos de explotación y préstamos (gastos).
El balance anual acumulado está relacionado con el anterior, y no es más que una suma de los
balances anuales, para así evaluar el estado de las cuentas en un año en concreto.
Tal y como habíamos considerado antes, podemos ver cómo se aprecia la disminución de la
venta de energía anual.
Esto puede ser explicado por un motivo: una reducción de la energía producida anualmente
(1%).
Nada más lejos de la realidad, es obvio considerar que la instalación cada vez irá a menos en
cuanto a producción, ya sea por pérdida de calidad de los módulos, factores de pérdida, etc.
Ilustración 61. Balance anual (en miles de euros)
208
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Contigua a la tabla anterior, en ésta podemos observar el antes citado balance anual acumulado.
Es lógico que sea prácticamente lineal, ya que el rendimiento de la placa prácticamente lo es, y
que cada vez el gráfico vaya tomando más altura, ya que la diferencia entre la energía vendida a
la red y los gastos anuales siempre es positiva, por tanto, en todos los ejercicios anuales se
observan ganancias.
Ilustración 62. Balance anual acumulado
209
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
11.4.5 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios
Año
Total préstamo
2010
2011
2408000
Total coste de
mantenimiento
300000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
Costes a cubrir
-2708000
Venta energía
anual
291,7
290,2
Venta energía
anual2
291700
290200
Estado de las
cuentas anual
-2416300
-2126100
288,7
287,2
285,6
284
282,4
280,7
279,1
277,4
275,6
273,9
272,2
270,2
268,4
266,5
264,6
262,7
260,7
258,7
135,3
133,6
132
130,3
128,6
126,9
125,2
123,5
121,8
120,1
288700
287200
285600
284000
282400
280700
279100
277400
275600
273900
272200
270200
268400
266500
264600
262700
260700
258700
135300
133600
132000
130300
128600
126900
125200
123500
121800
120100
-1837400
-1550200
-1264600
-980600
-698200
-417500
-138400
139000
414600
688500
960700
1230900
1499300
1765800
2030400
2293100
2553800
2812500
2947800
3081400
3213400
3343700
3472300
3599200
3724400
3847900
3969700
4089800
Hemos realizado otro tipo de tabla, para ver más claramente el año en que se amortiza la
instalación.
Partimos de unos costes a cubrir (independientemente de los préstamos o la forma que
tengamos que pagarlos) surgidos del préstamo y el coste total de mantenimiento de los 30 años
de la instalación.
210
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La venta de energía anual se cifra en los mismos valores que en el estado de balances.
A diferencia del anterior, en ésta tabla se efectúa un estado anual de las cuentas, que nos viene
a decir el estado de la inversión, si estamos en una zona de pérdidas o en una zona de
beneficios.
Encuadrados en color rojo, vemos primero, el año a partir del cual hemos pasado lo que en
economía llamaríamos el punto muerto, el punto en el cual nuestras cuentas dejan de deber
dinero (con respecto al total a pagar) y empiezan a producir beneficio.
En el segundo recuadro, vemos el estado de la cuenta al final del ejercicio, es decir, una
evaluación de beneficios a 30 años.
211
12.
AKUREYRI (ISLANDIA)
Ilustración 63. Mapa de situación de Akureyri
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
12.1 DESCRIPCIÓN DE LA REGIÓN
Situación: 64°57'46" Norte, 19°1'15" Oeste
Elevación: 824 m sobre el nivel del mar
Ángulo de inclinación óptima: 43 :
12.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS (FUENTE: PVGIS)
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Setiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Año
Hh
89.8
541
1690
3270
4540
5030
4350
3320
1910
769
182
23.6
2150
Hopt
280
1260
2890
4200
4820
4950
4330
3740
2730
1480
537
19.2
2610
Iopt
81
74
63
46
32
21
23
36
54
69
80
0
43
TD
-2.0
-3.6
-3.1
-0.3
4.6
7.2
10.5
10.2
7.7
3.6
-1.3
-2.4
2.6
T24h
-2.2
-3.9
-3.6
-1.0
4.5
7.1
10.5
9.7
7.0
3.0
-1.7
-2.8
2.2
Hh: Irradiación horizontal (Wh/m2)
Hopt: Irradiación en un ángulo de inclinación óptima (Wh/m2)
Iopt: Inclinación óptima (grados)
TD: Media de temperatura durante el día diaria (°C)
T24h: Media diaria de temperatura (°C)
213
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 64. Relación radiación-ángulo óptimo
En la tabla que precede, podemos ver de qué manera varia el ángulo de irradiación óptimo y
la radiación horizontal a lo largo del año.
Ilustración 65. Inclinación óptima
214
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
En el gráfico anterior, podemos observar de manera clara, como el ángulo óptimo de
inclinación varia anualmente.
Esto es debido a la rotación entre la Tierra y el Sol, y es que cada vez el sol incide de de
manera más perpendicular en los meses de mayo-junio-julio y agosto para países situados
por encima del ecuador y justamente al revés para países situados por debajo del ecuador.
Ilustración 66. Temperatura diaria
Extraído de los datos encontrados en la base de datos meteorológicos, una tabla que
muestra la variación de la temperatura diaria (con horas de sol) y la temperatura total diaria.
215
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 67. Altura del sol
Extraído de los datos encontrados en la base de datos meteorológicos, una tabla que
muestra la diferente altura del sol (para el 21 de diciembre en azul, para el 21 de junio en
rojo y la línea del horizonte en gris) y con ella el azimut en el que se localiza en ese día.
Se ha querido escoger esos dos días, porque son siempre los días más críticos para el
dimensionado de una instalación fotovoltaica, ya que el día 21 de diciembre, es el día en el
que la altura del sol alcanza su mínimo y en el día 21 de junio cuando alcanza su máximo.
216
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
12.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN
12.3.1 Resultados principales
12.3.1.1 Producción
Producción del sistema
Producción específica
Factor de rendimiento
Producción normalizada
Pérdidas del generador
Pérdidas del sistema
Inversión
Inversión específica
Coste de la energía
579 Mwh/año
803 kWh/kWp/año
0,837
2,20 kWh/kWp/día
0,26 kWh/kWp/día
0,17 kWh/kWp/día
1.499.960 €
2,07 €/Wp
0,23 €/kWh
Tabla 22. Producción del sistema
La producción del sistema, una vez hecha la simulación en PVSYST, es de 579 Mwh al año.
La producción específica es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un año.
El factor de rendimiento es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo.
La producción normalizada es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un día.
Las pérdidas en el generador corresponde a las pérdidas que con anterior habíamos detallado y
que se acontecen en el campo de generadores solares (tales como polvo, sombreado, por no
cumplimiento de la potencia, mismatch, etc.)
Las pérdidas del sistema son las pérdidas que se acontecen en el sistema de inversión, habiendo
convertido la CC en CA.
La inversión es el coste total de la instalación, contemplando todos los gastos de material y
demás anteriormente especificados.
La inversión específica, es un número que nos proporciona evaluar una instalación solar
rápidamente.
Éste valor corresponde al cociente entre la la potencia en Wp de la instalación y la inversión, con
lo cual te da un valor de euros por cada watio pico instalado.
Normalmente, éste valor suele estar entre 3-3.5 €/Wp, aunque depende mucho de la población,
precio de los materiales, etc.
El coste de la energía es otro indicador, muy parecido al anterior, pero que nos relaciona lo que
nos cuesta generar la energía que producimos, en euros por cada kwh.
217
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
En el apartado de conclusiones, analizaremos este elemento y veremos cómo y porqué varía en
función del país.
A continuación, una tabla con los resultados principales de la simulación:
Ilustración 68. Balance y resultados principales
Donde:
-
GlobHor es la irradiación global horizontal
T Amb es la temperatura ambiente
GlobInc es la energía global incidente en el plano receptor
GlobEff es la energía global efectiva corregida con las pérdidas
EArray es la energía efectiva en la salida del generador
E_Grid es la energía reinyectada a la red
EffArrR es la eficiencia entre la energía de salida del campo y la superficie bruta
EffSysR es la eficiencia entre la energía de salida del sistema y la superficie bruta
12.3.1.2 Pérdidas del sistema
Asimismo, también adjuntamos una tabla con las pérdidas antes comentadas, detalladas
mensualmente:
218
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 69. Pérdidas detalladas del sistema
Donde:
-
SoilLss son las pérdidas por polvo y suciedad del módulo
ModQual son las pérdidas de calidad del módulo
MisLoss son las pérdidas por desajuste del módulo
OhmLoss son las pérdidas óhmicas del cableado
EArrMPP es la energía virtual del generador en MPP
InvLoss son las pérdidas del inversor
Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuando son largos y se opera a baja
tensión en CC.
Las pérdidas por cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas
de pequeña potencia. En nuestro caso, de acuerdo con las especificaciones, el valor máximo
admisible para la parte CC es 1,5 %.
Las pérdidas en el cableado se calculan de la siguiente manera:
Lcab = R· I2
R = 0,000002 L / S
Donde:
R es el valor de la resistencia eléctrica de todos los cables, en ohmios.
219
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
L es la longitud de todos los cables (sumando la ida y el retorno), en cm.
S es la sección de cada cable, en cm2.
Tal y como hemos detallado antes en la tabla de resumen de las pérdidas globales del sistema,
en la ilustración anterior podemos ver un diagrama de entrada y salida.
A la entrada, la potencia disponible, debida a la energía global incidente y justo debajo, se
expresan las pérdidas que afectan al sistema y de determina el porcentaje de pérdida.
Ilustración 70. Diagrama de pérdidas
Para llevar a cabo una instalación solar realista, hace falta calcular el factor de pérdidas del
sombreado por los mismos módulos.
Es algo difícil de calcular, ya que el Sol es variable, pero el procedimiento de cálculo es el
siguiente:
220
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 71. Tabla del factor de sombreado
Hay que tomar el día 21 de Diciembre del año seleccionado, ya que es el día en el que más bajo
está el Sol, y es el día en que más pérdidas por sombreado se producen.
Ilustración 72. Factor de sombreado
Éste es el gráfico de la trayectoria del sol a lo largo del día.
En la curva amarilla podemos ver el azimut desde la salida y la puesta del sol.
221
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Los diferentes niveles de la curva (puntos 1, 2, 3, 4, 5, 6 y 7) representan la altura del sol para
ese día en concreto.
El punto más alto del Sol es al mediodía, tal y como se aprecia en la figura.
Las diferentes curvas punteadas, nos indican la cantidad de pérdidas que se producen por el
sombreado.
Ilustración 73. Factor de rendimiento del sistema
PR es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta las
pérdidas anteriormente citadas y llevadas a cabo en la simulación por PVSYST:
-
Las pérdidas por dispersión de parámetros , polvo y suciedad del módulo
Las pérdidas de calidad del módulo
Las pérdidas por desajuste del módulo
Las pérdidas óhmicas del cableado
Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia
Las pérdidas del inversor
Otras que se puedan considerar
222
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Es importante, para el buen funcionamiento de una instalación de estas magnitudes, que el
factor de rendimiento, PR, se acerque lo máximo posible a 1; la cual cosa significará que la
instalación aprovecha al máximo la energía proveniente del Sol.
12.3.1.3 Energía incidente
La energía incidente es la cantidad de energía que diariamente capta la instalación.
La energía incidente que recibe, está relacionada, obviamente, con la energía de salida del
inversor.
Pese a que todas las instalaciones pretenden tener la misma potencia a la salida del inversor,
que la recibida por el campo solar, es algo inalcanzable (al menos de momento) y por tanto, se
deduce la ilustración 44, en la que veremos las pérdidas de la instalación.
Ilustración 74. Energía incidente en el plano receptor
En la ilustración siguiente, vemos de nuevo el gráfico de la producción normalizada.
Éste gráfico se corresponde con el anterior, ya que partimos del valor de la energía incidente
pero de ahí restamos las diferentes pérdidas producidas en el sistema.
Esta disminución corresponde a las pérdidas del generador fotovoltaico (En lila en el gráfico) y
las pérdidas del sistema (verde en el gráfico).
223
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
El valor de la energía incidente final y el de las pérdidas, está expresado en una media anual
diaria de producción.
Tal y como habíamos visto antes, los mínimos de radiación incidente coinciden con la menor
producción.
Es curioso también observar que, aunque parece una obviedad, para menor radiación incidente,
se producen menos pérdidas.
Ilustración 75. Gráfico de la producción normalizada (por kWp instalado)
A continuación, teniendo en cuenta la producción diaria a la salida del inversor, tal y como se
expresa en la ilustración 78, haremos un promedio de la energía reinyectada a la red.
224
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Es posible que al mirar el gráfico, se observen picos o valles que no corresponden con el valor
mensual de la energía reinyectada, y esto es debido a que en el gráfico que acontece, figuran los
datos diarios de la energía reinyectada, es decir, que puede haber un día en concreto, en que se
inyecte mucha más o mucha menos potencia que la del nivel mensual de referencia.
Ilustración 76. Energía diaria de salida del sistema(reinyectada a la red)
225
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
12.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA
12.4.1 Inversión
Para orientar y acercar los cálculos a la realidad, hemos calculado el coste de la inversión bruta
(sin impuestos).
