Analisis de Produccion y Rentabilidad de Proyectos Fotovoltaicos Conectados a Red

UNIVERSIDAD DE JAÉN Escuela Politécnica Politécnica Superior de Jaén

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RENTABILIDAD DE PROYECTOS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A RED ét

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al Alumno: Mercedes García Muros E

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Tutor: Dpto:

Prof. Dña. Catalina Rus Casas Ingeniería Electrónica y Automática

Febrero, 2016

Mercedes García Muros

Análisis de producción y rentabilidad de proyectos fotovoltaicos conectados a red

RESUMEN Este Trabajo Fin de Grado (TFG) presenta una herramienta software de diseño propio que permite analizar la rentabilidad de los sistemas fotovoltaicos conectados a la a red para así poder valorar los recientes cambios en la legislación de las energías renovables en materia de retribución económica. En función de los datos introducidos por el usuario, la aplicación calcula en primer lugar el dimensionado óptimo de la instalación, y su producción energética anual correspondiente. En segundo lugar, se estudia la rentabilidad y viabilidad económica de la instalación calculada. El modelo económico desarrollado para esta función, se basa en el sistema retributivo actual, establecido en el Real Decreto 413/2014. Como parte teórica de este trabajo, se describen todos los parámetros y métodos de cálculo necesarios para programar la aplicación, así como el marco legal que ampara a este tipo de instalaciones en la actualidad. Para comparar la bondad del cálculo realizado por la aplicación, se han comparado los resultados con los ofrecidos por un software profesional y con datos de instalaciones reales.

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ABSTRACT This Bachelor Thesis presents a software tool to analyze the profitability of the grid-connected photovoltaic systems, in order to evaluate the recent changes in the legislation of the renewable energies regarding economical payments. Depending on the inputs given by the user, the tool calculates, firstly the optimal dimensions of the system and its corresponding annual production. Secondly, it studies the profitability and economical feasibility of this system. The economical model developed for this function is based on the current tariff system, established in “RD 413/2014”. As a theoretical part of this thesis, all the parameters and calculation methods needed to programme the tool are described, besides the legal framework that currently protects this kind of systems. In order to prove the veracity of the calculations accomplished, the results have been compared and checked with those offered by a professional software and with real systems data.


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ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN 1.1 Antecedentes y motivación ....................................................................................7 1.2 Justificación ...........................................................................................................7 1.3 Objeto ....................................................................................................................8 1.4 Descripción de los capítulos ..................................................................................9

2. ESTUDIO DE LA PRODUCCIÓN ENERGÉTICA 2.1 Emplazamiento ....................................................................................................13 2.2 Radiación .............................................................................................................13 2.3 Ángulo de la inclinación óptima ...........................................................................18 2.4 Orientación óptima ..............................................................................................21 2.5 Estudio de pérdidas .............................................................................................23 2.5.1 Pérdidas por orientación e inclinación ....................................................24 2.5.2 Pérdidas por sombras .............................................................................26 2.6 Cálculo de la producción. Performance Ratio......................................................27

3. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN 3.1 Dimensionado ......................................................................................................30 3.1.1 Tipo de tecnología .................................................................................31 3.1.2 Distancia entre módulos ........................................................................33 3.1.3 Potencia instalada ..................................................................................34 3.1.4 Potencia del inversor .............................................................................35 3.1.3 Configuración del generador fotovoltaico ...............................................36 3.2 Coste y equipos ...................................................................................................38 3.2.1 Módulo solar ..........................................................................................39 3.2.2 Inversor ..................................................................................................44 3.2.3 Estructura ..............................................................................................49 3.2.4 Protecciones ..........................................................................................52 3.2.5 Cableado ...............................................................................................55


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3.2.6 Obra civil ................................................................................................55 3.2.7 Coste anual ............................................................................................56

4. ESTUDIO ECONÓMICO 4.1 Legislación ...........................................................................................................59 4.1.1 Situación actual del sistema eléctrico en España ..................................59 4.1.2 Tipos de régimen ...................................................................................61 4.1.3 Evolución del sistema retributivo............................................................62 4.1.4 Pool eléctrico .........................................................................................72 4.1.5 Proceso administrativo ...........................................................................73 4.2 Financiación y rentabilidad ..................................................................................76 4.2.1 Sistema de financiación .........................................................................76 4.2.2 Retribución económica ..........................................................................76 4.2.3 Fiscalidad ...............................................................................................78 4.2.4 Modelo económico .................................................................................79

5. APLICACIÓN 5.1 Descripción de la aplicación ................................................................................84 5.2 Desarrollo de la aplicación...................................................................................86 5.2.1 Inputs .....................................................................................................86 5.2.2 Estudio de dimensionado .......................................................................88 5.2.3 Estudio energético .................................................................................97 5.2.4 Estudio de rentabilidad ........................................................................104 5.3 Manual de usuario .............................................................................................113

6. ANÁLISIS DE RESULTADOS 6.1 Ejemplo PVSyst .................................................................................................124 6.2 Comparación del dimensionado ........................................................................132 6.3 Comparación de la producción energética ........................................................135 6.4 Análisis de rentabilidad según vida útil ..............................................................138 6.5 Análisis de rentabilidad según tecnología..........................................................143


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7. CONCLUSIONES Y FUTURAS LÍNEAS DE TRABAJO.............. 148 BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................... 151 ÍNDICE DE FIGURAS Y TABLAS ........................................................... 152

ANEXOS ANEXO A. Bases de datos ANEXO B. Resultados y gráficos obtenidos para la planta en Palma de Mallorca con la aplicación ANEXO C. Resultados y gráficos obtenidos para la planta en Palma de Mallorca con la aplicación con PVSyst ANEXO D. Resultados y gráficos obtenidos en el análisis comparativo de la planta Picanta Solar. ANEXO E. Resultados obtenidos en el análisis comparativo para varias plantas solares del Grupo T Solar ubicadas en distintas zonas de España


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CAPÍTULO 1. Introducción


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1. INTRODUCCIÓN

1.1. Antecedentes y motivación El presente trabajo ha sido realizado como Trabajo de Fin de Grado (en adelante TFG) de la titulación Grado en Ingeniería Electrónica Industrial de la Escuela Politécnica Superior de Jaén y ha sido supervisado por la profesora Dª Catalina Rus Casas. El título del TFG es ‘Análisis de producción y rentabilidad de proyectos FV conectados a red’. La motivación del mismo es desarrollar una herramienta-software que calcule la instalación óptima para una localización y analice su rentabilidad. Para el desarrollo de la aplicación se han analizado las variables que determinan la producción energética de un sistema fotovoltaico conectado a red, en adelante SFCR; y se ha realizado la programación necesaria para calcular de manera automática tanto el dimensionado óptimo de la instalación en función del emplazamiento y tecnología seleccionada, como su correspondiente estudio de rentabilidad económica. De esta forma se podrá valorar la influencia que ha tenido el Real Decreto 413/2014 en la rentabilidad de los SFCR.

1.2. Justificación Este TFG surge como necesidad de valorar los recientes cambios en la legislación de las energías renovables en materia de retribución económica. Aunque nuestro país se encuentra en una posición privilegiada dentro de Europa en cuanto a los niveles de radiación que recibe, esto no se traduce en una mayor generación eléctrica por instalaciones fotovoltaicas respecto al resto de países europeos. De hecho, el país que más electricidad genera por esta tecnología es Alemania, un país con una radiación solar relativamente baja. El principal motivo


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responsable de esta situación es la modificación en el sistema retributivo que han sufrido los SFCR. Se pretende demostrar en este TFG que en la actualidad los SFCR siguen siendo una opción segura de negocio y que se debe seguir apostando por esta fuente de energía, aunque la nueva legislación haya perjudicado su rentabilidad.

1.3. Objeto El objetivo de este TFG es el de desarrollar una aplicación que determine la configuración más rentable para un SFCR a partir de unos datos iniciales que son localización, superficie disponible y tipo de tecnología a instalar, de manera que permita al usuario tomar la decisión de invertir en este negocio. También se evalúa su correspondiente producción energética. Se ha escogido la herramienta-software Excel, como base para la aplicación objeto de este TFG, debido al potencial que presenta para procesar los resultados y representarlos gráficamente y en especial, a la accesibilidad para el usuario final.

Figura 1.1: Organización del TFG. Fuente: Elaboración propia


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1.4. Descripción de los capítulos El presente TFG se puede dividir en dos partes, que se describen a continuación. La primera, corresponde al estudio teórico de todos los parámetros y los métodos de cálculos que van a intervenir en el desarrollo de la aplicación. La segunda, engloba la parte práctica de este trabajo, es decir, la aplicación en sí. Se describirá la metodología seguida para el desarrollo de la aplicación y se compararán sus resultados con datos de plantas reales y con una simulación realizada con PVSyst 6.4, un software específico de FV, para comprobar su fiabilidad.

Los contenidos de los capítulos se resumen a continuación:

CAPÍTULO 1. Introducción : se trata del presente capítulo, donde se describe el TFG de manera general. Aborda temas como los motivos que han llevado a la realización de este trabajo, los antecedentes del mismo, los objetivos que persigue y las partes de las que consta para lograr los propósitos marcados.

CAPÍTULO 2. Producción energética: corresponde a la base teórica del segundo bloque de cálculo de la aplicación, y su objetivo es calcular la cantidad de energía eléctrica que produce un SFCR. Se analizan todos los factores que influyen en la producción energética anual y se estudian las pérdidas producidas en el sistema.

CAPÍTULO 3. Diseño de la instalación: este capítulo es la base teórica para el primer bloque de cálculo que compone la aplicación, y se observan dos partes bien diferenciadas: dimensionado y coste. Dimensionado: se describen todos los elementos que intervienen en el diseño de un SFCR con el objetivo de maximizar su rendimiento y eficiencia en la medida de lo posible. Para ello se describe el proceso de dimensionado del


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generador FV en función de la superficie disponible y de la tecnología seleccionada, parámetros de entrada de la aplicación. Coste y equipos: se desglosa el coste de un SFCR, tanto de la inversión inicial como del gasto anual derivado de la producción en sí. Para ello, se comparan las prestaciones y costes de distintos fabricantes para cada uno de los elementos que constituyen dicha instalación. Por otro lado, también se describe la obra civil necesaria para situación la instalación fotovoltaica en el emplazamiento deseado.

CAPÍTULO 4. Estudio económico : este capítulo es la base teórica para el bloque de estudio de la rentabilidad en la aplicación. Al igual que el capítulo 3, también se divide en dos partes: legislación y financiación. Legislación: se muestra la evolución que ha sufrido el marco legal de las instalaciones fotovoltaicas en materia de retribución económica, para entender la situación actual. Es necesario conocer el sistema retributivo actual, ya que este es el único ingreso que percibe la instalación. También se numera en este apartado el proceso administrativo necesario para conectar un SFCR a la red. Financiación y rentabilidad: se describen los métodos típicos de financiación de los SFCR, y se define el modelo económico seguido en este TFG para valorar la rentabilidad del sistema.

CAPÍTULO 5. Aplicación : este capítulo es el eje de la parte práctica de este TFG. En él se expone detalladamente el procedimiento seguido para la programación de la aplicación, así como las consideraciones y premisas tenidas en cuenta. También incluye un ‘Manual de usuario’ para facilitar el uso de la aplicación al usuario final y permitirle sacar mayor provecho.

CAPÍTULO 6. Análi sis de resul tados : se centra en la comparación de los resultados calculados por la aplicación con distintos ejemplos, con la finalidad de comprobar la bondad de este método y analizar las posibles desviaciones. Para ello se utilizará tanto el programa comercial PVSyst como datos de reales de algunas plantas FV. Escuela Politécnica Superior de Jaén

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CAPÍTULO 8. Conclusiones y futuras líneas de trabajo : para concluir este TFG, se exponen las conclusiones a las que se ha llegado tras la realización del mismo, así como posibles mejoras a incluir en la aplicación. Otros apartados que componen este TFG son: Anexos : comprenden los siguientes aspectos de interés relevantes para la realización y el uso del trabajo: ANEXO A. Bases de datos ANEXO B. Resultados y gráficos obtenidos para la planta en Palma de Mallorca con la aplicación ANEXO C. Resultados y gráficos obtenidos para la planta en Palma de Mallorca con la aplicación con PVSyst ANEXO D. Resultados y gráficos obtenidos en el análisis comparativo de la planta Picanta Solar. ANEXO E. Resultados obtenidos en el análisis comparativo para varias plantas solares del Grupo T Solar ubicadas en distintas zonas de España Glosario de términos y acrónimos : recopila los términos y las expresiones empleadas a lo largo del TFG. Bibliografía: contiene las fuentes bibliográficas utilizadas para la elaboración del presente trabajo. Índice de figuras, tablas y gráficos: incluye la clasificación de las figuras, tablas y gráficos empleados en los capítulos, así como las fuentes de donde se han obtenido.


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CAPÍTULO 2. Producción energética


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2. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA Este capítulo corresponde a la base teórica del segundo gran bloque de cálculo de la aplicación, y su objetivo es maximizar la producción energética. Primero se analizan todos los factores que influyen en la cantidad de energía eléctrica que genera un SFCR. Factores como el emplazamiento, la orientación o la inclinación de los módulos, afectan a la cantidad de radiación que recibe la superficie del módulo FV, y por tanto, a la producción final de energía fotovoltaica que genera el mismo. También se estudiarán las pérdidas producidas en el sistema, y que define la producción energética real. Se concluye que las pérdidas por sombras serán 0 en nuestra aplicación, ya que el único obstáculo que podría producir alguna sombra sobre una fila de módulos sería la fila anterior y el generador FV se diseñará considerando las distancias mínimas establecidas entre filas para evitar sombras. Las pérdidas por orientación - inclinación serán de un 3% para la tecnología fija y 0% para las tecnología con seguimiento.

2.1. Emplazamiento A la hora de elegir una ubicación para una planta f otovoltaica, hay que tener en cuenta ciertas consideraciones para maximizar su producción energética. Respecto al clima: ‐ Los módulos fotovoltaicos generan electricidad durante todo el año,

mientras llegue radiación solar. Normalmente en verano se genera más electricidad debido al mayor número de horas de sol. En los días nublados también se genera electricidad, aunque el rendimiento energético se reduce proporcionalmente a la disminución de la intensidad de la radiación. ‐ Los sistemas fotovoltaicos generan electricidad a partir de la intensidad

de la radiación solar, no del calor. Por lo tanto, el frío no representa ningún problema para el aprovechamiento fotovoltaico. De hecho, como Escuela Politécnica Superior de Jaén

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la mayoría de los dispositivos electrónicos, los generadores fotovoltaicos son más eficientes a más bajas temperaturas, dentro de unos límites.

Respecto de la actividad a realizar: ‐ Se deben evitar las sombras sobre la instalación, por lo que debe estar

alejada de formaciones arbóreas y de construcciones. ‐ Las condiciones de turbidez deben ser bajas. Se define la turbidez con

el factor de turbidez de Linke, entendiéndolo por el número de atmosferas puras y libres de polvo necesarias para obtener ese nivel de atenuación. ‐ Las pendientes que presente el terreno deben ser menores del 10%.

Respecto a las ventajas económicas según ubicación: ‐ La parcela debe contar con accesos adecuados para transportar

material. ‐ Además, debe tener una línea de alta tensión próxima para evitar

pérdidas en el transporte y ahorrar en el coste de la línea de evacuación. En la aplicación de este TFG el emplazamiento es un dato de partida, a introducir por el usuario, por lo que no será necesario tener en cuenta las consideraciones citadas anteriormente.

2.2. Radiación Solar En el estudio de un SFCR, toma gran relevancia conocer los valores de radiación solar de la zona donde será ejecutado. Así como la previsible generación de energía con el aprovechamiento de la radiación. En este TFG se hablará en términos de radiación global, suma de radiación directa, difusa y reflejada. La irradiancia que llega a la superficie terrestre disminuye cuando el sol se aleja de la posición vertical o zenit, debido a que aumenta el área irradiada mientras se Escuela Politécnica Superior de Jaén

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mantiene un flujo de energía constante (Fig.2.1), y a que la longitud del camino que recorre el rayo de Sol también aumenta, por lo que las pérdidas por reflexión serán mayores. Por tanto, la radiación que recibe un sistema dependerá de la latitud, o punto en que se sitúa en la Tierra, de la estación del año y de la franja horaria.

Figura 2.1. Inclinación de los rayos solares. Fuente: ITE (Instituto de Tecnologías Educativas)

Los componentes de la radiación solar se definen en función de cómo inciden los rayos en la tierra (Fig.2.2): •

Radiación directa: Aquella que llega directamente del sol sin haber sufrido cambio alguno en su dirección en su paso por la atmósfera.

•

Radiación difusa: Es aquella que al atravesar la atmósfera es reflejada por los elementos de la atmósfera o terrestres, o absorbida por éstos. Esta radiación se desplaza en todas direcciones como consecuencia de la reflexión, refracción y difusión solar en la atmósfera, las nubes o el resto de elementos atmosféricos de la bóveda terrestre.

•

Albedo o radiación reflejada: Es la radiación directa y difusa que se recibe por reflexión en el suelo u otras superficies próximas.

Aunque la radiación directa es la más importante en las aplicaciones fotovoltaicas, la radiación en sus componentes directa y difusa también es aprovechable, ya que pueden reflejarse o concentrase.