Dentro de la inversión, se encuentra el precio unitario de los módulos, el de la estructura de
soporte, el de los inversores, el valor de los ajustes y el cableado, el transporte y el montaje, y
los gastos en el apartado de ingeniería.
Tal y como habíamos detallado antes, los gastos de soportes, ajustes y cableado, transporte y
montaje no han sido de aplicación específica en el proyecto, pero no hemos querido obviarlos
con el fin de acercar más a la realidad el coste de la inversión, así que hemos sondeado un
precio medio para la instalación:
Módulos Fv
Soportes/Integración
Inversores
Ajustes, cableado
Transporte y montaje
Ingeniería
2576 unidades
2576 unidades
5 unidades
460€ / unidad
60 € / panel
17000 € / unidad
Inversión bruta
(sin impuestos)
1.184.960 €
155.000 €
85.000 €
30.000 €
30.000 €
15.000 €
1,64 € / Wp
0,21 € / Wp
0,12 € / Wp
0,04 € / Wp
0,04 € / Wp
0,02 € / Wp
1.499.960 €
2,08 € / Wp
12.4.2 Financiamiento
Con el fin de no tener que asumir el elevado coste de inversión inicial, hemos supuesto un
método de financiamiento igual para todas las instalaciones.
Se trata de un préstamo cifrado en 2.407.220€ a pagar en 20 anualidades de 120.361 € al año.
Igual que en el apartado anterior, hay un dato que no es de aplicación específica del proyecto
pero así lo hemos asumido.
Se trata de los costes de explotación anuales, que los hemos considerado de 10.000€ al año en
materia de mantenimiento, personal contratado, permisos, etc.
Contiguo al valor en euros al año, encontramos el precio por Wp, que es un indicativo que nos
da un valor más “manejable” para evaluar la inversión de la instalación.
226
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Préstamo a 20 años al 5 % de interés anual
Anualidades
120.361 € / año
Costes de explotación
10.000 € / año
anuales
0,17 € / Wp
0,01 € / Wp
Coste total anual
0,18 € / Wp
130.361 € /año
12.4.3 Coste de energía
El valor de la energía producida corresponde al valor calculado, por el cual se determina la
producción de toda la instalación a lo largo de un año.
El coste de la energía producida es una relación entre el coste de la inversión y la energía que se
produce anualmente.
Energía producida
Coste de la energía producida
579 MWh / año
0,23 € / kWh
12.4.4 Venta de energía
En éste apartado definiremos los parámetros de cálculo del beneficio a largo plazo, ya que en el
cuál constan:
El precio de venta a la red, que es el precio por el cual la empresa de electricidad compra la
electricidad que nuestra instalación produce.
La fuente de información de donde se ha obtenido ese dato está especificada en el título de la
tabla.
El precio anual de conexión lo hemos supuesto 0€.
Éste precio corresponde a la tarifa fija que los abonados a éste servicio deberían de pagar
anualmente por tener una instalación de tales dimensiones.
Nosotros lo hemos supuesto 0€, ya que no estaba a nuestro alcance encontrar esos datos para
los demás países, y para hacer un cálculo equitativo, decidimos ignorar tal aspecto.
La apreciación anual del precio de venta es el índice que consideramos que aumentará el precio
de venta anualmente.
Podríamos no haberlo considerado, o haberlo considerado mayor, pero actualmente, en una
previsión pesimista (dentro de lo optimista del incremento) de la situación, era indicado
considerarlo 0,5 %.
227
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La reducción anual de la producción la hemos considerado del 1%, ya que según el fabricante, al
final de los 20 años de garantía tan sólo garantiza el 80% del rendimiento, por tanto, hemos
hecho una distribución normal de reducción anual.
La duración del préstamo son los años en que debemos extinguir ese compromiso con el banco
(en el capítulo de financiamiento podemos ver más información).
Precio de venta a la red(1)
Precio anual de conexión
Apreciación anual del precio de venta
Reducción anual de la producción
Duración del préstamo
0,58 € / kWh
0€
0,5 %
1%
20 años
(1): Fuente www.rarik.is
228
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
12.4.5 Balance económico a largo plazo
Año
Préstamo
Gastos expl.
Energía vendida Balance anual
Balance acum.
Nota: valores de la tabla en k€
En la tabla anterior tenemos un resumen financiero de la instalación para los 30 años de vida
que hemos estimado.
Analizando por columnas, durante los primeros 20 años, tenemos que pagar anualmente
120400 €, mientras que durante los 30 años de instalación deberemos pagar 10.000€ de gastos
de explotación.
La siguiente columna es la cantidad en euros que cobramos por vender nuestra energía.
229
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
En éste apartado entra en juego la producción anual y el precio de venta a la red.
Con esos dos parámetros, podemos calcular, siguiendo las pautas anteriormente especificadas,
el ingreso anual por venta de electricidad.
El balance anual es un estado de las cuentas anual, esto es la diferencia entre el precio de la
energía vendida (ingresos) y el precio anual de gastos de explotación y préstamos (gastos).
El balance anual acumulado está relacionado con el anterior, y no es más que una suma de los
balances anuales, para así evaluar el estado de las cuentas en un año en concreto.
Ilustración 77. Balance anual (en miles de euros)
Tal y como habíamos considerado antes, podemos ver cómo se aprecia la disminución de la
venta de energía anual.
Esto puede ser explicado por un motivo: una reducción de la energía producida anualmente
(1%).
Nada más lejos de la realidad, es obvio considerar que la instalación cada vez irá a menos en
cuanto a producción, ya sea por pérdida de calidad de los módulos, factores de pérdida, etc.
230
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 78. Balance anual acumulado (en miles de euros)
Contigua a la tabla anterior, en ésta podemos observar el antes citado balance anual acumulado.
Es lógico que sea prácticamente lineal, ya que el rendimiento de la placa prácticamente lo es, y
que cada vez el gráfico vaya tomando más altura, ya que la diferencia entre la energía vendida a
la red y los gastos anuales siempre es positiva, por tanto, en todos los ejercicios anuales se
observan ganancias.
231
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
12.4.6 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios
Año
Total préstamo(€)
2010
2011
2408000
Total coste de
mantenimiento(€)
300000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
Costes a cubrir(€)
-2708000
Venta energía
anual(k€)
326,2
324,5
Venta energía
anual(€)
326200
324500
Estado de las
cuentas anual(€)
-2381800
-2057300
322,9
321,1
319,4
317,6
315,8
314
312,1
310,2
308,2
306,3
304,3
302,2
300,1
298
295,9
293,7
291,5
289,3
164,4
162,3
160,3
158,2
156,2
154,1
152,1
150
148
145,9
322900
321100
319400
317600
315800
314000
312100
310200
308200
306300
304300
302200
300100
298000
295900
293700
291500
289300
164400
162300
160300
158200
156200
154100
152100
150000
148000
145900
-1734400
-1413300
-1093900
-776300
-460500
-146500
165600
475800
784000
1090300
1394600
1696800
1996900
2294900
2590800
2884500
3176000
3465300
3629700
3792000
3952300
4110500
4266700
4420800
4572900
4722900
4870900
5016800
Hemos realizado otro tipo de tabla, para ver más claramente el año en que se amortiza la
instalación.
Partimos de unos costes a cubrir (independientemente de los préstamos o la forma que
tengamos que pagarlos) surgidos del préstamo y el coste total de mantenimiento de los 30 años
de la instalación.
232
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La venta de energía anual se cifra en los mismos valores que en el estado de balances.
A diferencia del anterior, en ésta tabla se efectúa un estado anual de las cuentas, que nos viene
a decir el estado de la inversión, si estamos en una zona de pérdidas o en una zona de
beneficios.
Encuadrados en color rojo, vemos primero, el año a partir del cual hemos pasado lo que en
economía llamaríamos el punto muerto, el punto en el cual nuestras cuentas dejan de deber
dinero (con respecto al total a pagar) y empiezan a producir beneficio.
En el segundo recuadro, vemos el estado de la cuenta al final del ejercicio, es decir, una
evaluación de beneficios a 30 años.
233
13.
BEOUMI (COSTA DE MARFIL)
Ilustración 79. Mapa de situación de Beoumi
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
13.1 DESCRIPCIÓN DE LA REGIÓN
Situación: 7°32'23" Norte, 5°32'49" Oeste
Elevación: 223 m sobre el nivel del mar
Ángulo óptimo de inclinación: 14:
13.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS (FUENTE PVGIS)
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Setiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Año
Hh
6110
6160
5930
5610
5170
4190
3550
3470
3570
4370
5060
5560
4890
Hopt
6850
6590
6000
5400
4780
3850
3310
3330
3530
4520
5520
6280
4990
Iopt
36
26
11
-6
-19
-23
-19
-9
3
19
32
39
14
T24h
28,2
29,3
29,2
29,2
28,1
27
25,9
25,4
26,4
27,1
28,1
28,2
27,7
Tabla 23. Datos climatológicos del país.
Hh: Irradiación horizontal (Wh/m2)
Hopt: Irradiación en un ángulo de inclinación óptima (Wh/m2)
Iopt: Inclinación óptima (grados)
T24h: Media diaria de temperatura (°C)
235
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 80. Radiación horizontal-ángulo de inclinación óptimo
En la tabla que precede, podemos ver de qué manera varia el ángulo de irradiación
óptimo y la radiación horizontal a lo largo del año.
Ilustración 81. Inclinación óptima del panel
236
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
En el gráfico anterior, podemos observar de manera clara, como el ángulo óptimo de
inclinación varia anualmente.
Esto es debido a la rotación entre la Tierra y el Sol, y es que cada vez el sol incide de de
manera más perpendicular en los meses de mayo-junio-julio y agosto para países
situados por encima del ecuador y justamente al revés para países situados por debajo
del ecuador.
Ilustración 82. Altura del sol
Extraído de los datos encontrados en la base de datos meteorológicos, una tabla que
muestra la diferente altura del sol (para el 21 de diciembre en azul, para el 21 de junio
en rojo y la línea del horizonte en gris) y con ella el azimut en el que se localiza en ese
día.
Se ha querido escoger esos dos días, porque son siempre los días más críticos para el
dimensionado de una instalación fotovoltaica, ya que el día 21 de diciembre, es el día
en el que la altura del sol alcanza su mínimo y en el día 21 de junio cuando alcanza su
máximo.
237
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
13.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN
13.3.1 Resultados principales
13.3.1.1 Producción
Producción del sistema
Producción específica
Factor de rendimiento
Producción normalizada
Pérdidas del generador
Pérdidas del sistema
Inversión
Inversión específica
Coste de la energía
998 Mwh/año
1384 kWh/kWp/año
0,762
2,20 kWh/kWp/día
0,26 kWh/kWp/día
0,17 kWh/kWp/día
1.499.960 €
2,07 €/Wp
0,13 €/kWh
Tabla 24. Datos principales del sistema
La producción del sistema, una vez hecha la simulación en PVSYST, es de 998 Mwh al año.
La producción específica es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un año.
El factor de rendimiento es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo.
La producción normalizada es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un día.
Las pérdidas en el generador corresponde a las pérdidas que con anterior habíamos detallado y
que se acontecen en el campo de generadores solares (tales como polvo, sombreado, por no
cumplimiento de la potencia, mismatch, etc.)
Las pérdidas del sistema son las pérdidas que se acontecen en el sistema de inversión, habiendo
convertido la CC en CA.
La inversión es el coste total de la instalación, contemplando todos los gastos de material y
demás anteriormente especificados.
La inversión específica, es un número que nos proporciona evaluar una instalación solar
rápidamente.
Éste valor corresponde al cociente entre la la potencia en Wp de la instalación y la inversión, con
lo cual te da un valor de euros por cada watio pico instalado.
Normalmente, éste valor suele estar entre 3-3.5 €/Wp, aunque depende mucho de la población,
precio de los materiales, etc.
El coste de la energía es otro indicador, muy parecido al anterior, pero que nos relaciona lo que
nos cuesta generar la energía que producimos, en euros por cada kwh.
238
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
En el apartado de conclusiones, analizaremos este elemento y veremos cómo y porqué varía en
función del país.
A continuación, una tabla con los resultados principales de la simulación:
Ilustración 83. Balance y resultados principales
Donde:
-
GlobHor es la irradiación global horizontal
T Amb es la temperatura ambiente
GlobInc es la energía global incidente en el plano receptor
GlobEff es la energía global efectiva corregida con las pérdidas
EArray es la energía efectiva en la salida del generador
E_Grid es la energía reinyectada a la red
EffArrR es la eficiencia entre la energía de salida del campo y la superficie bruta
EffSysR es la eficiencia entre la energía de salida del sistema y la superficie bruta
239
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
13.3.1.2 Pérdidas del sistema
Asimismo, también adjuntamos una tabla con las pérdidas antes comentadas, detalladas
mensualmente:
Ilustración 84. Pérdidas detalladas del sistema
Donde:
-
SoilLss son las pérdidas por polvo y suciedad del módulo
ModQual son las pérdidas de calidad del módulo
MisLoss son las pérdidas por desajuste del módulo
OhmLoss son las pérdidas óhmicas del cableado
EArrMPP es la energía virtual del generador en MPP
InvLoss son las pérdidas del inversor
Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuando son largos y se opera a baja
tensión en CC.