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Figura 2.2. Componentes de la radiación solar. Fuente: Elaboración propia

Las proporciones de radiación directa, difusa y albedo que recibe una superficie dependen de: ‐ Condiciones meteorológicas: en un día nublado la radiación es

prácticamente difusa, mientras que en uno soleado es directa. ‐ Presencia de superficies reflectantes: las superficies claras son las más

reflectantes por lo que la radiación reflejada aumenta en invierno por el efecto de la nieve y disminuye en verano por efecto de la absorción de la hierba o del terreno ‐ Inclinación de la superficie respecto el plano horizontal: una superficie

horizontal recibe la máxima radiación difusa y la mínima reflejada. La captación de radiación directa será máxima cuando la posición del módulo sea perpendicular a dicha radiación. Los dos primeros factores son más difíciles de controlar si el emplazamiento del SFCR ha sido establecido antes de iniciar el proyecto, como es el caso estudiado en la aplicación de este TFG. Sin embargo, se considerará la inclinación de la superficie de los módulos con el ángulo óptimo para obtener los mayores valores de radiación directa posibles.


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Para conocer los valores de radiación solar en una determinada zona se pueden utilizar distintas bases de datos gratuitas, como PVGIS que además ofrece mapas de radiación para Europa, Asia y África, o la base de datos de la NASA. Para crear la base de datos de radiación y temperatura de la aplicación ‘Análisis de Producción y Rentabilidad de SFCR’ se ha decidido utilizar como fuente la NASA.

Figura 2.3. Radiación anual en Europa sobre superficie horizontal [kW/m 2]. Fuente: PVGIS

Como muestra el mapa anterior (Fig.2.3), los niveles de radiación alcanzan sus cotas máximas conforme nos desplazamos más al sur dentro de la zona europea, lo cual, sitúa a nuestro país en una posición privilegiada. Por ello, cual emplazamiento en España parace óptimo en términos de radiación solar.


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2.3. Ángulo de inclinación óptimo La radiación media en España medida sobre superficie horizontal varía entre los 3,5 kWh/m2 y los 5 kWh/m 2 dependiendo de la zona climática. Se puede comprobar comparando el mapa de radiación global media sobre superficie horizontal y el de radiación sobre ángulo de inclinación óptima, que el ángulo de inclinación es un parámetro fundamental para un mayor aprovechamiento de la radiación solar.

Figura 2.4. Mapa de radiación global media diaria sobre superficie horizontal y superficie inclinada en España. Fuente: PVGIS

Como se ha visto en el primer apartado, la cantidad de energía debida a la radiación directa que una superficie recibe depende del ángulo formado por los rayos y la superficie en cuestión. Si la superficie es perpendicular a los rayos este valor es máximo, disminuyendo a medida que lo hace el ángulo. (Fig.2.4)


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Figura 2.5: Irradiación sobre superficie inclinada. Fuente: Elaboración propia

La intensidad directa sobre la superficie inclinada un ángulo β, se calcula mediante la fórmula: I’B = IB x cosβ (Fórmula 2.1)

, donde IB es la intensidad directa sobre horizontal y β el ángulo de inclinación respecto a la horizontal de la superficie expuesta a la radiación solar.

Los siguientes parámetros influyen en la variación del ángulo de inclinación óptimo. •

Época del año

El ángulo de inclinación varía a lo largo del año, debido a la distinta inclinación con la que inciden los rayos del Sol en las distintas estaciones. Este ángulo disminuye en la época estival debido a que los rayos inciden más perpendicularmente. Horario

•

Los rayos solares calientan mucho más al mediodía que en las primeras y últimas horas del día, ya que en estos dos últimos casos el ángulo que forma el rayo con la normal a la superficie es mayor.


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Latitud

•

Las regiones de latitudes altas reciban menos energía que las más cercanas al Ecuador, ya que el ángulo es mayor. (Fig 2.5)

Figura 2.6. Inclinación de los rayos con la superficie de la Tierra para diferentes latitudes. Fuente: Elaboración propia

Cálculo del ángulo de inclinación óptimo Existen diversas formas de calcular la inclinación óptima de los módulos solares. En este estudio se utilizará el Método de la inclinación óptima anual. Está basado en el análisis estadístico de la radiación solar anual sobre superficies con diferentes inclinaciones situadas en lugares de diferentes latitudes, por lo que proporciona la inclinación óptima en función de la latitud del lugar. Sin embargo, lo que se deja de generar por estar inclinados por encima o por debajo de este óptimo representa sólo un 0,08 por cada grado de desviación respecto a la inclinación óptima. βopt = 3,7 + 0,69 · | | (Fórmula 2.1)

, donde β es el ángulo de inclinación óptima, expresado en grados y | | la latitud del lugar, sin signo, expresado en grados.


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Para un SFCR de módulos fijos se suele escoger un valor de inclinación para la máxima potencia media recibida anualmente. Sin embargo, se puede optimizar el sistema si se diseña la instalación para variar su ángulo según la época del año: invierno – verano, ya que como se ha comentado antes, el ángulo con que inciden los rayos del sol varía. En la tabla 2.1 se encuentran los valores generales que se pueden considerar en función de la latitud y la época del año. Latitud del lugar

Ángulo en invierno

Ángulo en verano

0° a 5°

15°

15°

15° a 25°

Latitud

Latitud

25° a 30°

Latitud + 5°

Latitud -5°

30° a 35°

Latitud +10°

Latitud -10°

35° a 40°

Latitud +15°

Latitud -15°

>40°

Latitud +20°

Latitud -20°

Tabla 2.1. Ángulo de inclinación en función de latitud y época del año. Fuente: Censolar

Dependiendo de la zona y la climatología, a veces no se pueden aplicar los criterios descritos para determinar la inclinación. Según las condiciones técnicas de IDAE, en lugares con nevadas frecuentes se requiere inclinaciones cercanas a los 90º para favorecer el deslizamiento de la nieve. En zonas desérticas, para evitar la acumulación de arena sobre la superficie la inclinación mínima debe ser de 45º y en regiones lluviosas tropicales hace falta una inclinación mínima de 30º.

2.4. Orientación óptima Según las recomendaciones de IDAE en su ‘Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red’, en nuestras latitudes, la orientación óptima de los módulos fotovoltaicos es hacia el sur. La trayectoria del Sol en movimiento del Este al Oeste es simétrica respecto a la oposición que ocupa al mediodía, momento en que la radiación es máxima.


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Sin embargo lo que se deja de generar por estar orientados hacia el sureste o suroeste representa sólo un 0,2% por cada grado de desviación respecto al sur, siempre y cuando el ángulo sea inferior a 30º. Para ángulos superiores, las pérdidas se vuelven importantes. En definitiva, asumiendo unas pérdidas de hasta un 5-10% se tiene un gran abanico de posibilidades de orientación e inclinación, y se facilita la instalación de generadores fotovoltaicos en diferentes circunstancias.

En el caso de las tecnlogías con seguimiento, la radiación que incide sobre la superficie captadora es mayor que la calculada para un SFCR de tecnlogía fija, ya que adaptan el ángulo de inclinación y la orientación a los valores óptimos para cada momento del día. A continuación se muestran los factores de ganancia de radiación solar respecto a la radiación horizontal recibida, según el tipo de tecnología de una planta fotovoltaica, obtenidos de estudios realizados por el Instituto de Energía Solar (IES) Superficie receptora

Factor

Estructura fija, inclinada a 30º

1,15

Seguimiento sobre un eje horizontal N-S

1,45

Idem.pero con superficie inclinada 15º sobre el eje N-S

1,56

Seguimiento sobre un eje azimutal

1,52

Seguimiento sobre un eje polar

1,56

Seguimiento en dos ejes

1,62

Tabla 2.2. Coeficientes que se deben aplicar a la irradiación horizontal para obtener la irradiación según tecnología de seguimiento. Fuente: IES

En la aplicación que se desarrollará, se estudiarán los siguientes tres casos: estructura fija inclinada según su ángulo óptimo, estructura de seguimiento de un eje y estructura de seguimiento de dos ejes. Para simplificar los cálculos, se normalizarán los coeficientes en base al factor de estructura fija orientada al Sur e inclinada a 30º.


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Superficie receptora

Factor

Estructura fija, inclinada según ángulo óptimo

1

Seguimiento sobre un eje azimutal

1,3217

Seguimiento en dos ejes

1,4087

Tabla 2.3. Coeficientes para obtener irradiación sobre superficie receptora normalizados. Fuente: Elaboración propia.

2.5. Estudio de Pérdidas Para calcular la potencia real generada por el sistema, se debe considerar una serie de pérdidas debidas a que los elementos que forman el sistema no son ideales o por otras circunstancias no controlables. Estas pérdidas generan una disminución de la energía esperada. La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a unos límites establecidos. Es importante calcular las pérdidas de la configuración elegida para nuestro sistema, de manera que quede comprobado que estas están dentro de los límites establecidos. En todos los casos han de cumplirse tres condiciones: pérdidas por orientación e inclinación, pérdidas por sombreado y pérdidas totales inferiores a los límites estipulados respecto a los valores óptimos.

Orientación e Inclinación (OI) 10%

General

Sombras (S)

Total (OI + S)

10%

15%

Superposición

20%

15%

30%

Integración arquitectónica

40%

20%

50%

Tabla 2.4. Límites de pérdidas por orientación, inclinación y sombra para cada caso. Fuente: IDAE

Cuando, por razones justificadas, y en casos especiales en los que no se puedan instalar el generador FV cumpliendo el factor correspondiente recogido en


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la tabla 2.4, se evaluará la reducción en las prestaciones energéticas de la instalación, incluyéndose en la Memoria del Proyecto.

2.5.1.

Pérdidas por orientación e inclinación

Las pérdidas por este concepto se calcularán según el procedimiento descrito a continuación. •

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.

Figura 2.7. Ángulo de inclinación del módulo, β. •

Ángulo 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. Su valor es 0° para módulos orientados al Sur, –90° para módulos orientados al Este y +90° para módulos orientados al Oeste.

Figura 2.8. Ángulo de orientación del módulo o azimut, α.

Después de determinar el ángulo de azimut del generador, se calcularán los límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima, según el siguiente procedimiento. Para ello se utilizará la gráfica


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de la figura 2.7. Este ejemplo es válido para una latitud de 41º, pero se puede generalizar a cualquier latitud.

Figura 2.9. Porcentaje de energía respecto al máximo como consecuencia de las pérdidas por orientación e inclinación. Fuente: IDAE

1.a Conocido el azimut, se determinan los límites para la inclinación en el caso de N = 41°. Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de azimut nos proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima. 1.b 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 intersectan, se obtienen los valores para latitud N = 41°. 2. Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre la latitud del lugar en cuestión y la de 41°, de acuerdo a las siguientes fórmulas: Inclinación máxima  Inclinación N  41° – 41° – latitud. Inclinación mínima  Inclinación N  41° – 41° – latitud. (Fórmula 2.2)


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3. En casos cerca del límite, y como instrumento de verificación, se utilizará la siguiente fórmula: Pérdidas%1001,210–4β –N1023,510–5"2 para15° β 90° Pérdidas%1001,210–4β –N102 para β 15° (Fórmula 2.3)

2.5.2.

Pérdidas por sombras

Para el cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombras, se representará el perfil de los obstáculos en el diagrama de trayectorias del Sol que ofrece el ‘Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red de IDEA’ (Fig.2.8). Esta diagramal es válido para localidades de la Península Ibérica y Baleares, para las Islas Canarias el debe desplazarse 12° en sentido vertical ascendente.

Figura 2.10. Diagrama de trayectorias del Sol en España. Fuente: IDAE

El procedimiento, descrito a continuación, consiste en la comparación del perfil de obstáculos de la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del Sol. 1. Obtención del perfil de obstáculos: se localizan los principales obstáculos que afectan a la superficie, en términos de sus coordenadas de posición azimut αe inclinación de los módulos β.


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2. Representación del perfil de obstáculos en el diagrama de la figura 2.8, en el que se muestra la banda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año. 3. El diagrama se encuentra dividido en porciones, donde cada una representa el recorrido del Sol en un cierto período de tiempo (negativas antes del mediodía solar y positivas después de éste) e identificadas por una letra y un número (A1, A2,..., D14). Cuando un obstáculo cubra una de las porciones supone una cierta pérdida de irradiación, en particular aquella que resulte interceptada por el obstáculo. De esta forma, se pueden determinar las pérdidas por sombra y el tiempo que los módulos se ven afectados por la sombra.

2.6. Energía producida. Performance Ratio Para calcular la producción anual esperada utilizaremos el concepto de Performance Ratio (PR), propuesto por IDAE. Este concepto calcula de un modo simple la producción de un SFCR aplicando un factor de rendimiento sobre la radiación incidente esperada. El PR se define como la relación entre la energía que un sistema fotovoltaico genera, y realmente vende a la red, y la generaría un hipotético sistema fotovoltaico Ideal, entendido como uno cuyas células solares trabajasen en condicionas estándar y que además, estuviese libre de pérdidas en todos sus componentes, produciendo en cada hora del año el máximo que el recurso pudiera ofrecer.

(Fórmula 2.4)

Donde, la energía generada ideal es la potencia máxima del generador por la irradiación media incidente sobre el plano del sistema.

(Fórmula 2.5)


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Como es un factor de rendimiento, el PR también se puede obtener a partir de los valores de las pérdidas analizadas anteriormente. En casos generales, que no entren a estudiar las pérdidas del sistema en profundidad, se suele consideran un 25% de pérdidas, es decir, un PR de 0,75, en línea con los resultados de nuestra aplicación.

(Fórmula 2.6)

Se utiliza el método propuesto por Osterwald para calcular la potencia generada para una determinada irradiancia incidente y una temperatura de operación de la célula. Ya que en el concepto de PR calculado anteriormente se han tenido en cuenta las pérdidas de potencia por aumento de temperatura y entre otras, se considera que la producción estimada es bastante precisa.

(Fórmula 2.7)

Con éste método, una vez estimado el tamaño del campo fotovoltaico y obtenidos los datos de radiación esperada, tan sólo habría que aplicar el factor PR, que teóricamente considera todas las pérdidas del sistema, para obtener una producción esperada del sistema fotovoltaico.


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CAPÍTULO 3. Diseño de la instalación


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3. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN Este capítulo es la base teórica para el primer bloque de cálculo que compone la aplicación. Se describen todos los factores a tener en cuenta en el diseño de un SFCR con el objetivo de maximizar su rendimiento y eficiencia en la medida de lo posible. Para ello se describe el proceso de dimensionado del generador FV en función de la superficie disponible y de la tecnología seleccionada, ya que ambos parámetros son inputs a introducir por usuario de la aplicación. Se obtiene el número máximo de módulos a instalar en la superficie teniendo en cuenta las dimensiones del módulo fotovoltaicos y la distancia mínima que se debe guardar entre filas. Después se obtiene la configuración de módulos serie – paralelo. A continuación, se analiza el coste de un SFCR, tanto la inversión inicial necesaria como el gasto anual que supone el funcionamiento de este tipo de instalación. En la inversión inicial se desglosan todos los equipos que componen el SFCR, así como la obra civil asociada a la instalación del generador FV. Se explican los criterios de selección de esos equipos en función no sólo del coste, sino tambien de sus principales características técnicas.

3.1. Dimensionado La capacidad de un SFCR de generar energía eléctrica depende principalmente de la potencia instalada. La potencia máxima capaz de generar una instalación fotovoltaica se define por el número de módulos fotovoltaicos utilizados, su potencia nominal y la potencial nominal del inversor. Para configurar el generador FV y seleccionar el inversor óptimo, se parte de la potencia nominal del generador que se va a instalar. Este dato puede ser un requisito de partida, cuando el objetivo es diseñar una planta de un determinado


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número de Wp, o bien el resultado de la estimación de la superficie útil de módulos a partir de la superficie de terreno disponible. En este TFG el dimensionado de la instalación se realiza en función de la superficie disponible, que será una de las entradas de la aplicación desarrollada. La potencia estimada a instalar según superficie útil se puede deducir de la fórmula que se presenta a continuación.

(Fórmula 2.1)

Se relaciona fácilmente la superficie de módulos y su potencia nominal a partir de las especificaciones técnicas suministradas por el fabricante de los módulos. Como valores orientativos, se puede considerar que entre 0,7m2 y 1m2 de superficie de módulo produce 100Wp.

3.1.1.

Tipo de tecnología

Este es uno de los parámetros de entrada de la aplicación y será seleccionado por el usuario para poder comerzar el cáculo. En función de la tecnología empleada para la estructara, los valores de radiación captados por el sistema variarán, por lo tanto, también lo hará la producción energética. Esta tecnología marca también el número total de módulos que se puede instalar según la superficie disponible, ya que requieren más distancia entre módulos las tecnologías con seguimiento. Fija

•

En las plantas fijas, la estructura que soporta y da inclinación a los módulos fotovoltaicos no permite mover el módulo fotovoltaico para que se encuentre enfrentado al sol en todo momento. La inclinación que da la estructura al módulo será la óptima para recibir la máxima radiación a lo largo del año, o lo largo del Escuela Politécnica Superior de Jaén

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periodo para el que se defina la instalación. Esta inclinación viene dada por el ángulo óptimo, cuyo cálculo se describirá en el siguiente capítulo ‘Estudio de producción energética’, aunque de forma general se puede considerar una i nclinación de 30º. Es la tecnología más sencilla, más económica y la que menos mantenimiento requiere. •

Tecnología de seguimiento

La estructura que soporta a un grupo de módulos permite mantener los captadores fotovoltaicos una mayor cantidad de horas diarias perpendiculares al sol. Un proyecto fotovoltaico con tecnología de seguimiento requiere un análisis más exhaustivo para determinar si el incremento de coste derivado de incluir tecnología de seguimiento y su mantenimiento asociado es rentable frente al incremento de producción esperado, según cada situación particular. Además, el terreno necesario disponible para una planta con tecnología de seguimiento mayor para tecnologías con seguimiento que en el caso de plantas con montaje en estructura fija.

Figura 3.1. Esquema de un módulo con estructura de seguimiento de un eje.

Figura 3.2. Esquema de un módulo con estructura de seguimiento de dos ejes.


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3.1.2.