Las pérdidas por cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas
de pequeña potencia. En nuestro caso, de acuerdo con las especificaciones, el valor máximo
admisible para la parte CC es 1,5 %.
Las pérdidas en el cableado se calculan de la siguiente manera:
240
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Lcab = R· I2
R = 0,000002 L / S
Donde:
R es el valor de la resistencia eléctrica de todos los cables, en ohmios.
L es la longitud de todos los cables (sumando la ida y el retorno), en cm.
S es la sección de cada cable, en cm2.
Ilustración 85. Diagrama de pérdidas
Tal y como hemos detallado antes en la tabla de resumen de las pérdidas globales del sistema,
en la ilustración anterior podemos ver un diagrama de entrada y salida.
A la entrada, la potencia disponible, debida a la energía global incidente y justo debajo, se
expresan las pérdidas que afectan al sistema y de determina el porcentaje de pérdida.
Para llevar a cabo una instalación solar realista, hace falta calcular el factor de pérdidas del
sombreado por los mismos módulos.
Es algo difícil de calcular, ya que el Sol es variable, pero el procedimiento de cálculo es el
siguiente:
241
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 86. Tabla del factor de sombreado
Hay que tomar el día 21 de Diciembre del año seleccionado, ya que es el día en el que más bajo
está el Sol, y es el día en que más pérdidas por sombreado se producen.
Ilustración 87. Factor del sombreado
Éste es el gráfico de la trayectoria del sol a lo largo del día.
En la curva amarilla podemos ver el azimut desde la salida y la puesta del sol.
Los diferentes niveles de la curva (puntos 1, 2, 3, 4, 5, 6 y 7) representan la altura del sol para
ese día en concreto.
242
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
El punto más alto del Sol es al mediodía, tal y como se aprecia en la figura.
Las diferentes curvas punteadas, nos indican la cantidad de pérdidas que se producen por el
sombreado.
Ilustración 88. Factor de rendimiento del sistema
PR es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta las
pérdidas anteriormente citadas y llevadas a cabo en la simulación por PVSYST:
-
Las pérdidas por dispersión de parámetros , polvo y suciedad del módulo
Las pérdidas de calidad del módulo
Las pérdidas por desajuste del módulo
Las pérdidas óhmicas del cableado
Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia
Las pérdidas del inversor
Otras que se puedan considerar
Es importante, para el buen funcionamiento de una instalación de estas magnitudes, que el
factor de rendimiento, PR, se acerque lo máximo posible a 1; la cual cosa significará que la
instalación aprovecha al máximo la energía proveniente del Sol.
243
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
13.3.1.3 Energía incidente
La energía incidente es la cantidad de energía que diariamente capta la instalación.
La energía incidente que recibe, está relacionada, obviamente, con la energía de salida del
inversor.
Pese a que todas las instalaciones pretenden tener la misma potencia a la salida del inversor,
que la recibida por el campo solar, es algo inalcanzable (al menos de momento) y por tanto, se
deduce la ilustración 93, en la que veremos las pérdidas de la instalación.
Ilustración 89. Energía incidente en el plano receptor
En la ilustración siguiente, vemos de nuevo el gráfico de la producción normalizada.
Éste gráfico se corresponde con el anterior, ya que partimos del valor de la energía incidente
pero de ahí restamos las diferentes pérdidas producidas en el sistema.
Esta disminución corresponde a las pérdidas del generador fotovoltaico (En lila en el gráfico) y
las pérdidas del sistema (verde en el gráfico).
El valor de la energía incidente final y el de las pérdidas, está expresado en una media anual
diaria de producción.
244
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Tal y como habíamos visto antes, los mínimos de radiación incidente coinciden con la menor
producción.
Es curioso también observar que, aunque parece una obviedad, para menor radiación incidente,
se producen menos pérdidas.
Ilustración 90. Gráfico de la producción normalizada (por kWp instalado)
A continuación, teniendo en cuenta la producción diaria a la salida del inversor, tal y como se
expresa en la ilustración 92, haremos un promedio de la energía reinyectada a la red.
Es posible que al mirar el gráfico, se observen picos o valles que no corresponden con el valor
mensual de la energía reinyectada, y esto es debido a que en el gráfico que acontece, figuran los
datos diarios de la energía reinyectada, es decir, que puede haber un día en concreto, en que se
inyecte mucha más o mucha menos potencia que la del nivel mensual de referencia.
245
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 91. Energía diaria de salida del sistema (reinyectada a la red)
246
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
13.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA
13.4.1 Inversión
Para orientar y acercar los cálculos a la realidad, hemos calculado el coste de la inversión bruta
(sin impuestos).
Dentro de la inversión, se encuentra el precio unitario de los módulos, el de la estructura de
soporte, el de los inversores, el valor de los ajustes y el cableado, el transporte y el montaje, y
los gastos en el apartado de ingeniería.
Tal y como habíamos detallado antes, los gastos de soportes, ajustes y cableado, transporte y
montaje no han sido de aplicación específica en el proyecto, pero no hemos querido obviarlos
con el fin de acercar más a la realidad el coste de la inversión, así que hemos sondeado un
precio medio para la instalación:
Módulos Fv
Soportes/Integración
Inversores
Ajustes, cableado
Transporte y montaje
Ingeniería
2576 unidades
2576 unidades
5 unidades
460€ / unidad
60 € / panel
17000 € / unidad
Inversión bruta
(sin impuestos)
1.184.960 €
155.000 €
85.000 €
30.000 €
30.000 €
15.000 €
1,64 € / Wp
0,21 € / Wp
0,12 € / Wp
0,04 € / Wp
0,04 € / Wp
0,02 € / Wp
1.499.960 €
2,08 € / Wp
Tabla 25. Resumen de la inversión
13.4.2 Financiamiento
Con el fin de no tener que asumir el elevado coste de inversión inicial, hemos supuesto un
método de financiamiento igual para todas las instalaciones.
Se trata de un préstamo cifrado en 2.407.220€ a pagar en 20 anualidades de 120.361 € al año.
Igual que en el apartado anterior, hay un dato que no es de aplicación específica del proyecto
pero así lo hemos asumido.
Se trata de los costes de explotación anuales, que los hemos considerado de 10.000€ al año en
materia de mantenimiento, personal contratado, permisos, etc.
Contiguo al valor en euros al año, encontramos el precio por Wp, que es un indicativo que nos
da un valor más “manejable” para evaluar la inversión de la instalación.
247
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Préstamo a 20 años al 5 % de interés anual
Anualidades
120.361 € / año
Costes de explotación
10.000 € / año
anuales
0,17 € / Wp
0,01 € / Wp
Coste total anual
0,18 € / Wp
130.361 € /año
Tabla 26. Préstamo
13.4.3 Coste de energía
El valor de la energía producida corresponde al valor calculado, por el cual se determina la
producción de toda la instalación a lo largo de un año.
El coste de la energía producida es una relación entre el coste de la inversión y la energía que se
produce anualmente.
Energía producida
Coste de la energía producida
998 MWh / año
0,13 € / kWh
Tabla 27. Coste de la energía
13.4.4 Venta de energía
En éste apartado definiremos los parámetros de cálculo del beneficio a largo plazo, ya que en el
cuál constan:
El precio de venta a la red, que es el precio por el cual la empresa de electricidad compra la
electricidad que nuestra instalación produce.
La fuente de información de donde se ha obtenido ese dato está especificada en el título de la
tabla.
El precio anual de conexión lo hemos supuesto 0€.
Éste precio corresponde a la tarifa fija que los abonados a éste servicio deberían de pagar
anualmente por tener una instalación de tales dimensiones.
Nosotros lo hemos supuesto 0€, ya que no estaba a nuestro alcance encontrar esos datos para
los demás países, y para hacer un cálculo equitativo, decidimos ignorar tal aspecto.
La apreciación anual del precio de venta es el índice que consideramos que aumentará el precio
de venta anualmente.
248
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Podríamos no haberlo considerado, o haberlo considerado mayor, pero actualmente, en una
previsión pesimista (dentro de lo optimista del incremento) de la situación, era indicado
considerarlo 0,5 %.
La reducción anual de la producción la hemos considerado del 1%, ya que según el fabricante, al
final de los 20 años de garantía tan sólo garantiza el 80% del rendimiento, por tanto, hemos
hecho una distribución normal de reducción anual.
La duración del préstamo son los años en que debemos extinguir ese compromiso con el banco
(en el capítulo de financiamiento podemos ver más información).
Precio de venta a la red(1)
Precio anual de conexión
Apreciación anual del precio de venta
Reducción anual de la producción
Duración del préstamo
0,60 € / kWh
0€
0,5 %
1%
20 años
Tabla 28. Venta de energía.
(1): Ante la imposibilidad de encontrar ese dato, debido a que Costa de Marfil es un país que tiene graves
problemas para el suministro de electricidad, hemos considerado las tarifas de venta de energía eléctrica a la red
de Francia, país al que pertenece Costa de Marfil(fuente ABB).
249
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
13.4.5 Balance económico a largo plazo
Año
Préstamo
Gastos expl.
Energía vendida Balance anual
Balance acum.
Nota: valores de la tabla en k€
En la tabla anterior tenemos un resumen financiero de la instalación para los 30 años de vida
que hemos estimado.
Analizando por columnas, durante los primeros 20 años, tenemos que pagar anualmente
120400 €, mientras que durante los 30 años de instalación deberemos pagar 10.000€ de gastos
de explotación.
La siguiente columna es la cantidad en euros que cobramos por vender nuestra energía.
250
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
En éste apartado entra en juego la producción anual y el precio de venta a la red.
Con esos dos parámetros, podemos calcular, siguiendo las pautas anteriormente especificadas,
el ingreso anual por venta de electricidad.
El balance anual es un estado de las cuentas anual, esto es la diferencia entre el precio de la
energía vendida (ingresos) y el precio anual de gastos de explotación y préstamos (gastos).
El balance anual acumulado está relacionado con el anterior, y no es más que una suma de los
balances anuales, para así evaluar el estado de las cuentas en un año en concreto.
Ilustración 92. Balance anual (en miles de euros)
Tal y como habíamos considerado antes, podemos ver cómo se aprecia la disminución de la
venta de energía anual.
Esto puede ser explicado por un motivo: una reducción de la energía producida anualmente
(1%).
Nada más lejos de la realidad, es obvio considerar que la instalación cada vez irá a menos en
cuanto a producción, ya sea por pérdida de calidad de los módulos, factores de pérdida, etc.
251
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 93. Balance anual acumulado (en miles de euros)
Contigua a la tabla anterior, en ésta podemos observar el antes citado balance anual acumulado.
Es lógico que sea prácticamente lineal, ya que el rendimiento de la placa prácticamente lo es, y
que cada vez el gráfico vaya tomando más altura, ya que la diferencia entre la energía vendida a
la red y los gastos anuales siempre es positiva, por tanto, en todos los ejercicios anuales se
observan ganancias.
252
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
13.4.6 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios
Año
Total préstamo(€)
Venta energía
anual(k€)
2010
2011
2408000
Total coste de
mantenimiento(€)
300000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
Costes a cubrir (€)
-2708000
Estado de las
cuentas anual(€)
532,1
529,4
Venta
energía
anual(€)
532100
529400
526,7
523,9
521
518,1
515,2
512,2
509,1
506
502,8
499,6
496,3
493
489,6
486,2
482,7
479,2
475,6
471,9
340,5
336,3
332
327,8
323,5
319,2
315
310,7
306,5
302,2
526700
523900
521000
518100
515200
512200
509100
506000
502800
499600
496300
493000
489600
486200
482700
479200
475600
471900
340500
336300
332000
327800
323500
319200
315000
310700
306500
302200
-1119800
-595900
-74900
443200
958400
1470600
1979700
2485700
2988500
3488100
3984400
4477400
4967000
5453200
5935900
6415100
6890700
7362600
7703100
8039400
8371400
8699200
9022700
9341900
9656900
9967600
10274100
10576300
-2175900
-1646500
Hemos realizado otro tipo de tabla, para ver más claramente el año en que se amortiza la
instalación.
Partimos de unos costes a cubrir (independientemente de los préstamos o la forma que
tengamos que pagarlos) surgidos del préstamo y el coste total de mantenimiento de los 30 años
de la instalación.
253
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La venta de energía anual se cifra en los mismos valores que en el estado de balances.
A diferencia del anterior, en ésta tabla se efectúa un estado anual de las cuentas, que nos viene
a decir el estado de la inversión, si estamos en una zona de pérdidas o en una zona de
beneficios.
Encuadrados en color rojo, vemos primero, el año a partir del cual hemos pasado lo que en
economía llamaríamos el punto muerto, el punto en el cual nuestras cuentas dejan de deber
dinero (con respecto al total a pagar) y empiezan a producir beneficio.
En el segundo recuadro, vemos el estado de la cuenta al final del ejercicio, es decir, una
evaluación de beneficios a 30 años.
254
14.
SYDNEY
Ilustración 94. Mapa de Situación de Sydney
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
14.1 DESCRIPCIÓN DE LA REGIÓN
Situación: 33°52' Sur, 151°13' Este
Elevación: 42 m sobre el nivel del mar
Ángulo óptimo de inclinación: 30:
14.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS (FUENTE METEONORM)
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Setiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Año
Hgd
186,7
155,2
130,1
91,4
81,0
69,6
78,8
110,0
138,2
182,1
194,9
189,7
1607,7
Hgm
6110
6160
5930
5610
5170
4190
3550
3470
3570
4370
5060
5560
4890
T24h
28,2
29,3
29,2
29,2
28,1
27
25,9
25,4
26,4
27,1
28,1
28,2
27,7
v
5,70
6,20
5,70
5,70
2,11
3,59
4,10
4,60
4,60
6,19
5,70
5,69
5,0
Hgd: Irradiación global(kWh/m2·día)
Hgm: Irradiación global(kWh/m2·mes)
T24h: Media diaria de temperatura (°C)
V: Velocidad del viento (m/s)
256
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 95. Radiación global horizontal en valores diarios
En el gráfico anterior vemos representada la distribución de la irradiación global horizontal a lo
largo del año.
Es un gráfico construido a partir de los datos diarios(es el mismo caso que para la energía
reinyectada a la red), por lo cual puede ser que haya algún pico o algún valle que esté por
debajo de la media de radiación global horizontal mensual
257
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 96. Distribución de la irradiación por horas
En el gráfico anterior podemos observar la relación existente entre la irradiación global
horizontal y el número de días en qué éste valor de la irradiación se da lugar.
Para clarificar ésta distribución, debemos de buscar el valor de la irradiación global horizontal
deseado, y el punto en que se intersecte con la forma del dibujo, deberemos desplazarlo a la
izquierda para conseguir el número de días en qué esa irradiación ha dado lugar.
258
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 97. Energía producida en función de la irradiación global horizontal
Éste gráfico mantiene la misma estructura que el anterior, ya que si en el anterior podíamos
observar la relación existente entre la irradiación global horizontal y el número de días en qué
éste valor de la irradiación se da lugar, en este observaremos la relación existente entre la
irradiación global horizontal y las veces que se registra esa energía.
Para clarificar ésta distribución, debemos de buscar el valor de la irradiación global horizontal
deseado, y el punto en que se intersecte con la forma del dibujo, deberemos desplazarlo a la
izquierda para conseguir el número de energía que esa irradiación ha dado lugar.
259
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 98. Distribución horaria de la irradiación difusa horizontal
Siguiendo con la tesitura anterior, es un gráfico que está muy relacionado con el de la ilustración
114, ya que si antes se observaba la relación existente entre la irradiación global horizontal y el
número de días en qué éste valor de la irradiación se da lugar, en éste igualmente observamos la
relación existente entre la irradiación y el número de días en que éste valor se da lugar.
La diferencia es que antes hablábamos del concepto de irradiación global horizontal, y en éste
caso hablamos de irradiación difusa horizontal, que es la radiación que sufre cambios en su
dirección en su paso por la atmósfera debido principalmente a la reflexión y a la dispersión. No
tiene una orientación determinada y llega desde todas las direcciones, rebota en los objetos
Para clarificar ésta distribución, debemos de buscar el valor de la irradiación difusa horizontal
deseado, y el punto en que se intersecte con la forma del dibujo, deberemos desplazarlo a la
izquierda para conseguir el número de días en qué esa irradiación ha dado lugar.
260
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
14.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN
14.3.1 Resultados principales
14.3.1.1 Producción
Producción del sistema
Producción específica
Factor de rendimiento
Producción normalizada
Pérdidas del generador
Pérdidas del sistema
Inversión
Inversión específica
Coste de la energía
1012 Mwh/año
1403 kWh/kWp/año
0,799
3,84 kWh/kWp/día
0,72 kWh/kWp/día
0,24 kWh/kWp/día
1.499.960 €
2,08 €/Wp
0,13 €/kWh
Tabla 29. Producción estimada
La producción del sistema, una vez hecha la simulación en PVSYST, es de 946 Mwh al año.
La producción específica es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un año.
El factor de rendimiento es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo.
La producción normalizada es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un día.
Las pérdidas en el generador corresponde a las pérdidas que con anterior habíamos detallado y
que se acontecen en el campo de generadores solares (tales como polvo, sombreado, por no
cumplimiento de la potencia, mismatch, etc.)
Las pérdidas del sistema son las pérdidas que se acontecen en el sistema de inversión, habiendo
convertido la CC en CA.
La inversión es el coste total de la instalación, contemplando todos los gastos de material y
demás anteriormente especificados.
La inversión específica, es un número que nos proporciona evaluar una instalación solar
rápidamente.
Éste valor corresponde al cociente entre la la potencia en Wp de la instalación y la inversión, con
lo cual te da un valor de euros por cada watio pico instalado.
Normalmente, éste valor suele estar entre 3-3.5 €/Wp, aunque depende mucho de la población,
precio de los materiales, etc.
El coste de la energía es otro indicador, muy parecido al anterior, pero que nos relaciona lo que
nos cuesta generar la energía que producimos, en euros por cada kwh.
261
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
En el apartado de conclusiones, analizaremos este elemento y veremos cómo y porqué varía en
función del país.
A continuación, una tabla con los resultados principales de la simulación:
Ilustración 99. Balance y resultados principales
Donde:
-
GlobHor es la irradiación global horizontal
T Amb es la temperatura ambiente
GlobInc es la energía global incidente en el plano receptor
GlobEff es la energía global efectiva corregida con las pérdidas
EArray es la energía efectiva en la salida del generador
E_Grid es la energía reinyectada a la red
EffArrR es la eficiencia entre la energía de salida del campo y la superficie bruta
EffSysR es la eficiencia entre la energía de salida del sistema y la superficie bruta
262
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
14.3.1.2 Pérdidas del sistema
Asimismo, también adjuntamos una tabla con las pérdidas antes comentadas, detalladas
mensualmente:
Ilustración 100. Pérdidas detalladas del sistema
Donde:
-
SoilLss son las pérdidas por polvo y suciedad del módulo
ModQual son las pérdidas de calidad del módulo
MisLoss son las pérdidas por desajuste del módulo
OhmLoss son las pérdidas óhmicas del cableado
EArrMPP es la energía virtual del generador en MPP
InvLoss son las pérdidas del inversor
Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuando son largos y se opera a baja
tensión en CC.
Las pérdidas por cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas
de pequeña potencia. En nuestro caso, de acuerdo con las especificaciones, el valor máximo
admisible para la parte CC es 1,5 %.
Las pérdidas en el cableado se calculan de la siguiente manera:
Lcab = R· I2
263
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
R = 0,000002 L / S
Donde:
R es el valor de la resistencia eléctrica de todos los cables, en ohmios.
L es la longitud de todos los cables (sumando la ida y el retorno), en cm.
S es la sección de cada cable, en cm2.
Ilustración 101. Diagrama de pérdidas
Tal y como hemos detallado antes en la tabla de resumen de las pérdidas globales del sistema,
en la ilustración anterior podemos ver un diagrama de entrada y salida.
A la entrada, la potencia disponible, debida a la energía global incidente y justo debajo, se
expresan las pérdidas que afectan al sistema y de determina el porcentaje de pérdida.
Para llevar a cabo una instalación solar realista, hace falta calcular el factor de pérdidas del
sombreado por los mismos módulos.
Es algo difícil de calcular, ya que el Sol es variable, pero el procedimiento de cálculo es el
siguiente:
264
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 102. Factor de sombreado
Hay que tomar el día 21 de Diciembre del año seleccionado, ya que es el día en el que más bajo
está el Sol, y es el día en que más pérdidas por sombreado se producen.
Ilustración 103. Factor de sombreado
Éste es el gráfico de la trayectoria del sol a lo largo del día.
En la curva amarilla podemos ver el azimut desde la salida y la puesta del sol.
Los diferentes niveles de la curva (puntos 1, 2, 3, 4, 5, 6 y 7) representan la altura del sol para
ese día en concreto.
265
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
El punto más alto del Sol es al mediodía, tal y como se aprecia en la figura.
Las diferentes curvas punteadas, nos indican la cantidad de pérdidas que se producen por el
sombreado.
Ilustración 104. Factor de rendimiento del sistema
PR es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta las
pérdidas anteriormente citadas y llevadas a cabo en la simulación por PVSYST:
-
Las pérdidas por dispersión de parámetros , polvo y suciedad del módulo
Las pérdidas de calidad del módulo
Las pérdidas por desajuste del módulo
Las pérdidas óhmicas del cableado
Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia
Las pérdidas del inversor
Otras que se puedan considerar
Es importante, para el buen funcionamiento de una instalación de estas magnitudes, que el
factor de rendimiento, PR, se acerque lo máximo posible a 1; la cual cosa significará que la
instalación aprovecha al máximo la energía proveniente del Sol.
266
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
14.3.1.3 Energía incidente
La energía incidente es la cantidad de energía que diariamente capta la instalación.
La energía incidente que recibe, está relacionada, obviamente, con la energía de salida del
inversor.
Pese a que todas las instalaciones pretenden tener la misma potencia a la salida del inversor,
que la recibida por el campo solar, es algo inalcanzable (al menos de momento) y por tanto, se
deduce la ilustración 44, en la que veremos las pérdidas de la instalación.
Ilustración 105. Energía incidente en el plano receptor
En la ilustración siguiente, vemos de nuevo el gráfico de la producción normalizada.
Éste gráfico se corresponde con el anterior, ya que partimos del valor de la energía incidente
pero de ahí restamos las diferentes pérdidas producidas en el sistema.
Esta disminución corresponde a las pérdidas del generador fotovoltaico (En lila en el gráfico) y
las pérdidas del sistema (verde en el gráfico).
El valor de la energía incidente final y el de las pérdidas, está expresado en una media anual
diaria de producción.
267
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Tal y como habíamos visto antes, los mínimos de radiación incidente coinciden con la menor
producción.
Es curioso también observar que, aunque parece una obviedad, para menor radiación incidente,
se producen menos pérdidas.
Ilustración 106. Gráfico de la producción normalizada (por kWp instalado)
A continuación, teniendo en cuenta la producción diaria a la salida del inversor, tal y como se
expresa en la ilustración 109, haremos un promedio de la energía reinyectada a la red.
Es posible que al mirar el gráfico, se observen picos o valles que no corresponden con el valor
mensual de la energía reinyectada, y esto es debido a que en el gráfico que acontece, figuran los
datos diarios de la energía reinyectada, es decir, que puede haber un día en concreto, en que se
inyecte mucha más o mucha menos potencia que la del nivel mensual de referencia.
268
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 107. Energía diaria de salida del sistema (reinyectada a la red)
269
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
14.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA
14.4.1 Inversión
Para orientar y acercar los cálculos a la realidad, hemos calculado el coste de la inversión bruta
(sin impuestos).
Dentro de la inversión, se encuentra el precio unitario de los módulos, el de la estructura de
soporte, el de los inversores, el valor de los ajustes y el cableado, el transporte y el montaje, y
los gastos en el apartado de ingeniería.
Tal y como habíamos detallado antes, los gastos de soportes, ajustes y cableado, transporte y
montaje no han sido de aplicación específica en el proyecto, pero no hemos querido obviarlos
con el fin de acercar más a la realidad el coste de la inversión, así que hemos sondeado un
precio medio para la instalación:
Módulos Fv
Soportes/Integración
Inversores
Ajustes, cableado
Transporte y montaje
Ingeniería
2576 unidades
2576 unidades
5 unidades
460€ / unidad
60 € / panel
17000 € / unidad
Inversión bruta
(sin impuestos)
1.184.960 €
155.000 €
85.000 €
30.000 €
30.000 €
15.000 €
1,64 € / Wp
0,21 € / Wp
0,12 € / Wp
0,04 € / Wp
0,04 € / Wp
0,02 € / Wp
1.499.960 €
2,08 € / Wp
14.4.2 Financiamiento
Con el fin de no tener que asumir el elevado coste de inversión inicial, hemos supuesto un
método de financiamiento igual para todas las instalaciones.
Se trata de un préstamo cifrado en 2.407.220€ a pagar en 20 anualidades de 120.361 € al año.
Igual que en el apartado anterior, hay un dato que no es de aplicación específica del proyecto
pero así lo hemos asumido.
Se trata de los costes de explotación anuales, que los hemos considerado de 10.000€ al año en
materia de mantenimiento, personal contratado, permisos, etc.
Contiguo al valor en euros al año, encontramos el precio por Wp, que es un indicativo que nos
da un valor más “manejable” para evaluar la inversión de la instalación.
270
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Préstamo a 20 años al 5 % de interés anual
Anualidades
120.361 € / año
Costes de explotación
10.000 € / año
anuales
0,17 € / Wp
0,01 € / Wp
Coste total anual
0,18 € / Wp
130.361 € /año
14.4.3 Coste de energía
El valor de la energía producida corresponde al valor calculado, por el cual se determina la
producción de toda la instalación a lo largo de un año.
El coste de la energía producida es una relación entre el coste de la inversión y la energía que se
produce anualmente.