Distancia entre módulos

Se calcula la distancia mínima entre filas de módulos para que las sombras entre ellos no perjudiquen el rendimiento de la instalación. Esta distancia es función de la latitud del lugar y junto con la dimensión del módulo fotovoltaico, determina el número de módulos que se pueden instalar en dependiendo de la superficie disponible. Para determinar el valor de esta distancia, se consideran las instrucciones que ofrece IDAE, Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, en su web a través del ‘Pliego de Condiciones Técnicas para Instalaciones Conectadas a Red’. La distancia d, medida sobre la horizontal, entre el final de una fila de módulos y el principio de la siguiente, o entre una fila y un obstáculo de altura h que pueda producir sombras sobre la instalación, deberá garantizar un mínimo de 4 horas de sol en torno al mediodía solar del día más desfavorable (altura solar mínima) del período de utilización. En equipos de utilización todo el año o en invierno, el día más desfavorable corresponde al 21 de diciembre, correspondiente al solsticio de invierno. En este día, la altura solar mínima al mediodía solar tiene el valor: Hmin 90º ‐ Latitud del lugar ‐ 23º (Fórmula 2.2)

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 90º ‐ Latitud del lugar (Fórmula 2.3)


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Figura 3.3. Esquema de la distancia óptima entre módulos. Fuente: IDAE

La distancia mínima entre líneas de captadores para que la fila anterior no proyecte sombras en la posterior, se determina mediante la fórmula:

(Fórmula 2.4)

3.1.3.

Potencia instalada

Una vez calcula la distancia mínima que deben guardar las filas de módulos y conociendo las dimensiones del módulo fotovoltaico, se obtiene el número máximo de módulo que se pueden instalar en función de la superficie disponible. Primero se calcula el número de módulos que caben a lo ancho del terreno, y después el número de módulos a lo largo del terreno, teniendo en cuenta la distancia mínima entre filas calculada anteriormente:

(Fórmula 2.5)

(Fórmula 2.6)

Se considerará siempre el número de módulos como el valor entero inmediatamente inferior al resultado. Por tanto, el número máximo de módulos a instalar será:


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Nmax módulos  Nmax módulos ancho x Nmax módulos largo (Fórmula 2.7)

La potencia máxima a instalar se calcula como el producto ente el número máximo de módulos por la potencia pico del módulo, dato que se puede encontrar en la hoja de características del fabricante. PG kWp  Nmax módulos x P módulo max kWp  (Fórmula 2.8)

3.1.4.

Potencia del inversor

El inversor es uno de los componentes más importantes en los SFCR, ya que maximiza la producción de corriente del generador fotovoltaico y optimiza el paso de energía entre el módulo y la carga. Para obtener un acoplamiento adecuado entre el generado fotovoltaico y el inversor la relación de potencias recomendable debe estar entre 0,8 – 0,9 para los climas y latitudes de España. Esta relación considera la pérdida de potencia de los módulos en condiciones de funcionamiento reales y la eficiencia del inversor. P invkWAC  0,85 x PG kWp (Fórmula 2.9)

En el caso de querer asegurar la producción, se puede subdividir el generador FV en varios subcampos con sus correspondientes inversores.

Deben evaluarse las condiciones extremas de funcionamiento del generador FV para garantizar un empleo seguro y productivo del inversor. Estas son las condiciones que se deben cumplir: 1. La tensión sin carga Uoc a la salida del generador FV a la temperatura mínima prevista (-10 °C) es menor que la tensión máxima que el inversor puede soportar.


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2. Para cualquier condición climática, el rango de tensiones a la salida del generador FV está dentro del rango de tensiones admisibles a la entrada del inversor.

Figura 3.4. Intervalos de funcionamiento óptimo del inversor. Fuente: Elaboración propia

4. La intensidad máxima del generador fotovoltaico funcionando en el punto de potencia máxima (MPP) debe ser menor que la intensidad máxima admitida por el inversor a la entrada. 6.1.5 Configuración del generador fotovoltaico

La potencia del generador fotovoltaico es la potencia instalada en el SFCR, que define la producción energética que generará la instalación. Se define el generador fotovoltaico somo la asociación eléctrica de varios módulos en serie y en paralelo para obtener determinadas condiciones de corriente y tensión y, por tanto, de potencia. En la fig.2.2 se presenta un esquema simplificando la configuración de un generador fotovoltaico.


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Ns

Ns: Número de células en serie Np: Número de células en paralelo

Np

Figura 3.5. Configuración de un generador fotovoltaico. Fuente: Elaboración propia

Conociendo las especificaciones del inversor y las del módulo elegido, se calcula el número de módulos en serie y paralelo (o ramas) que

tendrá el generador

fotovoltaico.

(Fórmula 2.10)

(Fórmula 2.11)

Suponiendo que todas las células de todos los módulos son iguales y trabajan en las mismas condiciones, se puede considerar que el generador trabaja a una corriente IG y tensión V G dadas por: IG  N paralelo x Isc, módulo (Fórmula 2.12)

VG  N serie x Voc,módulo (Fórmula 2.13)

Así, se puede determinar la potencia del generador PG , y debe coincidir con el resultado de la fórmula 2.8.


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PG kWp  Nserie x Nparalelo x Pmódulo kW p  (Fórmula 2.14)

Las siguientes consideraciones se tendrán en cuenta para comprobar que la configuración del generador es correcta y a la hora de seleccionar el inversor más adecuado para nuestro sistema. •

La tensión máxima y mínima producida por ramal deberá estar comprendida dentro del rango de tensiones de entrada del inversor.

(Fórmula 2.15) •

El valor máximo de la tensión de entrada del inversor corresponderá a la tensión a circuito abierto del generador fotovoltaico.

4.1. Coste y Equipos

Después de la considerable reducción del precio de los módulos fotovoltaicos en los últimos años, ahora el peso del coste total de una instalación fotovoltaica se traslada al resto de componentes del sistema, conocidos como BoS. Para un SFCR, los principales BOS son el inversor, la estructura mecánica de soporte, el cableado eléctrico y los dispositivos de protección (fusibles, tomas de tierra e interruptores). Además de estos elementos, existen unos costes fijos que son independientes del tamaño o tipo de instalación como son la ingeniería, la tramitación, trasporte, o las tasas. El siguiente gráfico 3.1 puede darnos una idea de la distribución de costes entre los distintos componentes de una instalación.


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Gráfico 3.1. Desglose de coste de un SFCR. Fuente: GTM Research

Se observa en el gráfico 2.1 que el segundo puesto en cuanto a peso en el coste de la instalación es el inversor. Su coste es elevado como corresponde a un equipo electrónico de producción limitada, sin embargo, se espera que pueda reducirse sustancialmente. La estructura mecánica de soporte será el siguiente elemento de coste, y será además difícil de reducir. Según el último informe de GTM Research, los costes BoS siguen disminuyendo, pero no lo hacen al ritmo de disminución de los costes de los módulos. Algunas opciones de reducción de coste podrían ser los procesos low-cost para fabricar silicio policristalino, apostar por el plástico en lugar de cristal en algunos elementos, incluir una menor cantidad de plata, mejorar los procesos de manufacturación o hacer más finos los módulos.

4.1.1.

Módulo Solar

El precio de los módulos solares se ha reducido considerablemente en los últimos años. En el gráfico. 2.2 se puede observar la evolución del precio del vatio solar desde el inicio de esta tecnología. El gráfico muestra cómo a medida que ha aumentado la producción acumulada, el precio del módulo ha disminuido Escuela Politécnica Superior de Jaén

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considerablemente. Esta tendencia se conoce como “curva de aprendizaje” de la energía solar fotovoltaica. De esta forma, hace un par de años se consiguió superar la “barrera de 1€/Wp”, que permite considerar esta tecnología competitiva con otras fuentes de generación eléctrica.

Gráfico 3.2. Evolución del precio del vatio solar hasta 2013. Fuente: econonuestra

En el proceso de abaratamiento de la energía solar fotovoltaica también han tenido influencia otros factores no relacionados con la tecnología en sí. Uno de estos factores es la incorporación de fabricantes asiáticos. China es el mayor productor mundial de módulos solares, ya que siete de los diez principales fabricantes son de origen chino y sólo en la Unión Europea controlan el 80 % del mercado, según la Comisión Europea.

Elección del módulo solar A la hora de elegir el módulo fotovoltaivo para un SFCR, se suele comparar el precio y las características técnicas. Para comparar el precio de distintas ofertas de módulos se pueden utilizar cualquiera de las siguientes relaciones: ‐ Precio por vatio-pico instalado (€/Wp): este dato muestra cómo de

económica es una oferta. Se obtiene dividiendo el precio total respecto a la potencia nominal módulo.


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‐ Precio por kW generado (€/kWh): muestra la calidad del módulo

ofertado. Es el resultado de una simulación dinámica anual con el material presupuestado. A continuación, los factores y características técnicas principales a tener en cuenta al comprar un módulo solar fotovoltaico, además del precio: Fabricante

•

Existen multitud de fabricantes que cada año sacan al mercado nuevos modelos de módulos solares de calidades muy diversas. Es importante fijarse en la solvencia, las condiciones de garantía que ofrece, referencias del funcionamiento en otras instalaciones, calidad en el proceso de fabricación, y ensayos de certificación que pasan sus módulos. •

Monocristalino o policristalino.

La tecnología de fabricación de las células del módulo también tiene un gran peso en el precio final. La diferencia básica es el tipo de silicio utilizado para la fabricación de las células, en el primer caso se utilizan obleas de silicio de gran pureza y obleas formadas por muchos pequeños cristales de silicio para el segundo. La siguiente tabla 2.3 compara las principales características propias de cada tecnlogía. Si no hay problemas de espacio, es recomendable utilizar módulos policritalinos, ya que el ligero aumento de rendimiento de los monocristalinos no compensa su mayor precio, aproximadamente entre 0,05€/Wp y 0,10€/Wp superior de media. Monocristalino Rendimiento real

17%

Policristalino 15%

Vida útil Comportamiento a altas temperaturas Coste Tabla 2.5. Comparación de principales caractrístilas de las tecnlogías de fabricación de los módulos. Fuente: Elaboración propia.


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Mercedes García Muros •


Potencia de salida.

Es la potencia teórica de salida del módulo solar, también se usa este término para hablar del tamaño o capacidad del módulo. Esta potencia ha sido medida en condiciones de medición estándar, pero estas condiciones normalmente no se dan cuando el módulo solar esta en funcionamiento por lo que este valor no se alcanza nunca en la realidad. Tolerancia.

•

Debido al proceso de fabricación y a los diferentes componentes que forman un módulo solar, la potencia de salida puede variar sensiblemente respecto a la indicada en la hoja de características técnicas. Esta variación se denomina tolerancia y puede venir indicada en W o en %. Es importante que este parámetro sea muy bajo ya que la dispersión en la potencia nominal de varios módulos produce sensibles pérdidas de potencia, lo que se denominan pérdidas por “mismatch”. Normalmente los módulos garantizan un rendimiento de +/- 3% de la potencia nominal de origen durante un periodo de 25 años. Después se espera una reducción de la potencia no mayor al 10%. •

Características Térmicas

Es uno de los parámetros técnicos más significativos para predecir el futuro comportamiento de un módulo solar, ya que indican el grado de pérdida de rendimiento del módulo según se va calentando. Hay dos parámetros importantes: ‐ Temperatura de operación nominal de la célula, TONC: este parámetro

tiene una relación directa con la temperatura que alcanza la célula a una temperatura ambiente determinada. Cuanto menor sea este parámetro, menor será la temperatura del módulo y más potencia entregará. ‐ Coeficiente de temperatura de potencia: indica la pérdida porcentual de

potencia de salida del módulo por cada grado de temperatura superior a 25º.


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Como datos complementarios también es interesante comprobar que la caja de conexiones del módulo tenga un grado de protección IP67 frente al IP65, ambos índices aseguran la protección frente al agua, pero en el caso de los IP67 la protección es mayor. Para zonas de alta montaña es importante analizar la máxima carga estática para asegurar que el sistema puede aguantar cargas relevantes de nieve. Módulos seleccionados

Para la base de datos de la aplicación que nos compete, se han escogido dos gamas del fabricante Atersa por ser en España, la empresa pionera dentro del sector de la energía solar fotovoltaica, y con más de 30 años de experiencia. Dentro de estas gamas, Optimum y Ultra, se han seleccionado módulos de distintas potencias de salida (de 240Wp a 265Wp) y de las dos princiaples tecnologías de fabricación. ‐ Características comunes entre ambas gamas

Estos módulos poseen una garantía mecánica de 10 años, mientras que la garantía de rendimiento es de 25 años. El marco del módulo está construido en una aleación de aluminio anodizado que ofrece una gran resistencia y es compatible con las grapas hook. La cubierta frontal del módulo es de cristal templado, caracterizado por su elevado nivel de transmisividad, lo que permite aprovechar toda la luz proyectada por el sol. La caja de conexiones que lleva el módulo posee un grado de protección IP65. ‐ Diferencias entre ambas gamas

La gama de módulos Optimum se fabrica en Taiwán mientras que la gama Altra se fabrica en España, generando una diferencia de precio significativa. La principal diferencia técnica es el sistema de anclaje. La gama Optimum hace uso de las grapas Hook estándar, debido a que su marco es liso por los costados, mientras que la Ultra se ancla mediante grapas Hook específicas de la marca Atersa, diseñadas para no hacer sombras de ningún tipo. Sin embargo, es cierto que es muy difícil que la grapa estándar haga sombra en el módulo solar, pues la Escuela Politécnica Superior de Jaén

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perpendicularidad del sol debe ser máxima, lo cual nos ubica en una hora del día en el que el sol no irradia prácticamente nada sobre los módulos solares. Estos dos tipos de anclaje se pueden observar en las fig. 2.5 y 2.6.

Figura 3.6. Anclaje de los modelos Optimum, grapas Hook estándar. Fuente: Atersa

Figura 3.7. Anclaje de los modelos Ultra, grapas Hook específicas. Fuente: Atersa

4.1.2. Inversor Junto con los módulos fotovoltaicos, el inversor es la pieza clave en un SFCR. Sin embargo, su tamaño es reducido y su precio no suele llegar al 10% de proyecto completo.


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El inversor fotovoltaico es el equipo electrónico que permite suministrar la potencia generada a la red comercial. Su función principal es convertir la corriente continua producida por el generador fotovoltaico en corriente alterna, con unas características establecidas por la red: 230V de valor eficaz de tensión y una frecuencia de 50 Hz. Además, es un importante elemento de seguridad: realizar servicios de supervisión e sirve de protección de la polaridad, protección contra sobretensiones y protección contra sobrecargas.

Elección del inversor Para elegir un buen inversor es importante que tenga un alto rendimiento. Este rendimiento depende de la variación de la potencia de la instalación, por lo que se debe procurar trabajar con potencias cercanas o iguales a la nominal, ya que si la potencia procedente de los módulos fotovoltaicos a la entrada del inversor varía mucho respecto a la nominal, el rendimiento disminuye. En la ficha técnica de un inversor fotovoltaico, se pueden encontrar dos parámetros que hacen referencia al rendimiento del aparato. ‐ Eficiencia máxima: se define como la relación entre la potencia de salida

y la potencia de entrada. Por tanto, la eficiencia del inversor varía en función de la potencia consumida por la carga. ‐ Euroeficiencia: se define como la eficiencia con una carga parcial y al

100% de la potencia nominal. Este es el parámetro que se utiliza para hablar en términos generales del rendimiento del inversor, ya que se certifica su valor en laboratorios europeos específicos. Las principales características técnicas principales y consideraciones a tener en cuenta al elegir un inversor son: •

Monofásico o Trifásico.

Si la potencia nominal de todos los inversores de la instalación supera 5 kW, la acometida a la red general debe ser trifásica, de acuerdo al R.D.1663/00. En caso


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de menor potencia, puede hacerse monofásica. La conexión trifásica puede realizarse con un único inversor o con la conexión en paralelo de tres inversores monofásicos. A continuación se muestran las distintas configuraciones para los inversores. N

L1

L2

L3

Inversor monof ásico

Figura 3.8. Acometida monofásica con inversor monofásico (Instalación menor de 5kW). Fuente: Elaboración propia

Figura 3.9. Acometida trifásica con inversores monofásicos. Fuente: Elaboración propia

Figura 3.10. Acometida trifásica con inversor trifásico. Fuente: Elaboración propia •

Potencia máxima

La potencia del inversor no debe ser superior a la potencia pico del generador fotovoltaico, ya que el inversor no funcionará a su potencia nominal. Como ya se ha


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visto anteriormente, en condiciones climáticas reales el generador fotovoltaico nunca produce la potencia pico establecida en la ficha técnica. Solo en casos en que los inversores deban soportar muy altas temperaturas se analizará la posibilidad de seleccionar un inversor de mayor potencia nominal que la potencia pico del generador fotovoltaico. •

MPPT o seguidor de máxima potencia

La potencia suministrada por un generador FV depende del punto de la instalación en el que está operando. Con este objetivo, dentro del inversor se utiliza un chopper controlado llamado seguidor del punto de potencia máxima. El MPPT calcula el valor instantáneo de la curva I-V del generador al cual se produce la máxima potencia disponible, identifica si el generador está trabajando en este punto, y de no ser así, modifica las condiciones para incitar al generador a trabajar en dicho punto. •

THD (Total Harmonic Distortion)

La distorsión armónica total es el parámetro que indica el porcentaje de contenido armónico de la onda de tensión de salida del inversor. Debe ser menor del 3%. Autoconsumo

•

Es la potencia consumida por el inversor, que debe tener un valor muy bajo, especialmente por la noche. •

Sistemas de medida y monitorización

Como toda la energía generada pasa por el inversor, éste puede incluir funciones adicionales que informen acerca del estado de la instalación, de la producción o que generen alarmas en caso de averías o mal funcionamiento. Estas comunicaciones pueden ser locales en forma de display o conexión directa a ordenadores, o remotas vía GPRS, SMS o Internet.