Energía producida
Coste de la energía producida
1012 MWh / año
0,13 € / kWh
14.4.4 Venta de energía
En éste apartado definiremos los parámetros de cálculo del beneficio a largo plazo, ya que en el
cuál constan:
El precio de venta a la red, que es el precio por el cual la empresa de electricidad compra la
electricidad que nuestra instalación produce.
La fuente de información de donde se ha obtenido ese dato está especificada en el título de la
tabla.
El precio anual de conexión lo hemos supuesto 0€.
Éste precio corresponde a la tarifa fija que los abonados a éste servicio deberían de pagar
anualmente por tener una instalación de tales dimensiones.
Nosotros lo hemos supuesto 0€, ya que no estaba a nuestro alcance encontrar esos datos para
los demás países, y para hacer un cálculo equitativo, decidimos ignorar tal aspecto.
La apreciación anual del precio de venta es el índice que consideramos que aumentará el precio
de venta anualmente.
Podríamos no haberlo considerado, o haberlo considerado mayor, pero actualmente, en una
previsión pesimista (dentro de lo optimista del incremento) de la situación, era indicado
considerarlo 0,5 %.
271
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La reducción anual de la producción la hemos considerado del 1%, ya que según el fabricante, al
final de los 20 años de garantía tan sólo garantiza el 80% del rendimiento, por tanto, hemos
hecho una distribución normal de reducción anual.
La duración del préstamo son los años en que debemos extinguir ese compromiso con el banco
(en el capítulo de financiamiento podemos ver más información).
Precio de venta a la red(1)
Precio anual de conexión
Apreciación anual del precio de venta
Reducción anual de la producción
Duración del préstamo
0,36 € / kWh
0€
0,5 %
1%
20 años
(1): Fuente www.agl.com.au
272
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
14.4.5 Balance económico a largo plazo
Año
Préstamo
Gastos expl.
Energía vendida Balance anual
Balance acum.
Nota: valores de la tabla en k€
En la tabla anterior tenemos un resumen financiero de la instalación para los 30 años de vida
que hemos estimado.
Analizando por columnas, durante los primeros 20 años, tenemos que pagar anualmente
120400 €, mientras que durante los 30 años de instalación deberemos pagar 10.000€ de gastos
de explotación.
La siguiente columna es la cantidad en euros que cobramos por vender nuestra energía.
273
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
En éste apartado entra en juego la producción anual y el precio de venta a la red.
Con esos dos parámetros, podemos calcular, siguiendo las pautas anteriormente especificadas,
el ingreso anual por venta de electricidad.
El balance anual es un estado de las cuentas anual, esto es la diferencia entre el precio de la
energía vendida (ingresos) y el precio anual de gastos de explotación y préstamos (gastos).
El balance anual acumulado está relacionado con el anterior, y no es más que una suma de los
balances anuales, para así evaluar el estado de las cuentas en un año en concreto.
Ilustración 108. Balance anual (en miles de euros)
Tal y como habíamos considerado antes, podemos ver cómo se aprecia la disminución de la
venta de energía anual.
Esto puede ser explicado por un motivo: una reducción de la energía producida anualmente
(1%).
Nada más lejos de la realidad, es obvio considerar que la instalación cada vez irá a menos en
cuanto a producción, ya sea por pérdida de calidad de los módulos, factores de pérdida, etc.
274
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 109. Balance anual acumulado (en miles de euros)
Contigua a la tabla anterior, en ésta podemos observar el antes citado balance anual acumulado.
Es lógico que sea prácticamente lineal, ya que el rendimiento de la placa prácticamente lo es, y
que cada vez el gráfico vaya tomando más altura, ya que la diferencia entre la energía vendida a
la red y los gastos anuales siempre es positiva, por tanto, en todos los ejercicios anuales se
observan ganancias.
275
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
14.4.6 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios
Año
Total préstamo(€)
2010
2011
2408000
Total coste de
mantenimiento(€)
300000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
Costes a cubrir (€)
-2708000
Venta energía
anual(k€)
345,9
344,1
Venta energía
anual(€)
345900
344100
Estado de las
cuentas anual(€)
-2362100
-2018000
342,3
340,5
338,7
336,8
334,9
332,9
330,9
328,9
326,8
324,8
322,6
320,5
318,3
316
313,8
311,5
309,1
306,8
182,6
180,3
178,1
175,8
173,5
171,2
168,9
166,6
164,4
162,1
342300
340500
338700
336800
334900
332900
330900
328900
326800
324800
322600
320500
318300
316000
313800
311500
309100
306800
182600
180300
178100
175800
173500
171200
168900
166600
164400
162100
-1675700
-1335200
-996500
-659700
-324800
8100
339000
667900
994700
1319500
1642100
1962600
2280900
2596900
2910700
3222200
3531300
3838100
4020700
4201000
4379100
4554900
4728400
4899600
5068500
5235100
5399500
5561600
Hemos realizado otro tipo de tabla, para ver más claramente el año en que se amortiza la
instalación.
276
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Partimos de unos costes a cubrir (independientemente de los préstamos o la forma que
tengamos que pagarlos) surgidos del préstamo y el coste total de mantenimiento de los 30 años
de la instalación.
La venta de energía anual se cifra en los mismos valores que en el estado de balances.
A diferencia del anterior, en ésta tabla se efectúa un estado anual de las cuentas, que nos viene
a decir el estado de la inversión, si estamos en una zona de pérdidas o en una zona de
beneficios.
Encuadrados en color rojo, vemos primero, el año a partir del cual hemos pasado lo que en
economía llamaríamos el punto muerto, el punto en el cual nuestras cuentas dejan de deber
dinero (con respecto al total a pagar) y empiezan a producir beneficio.
En el segundo recuadro, vemos el estado de la cuenta al final del ejercicio, es decir, una
evaluación de beneficios a 30 años.
277
15.
NUEVA YORK
Ilustración 110. Mapa de situación de Nueva York
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
15.1 DESCRIPCIÓN DE LA REGIÓN
Situación: 40°28' Norte, 73°35' Oeste
Elevación: 5 m sobre el nivel del mar
Ángulo óptimo de inclinación: 30:
279
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
15.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS (FUENTE METEONORM)
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Setiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Año
Hgd
1,87
2,71
3,74
4,73
5,68
6,00
5,84
5,42
4,33
3,19
1,87
1,48
3,91
Hgm
58
76
116
142
176
180
181
168
130
99
56
46
1428
Hd
32
39
58
70
81
82
83
73
59
46
33
28
684
T24h
0,0
1,1
5,0
11,1
16,7
21,7
25,0
24,4
20,6
14,4
8,9
2,8
12,6
v
7,2
7,7
7,7
7,2
5,1
5,1
5,1
5,1
4,6
5,7
6,7
7,2
6,2
Hgd: Irradiación global(kWh/m2·día)
Hgm: Irradiación global(kWh/m2·mes)
Hd : Irradiación global difusa(kWh/m2·mes)
T24h: Media diaria de temperatura (°C)
V: Velocidad del viento (m/s)
280
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 111. Radiación global horizontal en valores diarios
En el gráfico anterior vemos representada la distribución de la irradiación global horizontal a lo
largo del año.
Es un gráfico construido a partir de los datos diarios(es el mismo caso que para la energía
reinyectada a la red), por lo cual puede ser que haya algún pico o algún valle que esté por
debajo de la media de radiación global horizontal mensual.
281
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 112. Distribución de la irradiación por horas
En el gráfico anterior podemos observar la relación existente entre la irradiación global
horizontal y el número de días en qué éste valor de la irradiación se da lugar.
Para clarificar ésta distribución, debemos de buscar el valor de la irradiación global horizontal
deseado, y el punto en que se intersecte con la forma del dibujo, deberemos desplazarlo a la
izquierda para conseguir el número de días en qué esa irradiación ha dado lugar.
282
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 113. Energía producida en función de la irradiación global horizontal
Éste gráfico mantiene la misma estructura que el anterior, ya que si en el anterior podíamos
observar la relación existente entre la irradiación global horizontal y el número de días en qué
éste valor de la irradiación se da lugar, en este observaremos la relación existente entre la
irradiación global horizontal y las veces que se registra esa energía.
Para clarificar ésta distribución, debemos de buscar el valor de la irradiación global horizontal
deseado, y el punto en que se intersecte con la forma del dibujo, deberemos desplazarlo a la
izquierda para conseguir el número de energía que esa irradiación ha dado lugar.
283
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 114. Distribución horaria de la irradiación difusa horizontal
Siguiendo con la tesitura anterior, es un gráfico que está muy relacionado con el de la ilustración
114, ya que si antes se observaba la relación existente entre la irradiación global horizontal y el
número de días en qué éste valor de la irradiación se da lugar, en éste igualmente observamos la
relación existente entre la irradiación y el número de días en que éste valor se da lugar.
La diferencia es que antes hablábamos del concepto de irradiación global horizontal, y en éste
caso hablamos de irradiación difusa horizontal, que es la radiación que sufre cambios en su
dirección en su paso por la atmósfera debido principalmente a la reflexión y a la dispersión. No
tiene una orientación determinada y llega desde todas las direcciones, rebota en los objetos
Para clarificar ésta distribución, debemos de buscar el valor de la irradiación difusa horizontal
deseado, y el punto en que se intersecte con la forma del dibujo, deberemos desplazarlo a la
izquierda para conseguir el número de días en qué esa irradiación ha dado lugar.
284
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
15.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN
15.3.1 Resultados principales
15.3.1.1 Producción
Producción del sistema
Producción específica
Factor de rendimiento
Producción normalizada
Pérdidas del generador
Pérdidas del sistema
Inversión
Inversión específica
Coste de la energía
934 Mwh/año
1295 kWh/kWp/año
0,814
3,55 kWh/kWp/día
0,58 kWh/kWp/día
0,23 kWh/kWp/día
1.499.960 €
2,08 €/Wp
0,14 €/kWh
Tabla 30. Tabla de resultados principales
La producción del sistema, una vez hecha la simulación en PVSYST, es de 934 Mwh al año.
La producción específica es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un año.
El factor de rendimiento es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo.
La producción normalizada es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un día.
Las pérdidas en el generador corresponde a las pérdidas que con anterior habíamos detallado y
que se acontecen en el campo de generadores solares (tales como polvo, sombreado, por no
cumplimiento de la potencia, mismatch, etc.)
Las pérdidas del sistema son las pérdidas que se acontecen en el sistema de inversión, habiendo
convertido la CC en CA.
La inversión es el coste total de la instalación, contemplando todos los gastos de material y
demás anteriormente especificados.
La inversión específica, es un número que nos proporciona evaluar una instalación solar
rápidamente.
Éste valor corresponde al cociente entre la la potencia en Wp de la instalación y la inversión, con
lo cual te da un valor de euros por cada watio pico instalado.
Normalmente, éste valor suele estar entre 3-3.5 €/Wp, aunque depende mucho de la población,
precio de los materiales, etc.
285
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
El coste de la energía es otro indicador, muy parecido al anterior, pero que nos relaciona lo que
nos cuesta generar la energía que producimos, en euros por cada kwh.
En el apartado de conclusiones, analizaremos este elemento y veremos cómo y porqué varía en
función del país.
A continuación, una tabla con los resultados principales de la simulación:
Ilustración 115. Balance y resultados principales
Donde:
-
GlobHor es la irradiación global horizontal
T Amb es la temperatura ambiente
GlobInc es la energía global incidente en el plano receptor
GlobEff es la energía global efectiva corregida con las pérdidas
EArray es la energía efectiva en la salida del generador
E_Grid es la energía reinyectada a la red
EffArrR es la eficiencia entre la energía de salida del campo y la superficie bruta
EffSysR es la eficiencia entre la energía de salida del sistema y la superficie bruta
15.3.1.2 Pérdidas del sistema
Asimismo, también adjuntamos una tabla con las pérdidas antes comentadas, detalladas
mensualmente:
286
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 116. Pérdidas detalladas del sistema
Donde:
-
SoilLss son las pérdidas por polvo y suciedad del módulo
ModQual son las pérdidas de calidad del módulo
MisLoss son las pérdidas por desajuste del módulo
OhmLoss son las pérdidas óhmicas del cableado
EArrMPP es la energía virtual del generador en MPP
InvLoss son las pérdidas del inversor
Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuando son largos y se opera a baja
tensión en CC.
Las pérdidas por cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas
de pequeña potencia. En nuestro caso, de acuerdo con las especificaciones, el valor máximo
admisible para la parte CC es 1,5 %.
Las pérdidas en el cableado se calculan de la siguiente manera:
Lcab = R· I2
R = 0,000002 L / S
Donde:
R es el valor de la resistencia eléctrica de todos los cables, en ohmios.
287
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
L es la longitud de todos los cables (sumando la ida y el retorno), en cm.
S es la sección de cada cable, en cm2.
Ilustración 117. Diagrama de pérdidas
Tal y como hemos detallado antes en la tabla de resumen de las pérdidas globales del sistema,
en la ilustración anterior podemos ver un diagrama de entrada y salida.
A la entrada, la potencia disponible, debida a la energía global incidente y justo debajo, se
expresan las pérdidas que afectan al sistema y de determina el porcentaje de pérdida.