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Inversores seleccionados Para la base de datos de la aplicación que nos compete, se han escogido distintas gamas de inversores de los fabricantes Ingeteam y Fronius. Se han seleccionado inversores monofásicos y trifásicos, dentro de un amplio rango de potencias de 2,5kW a 250kW. Todos ellos están protegidos contra la polarización inversa, contra sobretensiones en la entrada y la salida mediante descargadores, contra fallos de aislamiento y son anti isla con desconexión automática. Polarización inversa. •

Inversores Ingeteam

La garantía estándar es de cinco años, ampliable hasta 25 años. Como accesorios opcionales, disponen de seccionadores de corriente continua, comunicación entre inversores mediante Bluethoot o Ethernet, comunicación remota con GPRS / GSM y un contacto libre de potencial configurable por display para indicar fallo de aislamiento o conexión a red. Dispone, también, de un software sin coste en el cual se puede monitorizar la instalación solar desde un smartphone. ‐ Sun

Lite

Monofásico:

sin

transformador,

enfocado

a

lugares

residenciales y a grandes proyectos sin una centralización clara. ‐ Sun Play Monofásico/Trifásico: posee un sistema de MPPT. Tiene un

alto grado de protección, ip 65, lo que le permite soportar temperaturas extremas desde los -20 °C hasta los 65 °C. ‐ Sun Smart Trifásico: la carcasa de acero inoxidable lo hace idóneo para

instalaciones en el exterior. La etapa de conversión trifásica pura ofrece una serie equilibrada en las tres fases de corriente alterna sin ser necesario instalar ningún elemento adicional para la desconexión de las líneas simultáneamente.


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Inversores Fronius, gama Symo

La garantía estándar es de dos años, ampliable a 20 años. Son inversores trifásicos y sin transformador, adecuados para instalaciones en superficies irregulares y para tejados con diferentes orientaciones. ‐ Versión “Light”: no llevan instalado el módulo de comunicación WLAN

para poder ver los datos del inversor a través de internet. ‐ Versión “S”: incorporan solamente un seguidor MPP ‐ Versión “M”:incorporan 2 seguidores MPP.

4.1.3.

Estructura

La estructura es la encargada de fijar el campo fotovoltaico al lugar donde esté ubicada sea, terreno, tejado o seguidor. También tiene la función de protegerlo de las condiciones meteorológicas como el viento o la nieve. A menudo en las instalaciones se tiende a quitar importancia a la estructura sin darse cuenta de que tiene que aguantar el paso del tiempo con igual calidad que los módulos, es decir, durante 25 años como mínimo. Por ello es importante utilizar como material acero galvanizado en caliente o incluso acero inoxidable. Además la estructura debe proporcionar la flexibilidad necesaria para poder realizar la instalación sobre la superficie seleccionada, adaptándose a las circunstancias de cada caso. La gran ventaja de las estructuras con seguidores solares consiste en que la radiación solar es siempre perpendicular a los módulos llegando a generar hasta un 50% más de energía que la misma instalación sobre superficie fija. Sin embargo, suponen un sobrecoste y un mayor mantenimiento.


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Estructuras seleccionadas

•

Estructura para Suelo 15º / 30º de Sunfer

Tienen capacidad para 4 módulos, de tamaño aproximado 1650mm x 1000mm. Todos los módulos incluidos en la base de datos de la aplicación tienen dimensiones comprendidas en los siguientes rangos, por lo que todos son compatibles. Alto: 1638mm – 1665mm, Ancho: 990mm – 995mm. Este tipo de estructura está diseñada para poder soportar cargas de nieve de hasta 200N/m2, y una carga de viento de 29 m/s. Los materiales están fabricados íntegramente en aluminio de alta calidad, mientras que la tornillería y accesorios son de acero inoxidable. La aleación EN AW 6005A T6, es una aleación de aluminio de alta resistencia, por este motivo se utiliza para realizar perfiles estructurales. Todas las estructuras pueden ofertarse en aluminio anodizado, cuya ventaja sobre las estructuras de aluminio crudo es la mayor resistencia a la corrosión.

Figura 3.11. Estrcctura fija sobre suelo o cubierta con inclinación de 15º. Fuente: Sunfer

•

Estructura con Seguidor solar de 1 eje de Lorentz Eta Track

Su estructura es de acero galvanizado en caliente y apta para la instalación en suelo de cimentación de hormigón . Sus fijaciones modulares son de acero inoxidable y tienen accionamiento lineal de CC libre de mantenimiento. Su diseño se adapta a elevadas velocidades de viento según normativa alemana y europea.


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‐ Ángulo de declinación Este - Oeste: 90°, activo. ‐ Ángulo de elevación: 0° - 45°, ajuste manual.

Figura 3.12. Estructura con seguidor solar de 1 eje. Fuente: Lorentz EtaTrack

Estructura con Seguidor solar de 2 ejes de Deger Energie

•

Su cableado prefabricado permite una sencilla instalación plug and play y el control descentralizado MLD proporciona máxima independencia. Su estructura es de acero inoxidable, aluminio y acero. ‐ Ángulo de giro Este - Oeste: 300°. ‐ Ángulo de elevación: 20° - 90°. ‐

Se puede ver en la Fig.3.13 la base de datos de las estrcutras y los parámetros que se han incluido. La característica principal para las estructuras, a parte de su tecnología, es el número de módulos que pueden soportar. Estos dos parámetros definen su coste. Se aprecia la gran diferencia de coste que supone pasar de tecnología fija a seguimiento

ESTRUCTURAS Seguidor

Superficie (m2)

Nº Paneles Ancho

Nº Paneles Largo

Precio (€)

‐

4

0

100 €

Sunfer

1 EJE

20,5

4

3

3.478 €

Lorentz

2 EJES

25,0

3

5

4.269 €

Geger Energie

NO

Fabricante

Figura 3.13. Base de datos ‘Estructuras’ incluida en la aplicación. Fuente: Elaboración propia


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4.1.4.


Protecciones

Para proporcionar seguridad tanto a los equipos que forman la instalación solar fotovoltaica como al personal encargado de su mantenimiento y correcta operación, es necesario proporcionar al SFCR de una serie de elementos de protección. Las protecciones deberán ser distintas para cada tramo de la instalación dependiendo de la naturaleza continua o alterna del tramo y del valor de corriente admisible por los conductores. •

Protecciones de continua.

La interrupción de corrientes presenta mayores problemas con redes en corriente continua que en corriente alterna. En la corriente alterna existe un paso natural de la corriente por el cero en cada semiperíodo, al cual corresponde un apagado espontáneo del arco que se forma cuando se abre el circuito. En la corriente continua esto no sucede y, para extinguir el arco, es preciso que la corriente disminuya hasta anularse. Es necesario que la interrupción se realice gradualmente para evitar sobretensiones. ‐ Fusible: protege contra sobreintensidades, provocando la apertura del

circuito en caso de producirse una corriente superior a la admisible. Cada ramal poseerá dos fusibles de idénticas características eléctricas, uno para el conductor de polaridad positiva y otro para el de polaridad negativa.

Figura 3.14. Fusible de corriente continua. Fuente: Elaboración propia ‐ Protector de sobretensión: garantiza la optimización del rendimiento de

la instalación cuando se produce una sobretensión. Estás pueden estar generadas por descargas atmosféricas, más comunes en SFCR de gran


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extensión. Para su elección se tendrá en cuenta que pueda soporta la tensión máxima de funcionamiento del generador FV.

Figura 3.15. Protección contra sobretensión. Fuente: Elaboración propia ‐ Interruptor-Seccionador: aisla zonas del generador FV para labores de

mantenimiento de los módulos solares como limpieza y reparación de incidencias.

Figura 3.16. Interruptor – seccionador. Fuente: Elaboración propia ‐ Magnetotérmico: tienen incorporados un disipador térmico y otro

magnético; para sobreintensidades pequeñas y prolongadas actúa la protección térmica y para sobreintensidades elevadas actúa la protección magnética.

Figura 3.17. Interruptor magnetotérmico tripolar de caja modulada. Fuente: Elaboración propia ‐ Controlador de aislamiento: detectan posibles faltas de aislamiento de

los dos conductores (positivo y negativo) contra tierra. Escuela Politécnica Superior de Jaén

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•


Protecciones de alterna.

Las protecciones de alterna estará ubicadas después del inversor, una vez sea haya convertido la corriente continua proveniente del generador FV a corriente alterna, asegurando la segura inyección de ésta a la red. ‐ Interruptor general manual: es un interruptor magnetotérmico con

intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión. Este interruptor será accesible a la empresa distribuidora en todo momento.

Figura 3.18. Interruptor magnetotérmico modular. Fuente: Elaboración propia ‐ Interruptor automático diferencial: proporciona protección a las personas

contra descargas eléctricas, tanto en el caso de contactos directos como contactos indirectos, y también protección a las instalaciones.

Figura 3.19. Interruptor diferencial. Fuente: Elaboración propia ‐ Puesta a Tierra: se hará siempre de forma que no se alteren las

condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencias de defectos a la red de distribución. Escuela Politécnica Superior de Jaén

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4.1.5. Cableado Los tramos de cableado deben cumplir el reglamento electrotécnico de baja tensión en ambos tramos, el de continua desde el campo al inversor, y el de alterna desde el inversor a la red. Además deber ser adecuados para uso en intemperie, al aire o enterrados, de acuerdo con la norma UNE 21123. Cada tramo de cableado poseerá diferente sección de conductores puesto que la carga que circulará por cada uno de ellos será diferente dependiendo de los equipos que interconecten. Por tanto, el dimensionado de cada sección depende de la energía a transportar y de la distancia a recorrer por la corriente eléctrica. Al inversor llegan dos cables, uno positivo y otro negativo correspondiente al final de circuito de corriente continua y a la salida comienza el último tramo correspondiente al circuito de corriente alterna.

4.1.6.

Obra Civil

El plan de obra se elabora teniendo en cuenta la existencia de actividades críticas que condicionan el comienzo de actividades posteriores. Y considerando una organización lineal partiendo de los trabajos iniciales de limpieza hasta finalizar con las instalaciones fotovoltaicas una vez acondicionados los pasos previos. El proyecto se puede dividir en bloques de organización de la siguiente forma: obra civil, instalaciones, líneas de evacuación y centro de transformación, instalación fotovoltaica, control de calidad y seguridad y salud. ‐ Acondicionamiento del terreno: es neceario nivelar el terreno, ya que

normalmente posee ligeros cambios de pendientes o cotas de distintos puntos de la parcela. Se rebaja la cota del mediante excavación en algunos puntos y se eleva mediante la ejecución de rellenos. Previo al movimiento de tierras, se llevará a cabo el despeje y desbroce del terreno Escuela Politécnica Superior de Jaén

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‐ Cimentaciones: su cálculo cálculo se efectuará contando con un coeficiente coeficiente de

seguridad adecuado, ya que ha de garantizar de forma permanente la estabilidad de la obra.

vehículos en el el interior de la instalación y ‐ Viales: permiten el tránsito de vehículos en la zona de acceso a la misma. A continuación se numeran los pasos que se han de seguir en el montaje de la instalación fotovoltaica en sí. 1. Montaje de la estructura metálica metálica para soporte soporte de los módulos fotovoltaicos. fotovoltaicos. 2. Montaje de los módulos fotovoltaicos e inversores 3. Cableado y conexionado. 4. Pruebas y puesta en Marcha de los distintos equipos.

4.1.7.

Gasto Anual

Después de desglosar los conceptos conceptos que formarán parte parte de la inversión inicial, se describe el gasto anual que tendrá el SFCR. Este gasto anual, compuesto por el mantenimiento y el seguro, es necesario para obtener el esperado rendimiento económico durante los 30 años de vida del SFCR. Mantenimiento

•

Es necesario realizar un contrato de mantenimiento preventivo y

otro

correctivo. Este mantenimiento se realizará por personal técnico cualificado bajo la responsabilidad de la empresa instaladora. ‐

Mantenimiento Preventivo

Es el conjunto de operaciones de inspección visual y operaciones de verificación que están orientadas a optimizar el funcionamiento de la instalación y disminuir las averías que pueden suponer paradas para mantenimiento correctivo. El Escuela Politécnica Superior de Jaén

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mantenimiento preventivo del SFCR incluirá al menos una visita, que será anual para el caso de instalaciones i nstalaciones de <5kWp y semestral para el resto. Este mantenimiento comprobará el correcto funcionamiento de las protecciones eléctricas, del inversor, de cables y terminales, y por supuesto, comprobará el estado de los módulos y procederá a su limpieza. Todas estas operaciones quedarán registradas en un libro de mantenimiento, anotando cualquier incidencia para así detectar posibles averías recurrentes que pudieran solucionarse con anticipación a actuaciones de mantenimiento correctivo. ‐ Mantenimiento Correctivo

Es el conjunto de operaciones de sustitución o arreglo de los equipos de la instalación que hayan sido dañados para asegurar que el sistema funcione correctamente durante toda su vida útil. Este mantenimiento no se realizará de forma periódica sino que será cada vez que el usuario de la instalación lo requiera por alguna avería. Incluye las siguientes actividades: análisis y presupuesto de los trabajos y reposiciones necesarias; y sustitución o arreglo de los equipos necesarios. Esta actividad podrá no estar incluida dentro del precio anual del contrato de mantenimiento más allá del período de garantía. Seguro

•

La gran mayoría de aseguradoras dispone ya de productos específicos para instalaciones fotovoltaicas. En ellos existe una cobertura básica, una extendida y otra que cubre incluso la pérdida de beneficios por siniestro. Aunque lo más habitual es contratar una cobertura de incendio, robo, vandalismo y riesgos meteorológicos.


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CAPÍTULO 4. Estudio económico


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4. ESTUDIO ECONÓMICO Este capítulo es la base teórica para el último bloque de cálculo de la aplicación, el estudio de rentabilidad del SFCR. Este capítulo se divide en dos partes muy bien diferenciadas. Primero se presenta la evolución que ha sufrido la legislación y normativa fotovoltaica en materia de retribución económica, para así poder comprender el marco legal actual. Esta parte de la legislación es muy importante para el estudio de rentabilidad, ya que define el único ingreso que percibe la instalación. Se analizará el sistema retributivo actual establecido en el Real Decreto 413/2014 y cómo ha afectado a los SFCR acogidos al Real Decreto 661/2007 y 1578/2008, ya que éste tiene carácter retroactivo. Además se numera el procedimiento administrativo a seguir para conectar el sistema a la red y poder empezar a inyectar energía eléctrica. Por último, se describirán los métodos típicos de financiación de los SFCR, y se definirá el modelo económico seguido en este TFG para valorar su rentabilidad, analizando todos los parámetros que influyen en él.

4.1

Legislación

La reforma energética en España llevada a cabo recientemente, aplicable no solo a las energías renovables sino a todo el sector, trata de equilibrar el sistema eléctrico y establecer un marco normativo que garantice la estabilidad financiera del sistema eléctrico. 4.1.1 Situación actual del sistema eléctrico

Actualmente el sistema eléctrico español tiene tres grandes problemas, el déficit de tarifa, el precio de la electricidad y la subvención a la producción eléctrica


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acogida al régimen especial. Este último concepto se analizará en profundidad en este capítulo. Hasta el 2004 España era uno de los países europeos con la electricidad más barata, pero desde entonces el precio no ha parado de subir, convirtiéndose en la actualidad en uno de los países con la electricidad más cara. •

Déficit de tarifa

Desde el año 2000 el Gobierno aprobó unas tarifas que no incluían todos los costes de las compañías eléctricas, es decir, lo que se pagaba a través de la factura era insuficiente para cubrir los costes de la electricidad. Este déficit de tarifa ha aumentado cada año hasta el 2013, año en que se invirtió la tendencia. Por tanto, se puede describir el déficit de tarifa como una deuda aplazada de los consumidores con las empresas eléctricas para conseguir mantener bajos los precios de la electricidad. Cuando se genera el déficit, el sistema eléctrico asume esta deuda que tendrá que pagar a lo largo de los años siguientes mediante un incremento del precio en el recibo eléctrico. •

Precio real de la electricidad

Según datos proporcionados por UNESA (Asociación Española de la Industria Eléctrica) el precio real de la electricidad sólo es el 41% de la f actura. El desglose de la factura es el siguiente y se representa en el siguiente gráfico (Graf.4.1) ‐ Energía eléctrica consumida: incluye la generación de la energía, el

transporte y la distribución. ‐ Subvenciones a las energías renovables ‐ Impuestos: 18% de IVA más 5,11% de impuesto sobre la electricidad. ‐ Amortización del déficit ‐ Otros costes: como la Comisión Nacional de la Energía, costes de

extrapeninsularidad, entre otros.


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Gráfico 4.1. Desglose de la factura eléctrica 2015. Fuente: Elaboración propia

4.1.2 Tipos de régimen

El régimen especial complementa al ordinario y se estableció por primera vez en la Ley 54/1997. Este régimen establece un sistema de incentivos temporales para permitir a ciertas instalaciones de producción de energía eléctrica situarse en posición de competencia en un mercado libre, compensando así sus mayores costes y potenciando sus beneficios medioambientales. Estas instalaciones deben utilizar fuentes de energía renovables, residuos o cogeneración y no superar los 50MW para poder acogerse a este régimen. Al régimen ordinario se acoge la energía eléctrica procedente de centrales nucleares, de carbón, fuel, gas y gran hidráulica. Es importante diferenciar entre régimen especial y régimen ordinario, ya que únicamente se prima la energía eléctrica acogida al primer tipo. No debe confundirse régimen especial con energías renovables, dependiendo del tipo y de la potencia instalada, las energías renovables pueden pertenecer al régimen ordinario. El caso de la energía solar fotovoltaica está incluido en el régimen especial.


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Gráfico 4.2. Distribución de la electricidad generada en 2014 según su fuente. Fuente: Elaboración propia.

4.1.3 Evolución del sistema retributivo

El sistema de primas para las energías renovables, creado en 2007, pretendía estimular el desarrollo de las energías renovables para la generación de electricidad, ya que los costes de construcción de estas instalaciones eran muy elevados y no podáin competir con otras fuentes de energía convencionales. Esta situación llevó a crear el Real Decreto 661/2007, que establecía que todas las plantas de energía renovable tenían el derecho de recibir por su electricidad generada una tarifa fija garantizada para toda la vida útil de la planta, estimada en 25 años. Estas tarifas eran completamente independientes del precio de la electricidad cotizado en el mercado, y es lo que se conoce como prima. Este sistema de retribución convirtió la producción de energía solar fotovoltaica en un negocio con alta rentabilidad sin apenas riesgo.


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Gráfico 4.3. Evolución anual del número de instalaciones FV y su correspondiente producción eléctrica. Fuente: Minetur.

Se observa en el gráfico (Graf.4.3) el crecimiento exponencial del número de instalaciones fotovoltaicas instaladas es España en los años 2008 y 2009. Pero no únicamente aumentó el número de plantas, sino también la potencia instalada por planta, ya que el RD 661/2007 modificó los rangos de potencia establecidos en el RD 436/2004, pasando el escalón significativo de prima de 100kW a 10MW y favoreciendo la instalación de plantas de grandes dimensiones. Este crecimiento como consecuencia del sistema retributivo supuso un aumento progresivo de las primas desde 2008, alcanzando su máximo histórico en 2013, con una cifra de 54.294 millones de € en primas (dato proporcionada por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo). Por ello, el gobierno decidió terminar con el sistema de primas aprobando el Real Decreto 413/2014. Estas dos etapas en el sistema retributivo de los SFCR quedan cláramente diferenciadas en el siguiente gráfico (Graf.4.4.)


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Gráfico 4.4. Evolución anual la prima al régimen especial eléctrico. Fuente: Minetur.

A continuación se resumen las legislaciones de mayor relevancia en el territorio español en materia de la retribución económica que han percibido las fuentes de energía eléctrica asociadas al régimen especial, en función del Decreto Ley vigente en el momento. Esta evolución se puede ver en forma esquemática en la figura 4.1.

Ley 54/1999: establece el Régimen Especial de producción, diferenciado del ordinario, con el objetivo de impulsar las energías renovables.

RD 436/2004: define dos alternativas para vender la energía eléctrica generada, tarifa regulada (la electricidad se vende a la empresa distribuidora) o precio del mercado más prima (la electricidad se vende libremente en el mercado).

RD 661/2007: incluye un nuevo régimen retributivo de primas, derogando al RD 436/2004, pero manteniendo su esquema de doble opción de retribución.

RD 1578/2008: define un nuevo marco regulatorio de las primas para instalaciones posteriores al RD 661/2007, estableciendo unos rangos de retribución en funciíon de la tipología y basándose en un mecanismo de cuatro convocatorias


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anuales y precios variables según el éxito de la convocatoria anterior. En general, esta normativa redujo las primas.

RD 1565/2010 y RD Ley 14/2010: suprime la percepción de tarifa alguna a partir de los 25 años e introduce la obligación de adaptar las plantas a necesidades técnicas del sistema eléctrico. El RD Ley 14/2010 implanta un límite horario al derecho de percibir la tarifa.

RD 1544/2011: establece los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que deben satisfacer los productores de energía eléctrica.

RD Ley 1/2012: suspende los procedimientos de preasignación de retribución para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial. No tiene carácter retroactivo, por lo que no afecta a las instalaciones ya inscritas en los registros de preasignación.

Ley 15/2012: establece el impuesto 583, que grava el 7% de la producción de la energía eléctrica anual con la intención de reducir el déficit eléctrico.

RD 413/2014: elimina totalmente el sistema de primas y se sustituye la remuneración por el “Régimen Retributivo Específico” (RRE). El RRE supone la suma de dos conceptos, retribución a la inversión y retribución a la operación, que más adelante se describirán. Este sistema retributivo es de carácter retroactivo y se aplica a todas las instalaciones eléctricas acogidas al régimen especial.


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Figura 4.2. Evolución de la legislación del sistema retributivo de la energía solar fotovoltaica. Fuente: Elaboración propia.

Actualmente el sistema retributivo vigente es el establecido en el RD 413/2014, que se analizará a continuación. La retribución económica que percibe un SFCR está determinada por la suma de dos parámetros, que dependen de la tipología de la instalación y del Real Decreto al que estuviese acogida la instalación en su incio. Es necesario definir el código IT específico de la instalación para poder encontrar sus parámetros retributivos correspondientes dentro de las tablas adjuntas al Real Decreto 413/2014, o en su caso, a la última actualización, la Orden Ministerial IET/1344/2015.


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Real Decreto 661/2007

Aunque mantiene la doble opción de venta de tarifa regulada o venta al mercado más prima, la primera opción es más ventajosa. El acceso al régimen económico tiene lugar sin restricciones por potencia instalada. La tarifa para cada tipo de instalación depende únicamente de la tecnología de la instalación (fija, seguidor 1 eje, seguidor 2 ejes) y de la potencia instalada, distinguiendo entre potencias menores o mayores de 100 kW y mayores o menores de 50MW. En el gráfico 4.5 se puede observar la evolución de esas tarifas desde su inicio y en función de la potencia instalada. Como se comentó anteriormente, la diferencia de retribución por pasar al rango de más de 100kW de potencia instalada no es significativa, por lo que este RD impulsó la instalación de SFCR de mayor dimensión.

Gráfico 4.5. Evolución de la tarifas del RD661/2007 en función de la potencia instalada. Fuente: Elaboración propia

El código IT se forma con los siguientes datos según este orden: Rango de potencia inicial + Rango de potencia actualizado + Tecnología + Año de autorización de explotación.


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En 2014 se ha aumentado el número de rangos de clasificación de la instalación según potencia: menor de 5kWp, entre 5kWp y 100kWp, entre 100kWp y 2MWp, entre 2MWp y 10MWp, y mayor de 10MWp.

•


A este RD se acogen todas las instalaciones a partir del 29 de Septiembre de 2008, y no tiene carácter retroactivo para las instalaciones reguladas según el RD 661/2007. La retribución de estas instalaciones se basa en diferentes convocatorias anuales en las que se ajusta el sistema de primas a la curva de aprendizaje de la tecnología. Esto quiere decir que la retribución es menor porque los costes de producción también lo son. El gráfico 4.6 muestra la evolución de las tarifas en función de la convocatoria. Si se compara con la evolución de las tarifas para el RD 314/2007, se observa como la tarifa media pasa de un rango de 0,4€ – 0,5€ a 0,3€ - 0,35€ para un mismo año, 2010.

Gráfico 4.6. Evolución de la tarifas del RD1578/2008 en función de la convocatoria. Fuente: Elaboración propia


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Al igual que el RD 661/2007, clasifica las tarifas según tecnología, pero además añade los siguientes criterios. ‐ Potencia nominal: establece tres rangos, potencia menor a 20kW,

comprendida entre 20kW y 1MW, y mayor de 1MW. ‐ Tipologías según ubicación: Tipo I para cubiertas o fachadas, y Tipo II

para suelo. ‐ Año de puesta en marcha, más convocatoria del año. ‐ Zona climática donde se ubica la instalación

En la tipología según ubicación se distingue entre instalación en tejado de menos de 20kWp de potencia instalada (I1), instalación en tejado de más de 20kWp (I2) e instalación en suelo (II), este último grupos son los SFCR considerados en este TFG. Por tanto, este código IT se forma con los siguientes datos según este orden: Tipo de Instalación + Convocatoria + Rango de potencia + Tecnología + Zona climática + Año de autorización de explotación.

•


Este decreto, evolución del Real Decreto-ley 9/2013, establece que los productores de energía renovable tienen derecho a vender su producción en el mercado libre, al precio del pool. Sin embargo, como estos ingresos no son suficientes para hacer rentable la instalación, se define el siguiente sistema retributivo que asegure la rentabilidad razonable establecida por el Gobierno se fija en un 7,398%. El “Régimen Retributivo Específico” (RRE) está compuesto por dos términos, retribución a la operación y a la inversión. ‐

Retribución a la inversión, Rinv (€/MW): cubre los costes de inversión

que no puedan ser recuperados por la venta de energía. Perciben esta


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retribución las instalaciones que no hayan alcanzado la rentabilidad definida en el momento de publicación del RD. ‐

Retribución a la operación, Ro (€/MWh): cubre la diferencia entre costes

de explotación y los ingresos por la participación en el mercado libre. En caso de que los ingresos por venta de electricidad en el sistema sean superiores a sus costes de explotación, la instalación no percibirá esta retribución.

Se establecen además, una serie de condiciones para la recepción de la retribución, (Fig.4.3) ‐ Máximo de producción: Por encima de este valor la producción se cobra

a precio de mercado. ‐ Mínimo de producción: Si la instalación produce entre el umbral y el

mínimo se multiplican las retribuciones por un coeficiente, a modo de penalización. ‐ Umbral de producción: Por debajo de este valor no se recibe ninguna

retribución específica y sólo se cobra el precio de mercado. Producción energética

Rangos de retribución 100% - Máximo Ro + Rinv + Rventa 60% - Mínimo Penalización x (Ro + Rinv) + Rventa 35% - Umbral Rventa Ro + Rinv = 0 0%

Figura 4.3. Retribución en función de los rangos de producción, según el RD 413/2014. Fuente: Elaboración propia.


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A cada tipología de instalación se le asigna la retribución anual correspondiente a la inversión y la retribución a la operación, y además un conjunto de parámetros retributivos, de los que señalan los más importantes. Número de horas equivalentes de funcionamiento: viene determinado por el cociente entre la energía vendida en el mercado y la potencia instalada. El número de horas equivalentes de funcionamiento mínimo y el umbral de funcionamiento se establecen para cada instalación tipo. Si el número de horas equivalentes supera el máximo definido, sólo se percibe el ingreso por la venta de la energía en el mercado. ‐ Vida útil regulatoria, que se establece en 30 años para este tipo de

instalaciones. Una vez superada la vida útil, la instalación deja de percibir las retribuciones y sólo cobra la venta a precio de mercado. ‐ Valor estándar de la inversión inicial de la instalación tipo.

Una vez reconocidos estos dos últimos parámetros no podrán revisarse. Anualmente se actualizarán los valores de retribución a la operación, pero no afectará a la energía solar fotovoltaica, ya que sólo se revisaran los casos en que el coste de explotación dependa del precio del combustible. Este RD tiene carácter retroactivo, y aunque distingue la retribución según el régimen inicial al que estaba acogida la planta, 661 o 1578, actualiza sus valores y sus criterios de clasificación de la instalación. En cambio, no modifica los decretos donde se implanta el peaje de acceso (RD 1544/2010) ni el del impuesto 583 que grava un 7% de la producción anual (Ley 15/2012). Últimas actualizaciones La Orden IET/1045/2014 fija la Ro y la Rinv para el primer semiperiodo regulatorio que termina en 2016 para todas las instalaciones tipo definidas. La Orden IET/1344/2015, complementa a la 1045/2014, ya que establece las instalaciones tipo y sus parámetros retributivos para las instalaciones que habían quedado fuera de cualquier instalación tipo en 2014.


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4.1.4 Pool eléctrico

El mecanismo de fijación del precio de generación de la electricidad se consigue mediante subasta [€MW/h]. Diariamente y para cada periodo del día se produce el siguiente proceso: 1. Los productores de electricidad ofertan cantidad de electricidad y precio a OMEL (organismo encargado de la realización de las subastas). 2. Los demandantes de electricidad presentan sus ofertas de compra. 3. Se asignan los tipos de electricidad empezando por la más barata hasta cubrir la cantidad de energía eléctrica demandada. Por ello, la electricidad del régimen especial es la primera en asignarse ya que inicia la subasta con precio cero. 4. El precio que se asigna a toda la electricidad de un periodo (tanto a la del régimen ordinario como a la del especial) no son los ofertados, sino el marginal de la subasta, es decir, el más alto de los casados. Según los valores observados en el gráfico 4.4 para la evolución mensual del pool eléctrico a lo largo de 2015, se ha considerado en la aplicación 51€/MWh como pool medio anual.

Gráfico 4.4. Evolución media mensual del Pool en España en 2015. Fuente: OMIE


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4.1.5 Proceso administrativo

Una vez seleccionada la localización de la planta, es necesario obtener el permiso de conexión a red por parte de la empresa distribuidora, mediante dos solicitudes. ‐

Solicitud de acceso: La empresa distribuidora analiza la existencia de

suficiente capacidad de acceso a la red. El punto de acceso es el punto en el que se puede evacuar la potencia solicitada y es propiedad de la empresa distribuidora. ‐

Solicitud de conexión: Para este trámite es necesario presentar un aval,

el paso anterior aprobado, memoria resumen de la instalación, plano de ubicación y punto de conexión propuesto. El punto de conexión es el punto en el que se conecta la instalación fotovoltaica, pudiendo ser necesarias modificaciones en la red para poder evacuar la energía. A continuación, se inicia el proceso administrativo para conseguir la Autorización de explotación. ‐ Autorización administrativa: Anteproyecto de la instalación, tramitado

conjuntamente con el Estudio de Impacto Ambiental. Habilita a iniciar las obras preparatorias de acondicionamiento del emplazamiento de las instalaciones. ‐ Aprobación

del

proyecto

de

ejecución: Proyecto

concreto para

instalaciones de 10kW de potencia o más y Memoria Técnica para menor potencia. Permite a su titular la construcción de la misma. ‐ Autorización de explotación: Una vez ejecutado el proyecto, se

presentará la correspondiente solicitud de acta de puesta en servicio junto con el certificado de final de obra. Permite poner en tensión la instalación y proceder a su explotación.

Al concluir este paso se obtiene el código identificador CIL, que es el código que identifica la instalación con su unidad retributiva correspondiente, y el código del Escuela Politécnica Superior de Jaén

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Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica o Clave de Registro PRETOR (antiguo RIPRE). Este código agiliza los trámites asociados al sistema de modificación de datos del registro del régimen retributivo. Una vez se han cumplido todos los condicionantes legales y administrativos, se pasa a la fase de construcción del SFCR. Para conectar la instalación a la red y comience su funcionamiento, se deben realizar los siguientes pasos: ‐ Suscripción de los contratos tipo con las empresas distribuidora y

comercializadora ‐ Certificado de Lectura y Verificación de los Equipos de Medida ‐ Conexión a la Red: la empresa propietaria del punto de conexión

autorizará a conectar la instalación para la realización de las pruebas necesarias, o la conexión definitiva a la red. Para ello es necesario tener en orden todos los documentos nombrados anteriormente. ‐ Acta de Puesta en Servicio (previa y definitiva) ‐ Adscripción a un centro de control de generación: el centro de control de

generación actuará como intermediario con la empresa distribuidora, enviándole información en tiempo real de las instalaciones para garantizar la fiabilidad del sistema eléctrico. Durante la operación de la instalación es necesario llevar un libro de registro sellado por el Departamento de la Agencia Tributaria encargada de los Impuestos Especiales y hacer las correspondientes liquidaciones trimestrales. El proceso de trámites administrativos para establecer la conexión a la red del SFCR y recibir la retribución correspondiente a la energía eléctrica vertida se puede resumir en el siguiente esquema. (Fig.4.4)


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Figura 4.4. Proceso administrativo para regularizar un SFCR. Fuente: PVGrid

4.2

Financiación y rentabilidad

En este apartado se describirán los métodos típicos de financiación de los SFCR, y se definirá el modelo económico seguido en este TFG para valorar su rentabilidad, analizando todos los parámetros que influyen en él. Es importante realizar un estudio económico de la inversión que supondrá la instalación fotovoltaica, de tal manera que el usuario pueda evaluar la viabilidad del negocio, comprendiendo todas las variables que intervienen en el mismo.


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4.2.1 Sistema de financiación

Para facilitar la financiación de la inversión inicial, los SFCR disponen principalmente de dos fórmulas financieras que son ofertadas por distintas entidades bancarias •

Préstamo: Con garantía personal y un periodo de amortización entre 7 y 15 años. El préstamo se pagará con una cuota fija anual al final del periodo más los intereses, según las condiciones financieras pactadas.

•

Leasing: La instalación es propiedad de la entidad financiera hasta finalizar el periodo de amortización, que puede ser de hasta 15 años. La garantía es la propia instalación e incluye la financiación del IVA que es repercutido por la entidad financiera en los recibos mensuales.

El plan de financiación propuesto en la aplicación objeto de estudio, considera un 20% de la inversión inicial con fondos propios y el 80% restante de financiación ajena a través de un préstamo. El tiempo de devolución del préstamo se estima en 15 años. 4.2.2 Retribución económica

La retribución que perciben los SFCR y se compone por dos conceptos: •

Retribución por venta de energía

Son los ingresos que provienen de la venta de la energía eléctrica producida en el mercado libre al precio del pool. Es decir, esta es la misma remuneración que recibe cualquier tipo de fuente de energía, pertenezca al régimen especial u ordinario. Se ha considerado en el modelo financiero de la aplicación que el pool eléctrico sufrirá un aumento anual del 1%. •

Retribución específica

Se entiende como el complemento retributario a la retribución por venta de energía para que las instalaciones de régimen especial consigan llegar a la rentabilidad razonable fijada por el Gobierno en un 7,398%.


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‐ Retribución a la operación, Ro (€/MWh): cubre la diferencia entre costes

de producción y la retribución por la venta de energía en el mercado. ‐ Retribución a la inversión, Rinv (€/MW): cubre los costes de inversión

que no puedan ser recuperados por la venta de energía.