Para llevar a cabo una instalación solar realista, hace falta calcular el factor de pérdidas del
sombreado por los mismos módulos.
Es algo difícil de calcular, ya que el Sol es variable, pero el procedimiento de cálculo es el
siguiente:
288
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 118. Tabla del factor de sombreado
Hay que tomar el día 21 de Diciembre del año seleccionado, ya que es el día en el que más bajo
está el Sol, y es el día en que más pérdidas por sombreado se producen.
Ilustración 119. Factor de sombreado
Éste es el gráfico de la trayectoria del sol a lo largo del día.
En la curva amarilla podemos ver el azimut desde la salida y la puesta del sol.
Los diferentes niveles de la curva (puntos 1, 2, 3, 4, 5, 6 y 7) representan la altura del sol para
ese día en concreto.
289
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
El punto más alto del Sol es al mediodía, tal y como se aprecia en la figura.
Las diferentes curvas punteadas, nos indican la cantidad de pérdidas que se producen por el
sombreado.
Ilustración 120. Factor de rendimiento del sistema
PR es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta las
pérdidas anteriormente citadas y llevadas a cabo en la simulación por PVSYST:
-
Las pérdidas por dispersión de parámetros , polvo y suciedad del módulo
Las pérdidas de calidad del módulo
Las pérdidas por desajuste del módulo
Las pérdidas óhmicas del cableado
Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia
Las pérdidas del inversor
Otras que se puedan considerar
290
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Es importante, para el buen funcionamiento de una instalación de estas magnitudes, que el
factor de rendimiento, PR, se acerque lo máximo posible a 1; la cual cosa significará que la
instalación aprovecha al máximo la energía proveniente del Sol.
15.3.1.3 Energía incidente
La energía incidente es la cantidad de energía que diariamente capta la instalación.
La energía incidente que recibe, está relacionada, obviamente, con la energía de salida del
inversor.
Pese a que todas las instalaciones pretenden tener la misma potencia a la salida del inversor,
que la recibida por el campo solar, es algo inalcanzable (al menos de momento) y por tanto, se
deduce la ilustración 44, en la que veremos las pérdidas de la instalación.
Ilustración 121. Energía incidente en el plano receptor
En la ilustración siguiente, vemos de nuevo el gráfico de la producción normalizada.
Éste gráfico se corresponde con el anterior, ya que partimos del valor de la energía incidente
pero de ahí restamos las diferentes pérdidas producidas en el sistema.
Esta disminución corresponde a las pérdidas del generador fotovoltaico (En lila en el gráfico) y
las pérdidas del sistema (verde en el gráfico).
291
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
El valor de la energía incidente final y el de las pérdidas, está expresado en una media anual
diaria de producción.
Tal y como habíamos visto antes, los mínimos de radiación incidente coinciden con la menor
producción.
Es curioso también observar que, aunque parece una obviedad, para menor radiación incidente,
se producen menos pérdidas.
Ilustración 122. Gráfico de la producción normalizada (por kWp instalado)
A continuación, teniendo en cuenta la producción diaria a la salida del inversor, tal y como se
expresa en la ilustración 125, haremos un promedio de la energía reinyectada a la red.
Es posible que al mirar el gráfico, se observen picos o valles que no corresponden con el valor
mensual de la energía reinyectada, y esto es debido a que en el gráfico que acontece, figuran los
datos diarios de la energía reinyectada, es decir, que puede haber un día en concreto, en que se
inyecte mucha más o mucha menos potencia que la del nivel mensual de referencia.
292
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 123. Energía diaria de salida del sistema (reinyectada a la red)
293
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
15.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA
15.4.1 Inversión
Para orientar y acercar los cálculos a la realidad, hemos calculado el coste de la inversión bruta
(sin impuestos).
Dentro de la inversión, se encuentra el precio unitario de los módulos, el de la estructura de
soporte, el de los inversores, el valor de los ajustes y el cableado, el transporte y el montaje, y
los gastos en el apartado de ingeniería.
Tal y como habíamos detallado antes, los gastos de soportes, ajustes y cableado, transporte y
montaje no han sido de aplicación específica en el proyecto, pero no hemos querido obviarlos
con el fin de acercar más a la realidad el coste de la inversión, así que hemos sondeado un
precio medio para la instalación:
Módulos Fv
Soportes/Integración
Inversores
Ajustes, cableado
Transporte y montaje
Ingeniería
2576 unidades
2576 unidades
5 unidades
460€ / unidad
60 € / panel
17000 € / unidad
Inversión bruta
(sin impuestos)
1.184.960 €
155.000 €
85.000 €
30.000 €
30.000 €
15.000 €
1,64 € / Wp
0,21 € / Wp
0,12 € / Wp
0,04 € / Wp
0,04 € / Wp
0,02 € / Wp
1.499.960 €
2,08 € / Wp
15.4.2 Financiamiento
Con el fin de no tener que asumir el elevado coste de inversión inicial, hemos supuesto un
método de financiamiento igual para todas las instalaciones.
Se trata de un préstamo cifrado en 2.407.220€ a pagar en 20 anualidades de 120.361 € al año.
Igual que en el apartado anterior, hay un dato que no es de aplicación específica del proyecto
pero así lo hemos asumido.
Se trata de los costes de explotación anuales, que los hemos considerado de 10.000€ al año en
materia de mantenimiento, personal contratado, permisos, etc.
Contiguo al valor en euros al año, encontramos el precio por Wp, que es un indicativo que nos
da un valor más “manejable” para evaluar la inversión de la instalación.
294
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Préstamo a 20 años al 5 % de interés anual
Anualidades
120.361 € / año
Costes de explotación
10.000 € / año
anuales
0,17 € / Wp
0,01 € / Wp
Coste total anual
0,18 € / Wp
130.361 € /año
15.4.3 Coste de energía
El valor de la energía producida corresponde al valor calculado, por el cual se determina la
producción de toda la instalación a lo largo de un año.
El coste de la energía producida es una relación entre el coste de la inversión y la energía que se
produce anualmente.
Energía producida
Coste de la energía producida
934 MWh / año
0,14 € / kWh
15.4.4 Venta de energía
En éste apartado definiremos los parámetros de cálculo del beneficio a largo plazo, ya que en el
cuál constan:
El precio de venta a la red, que es el precio por el cual la empresa de electricidad compra la
electricidad que nuestra instalación produce.
La fuente de información de donde se ha obtenido ese dato está especificada en el título de la
tabla.
El precio anual de conexión lo hemos supuesto 0€.
Éste precio corresponde a la tarifa fija que los abonados a éste servicio deberían de pagar
anualmente por tener una instalación de tales dimensiones.
Nosotros lo hemos supuesto 0€, ya que no estaba a nuestro alcance encontrar esos datos para
los demás países, y para hacer un cálculo equitativo, decidimos ignorar tal aspecto.
La apreciación anual del precio de venta es el índice que consideramos que aumentará el precio
de venta anualmente.
Podríamos no haberlo considerado, o haberlo considerado mayor, pero actualmente, en una
previsión pesimista (dentro de lo optimista del incremento) de la situación, era indicado
considerarlo 0,5 %.
295
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La reducción anual de la producción la hemos considerado del 1%, ya que según el fabricante, al
final de los 20 años de garantía tan sólo garantiza el 80% del rendimiento, por tanto, hemos
hecho una distribución normal de reducción anual.
La duración del préstamo son los años en que debemos extinguir ese compromiso con el banco
(en el capítulo de financiamiento podemos ver más información).
Precio de venta a la red(1)
Precio anual de conexión
Apreciación anual del precio de venta
Reducción anual de la producción
Duración del préstamo
0,56 € / kWh
0€
0,5 %
1%
20 años
(1): Fuente www.nunavutpower.com
296
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
15.4.5 Balance económico a largo plazo
Nota: valores en miles de euros
Año
Préstamo
Gastos expl.
Energía vendida Balance anual
Balance acum.
Nota: valores de la tabla en k€
En la tabla anterior tenemos un resumen financiero de la instalación para los 30 años de vida
que hemos estimado.
297
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Analizando por columnas, durante los primeros 20 años, tenemos que pagar anualmente
120400 €, mientras que durante los 30 años de instalación deberemos pagar 10.000€ de gastos
de explotación.
La siguiente columna es la cantidad en euros que cobramos por vender nuestra energía.
En éste apartado entra en juego la producción anual y el precio de venta a la red.
Con esos dos parámetros, podemos calcular, siguiendo las pautas anteriormente especificadas,
el ingreso anual por venta de electricidad.
El balance anual es un estado de las cuentas anual, esto es la diferencia entre el precio de la
energía vendida (ingresos) y el precio anual de gastos de explotación y préstamos (gastos).
El balance anual acumulado está relacionado con el anterior, y no es más que una suma de los
balances anuales, para así evaluar el estado de las cuentas en un año en concreto.
Ilustración 124. Balance anual (en miles de euros)
Tal y como habíamos considerado antes, podemos ver cómo se aprecia la disminución de la
venta de energía anual.
Esto puede ser explicado por un motivo: una reducción de la energía producida anualmente
(1%).
Nada más lejos de la realidad, es obvio considerar que la instalación cada vez irá a menos en
cuanto a producción, ya sea por pérdida de calidad de los módulos, factores de pérdida, etc.
298
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 125. Balance anual acumulado (en miles de euros)
Contigua a la tabla anterior, en ésta podemos observar el antes citado balance anual acumulado.
Es lógico que sea prácticamente lineal, ya que el rendimiento de la placa prácticamente lo es, y
que cada vez el gráfico vaya tomando más altura, ya que la diferencia entre la energía vendida a
la red y los gastos anuales siempre es positiva, por tanto, en todos los ejercicios anuales se
observan ganancias.
299
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
15.4.6 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios
Año
Total préstamo(€)
2010
2011
2408000
Total coste de
mantenimiento(€)
300000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
Costes a cubrir (€)
-2708000
Venta energía
anual(k€)
397,5
393,5
Venta energía
anual(€)
397500
393500
Estado de las
cuentas anual(€)
-2310500
-1917000
389,5
385,5
381,6
377,6
373,6
369,6
365,7
361,7
357,7
353,7
349,8
345,8
341,8
337,8
333,9
329,9
325,9
322
197,1
194,7
192,2
189,8
187,3
184,8
182,4
179,9
177,4
175
389500
385500
381600
377600
373600
369600
365700
361700
357700
353700
349800
345800
341800
337800
333900
329900
325900
322000
197100
194700
192200
189800
187300
184800
182400
179900
177400
175000
-1527500
-1142000
-760400
-382800
-9200
360400
726100
1087800
1445500
1799200
2149000
2494800
2836600
3174400
3508300
3838200
4164100
4486100
4683200
4877900
5070100
5259900
5447200
5632000
5814400
5994300
6171700
6346700
Hemos realizado otro tipo de tabla, para ver más claramente el año en que se amortiza la
instalación.
Partimos de unos costes a cubrir (independientemente de los préstamos o la forma que
tengamos que pagarlos) surgidos del préstamo y el coste total de mantenimiento de los 30 años
de la instalación.
300
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La venta de energía anual se cifra en los mismos valores que en el estado de balances.
A diferencia del anterior, en ésta tabla se efectúa un estado anual de las cuentas, que nos viene
a decir el estado de la inversión, si estamos en una zona de pérdidas o en una zona de
beneficios.
Encuadrados en color rojo, vemos primero, el año a partir del cual hemos pasado lo que en
economía llamaríamos el punto muerto, el punto en el cual nuestras cuentas dejan de deber
dinero (con respecto al total a pagar) y empiezan a producir beneficio.
En el segundo recuadro, vemos el estado de la cuenta al final del ejercicio, es decir, una
evaluación de beneficios a 30 años.
301
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
16.
RESOLUTE (NUNAVUT)
Ilustración 126. Mapa de situación de Nueva York
302
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
16.1 DESCRIPCIÓN DE LA REGIÓN
Situación: 70°7' Norte, 95°0' Oeste
Elevación: 67 m sobre el nivel del mar
Ángulo óptimo de inclinación: 30:
303
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
16.2 DATOS CLIMATOLÓGICOS (FUENTE CANADA EPW - CWEC)
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Setiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Año
Hgm
0,0
4,4
43,2
125,2
201,0
207,7
140,5
99,1
44,2
10,6
0,2
0,0
876,0
Hd
0,0
3,3
18,6
70,3
134,5
138,3
83,1
57,9
32,7
8,7
0,1
0,0
547,4
T24h
-30,5
-30,7
-32,2
-25,0
-10,8
-1,2
3,7
2,0
-4,2
-14,6
-24,7
-30,1
-16,5
v
5,27
7,78
4,33
4,50
5,45
5,55
6,78
5,61
8,60
5,68
7,60
6,55
6,1
Hgm: Irradiación global(kWh/m2·mes)
Hd : Irradiación global difusa(kWh/m2·mes)
T24h: Media diaria de temperatura (°C)
V: Velocidad del viento (m/s)
304
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 127. Radiación global horizontal en valores diarios
En el gráfico anterior vemos representada la distribución de la irradiación global horizontal a lo
largo del año.
Es un gráfico construido a partir de los datos diarios(es el mismo caso que para la energía
reinyectada a la red), por lo cual puede ser que haya algún pico o algún valle que esté por
debajo de la media de radiación global horizontal mensual.
305
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 128. Distribución de la irradiación por horas
En el gráfico anterior podemos observar la relación existente entre la irradiación global
horizontal y el número de días en qué éste valor de la irradiación se da lugar.
Para clarificar ésta distribución, debemos de buscar el valor de la irradiación global horizontal
deseado, y el punto en que se intersecte con la forma del dibujo, deberemos desplazarlo a la
izquierda para conseguir el número de días en qué esa irradiación ha dado lugar.
306
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 129. Energía producida en función de la irradiación global horizontal
Éste gráfico mantiene la misma estructura que el anterior, ya que si en el anterior podíamos
observar la relación existente entre la irradiación global horizontal y el número de días en qué
éste valor de la irradiación se da lugar, en este observaremos la relación existente entre la
irradiación global horizontal y las veces que se registra esa energía.
Para clarificar ésta distribución, debemos de buscar el valor de la irradiación global horizontal
deseado, y el punto en que se intersecte con la forma del dibujo, deberemos desplazarlo a la
izquierda para conseguir el número de energía que esa irradiación ha dado lugar.
307
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 130. Distribución horaria de la irradiación difusa horizontal
Siguiendo con la tesitura anterior, es un gráfico que está muy relacionado con el de la ilustración
114, ya que si antes se observaba la relación existente entre la irradiación global horizontal y el
número de días en qué éste valor de la irradiación se da lugar, en éste igualmente observamos la
relación existente entre la irradiación y el número de días en que éste valor se da lugar.
La diferencia es que antes hablábamos del concepto de irradiación global horizontal, y en éste
caso hablamos de irradiación difusa horizontal, que es la radiación que sufre cambios en su
dirección en su paso por la atmósfera debido principalmente a la reflexión y a la dispersión. No
tiene una orientación determinada y llega desde todas las direcciones, rebota en los objetos
Para clarificar ésta distribución, debemos de buscar el valor de la irradiación difusa horizontal
deseado, y el punto en que se intersecte con la forma del dibujo, deberemos desplazarlo a la
izquierda para conseguir el número de días en qué esa irradiación ha dado lugar.
308
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
16.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN
16.3.1 Resultados principales
16.3.1.1 Producción
Producción del sistema
Producción específica
Factor de rendimiento
Producción normalizada
Pérdidas del generador
Pérdidas del sistema
Inversión
Inversión específica
Coste de la energía
622 Mwh/año
862 kWh/kWp/año
0,792
2,36 kWh/kWp/día
0,43 kWh/kWp/día
0,19 kWh/kWp/día
1.499.960 €
2,08 €/Wp
0,23 €/kWh
Tabla 31. Producción del sistema
La producción del sistema, una vez hecha la simulación en PVSYST, es de 622 Mwh al año.
La producción específica es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un año.
El factor de rendimiento es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo.
La producción normalizada es la producción de kWh con respecto a la producción de kWp en un
período de un día.
Las pérdidas en el generador corresponde a las pérdidas que con anterior habíamos detallado y
que se acontecen en el campo de generadores solares (tales como polvo, sombreado, por no
cumplimiento de la potencia, mismatch, etc.)
Las pérdidas del sistema son las pérdidas que se acontecen en el sistema de inversión, habiendo
convertido la CC en CA.
La inversión es el coste total de la instalación, contemplando todos los gastos de material y
demás anteriormente especificados.
La inversión específica, es un número que nos proporciona evaluar una instalación solar
rápidamente.
Éste valor corresponde al cociente entre la la potencia en Wp de la instalación y la inversión, con
lo cual te da un valor de euros por cada watio pico instalado.
Normalmente, éste valor suele estar entre 3-3.5 €/Wp, aunque depende mucho de la población,
precio de los materiales, etc.
El coste de la energía es otro indicador, muy parecido al anterior, pero que nos relaciona lo que
nos cuesta generar la energía que producimos, en euros por cada kwh.
309
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
En el apartado de conclusiones, analizaremos este elemento y veremos cómo y porqué varía en
función del país.
A continuación, una tabla con los resultados principales de la simulación:
Ilustración 131. Balance y resultados principales
Donde:
-
GlobHor es la irradiación global horizontal
T Amb es la temperatura ambiente
GlobInc es la energía global incidente en el plano receptor
GlobEff es la energía global efectiva corregida con las pérdidas
EArray es la energía efectiva en la salida del generador
E_Grid es la energía reinyectada a la red
EffArrR es la eficiencia entre la energía de salida del campo y la superficie bruta
EffSysR es la eficiencia entre la energía de salida del sistema y la superficie bruta
16.3.1.2 Pérdidas del sistema
Asimismo, también adjuntamos una tabla con las pérdidas antes comentadas, detalladas
mensualmente:
310
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 132. Pérdidas detalladas del sistema
Donde:
-
SoilLss son las pérdidas por polvo y suciedad del módulo
ModQual son las pérdidas de calidad del módulo
MisLoss son las pérdidas por desajuste del módulo
OhmLoss son las pérdidas óhmicas del cableado
EArrMPP es la energía virtual del generador en MPP
InvLoss son las pérdidas del inversor
Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuando son largos y se opera a baja
tensión en CC.
Las pérdidas por cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas
de pequeña potencia. En nuestro caso, de acuerdo con las especificaciones, el valor máximo
admisible para la parte CC es 1,5 %.
Las pérdidas en el cableado se calculan de la siguiente manera:
Lcab = R· I2
R = 0,000002 L / S
Donde:
R es el valor de la resistencia eléctrica de todos los cables, en ohmios.
311
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
L es la longitud de todos los cables (sumando la ida y el retorno), en cm.
S es la sección de cada cable, en cm2.
Ilustración 133. Diagrama de pérdidas
Tal y como hemos detallado antes en la tabla de resumen de las pérdidas globales del sistema,
en la ilustración anterior podemos ver un diagrama de entrada y salida.
A la entrada, la potencia disponible, debida a la energía global incidente y justo debajo, se
expresan las pérdidas que afectan al sistema y de determina el porcentaje de pérdida.
Para llevar a cabo una instalación solar realista, hace falta calcular el factor de pérdidas del
sombreado por los mismos módulos.
Es algo difícil de calcular, ya que el Sol es variable, pero el procedimiento de cálculo es el
siguiente:
312
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 134. Tabla del factor de sombreado
Hay que tomar el día 21 de Diciembre del año seleccionado, ya que es el día en el que más bajo
está el Sol, y es el día en que más pérdidas por sombreado se producen.
Ilustración 135. Factor de sombreado
Éste es el gráfico de la trayectoria del sol a lo largo del día.
En la curva amarilla podemos ver el azimut desde la salida y la puesta del sol.
Los diferentes niveles de la curva (puntos 1, 2, 3, 4, 5, 6 y 7) representan la altura del sol para
ese día en concreto.
313
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
El punto más alto del Sol es al mediodía, tal y como se aprecia en la figura.
Las diferentes curvas punteadas, nos indican la cantidad de pérdidas que se producen por el
sombreado.
Ilustración 136. Factor de rendimiento del sistema
PR es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta las
pérdidas anteriormente citadas y llevadas a cabo en la simulación por PVSYST:
-
Las pérdidas por dispersión de parámetros , polvo y suciedad del módulo
Las pérdidas de calidad del módulo
Las pérdidas por desajuste del módulo
Las pérdidas óhmicas del cableado
Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia
Las pérdidas del inversor
Otras que se puedan considerar
314
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Es importante, para el buen funcionamiento de una instalación de estas magnitudes, que el
factor de rendimiento, PR, se acerque lo máximo posible a 1; la cual cosa significará que la
instalación aprovecha al máximo la energía proveniente del Sol.
16.3.1.3 Energía incidente
La energía incidente es la cantidad de energía que diariamente capta la instalación.
La energía incidente que recibe, está relacionada, obviamente, con la energía de salida del
inversor.
Pese a que todas las instalaciones pretenden tener la misma potencia a la salida del inversor,
que la recibida por el campo solar, es algo inalcanzable (al menos de momento) y por tanto, se
deduce la ilustración 44, en la que veremos las pérdidas de la instalación.
Ilustración 137. Energía incidente en el plano receptor
En la ilustración siguiente, vemos de nuevo el gráfico de la producción normalizada.
Éste gráfico se corresponde con el anterior, ya que partimos del valor de la energía incidente
pero de ahí restamos las diferentes pérdidas producidas en el sistema.
Esta disminución corresponde a las pérdidas del generador fotovoltaico (En lila en el gráfico) y
las pérdidas del sistema (verde en el gráfico).
315
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
El valor de la energía incidente final y el de las pérdidas, está expresado en una media anual
diaria de producción.
Tal y como habíamos visto antes, los mínimos de radiación incidente coinciden con la menor
producción.
Es curioso también observar que, aunque parece una obviedad, para menor radiación incidente,
se producen menos pérdidas.
Ilustración 138. Gráfico de la producción normalizada (por kWp instalado)
A continuación, teniendo en cuenta la producción diaria a la salida del inversor, tal y como se
expresa en la ilustración 141, haremos un promedio de la energía reinyectada a la red.
Es posible que al mirar el gráfico, se observen picos o valles que no corresponden con el valor
mensual de la energía reinyectada, y esto es debido a que en el gráfico que acontece, figuran los
datos diarios de la energía reinyectada, es decir, que puede haber un día en concreto, en que se
inyecte mucha más o mucha menos potencia que la del nivel mensual de referencia.
316
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 139. Energía diaria de salida del sistema (reinyectada a la red)
317
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
16.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA
16.4.1 Inversión
Para orientar y acercar los cálculos a la realidad, hemos calculado el coste de la inversión bruta
(sin impuestos).
Dentro de la inversión, se encuentra el precio unitario de los módulos, el de la estructura de
soporte, el de los inversores, el valor de los ajustes y el cableado, el transporte y el montaje, y
los gastos en el apartado de ingeniería.
Tal y como habíamos detallado antes, los gastos de soportes, ajustes y cableado, transporte y
montaje no han sido de aplicación específica en el proyecto, pero no hemos querido obviarlos
con el fin de acercar más a la realidad el coste de la inversión, así que hemos sondeado un
precio medio para la instalación:
Módulos Fv
Soportes/Integración
Inversores
Ajustes, cableado
Transporte y montaje
Ingeniería
2576 unidades
2576 unidades
5 unidades
460€ / unidad
60 € / panel
17000 € / unidad
Inversión bruta
(sin impuestos)
1.184.960 €
155.000 €
85.000 €
30.000 €
30.000 €
15.000 €
1,64 € / Wp
0,21 € / Wp
0,12 € / Wp
0,04 € / Wp
0,04 € / Wp
0,02 € / Wp
1.499.960 €
2,08 € / Wp
Tabla 32. Resumen de gastos
16.4.2 Financiamiento
Con el fin de no tener que asumir el elevado coste de inversión inicial, hemos supuesto un
método de financiamiento igual para todas las instalaciones.
Se trata de un préstamo cifrado en 2.407.220€ a pagar en 20 anualidades de 120.361 € al año.
Igual que en el apartado anterior, hay un dato que no es de aplicación específica del proyecto
pero así lo hemos asumido.
Se trata de los costes de explotación anuales, que los hemos considerado de 10.000€ al año en
materia de mantenimiento, personal contratado, permisos, etc.
Contiguo al valor en euros al año, encontramos el precio por Wp, que es un indicativo que nos
da un valor más “manejable” para evaluar la inversión de la instalación.
318
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Préstamo a 20 años al 5 % de interés anual
Anualidades
120.361 € / año
Costes de explotación
10.000 € / año
anuales
0,17 € / Wp
0,01 € / Wp
Coste total anual
0,18 € / Wp
130.361 € /año
16.4.3 Coste de energía
El valor de la energía producida corresponde al valor calculado, por el cual se determina la
producción de toda la instalación a lo largo de un año.
El coste de la energía producida es una relación entre el coste de la inversión y la energía que se
produce anualmente.
Energía producida
Coste de la energía producida
622 MWh / año
0,23 € / kWh
16.4.4 Venta de energía
En éste apartado definiremos los parámetros de cálculo del beneficio a largo plazo, ya que en el
cuál constan:
El precio de venta a la red, que es el precio por el cual la empresa de electricidad compra la
electricidad que nuestra instalación produce.
La fuente de información de donde se ha obtenido ese dato está especificada en el título de la
tabla.
El precio anual de conexión lo hemos supuesto 0€.
Éste precio corresponde a la tarifa fija que los abonados a éste servicio deberían de pagar
anualmente por tener una instalación de tales dimensiones.
Nosotros lo hemos supuesto 0€, ya que no estaba a nuestro alcance encontrar esos datos para
los demás países, y para hacer un cálculo equitativo, decidimos ignorar tal aspecto.
La apreciación anual del precio de venta es el índice que consideramos que aumentará el precio
de venta anualmente.
Podríamos no haberlo considerado, o haberlo considerado mayor, pero actualmente, en una
previsión pesimista (dentro de lo optimista del incremento) de la situación, era indicado
considerarlo 0,5 %.