Figura 4.5. Retribución económica total según RD413/2014. Fuente: Elaboración propia

De esta forma, los ingresos recibidos se pueden dividir en ingresos por potencia, siendo estos una cantidad fija a la potencia nominal de la instalación (Rinv), e ingresos por producción (Rventa + Ro). A estos ingresos percibidos hay que descontarle dos conceptos, para obtener la retribución neta de la instalación ‐ Impuesto de generación: es el único impuesto imputable a la producción

de energía. Grava el 7% del total de ingresos brutos. ‐ Peaje: Consiste en una cantidad fija que hay que abonar por potencia

inyectada en el sistema, en concepto de acceso a las redes de transporte y distribución.


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Figura 4.6. Ejemplo de cáculo de los ingresos anuales netos. Fuente: Elaboración propia

Por otro lado, se considera que la energía producida en la instalación irá disminuyendo a lo largo del tiempo, ya que se considera una pérdida de eficiencia anual de la instalación de un 1,5%.

4.2.3 Fiscalidad

•

Tipo de impuestos Los rendimientos de la actividad de producción de energía tributan tanto en el

Impuesto sobre Sociedades como en el IRPF. Es importante señalar que tanto los ingresos recibidos por la producción de energía eléctrica así como los intereses del préstamo están exentos del pago de impuestos. ‐ IRPF o

Impuesto sobre la Renta de las Personas Físicas es

un impuesto personal, progresivo y directo que grava la renta obtenida en un año natural por las personas físicas residentes en España. ‐ El Impuesto sobre Sociedades es un impuesto personal y directo que

grava la obtención de renta por parte de las sociedades y demás entidades jurídicas que residan en territorio español. Es un impuesto


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muy importante para los autónomos que hayan creado una sociedad, generalmente sociedades limitadas y sociedades unipersonales. El impuesto considerado en la aplicación ‘Análisis de Producción y Rentabilidad de SFCR’ ha sido el IRPF, de un 18%, ya que esta está dirigida a cualquier usuario, sin necesidad de ser autónomo. En caso de establecer una sociedad, el impuesto aplicable es el impuesto de sociedades reducido al 15% para emprendedores. Para obtener esta reducción, es requisito que la sociedad suponga el inicio de una actividad económica, como es el caso de un SFCR. Este tipo impositivo es aplicable durante los dos primeros periodos impositivos en que la base imponible resulte positiva. A partir del tercero, se aplicará el tipo general, que en 2016 se ha reducido a un 25%.

•

Plazo ilimitado de compensación Según el Artículo 26 Ley 27 / 2014, el plazo para compensar las bases

imponibles negativas es ilimitado, es decir, podrán ser compensadas con las rentas positivas de los períodos impositivos siguientes. Esto quiere decir que mientras la base imponible acumulada sea negativa, no se pagarán impuestos en ese periodo. 4.2.4 Modelo económico

El modelo matemático definido en la aplicación incluye todos los conceptos vistos anteriormente (coste de la instalación, sistema financiero, sistema retributivo, impuestos…) y combina los principales parámetros económicos para analizar la rentabilidad de los SFCR (VAN, TIR y Payback o plazo de recuperación). •

Análisis de rentabilidad. Se entiende como rentable aquella inversión en la que el valor de los

rendimientos que proporciona es superior al de los recursos que utiliza. El primer paso en el análisis de rentabilidad es conocer el coste de inversión inicial y los costes anuales que va a suponer la producción de la energía y fijar los ingresos


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que generará anualmente la instalación. En el capítulo ‘Costes’ se describen los costes considerados en la aplicación y en el apartado anterior, el procedimiento para calcular los ingresos percibidos. Para determinar la rentabilidad de una inversión se emplean los siguientes indicadores de rentabilidad: .

VAN o Valor Actual Neto. El valor actual neto es la suma de todos sus flujos netos de caja actualizados al momento inicial a una tasa de actualización o de descuento. Es decir, es la diferencia entre el valor actualizado del flujo de cobros y el valor actualizado del flujo de pagos del proyecto. Este parámetro proporciona una medida de la rentabilidad absoluta neta del proyecto, ya que tiene en cuenta todos los cobros y pagos a lo largo de toda su vida útil del SFCR. ‐ Si VAN > 0

 El

SFRCR es rentable

‐ Si VAN < 0

 El

SFCR no es rentable

‐ Si VAN 1 > VAN 2

 El

SFCR 1 es más rentable

La tasa de actualización que se debe fijar para calcular el VAN depende de muchos factores difíciles de valorar, como índices económicos del mercado financiero, coste del dinero… Por tanto, este criterio de rentabilidad tiene un margen de error en función de la tasa establecida. En el modelo financiero de la aplicación se ha considerado una tasa del 5%.

TIR o Tasa Interna de Rentabilidad

Se define como la tasa de actualización o descuento que iguala la inversión inicial con los flujos de caja. Es decir, el TIR nos proporciona la tasa de actualización que hace nulo el VAN.


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La tasa de descuento es la tasa de interés que se debería aplicar en un fondo de inversión donde, invirtiendo la misma cantidad de dinero que la inversión de la instalación y durante un tiempo igual a la vida útil de la instalación, se obtengan los mismos beneficios. ‐ Si TIR > Tasa de descuento aplicada al VAN

 El

SFCR es rentable

Pay back o periodo de retorno Este parámetro nos proporciona la duración mínima de funcionamiento de la instalación para poder recuperar la inversión realizada a través de los flujos de caja. Un proyecto será más rentable cuanto menor sea el periodo de retorno de la inversión. ‐ Si Payback 1 > Payback 2

 El

SFCR 2 es más rentable

‐

Para determinar estos parámetros, primero hay que calcular el flujo de caja o cash flow: 1. Ingresos = Retribución por la energía generada 2. Gastos = Gastos anuales + Gastos de Financiación 3. BAI o Beneficio Antes de Impuestos: Es el beneficio que se obtiene antes de gravar los impuestos. BAI= Ingresos - Gastos – Amortización – Interés préstamo 4. BN o Beneficio Neto después de impuestos: Es el beneficio que se obtiene una vez pagados los impuestos correspondientes. BN= BAI – Impuestos 5. CFN o Cas flow neto (Flujo de caja neto): Es la acumulación neta de activos líquidos en el periodo de un año, es decir, los flujos de entradas y salidas de dinero en todo el periodo de un año. Para un


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proyecto de inversión, como es este caso, se realiza a partir de los cobros y pagos estimados para cada periodo de tiempo, ya que se consideran ‘cobrados’ y ‘pagados’ en ese mismo periodo. CFN= Ingresos – Gastos 6. CFA o Cash Flow Acumulado: Es la cantidad acumulada de los CFN de cada ejercicio. El modelo matemático para analizar la rentabilidad en función a los parámetro vistos anteriormente, se ha confeccionado una hoja de cálculo Excel como parte final de la aplicación ‘Estudio de Producción y Rentabilidad de SFCR’ y se explica su desarrollo en el siguiente capítulo.


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CAPÍTULO 5. Aplicación


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5. APLICACIÓN En este capítulo se expone detalladamente el procedimiento seguido para la programación de la aplicación que es objeto de este TFG, así como las consideraciones y premisas tenidas en cuenta. Como base para la aplicación, se ha elegido la herramienta-software Excel, debido al potencial que presenta para procesar los resultados y representarlos gráficamente y en especial, a la accesibilidad para el usuario final. La finalidad de esta aplicación es obtener una herramienta que permita al usuario final conocer la rentabilidad de instalar un SFCR red en su terreno, para así poder tomar la decisión de invertir en este negocio .

5.1

Descripción de la Aplicación

Para una fácil comprensión, primero, se describe de forma esquemática el contenido de la aplicación. La aplicación se divide en dos bloques: bloque usuario y bloque de cálculo, como se puede apreciar en el diagrama representado en la Fig. 5.

Figura 5.1. Diagrama de boques de la aplicación.


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Bloque Usuario Es la interfaz con el usuario final. Consta de la zona de introducción de datos, y

la zona de presentación y análisis de los resultados.

Inputs: El usuario introduce los datos iniciales a partir de los cuales se realizarán todos los cálculos de dimensionado de la instalación, estudio de la producción energética, así como el estudio de rentabilidad y viabilidad económica. Outputs: Se presentan los resultados obtenidos en cada bloque de cálculo. Primero se muestra un resumen de resultados, que solo contiene los datos más significativos, de forma que sea más fácil su comparación con otros estudios. Posteriormente, se amplía la información de cada apartado de cálculo, y se representan gráficamente los resultados.

•

Bloque de Cálculo Este bloque contiene todas las pestañas con los cálculos necesarios para

obtener los resultados del estudio. Se divide en tres sub-bloques de cálculo, según la temática del estudio: dimensionado de la instalación, producción energética o rentabilidad económica. Cada sub-bloque a su vez, puede constar de varias pestañas de operaciones y/o varias bases de datos para poder realizar los cálculos.

Dimensionado: Define la configuración óptima de instalación fotovoltaica en función de la superficie de terreno disponible. Para ello, se han introducido una serie de bases de datos de los componentes que integran una instalación: módulos solares, inversores y estructura en la que se colocan dichos módulos. Producción energética: La producción energética anual se calcula en función de la localización elegida por el usuario, el dimensionado óptimo de nuestro sistema y los datos de irradiancia y temperatura correspondiente a la localización. Estos datos se obtienen una base de datos integrada en la aplicación. Rentabilidad: Se obtienen los parámetros financieros que indican la viabilidad económica de nuestro sistema. Para ello, se tiene en cuenta la retribución


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económica en función de la última actualización publicada en el BOE, la Orden IET 1345/2015.

5.2

Desarrollo de la Aplicación

A continuación se describe paso a paso el proceso de desarrollo de la aplicación. El criterio para organizar las hojas dentro del archivo Excel está enfocado al usuario final, por lo que tanto los inputs como los outputs están englobados en la primera pestaña. El resto de hojas incluye todos los cálculos necesarios para obtener el resultado final óptimo y no son visibles para el usuario.

Figura 5.2. Organización de las hojas en la aplicación

5.2.1 Inputs

El primer paso es seleccionar los parámetros de entrada, o inputs, en los que se van a basar el resto de cálculos de la aplicación. Esta herramienta va dirigida a todo tipo de usuarios, es decir, el usuario fi nal no tiene por qué poseer un gran conocimiento de instalaciones fotovoltaicas para poder usarla. La aplicación se plantea como respuesta a la siguiente cuestión: el usuario posee un terreno y ciertos ahorros, ¿es rentable que invierta esos dos recursos en la instalación de una planta solar fotovoltaica conectada a r ed?


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Figura 5.3. Esquema conceptual de los parámetros de entrada de la aplicación.

Como se puede apreciar en la imagen anterior, los parámetros que se han considerado cómo iniciales son localización y dimensiones del terreno, y por último, capital disponible para la inversión inicial. Por último también se ha añadido otro parámetro de entrada, la tecnología de la estructura de los módulos, es decir, si constará o no de seguidor solar. Ha sido necesario incluir este parámetro como input del usuario, ya que si no, los cálculos de dimensionado y producción energética se volvían mucho más complejos. Además, como se explicará posteriormente, de esta forma es más fácil comparar los resultados obtenidos para cada caso: sin seguidor, con seguidor de un eje y con seguidor de dos ejes.

Datos Iniciales Provincia

MALLORCA

Seguidor Solar

Superficie Terreno Capital Inicial

NO Largo

Ancho

Total

80,0 m

30,0 m

2.400,00 m2

30.000 €

Figura 5.4. Captura de pantalla de la pestaña ‘Usuario’ de la aplicación.

•

Provincia: En esta celda el usuario encuentra una lista desplegable, en la que puede seleccionar la provincia en la que se encuentra su terreno.


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Seguidor Solar: En esta celda el usuario también puede seleccionar en una lista desplegable, el tipo de sistema fotovoltaico que desea instalar, montado en estructura fija o con seguimiento, de uno o dos ejes.

•

Superficie Terreno: Aquí se deben introducir en metros, las dimensiones del terreno (largo x ancho). En los sucesivos cálculos se supondrá siempre que las dimensiones introducidas son las correspondientes al rectángulo máximo con orientación Sur.

•

Capital Inicial: Este dato corresponde al capital del que dispone el usuario y que va a invertir en la instalación. El préstamo necesario y, por tanto, la repercusión en los intereses dependerá de esta cantidad inicial invertida.

5.2.2 Estudio de Dimensionado

En este bloque se puede distinguir la hoja de cálculo donde se dimensiona el sistema fotovoltaico, ‘Estudio Dimensionado’ y sus correspondientes bases de datos ‘Módulos’, ‘Inversores’ y ‘Estructura’. En estas bases datos, adjuntas en el anexo A, se han incluido las principales características técnicas de cada equipo, y se describen con más detalle en el capítulo 3. ‘Diseño de la instalación’. En esta hoja de cálculo se analizará el dimensionado del sistema fotovoltaico. La finalidad es obtener la mejor configuración de módulo–inversor, así como la distribución del generador fotovoltaico, es decir, número de módulos serie, número de módulos paralelo y número de inversores. El procedimiento a seguir se describe en el capítulo 3. ‘Diseño de la instalación’.

Figura 5.5. Diagrama de bloques para el cálculo del dimensionado.


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Los parámetros de entrada para los cálculos del dimensionado son los siguientes: -

Latitud: Se obtiene de la base de datos ‘Radiación y Temperatura’ en función de la provincia seleccionada por el usuario.

-

Ángulo de inclinación: Se calcula en el bloque ‘Estudio Energético’ y depende del tipo de estructura.

-

Datos de estructura: Se obtienen de la base de datos ‘Estructura’

-

Datos de módulo: Se obtienen de la base de datos ‘Módulos’

-

Datos de inversor: Se obtienen de la base de datos ‘Inversores’

A continuación se describen los cálculos ordenados necesarios para obtener los outputs deseados. El fundamento de este procedimiento y su respectivas fórmulas se encuentran detalladas en el capítulo 3. ‘Diseño de la intalación’. 1. Distancia mínima entre módulos Para calcular la distancia mínima entre módulos, se tiene que tener en cuenta el tipo de estructura: fija o con seguidor, y las dimensiones de la misma, es decir, el número de módulos que soportan.

Estructura fija. La distancia que se tiene que calcular en este caso, es únicamente la necesaria entre filas de columnas. Se supone por tanto, que cada módulo de 4 módulos, está unido al siguiente (Fig 5.6).

Figura 5.6. Esquema para cálculo de distancia entre módulos con estructura fija.


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Donde γ es la altura del sol en el solsticio de invierno, por ser la menor altura del sol. Y se calcula como 90º - latitud – 23,5º. Estructura con seguidor en 1 eje. En este caso, la estructura también mantiene el ángulo óptimo fijo y gira en el eje Oeste – Este. Por tanto, la distancia ente módulos a lo largo del terreno se calcula igual que el caso anterior, pero teniendo en cuenta que la longitud L ahora no es la de un módulo, sino que es la suma de 3 módulos. Para calcular la distancia entre módulos a lo ancho del terreno, se supone el peor caso, los módulos girados unos 60º, es decir, orientados hacia el sol en el atardecer. En esta situación, la distancia entre filas tiene que ser la misma que en posición hacia el sur. La distancia en horizontal, d2, se calcula mediante el toerema de pitágoras. El ancho A, no es el de un único módulo, sino el de 4.

Figura 5.7. Esquema para cálculo de distancia entre módulos con seguidor de un eje.

Estructura con seguidor en 2 ejes. Este tipo de estructura gira en el eje Oeste – Este como el seguidor a un eje, pero además también cambia su ángulo de inclinación en función de la posición del sol durante el día. La distancia entre módulos a lo largo del terreno se calcula para el peor caso de ángulo de inclinación, es decir, para la elevación mínima del sol durante el solsticio de invierno. La distancia entre módulos a lo ancho del terreno se calcula igual que


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en el caso anterior, pero cambiando las dimensiones de la estructura en función de los módulos que soporta.

2. Nº máximo de módulos: se utilizan las fórmulas 2.5, 2.6 y 2.7 3. Potencia a instalar: se utiliza la fórmula 2.8 4. Potencia del inversor: se utiliza la fórmula 2.9 5. Configuración serie – paralelo -

Número de inversores: se divide la potencia del inversor a instalar entre la potencia nominal del inversor seleccionado.

-

Número módulos por inversor: se divide el número máximo de módulos entre el número de inversores.

-

Número max de módulos en serie: Para obtener el número máximo de módulos en serie que se pueden colocar por cada inversor, se deben cumplir dos condiciones de diseño. Se condiderará el valor más restrictivo.

(Fórmula 2.10)

Tcmin  ‐10ºC LTTensión  ‐0.34,‐0.32% / ºC

(Fórmula 5.1) -

Número de módulos en serie: Corresponde al número de módulos que se colocarán por cada rama del inversor. Partiendo del número máximo posible de módulos en serie, según lo visto en el apartado anterior, se calcularán distintas opciones de dimensionado disminuyendo en 1 este valor. Los cálculos que se mencionan a continuación dependerán del valor del número de módulos en serie para cada caso.


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Figura 5.8. Configuraciones serie –paralelo según el valor del nº de módulos en serie.

-

Número de módulos en paralelo: Es el número de ramas que se colocarán por inversor. Depende del número total de módulos por inversor y del número de módulos que por rama, calculado en el apartado anterior. Siempre se utiliza el valor entero del resultado (Si el resultado es 2,8 ramas, sólo podremos colocar 2).

-

Total módulos

-

Potencia total: Este será el valor que se buscará maximar para elegir esa opción como la mejor configuración.

-

Se calculan los parámetros carácterísticos para el generador fotovoltaico dimensionado, que servirán para comprobar una serie de requisitos que se deben cumplir.