319
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La reducción anual de la producción la hemos considerado del 1%, ya que según el fabricante, al
final de los 20 años de garantía tan sólo garantiza el 80% del rendimiento, por tanto, hemos
hecho una distribución normal de reducción anual.
La duración del préstamo son los años en que debemos extinguir ese compromiso con el banco
(en el capítulo de financiamiento podemos ver más información).
Precio de venta a la red(1)
Precio anual de conexión
Depreciación anual del precio de venta
Reducción anual de la producción
Duración del préstamo
0,33 € / kWh
0€
0,5 %
1,5 %
20 años
(1): Fuente www.nyserda.org
320
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
16.4.5 Balance económico a largo plazo
Año
Préstamo
Gastos expl.
Energía vendida Balance anual
Balance acum.
Nota: valores de la tabla en k€
En la tabla anterior tenemos un resumen financiero de la instalación para los 30 años de vida
que hemos estimado.
Analizando por columnas, durante los primeros 20 años, tenemos que pagar anualmente
120400 €, mientras que durante los 30 años de instalación deberemos pagar 10.000€ de gastos
de explotación.
321
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La siguiente columna es la cantidad en euros que cobramos por vender nuestra energía.
En éste apartado entra en juego la producción anual y el precio de venta a la red.
Con esos dos parámetros, podemos calcular, siguiendo las pautas anteriormente especificadas,
el ingreso anual por venta de electricidad.
El balance anual es un estado de las cuentas anual, esto es la diferencia entre el precio de la
energía vendida (ingresos) y el precio anual de gastos de explotación y préstamos (gastos).
El balance anual acumulado está relacionado con el anterior, y no es más que una suma de los
balances anuales, para así evaluar el estado de las cuentas en un año en concreto.
Ilustración 140. Balance anual (en miles de euros)
Tal y como habíamos considerado antes, podemos ver cómo se aprecia la disminución de la
venta de energía anual.
Esto puede ser explicado por un motivo: una reducción de la energía producida anualmente
(1%).
Nada más lejos de la realidad, es obvio considerar que la instalación cada vez irá a menos en
cuanto a producción, ya sea por pérdida de calidad de los módulos, factores de pérdida, etc.
322
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 141. Balance anual acumulado (en miles de euros)
Contigua a la tabla anterior, en ésta podemos observar el antes citado balance anual acumulado.
Es lógico que sea prácticamente lineal, ya que el rendimiento de la placa prácticamente lo es, y
que cada vez el gráfico vaya tomando más altura, ya que la diferencia entre la energía vendida a
la red y los gastos anuales siempre es positiva, por tanto, en todos los ejercicios anuales se
observan ganancias.
323
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
16.4.6 Repercusión de la inversión inicial sobre los beneficios
Año
Total préstamo(€)
2010
2011
2408000
Total coste de
mantenimiento(€)
300000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
Costes a cubrir (€)
-2708000
Venta energía
anual(k€)
348,1
346,3
Venta energía
anual(€)
348100
346300
Estado de las
cuentas anual(€)
-2359900
-2013600
344,5
342,7
340,8
338,9
337
335
333
331
328,9
326,8
324,7
322,5
320,3
318
315,8
313,5
311,1
308,7
183,8
181,5
179,2
176,9
174,6
172,3
170
167,7
165,4
163,1
344500
342700
340800
338900
337000
335000
333000
331000
328900
326800
324700
322500
320300
318000
315800
313500
311100
308700
183800
181500
179200
176900
174600
172300
170000
167700
165400
163100
-1669100
-1326400
-985600
-646700
-309700
25300
358300
689300
1018200
1345000
1669700
1992200
2312500
2630500
2946300
3259800
3570900
3879600
4063400
4244900
4424100
4601000
4775600
4947900
5117900
5285600
5451000
5614100
Hemos realizado otro tipo de tabla, para ver más claramente el año en que se amortiza la
instalación.
Partimos de unos costes a cubrir (independientemente de los préstamos o la forma que
tengamos que pagarlos) surgidos del préstamo y el coste total de mantenimiento de los 30 años
de la instalación.
324
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
La venta de energía anual se cifra en los mismos valores que en el estado de balances.
A diferencia del anterior, en ésta tabla se efectúa un estado anual de las cuentas, que nos viene
a decir el estado de la inversión, si estamos en una zona de pérdidas o en una zona de
beneficios.
Encuadrados en color rojo, vemos primero, el año a partir del cual hemos pasado lo que en
economía llamaríamos el punto muerto, el punto en el cual nuestras cuentas dejan de deber
dinero (con respecto al total a pagar) y empiezan a producir beneficio.
En el segundo recuadro, vemos el estado de la cuenta al final del ejercicio, es decir, una
evaluación de beneficios a 30 años.
325
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
17.
CONCLUSIONES
17.1 INCLINACIÓN
A continuación analizaremos las siguientes imágenes, en las que se muestra la eficiencia de una
célula fotovoltaica alrededor del continente, a partir de los cuales y secundados por los datos
comparativos de nuestras instalaciones, sacaremos nuestras propias conclusiones:
Ilustración 142. Potencia en inclinación 0º (Fuente: PVGis)
En líneas generales, vemos que la producción para una inclinación de 0: disminuye
notablemente a medida que nos vamos alejando del ecuador, y son las zonas más próximas a
éste son las que necesitan menor inclinación para una producción óptima.
Esto es debido a que el sol incide más perpendicularmente sobre ellas y por tanto, es necesaria
una menor inclinación, y por consiguiente, la distancia entre módulos es inferior.
326
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Como hemos podido observar en los cálculos de la distancia entre módulos, para evitar el
sombreado entre ellos, la distancia va creciendo a medida que nos alejamos del ecuador, siendo
por ejemplo en Beoumi de 1 metro(a una latitud de 7,68:), mientras que en Islandia es de 16,3
metros(a una latitud de 65,68:).
Ilustración 143. Potencia en inclinación 90º (Fuente: PVGis)
En éste gráfico se puede observar que es completamente inviable colocar una instalación a una
inclinación de 90:, ya que el sol se desplaza en el cielo de este a oeste y los paneles solares
alcanzan su máxima efectividad cuando están orientados hacia el sol, en un ángulo
perpendicular con éste al mediodía.
Por lo tanto, con ésta disposición de las placas, el sol no incide perpendicularmente sobre las
placas, con la cual cosa, no hay generación de energía.
327
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Ilustración 144. Potencia con inclinación óptima (Fuente: PVGis)
En éste gráfico vemos el caso más favorable ante el que nos podemos encontrar, la inclinación
óptima de las placas solares.
A veces puede ser complicado o inviable orientar las placas de forma óptima para que el Sol
incida la mayor parte de su tiempo perpendicularmente a éstas, pero es un hecho al que todas
las instalaciones deben intentar conseguir.
Como en la ilustración 146 pudimos observar, las placas solares producen más cuanto más cerca
del ecuador están situadas.
Como ejemplo de nuestra instalación, el coste de la producción de energía (que es un dato que
nos revela cuánto dinero nos cuesta generar 1 kWh y que nos dice mucho del rendimiento de
cada placa en cada lugar) en Beoumi es de 0,13€/kWh, mientras que en un lugar mucho más
alejado del ecuador, en Resolute es de 0,23 €/kWh.
A continuación, hemos elaborado una tabla de Excel con los resultados principales a evaluar y
procederemos a crear unas tablas, para así observar de manera más gráfica lo que hasta ahora
explicábamos:
328
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
País
Sydney
Reus
Nueva
York
Moscú
Resolute
Akiureyri
Beoumi
Años
amortizaci
ón
8
11
8
Precio
kwh
Coste producción
energía (€/kWh)
Beneficio
final (€)
0,36
0,32
0,56
0,13
0,14
0,14
5561600
3627500
6346700
Beneficio
final(€10000000)
0,55616
0,36275
0,63467
10
8
9
6
0,4459
0,33
0,58
0,6
0,18
0,23
0,23
0,13
4089800
5614100
5016800
10576300
0,40898
0,56141
0,50168
1,05763
Tabla 33. Tabla resumen comparativo
País
Latitud
Latitud/100
Longitud
Sydney
Reus
Nueva York
Moscú
Resolute
Akiureyri
Beoumi
33,87
41,33
40,72
55,75
74,43
65,68
7,68
0,3387
0,4133
0,4072
0,5575
0,7443
0,6568
0,0768
151,22
30
-74
37,63
94,59
-18,1
-5,58
Distancia
entre
módulos
1,91
3,11
1,91
13,4
6
16,3
1
Inclinación
módulos
30
35
30
39
50
43
14
Tabla 34. Tabla II de resumen comparativo
Beneficio final (€)
12000000
10000000
8000000
6000000
4000000
Beneficio final (€)
2000000
0
Ilustración 145. Beneficio final
El gráfico anterior corresponde al beneficio final calculado anteriormente por cada país.
329
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
El beneficio final se entiende como el dinero que quedará en el banco después de los 30 años de
vida de la instalación y habiendo pagado todos los gastos de la instalación.
En primer lugar, está Beoumi, situado en Costa de Marfil, que no por casualidad, es el que está
más cerca del ecuador.
En algunos casos, el beneficio final puede ser mayor en alguna instalación que sea menos
productiva que otra, pero otro factor que hace distinguir ese beneficio final es el del precio de
venta del kWh en cada uno de los países:
Precio kwh
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
Precio kwh
0,1
0
Ilustración 146. Precio del kWh
Observando el gráfico, vemos que el liderato del precio de venta del kWh coincide con el de la
tabla anterior, así que es un dato que es muy importante a la hora de evaluar la instalación.
Por ejemplo, Reus produce más cantidad de energía que la que se genera en Moscú, pero el
precio de venta hace que el beneficio final de la instalación en Moscú sea mayor que el de Reus.
Por tanto, no sólo es necesario diseñar bien una instalación, sino escoger bien el lugar en el que
vas a instalarla, para saber el precio de venta al cual vas a vender la energía que produzcas.
330
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
1,2
1
0,8
0,6
Precio kwh
0,4
Beneficio final(€10000000)
0,2
0
Ilustración 147. Relación precio kWh y beneficio
En éste caso, la comparación es más clara todavía, ya que vemos el precio de venta del kWh y el
beneficio final, y llegamos a la conclusión que los países con el precio de venta más alto,
corresponden (generalmente) al mayor beneficio final.
Años amortización
12
10
8
6
4
Años amortización
2
0
Ilustración 148. Años de amortización
En el gráfico, hemos plasmado los años de amortización de la instalación para cada uno de los
países.
Para obtener esos años de amortización, hemos tomado los datos de las tablas de Repercusión
de la inversión inicial sobre los beneficios en el punto en que el estado de las cuentas anual
cambia de signo y pasa de ser negativo, a ser positivo.
331
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Éste cálculo es muy parecido al cálculo del punto muerto, ya que se busca el año en el que a
partir de ahí todo lo que obtengas de tu instalación son beneficios, ya que todos los gastos están
cubiertos con los beneficios de años anteriores.
Coste producción energía (€/kWh)
0,25
0,2
0,15
0,1
0,05
Coste producción energía
(€/kWh)
0
Ilustración 149. Coste de la producción de energía
Éste gráfico es útil para conocer lo que nos cuesta producir 1 kWh y equiparar ese ránking de
países al del beneficio final relacionado con el precio de venta del kWh.
Observamos que el coste de producción de la energía es reducido en los países más cercanos al
meridiano, pero eso tampoco quiere decir, que el país con el coste de producción de energía
más bajo, sea el que más beneficio obtendrá, ya que volvemos de nuevo con la influencia del
precio del kWh
332
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
0,8
0,7
0,6
0,5
Latitud/100
0,4
Coste producción energía
(€/kWh)
0,3
0,2
0,1
0
1
2
3
4
5
6
7
Ilustración 150. Relación latitud y coste de producción
Era algo ya deducido en los gráficos anteriores, pero en éste se ve más claro todavía.
A menor latitud, es decir, menor distancia al meridiano, menor es el coste de producir la
energía.
Esto se explica porque el Sol, incide con un ángulo óptimo en las instalaciones más cercanas al
Sol, y al revés con las más alejadas, ya que el grado de incidencia del Sol no será el mismo.
80
70
60
50
40
30
20
Latitud
Distancia entre módulos
Inclinación módulos
10
0
Ilustración 151. Relación latitud, distancia entre módulos e inclinación
333
Introducción, desarrollo y comparación de una instalación solar fotovoltaica en distintos países
Para acabar, y como punto de culminación y de demostración del presente estudio, en el gráfico
podemos observar la relación entre la latitud, la distancia entre los módulos y la inclinación de
los módulos para cada país.
Como vemos, para menor latitud, como es el caso de Beoumi, menor es la inclinación necesaria
del módulo y menor la sombra provocada por el sol, por tanto, menor distancia entre módulos e
inclinación, como consecuencia, menor necesidad de espacio y posibilidad de aprovechar el
espacio sobrante con más módulos.
En el caso de latitudes más elevadas, a medida que aumenta la latitud, aumenta con ella la
distancia entre los módulos y la inclinación, por lo tanto, más limitación de espacio, y menor
cantidad de módulos.
334