Tcmax = ‐70ºC

(Fórmula 5.2)

Tcmin = 10ºC

(Fórmula 5.3)

(Fórmula 5.4)


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Análisis de producción y rentabilidad de proyectos fotovoltaicos conectados a red LTIntensidad = [0.03,0.07]% / ºC

(Fórmula 5.5)

Comprobación: Se deben cumplir las condiciones de rango de tensión de entrada al inversor, descritas en el capítulo 3, para determinar si la configuración calculada es factible. Si se cumple la condición, el resultado en la matriz será OK, si no, será KO. Esta matriz de comprobación se puede observar en la figura 5.6.

6. Coste: se calcula como la suma del coste de los módulos, coste de los inversores y coste de la estructura. (Fórmula 5.6)

Para calcular el número de estructuras, dividimos el número total de módulos entre la capacidad del tipo de estructura seleccionada por el usuario. La capacidad de las estructuras se encuentra en su correspondiente base de datos. 7. Matrices de selección Para obtener la mejor combinación Módulo – Inversor con su correspondiente configuración de Generador Fotovoltaico, se han diseñado dos niveles de matrices de selección.

•

Selección Generador Fotovoltaico.

Todos los cálculos numerados en el apartado ‘Configuración serie – paralelo’, se realizan para cada módulo y cada inversor. De esta forma obtenemos 23 hojas de cálculo, una por inversor. En ellas, se analizan todas las configuraciones posibles de generador fotovoltaico (combinaciones serie – paralelo de los módulos) con un mismo inversor para cada tipo de módulo incluido en la base de datos.


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Figura 5.9. Esquema de la matriz de selección Generador Fotovoltaico.

Se selecciona la mejor configuración contando el número de KOs de la matriz de comprobación. La configuración ‘Bueno’ será la opción con cero KOs y mayor número total de módulos, es decir, mayor potencia instalada.

Figura 5.10. Matriz de selección Generador Fotovoltaico.

•

Selección Inversor

Los resultados de las 23 matrices de selección de nivel 2 se muestran en la matriz de selección de primer nivel. El valor devuelto por cada matriz de nivel 2 es el número de módulos en serie de la configuración ‘Bueno’. A partir de este dato, se Escuela Politécnica Superior de Jaén

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calculan todos los parámetros definidos en el apartado ‘Configuración serie – paralelo’. Para cada módulo se selecciona la mejor configuración de generador fotovoltaico, con su correspondiente inversor. En esta matriz, todos los resultados deben ser OK, por lo que no es un parámetro a tener cuenta en el proceso de selección.

Figura 5.11. Esquema de la matriz de selección Inversor.

Se selecciona la configuración de menor coste que tenga el número máximo de módulos posible, es decir, mayor potencia instalada. Esta configuración se señala con un ‘1’ y devuelve el número del inversor según su orden en la base de datos ‘Inversores’.

Figura 5.12. Matriz de selección Inversor.


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Selección Módulo

Como resultado del anterior nivel de selección, se obtienen 15 parejas de Módulo – Inversor, es decir, ya ha quedado definido el mejor inversor para cada módulo. El siguiente paso es seleccionar la mejor pareja Módulo –Inversor. El criterio seguido ha sido el menor coste de la instalación por kWp.

Tabla 5.1. Tabla de Selección de Módulo.

Esta tabla de resultado con su correspondiente gráfico se puede encontrar en la zona de resultados de la pestaña ‘Usuario’. En el gráfico se representan las 15 combinaciones de módulo – inversor y se remarcan tanto la opción seleccionada (menor coste), como la opción de mayor potencia instalada. Se puede cambiar la opción seleccionada a la de mayor potencia, o a cualquier otra que el usuario desee. Este procedimiento se describirá en el capítulo ‘Guía de Usuario’.


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Gráfica 5.1. Combinaciones módulo – inversor según potencia instalada y coste.

Los bloques de Estudio Energético y Estudio de Rentabilidad se calcularán a partir de los datos de inversor y módulo asociados a la opción seleccionada.

5.2.3 Estudio Energético

En este bloque podemos distinguir la hoja de cálculo donde se calcula la producción energética, pestaña ‘Estudio Energético’ y las pestañas que constituyen las bases de datos que alimentan la hoja de cálculo, ‘Radiación y Temperatura’ y ‘Coeficientes IDAE’, que se describen a continuación.

Radiación y Temperatura En esta base de datos se encuentran todas las provincias de España, con su correspondiente latitud expresada en grados y diferentes tablas de datos, que se describen a continuación. Los datos utilizados en la base de datos han sido obtenidos gracias al servicio gratuito que ofrece el Centro de Investigación de la NASA, y corresponden a valores medios de los últimos 22 años. A cada provincia le corresponde un tabla con doce valores medidos mensualmente de irradiación global diaria sobre superficie horizontal, H(0) [kWh/m2], junto con otra tabla con los doce valores medios mensuales de la temperatura ambiental media Escuela Politécnica Superior de Jaén

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durante las horas de Sol, Tamb [ºC] y la tabla con los doce valores medios mensuales de irradiancia media útil, H [W/m2]. Se ha introducido también una columna que indica la zona climática en la que se encuentra la localización, necesaria para definir el código de la instalación la según la Orden IET 1345/2015, que muestra el los valores de las retribuciones. Esta zonificación climática realizada por el CTE, Código Técnico de la Edificación¸ clasifica el territorio español en 5 zonas en función de la radiación solar global media diaria sobre superficie horizontal, como se observa en la Fig.5.11

Figura 5.13 Mapa de zonas de España en función de la radiación solar global media. Fuente: CTE

Coeficientes IDAE La base de datos está compuesta por distintas tablas que de factor de corrección K para superficies inclinadas. Este parámetro representa el cociente entre la energía total incidente en un día sobre una superficie orientada hacia el ecuador e inclinada un determinado ángulo, y otra horizontal. Las tablas han sido obtenidas a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), una entidad pública empresarial adscrita al Ministerio de Industria, Energía y Turismo.


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Figura 5.14. Tablas de factor de corrección K para superficies inclinadas. Fuente: IDAE

Para cada tabla de latitud, se asocian distintos factores de corrección en función del ángulo de inclinación y del mes del año. En la base de datos, únicamente se han incluido las tablas correspondientes a las latitudes comprendidas entre 28º y 45º, por ser las latitudes que se encuentran en el territorio español. Para convertir la radiación sobre superficie horizontal, dato que se encuentra en la base de datos de ‘Radiación y Temperatura’, a su correspondiente valor relativo para la superficie inclinada según el ángulo óptimo calculado, únicamente hay que multiplicar esos valores de radiación por el factor de corrección devuelto por la tabla para ese mes. En la fila de valores devueltos, se compara la latitud de la tabla con la de la población introducida por el usuario, siempre en valor redondeado a entero. Si es distinto, devuelve 0 para toda la tabla. Si coinciden, toma los valores correspondientes a la fila de la inclinación inmediatamente inferior a la calculada en como ángulo óptimo en función de la latitud.


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En esta hoja de cálculo se estudiará la producción energética para el sistema fotovoltaico definido en el Estudio de Dimensionado. La finalidad es obtener la producción energética anual y mensual para poder calcular su correspondiente retribución económica y así evaluar la rentabilidad de la instalación. El fundamento de este procedimiento y su respectivas fórmula se encuentran detalladas en el capítulo 2. ‘Producción energética.

Figura 5.15. Diagrama de bloques para el Estudio Energético.

Los parámetros de entrada para los cálculos son los siguientes: -

Localización: En función función de la localización localización de la instalación instalación seleccionada por el usuario se obtiene la latitud correspondiente, según la base de datos ‘Radiación y Temperatura’.(Anexo A) A partir de la latitud se podrás calcular el ángulo de inclinación óptimo, dato imprescindible para este estudio.

-

Tipo de de estructura: estructura: Este es otro de los inputs del del usuario: usuario: estructura fija, con seguimiento de un eje, o de dos ejes. Este dato es necesario para poder tener en cuenta el aumento de producción asociado al tipo de seguidor, así como para considerar mayores pérdidas por orientación o inclinación.

-

Módulo e Inversor Inversor seleccionado: seleccionado: El módulo e inversor inversor seleccionado seleccionado para la instalación son los outputs del anterior bloque, ‘Estudio Dimensionado’ y nos proporcionan los datos referentes a rendimientos y pérdidas por aumento de temperatura, necesarios para calcular la producción energética con mayor exactitud.


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Mercedes García Muros -


Datos de Radiación y Temperatura: Se obtienen de la base de de datos ‘Radiación y Temperatura’ descrita en apartados anteriores. (Anexo A)

-

Factor de corrección corrección K: Se obtiene de la base de datos datos ‘Coeficientes ‘Coeficientes IDAE’, según el procedimiento visto en el apartado anterior.

A continuación se describen los cálculos necesarios para obtener los outputs deseados. 1. Inclinación óptima

2. Orientación óptima

3. Irradiación media media sobre sobre superficie horizontal, H(0,0) H(0,0) Se seleccionan los valores medios mensuales de irradiación sobre superficie horizontal de la base de datos de ‘Radiación y Temperatura’ para la localización introducida. 4. Coeficiente corrector Para la estructua fija, cuyo ángulo de inclinación también lo es, se aplica el factor corrector k correspondiente a la latitud y ángulo óptimo calculado. Los valores de k para cada mes se obtienen, como hemos visto anteriormente, de la base de datos ‘Coeficientes IDAE’. Para las estructuras con seguimiento, además de aplicar el factor corrector de la inclinación, también se aplican unos coeficientes de aumento de la producción, ya


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que el generador fotovoltaico se mueve con el objeto de aumentar la radiaciñon recibida, aumentando también la energía producida. Esta ganancia es mayor para el caso de seguidor de 2 ejes por modificar su ángulo de inclinación para que sea el óptimo en cada momento del día. En la siguiente tabla se encuentran los valores de incremento de producción considerados en la aplicación.

Tabla 5.2. Tipos de seguidores solares y ganancia respecto de un sistema fijo

5. Irradiación media media sobre sobre superficie inclinada, H(α,β) La irradiación media sobre superficie inclinada se calcula multiplando la irradiación sobre superficie plana por el coeficiente corrector calculado en la columna anterior.

Tabla 5.3. Tabla de producción energética, cálculo de H( α,β)


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6. Temperatura de célula, Tc (ºC) Se calcula la temperatura de operación de la célula, partiendo de la temperatura TONC proporcionada por el fabricante. (Fórmula 5.7)

7. Análisis de Pérdidas Para calcular la potencia real generada por el sistema, se debe considerar una serie de pérdidas debidas a que los elementos que forman el sistema no son ideales o por otras circunstancias no controlables. Estas pérdidas generan una disminución de la energía esperada. La eficiencia del inversor viene definida en la ficha técnica del fabricante, así como la pérdida correspondiente al aumento de temperatura del módulo. Esta pérdida viene expresada en %/ºC, por lo que se debe aplicar este coeficiente a la diferencia entre la temperatura de la célula calculada en la anterior columna y la temperatura a la que es medido el coeficiente en laboratorio, 25ºC. (Fórmula 5.8)

Las pérdidas por orientación e inclinación son distintas según el tipo de estructura, por ello, para la estructura fija se considera pérdidas de un 3%, para la estructura con seguidor de 1 eje, 1,5% y 0% para los seguidores de 2 ejes. No se consideran pérdidas por sombras en este TFG, ya que para cualquier tipo de estructura, se ha dimensionado la instalación ajustándose a las distancias mínimas entre módulos para evitar las sombras. Para el resto de pérdidas se han considerado unos valores estándar, que se observan en la tabla.


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Tabla 5.4. Tabla de pérdidas consideradas en los cáculos

8. Performance Ratio: se utiliza la fórmula 2.4 9.

Producción de energía: se utilizan las fórmulas del 2.5 al 2.7

En la zona de presentación de datos de la pestaña usuario, se puede ver una gráfica de la evolución de la producción energética a lo largo de una año típico.

Gráfica 5.2. Evolución de la producción energética a lo largo de un año.

5.2.4 Estudio de Rentabilidad

En este bloque se calculará la retribución económica y se evaluará la rentabilidad y viabilidad económica del SFCR. Podemos distinguir una primera hoja de cálculo donde se calcula la retribución en función del año de autorización de explotación definitiva, otra hoja de cálculo donde se calculan los flujos de caja y parámetros de rentabilidad. En este bloque también se incluyen las bases de datos,


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correspondientes a los parámetros de retribución de los Real Decretos 661/2007 y 1578/2008. (Anexo A). Se utilizan los códigos IT, descritos en el capítulo 4. ‘Estudio económico’ para encontrar en las bases de datos los parámetros retributivos correspondiente a la instalación que se esté calculando.

Figura 5.16. Diagrama de bloques para el Estudio de Rentabilidad.

Los parámetros de entrada para los cálculos son los siguientes: -

Potencia instalada y Producción anual: estos datos son outputs de los bloques de cálculo ‘Dimensionado’ y ‘Energético’ correspondientemente, y son clave para la estimación de la retribución económica.

-

Año de autorización de explotación: año en el que la instalación consigue la Autorización de explotación, que permite, una vez ejecutado el proyecto, poner en tensión las instalaciones y proceder a su explotación comercial.

-

Capital Inicial: este dato es uno de los inputs del usuario y corresponde al capital que va a invertir en el SFCR de sus propios fondos. En función de la cantidad, el préstamo a pedir será mayor o menor, y por tanto, la repercusión de los intereses asociados al mismo.

-

Precio medio pool: se considera una subida anual de un 1%.


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Parámetros retributivos: Se obtienen de las respectovas bases de datos descritas en el apartado anterior.

Los cálculos necesarios para realizar el estudio de rentabilidad, son: 1. Horas equivalentes (He) Se calcula como el cociente entre la producción anual y la potencia pico instalada, y equivale al número de horas que trabaja el SFCR. Si es mayor a las horas de retribución máximas, las horas sobrepasadas no llevarán asociadas la retribución de operación y se cobrarán a precio de mercado. 2. Retribución económica anual por kWh Para calcular los ingresos brutos hay que sumar tres tipos de conceptos: •

Retribución a la inversión, Rinv. Referente al valor de la inversión inicial de la instalación. Debe ser suficiente para atender el pago a la banca en los casos de financiación y atender el pago a los accionistas.

•

Retribución a la operación, Ro. Referente a los costes de explotación estándar necesarios para realizar la actividad.

•

Retribución a la venta de energía. Son los ingresos por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado, pool.

La suma de ingresos por venta de energía más los ingresos por Retribución a la operación debe ser suficiente para atender a todos los pagos de operación como son el mantenimiento, impuestos y los gastos de administración. A estos ingresos hay que restarle dos conceptos, para obtener los ingresos netos: •

Impuesto a la generación. Este impuesto grava un 7% del total de ingresos brutos, según la Ley 15/2012.


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•


Peajes de acceso. Según el Real Decrero 1544/2010, se debe pagar un peaje de acceso a las redes de transporte y distribución, que equivale a 0,5€ por kWh. Retribución Económica Anual / kWh Año autorización de explotación

2016

Real Decreto

IET/1345/2015

Precio medio Pool 2016 (€/MWh)

51

Aumento anual Pool

1%

́ n a la Inversio ́ n, Rinv Retribucio ́ n a la Operacio ́ n, Ro Retribucio Retribución por Venta de Energia Total Ingresos Brutos

Impuesto a la generación Peajes de acceso Total Ingresos Netos

Facturación Bruta con IVA, 21%

110,223 € 0,011 € 0,051 € 110,285 € 7%

7,720 € 0,500 € 102,065 € ‐ ‐

123,499 € / kWh

Tabla 5.5. Retribución económica anual por kWh

3. Inversión Inicial El total de la inversión inicial se calcula como suma de varios apartados. •

Terreno: Se asume la propiedad del terreno, pero en caso de no ser así, en el apartado ‘Guía de Usuario’ se explicará cómo se puede modificar este parámetro.

•

Instalación Fotovoltaica: Está compuesto por el coste de los módulos, inversores, estructura y cableado. Los tres primeros conceptos se calcularon en el bloque ‘Dimensionado’, y fueron variable decisiva para elegir esta configuración de SFCR. El coste del cableado es proporcional al número total de módulos.

Obra Civil: Los conceptos que forman esta unidad de coste son

•

proporcionales a las dimensiones del terreno. •

Instalaciones: Este coste se ha considerado proporcional al número de módulos instalados.

•

Gastos Generales: Se incluye también un 13% en concepto de gastos generales.


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Tabla 5.6. Desglose de la Inversión Inicial

4. Financiación La financiación se obtiene normalmente mediante la financiación externa. Esta financiación externa puede ser con recursos propios, es decir, fondos del usuario, con recursos ajenos mediante un préstamo, o una combinación de ambos. Mediante el capital inicial que ha introducido el usuario, se calcula el porcentaje de financiación mediante recursos propios, el resto ha de ser financiado con recursos ajenos. En la siguiente tabla se pueden ver las condiciones del préstamo que se han considerado en este estudio.


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Tabla 5.7. Cuantía de financiación y condiciones del préstamo

A partir de estos datos, se calculan los gastos financieros derivados del préstamo a fecha de la completa devolución. Se considera el 2016 como el primer año contable y de devolución del préstamo ya que es el año en que comienza a producir el SFCR, es decir, el préstamo se debe pedir y ha de ser concedido un año antes. La devolución del préstamo se considera como valor fijo, resultado de dividir el total del préstamo entre los años de devolución. Los intereses son proporcionales a la cantidad de préstamo que aún no ha sido devuelta.

Tabla 5.8. Gastos de financiación, financiación, intereses.

5. Gasto Anual Los gastos anuales considerados son los de mantenimiento y seguro y se estiman como proporción de la energía producida.

Tabla 5.9. Gastos anuales


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6. Flujos de caja Los flujos de caja son el resultado de sumar los ingresos y las salidas (costes). -

Energía producida: se supone supone una una pérdida pérdida anual anual en la eficiencia eficiencia del SFCR de de 1,5%, por lo que la producción irá disminuyendo sucesivamente con los años.

-

Total Ingresos: Ingresos: a partir del valor de retribución económica económica anual anual por kWh calculado anteriormente, se calcula la retribución total de la producción.

-

Total Gastos: Gastos: se incluye en este este apartado el gasto anual de mantenimiento mantenimiento y seguro calculándolos para el total de la producción, y los gastos financieros del préstamo. En el primer año también se considera la inversión inicial de recursos propios, los recursos ajenos ya están incluidos en los gastos financieros.

-

Total Amortización: se calcula como el cociente cociente del total total de la inversión inversión inicial entre los años de amortización, que se han determinado en 10.

-

Beneficio antes de impuestos: es la suma de los ingresos ingresos más el total de gastos y amortización.

-

Base imponible de impuestos: impuestos: si el el beneficio beneficio antes antes de de impuestos impuestos es negativo, es decir, sólo hay pérdidas, se permite su compensación con rentas positivas de los periodos siguientes.

-

Cuota líquida de impuestos: impuestos: si la base imponible de impuestos impuestos es negativa, negativa, no se generan impuestos en ese periodo. Si es positiva, el impuesto asociado es el IRPF, que se ha establecido en un 18%.

-

Total salidas: salidas: es la suma del total de ingresos, ingresos, total de gastos gastos y amortización, más el total de impuestos.


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Tabla 5.10. Flujos de caja

Tesorería: se utilizan los parámetros definidos en el capítulo 4 ‘Estudio económico’, que nos sirven para estudiar la rentabilidad de la instalación.

•

TIR : Se calcula calcula aplicando aplicando la fórmula TIR TIR de Excel al al Cash Flow.

•

Payback o plazo de recuperación: recuperación: si el cash flow acumulado de un año año es negativo, devuelve un 1, si es positivo y el año anterior también, devuelve un 0. Para el año límite, año positivo pero negativo el anterior, devuelve el cociente entre el cash flow acumulado del año anterior y el cash flow del actual. La suma de estos valores devueltos es el payback, y se expresa en años.

•

VAN o valor actual actual neto: se calcula calcula aplicando la fórmula VNA con una tasa de descuento de un 5% al Cash Flow.


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Tabla 5.11. Tesorería

En la zona de presentación de datos de la pestaña usuario, se puede ver una gráfica de la evolución del cash flow a lo largo de la vida útil del SFCR.

Gráfica 5.3 Evolución del cash flow a lo largo de la vida útil


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5.3 Manual de Usuario

1. Introducción En este documento se describirá los objetivos e información clara y concisa de cómo utilizar la aplicación “Análisis de Producción y Rentabilidad de SFCR” y su funcionamiento. “Análisis de Producción y Rentabilidad de SFCR” fue creado como parte de un TFG de la Universidad de Jaén, y es una herramienta fiable para analizar sistemas fotovoltaicos conectados a red. Esta aplicación es gratis y de libre distribución.

2. Descripción de la aplicación “Análisis de Producción y Rentabilidad de SFCR” se compone de un conjunto de bases de datos y hojas de cálculo, necesarias para diseñar el SFCR óptimo sobre suelo según las dimensiones de un terreno y su localización, y además estudiar la rentabilidad de dicho sistema. En las siguientes páginas se detalla el uso y funcionamiento de la aplicación para un eficaz manejo.

3. Conocimientos mínimos No es requisito que el usuario posea conocimientos sobre Instalaciones Solares. Sin embargo, los siguientes conocimientos básicos permitirán al usuario el acceso a funciones más complejas de la aplicación.

•

Conocimiento básico de Windows

•

Conocimiento básico de Microsoft Excel


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•


Conocimiento básico sobre las distintas tecnologías de SFCR

4. Guía de Instalación

Requisitos previos El único requisito para poder hacer uso de la aplicación es tener instalada la herramienta Microsoft Excel en el ordenador, hoja de cálculo que forma parte del popular paquete de Microsoft Office. Microsoft Excel y por tanto, “Análisis de Producción y Rentabilidad de SFCR”, se puede ejecutar en cualquier sistema operativo, pero se recomienda el uso de Windows, ya que en el sistema operativo MAC OS puede cambiar el formato de la aplicación y la distribución de las barras de tareas, dificultando la correcta utilización de la aplicación. Si no se tiene instalado Excel en el ordenador, se puede descargar e instalar en el siguiente enlace: http://www.microsoftstore.com/Excel

Instalación El proceso de instalación es sencillo y sólo requiere descargar “Análisis de Producción y Rentabilidad de SFCR”, que se puede encontrar en la página de la Universidad de Jaén, en el siguiente link: http://www.ujaen.es/investiga/solar/06software/software.htm

Una vez descargado, se debe abrir con la herramienta Microsoft Excel.


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5. Funciones básicas El uso básico de la aplicación consiste en utilizar únicamente la hoja ‘USUARIO’, donde se pueden distinguir dos zonas de trabajo: Datos Iniciales y Resultados. •

Datos Iniciales

Se deben introducir los siguientes datos como inputs de la aplicación: -

Provincia Seleccionamos en la lista desplegable la provincia donde se encuentra nuestro terreno.

-

Seguidor solar Debemos seleccionar en la lista desplegable, la tecnología para nuestro SFCR. Tecnología

Selección

en

el

desplegable Sistema Fijo

FIJO

Sistema con Seguimiento

1 EJE

de 1 Eje Sistema con Seguimiento

2 EJES

de 2 Ejes

En caso de no conocer las diferentes tecnologías de SFCR, se aconseja introducir ‘FIJO’ y luego compara con ‘1 EJE’ o ‘2 EJES’. -

Superficie Terreno Introducimos las dimensiones de nuestro terreno como el mayor rectángulo de superficie orientado hacia el sur.

-

Capital Inicial Incluimos el valor de recursos propios que podemos aportar en la inversión inicial.


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Resultados

•

Después de introducir los datos iniciales, se ejecutarán todos los cálculos de la aplicación y podremos ver los resultados en la zona de ‘Resultados’ de la hoja ‘Usuario’. La zona ‘Resultados’ consta de distintos apartados que nos aportan toda la información calculada sobre nuestro SFCR. -

Resumen Resultados Presenta los parámetros más importantes que describen el SFCR calculado. Además sirve para comparar entre distintos resultados, como pueden ser los distintos tipos de tecnologías.

Para comparar los resultados, seleccionamos sucesivamente en ‘Seguidor Solar’, ‘2 EJES’, ‘1 EJE’ y ‘NO’. Los resultados de cada opción aparecerán en la columna F, señalada en la imagen. Copiamos estos resultados y los


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pegamos en su columna correspondiente de 1 EJE o 2 EJES. OJO, se debe pegar como valores para que no arrastre las fórmulas. -

Elección del Generador Fotovoltaico En este apartado podemos ver todas las posibilidades de módulo – inversor que se han obtenido como óptimas para cada tipo de módulo de la base de datos de la aplicación, y la potencia instalada que genera la combinación. Se selecciona como opción elegida, la mejor relación coste / potencia instalada, y esta combinación de módulo – inversor es la que se utiliza de base para el resto de cálculos.

Si quiere cambiar la opción elegida por otra, por ejemplo, mayor potencia instalada, siga los pasos de ‘Cambiar elección’, del apartado ‘6. Funciones experto’. -

Dimensionado y Descripción de equipos En este apartado de resultados podemos ver el diseño del SFCR calculado: número de módulos en serie y paralelo, número de inversores o ángulo de inclinación óptimo. También encontramos la descripción de los equipos supuestos. En cada equipo, módulo solar, inversor y estructura, se recogen los datos más importantes de las fichas técnicas de los fabricantes.


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-


Producción Energética En esta tabla obtenemos los resultados mensuales de radiación sobre nuestro terreno y la producción de energía que genera nuestro SFCR, medida en kWh/día, kWh/mes, kWh/año. La gráfica muestra la evolución de esa producción según el mes.

-

Rentabilidad Los parámetros que se calculan para estudiar la viabilidad económica son el VAN, el TIR y el Payback. También se incluye una gráfica de evolución de los flujos de caja a lo largo de la vida útil del SFCR, que se estima en 30 años, según el último Real Decreto. Además si seguimos avanzando en este apartado, también podemos encontrar la siguiente información: -

Desglose de la inversión inicial necesaria

-

Condiciones del préstamo necesario para financiar el proyecto


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Retribución económica anual por kWh generado, según la última actualización, Orden IET/1345/2015

-

Gasto Anual de mantenimiento y seguro por kWh instalado.

6. Funciones experto -

Cambiar elección Si la opción seleccionada automática como mejor combinación inversor – módulo basada en el coste no nos convence o queremos seleccionar otra de las posibles combinaciones, debemos seguir los siguientes pasos: 1. Eliminar el ‘1’ de la columna C 2. Insertar el ‘1’ en la columna C, en la fila correspondiente a la elección deseada.


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-


Modificar parámetros Algunos de los parámetros que intervienen en el estudio de la rentabilidad del SFCR se pueden modificar o actualizar para adecuarlos más a la realidad de nuestro sistema en particular. Simplemente hay que cambiar el valor de la celda correspondiente al parámetro que se desea modificar. El resto de celdas del programa están protegidas. -

Vida útil, del apartado ‘Rentabilidad’ Está considerada en 30 años ya que según el último Real Decreto, al superar esta fecha el SFCR deja de percibir retribución económica a la inversión y a la operación.

-

Años de amortización de la instalación, del apartado ‘Rentabilidad’

-

IRPF, del apartado ‘Rentabilidad’

-

Terreno, del apartado ‘Inversión Inicial’ Se ha considerado la propiedad del terreno. En caso contrario, debemos introducir el coste de comprar el terreno o el valor de su alquiler en la zona de ‘Gasto Anual’.

-

Condiciones del préstamo, del apartado ‘Financiación’


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Los parámetros que se pueden actualizar aquí son la duración del préstamo, el gasto de tramitación, el tipo de interés y las comisiones por apertura, cancelación parcial o cancelación total. -

Año de autorización de explotación, del apartado ‘Retribución económica’ Este es el año es que recibimos la autorización para comenzar a generar energía e inyectarla a la red. Está considerado por defecto el años 2016, es decir, una nueva instalación. Ligado a este año se calcula la retribución económica en función del Real Decreto vigente en ese momento, por lo que podemos modificar este parámetro si queremos ver la evolución de las retribuciones que percibiría nuestro SFCR.

-

Precio medio pool, del apartado ‘ Retribución económica’ Se ha establecido el precio medio del pool según la media de 2015 en 51€/MWh y con una subida anual de un 1%, según estimaciones de evolución del mercado. Para cambiar el valor del pool de un año en concreto, seguir los siguientes pasos: 1. Seleccionar hoja de cálculo ‘Estudio Rentabilidad’ 2. Modificar en la fila 31 el valor del pool del año deseado

-

Mantenimiento y Seguro, del apartado ‘Gasto Anual’ Se considera un 3% y un 0,2% de la producción energética para el mantenimiento y el seguro de la instalación respectivamente.

-

Ampliar Bases de Datos Si queremos incluir un equipo en particular en la aplicación para que forme parte de los cálculos, tenemos que seguir los pasos numerado a continuación. 1. Seleccionar la pestaña ‘Módulos’, ‘Inversores’ o ‘Estructura’ en función del tipo de elemento que queramos introducir.


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2. Insertar una nueva fila en mitad de la tabla, nunca al final. 3. Rellenar las columnas con las características que se pueden encontrar en la ficha técnica del fabricante del equipo. 4. Arrastrar el número de la columna A hasta el final de la tabla, para que la nueva final adquiera una numeración y por tanto, se incluya en los cálculos.


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CAPÍTULO 6. Análisis de resultados


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6. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS Después de haber analizado los conceptos en los que se ha basado la aplicación ‘Análisis de Producción y Rentabilidad de SFCR’, y de explicar su desarrollo y funcionamiento, este capítulo se centra en la comparación de los resultados calculados con datos reales, con la finalidad de comprobar la fiabilidad de la misma y analizar las posibles desviaciones. Primero se estimará la producción de un ejemplo mediante el programa comercial PVSyst. Esto nos permitirá comprobar paso a paso todos los cálculos de la aplicación y analizar en profundidad cualquier pequeña desviación. A continuación se analizarán datos reales de distintas fuentes. Debido a la dificultad de encontrar una planta que ofrezca todos los datos necesarios para realizar un análisis comparativo completo con la aplicación, se ha decidido hacer por bloques. Por un lado el bloque de dimensionado, y por otro producción energética. Ha sido imposible encontrar datos económicos de una planta en particular, por lo que en este bloque se analizará la situación actual de rentabilidad de los SFCR.

6.1.

Ejemplo PVSyst

En este apartado se ha utilizado el software PVSyst V6.40 parta simular un ejemplo y compararlo con los resultados de la aplicación. PVSyst se trata de una herramienta informática desarrollada por la Universidad de Génova que sirve para diseñar instalaciones fotovoltaicas permitiendo el estudio, simulación y análisis de datos completo de los sistemas fotovoltaicos. En este ejemplo, se ha decidido ubicar el SFCR en la provincia de Mallorca en una superficie de 1.500 m 2, y dotarlo de estructuras fijas.


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Inclinación óptima

Este es el primer paso para del dimensionado del SFCR en PVSyst, después de haber seleccionado la ubicación Palma de Mallorca. Se observa que para el mismo ángulo, PVSyst calcula unas pérdidas por inclinación mayores que la aplicación. El ángulo calculado como óptimo por PVSyst, es decir, pérdidas de 0% es 33º. Aplicación TFG

PVSyst

Ángulo Inclinación, β

30,89º

31º

Ángulo Orientación, α

0º

0º

Pérdidas

0,03%

0,2%

Tabla 6.1. Ángulo de inclinación y pérdidas según aplicación y PVSyst. Fuente: Elaboración propia

Figura 6.1. Inclinación óptima según aplicación y PVSyst. Fuente: PVSyst

PVSyst también permite calcular el ángulo óptimo según la estación inverno – verano. Aunque esta configuración de sistema es más eficiente que mantener los módulos fijos todo todo el año, en la aplicación se ha escogido escogido el valor de inclinación inclinación para la máxima potencia media anual, como se ha visto anteriormente.


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Incluir un ángulo distinto según la época del año es una posible mejora de la aplicación. En ese caso, se utilizaría el criterio visto en el capítulo ‘Producción Energética’, que para este caso concreto implicaría sumar o restar 15º a la latitud. Aplicación PVSyst Ángulo Inclinación en verano

24.4º

25º

Ángulo Inclinación en invierno

54.4º

54º

Tabla 6.2. Ángulo de inclinación y pérdidas según aplicación y PVSyst. Fuente: Elaboración propia

•

Distancia entre módulos

Para calcular la distancia mínima entre módulos, se pueden seguir varios criterios. Se considera esta distancia la suma de la proyección del módulo, que se calcula igual para todos los caso, más la distancia entre filas de la módulos, que definimos como b. Pliego de condiciones IDAE b= H/ tan (61º - latitud)

3,52m

420 módulos

3,05m

480 módulos

Sistema Alemán b= H/ (90º - latitud – 23º)

Altura min. del Sol al mediodía, γmin=28º b= H/ tan γmin

2,98m

480 módulos

Tabla 6.3. Distancia mínima entre módulos según distintos criterios. Fuente: Elaboración propia

La aplicación utiliza el segundo método para calcular la distancia entre los módulos. Este criterio es menos conservador que el propuesto por IDAE, pero se comprueba ahora que PVSyst calcula una distancia equivalente al tercer método, por lo que el criterio del sistema alemán se considera seguro. Por otro lado, esta distancia entre módulos, 3,05m ya supone un aprovechamiento del terreno de sólo un 50%, por lo que no interesa aumentar esta distancia.


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Se simula la distancia mínima entre módulos calculada por la aplicación en PVSyst y se calcula también con esta herramienta para evaluar la diferencia. En ambos casos el ángulo de inclinación es 30º y la longitud de los módulos 1,638m.

Figura 6.2. Distancia entre módulos según aplicación y PVSyst. Fuente: PVSyst

Se observa que en ambos caso el ángulo límite de sombrado es 28º, ángulo correspondiente a la elevación mínima del Sol al mediodía (solsticio de invierno), por lo que las sombras no deberían resultar un problema. El diagrama de sombras según la distancia calculada por la aplicación muestra cómo se ha diseñado el SFCR para que el límite de sombreado coincida con el solsticio de invierno, punto 7 de la figura 6.3. Como nos muestra el esquema, sólo habrá sombras sobre la instalación al amanecer y atardecer de los meses de invierno. Al ser estos momentos los de menor radiación, las pérdidas por sombras sólo suponen un 3.4%, mientras que aumentar más la distancia entre los módulos supone instalar una cantidad de potencia considerablemente menor.


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Figura 6.3. Diagrama de sombras para la distancia entre módulos calculada por la aplicación. Fuente: PVSyst

Dimensionado

•

El primer paso consiste en seleccionar en PVSyst el módulo fotovoltaico y el inversor que previamente se han calculado como óptimos según la aplicación. La aplicación da como resultado más favorable según criterio potencia instalada / coste, la combinación módulo A.260P GSE de Atersa e inversor Symo 20.0-3M de Fronius. Es importante seleccionar el número de entradas MPP del inversor, ya que definirá el número de ramas de módulos que se pueden conectar, y por tanto, la dimensión del generador fotovoltaico. Este parámetro se obtiene multiplicando el número de strings del inversor por su número de seguidores MPP, datos incluidos en la base de datos ‘Inversores’. En este caso, el inversor Symo 20.0-3M tiene dos seguidores MMP y a cada uno puede llegar un máximo de 6 entradas, por lo que el valor a introducir en PVSyst es 12.


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Figura 6.4 Selección de módulo y módulo en PVSyst. Fuente: PVSyst

La configuración del generador fotovoltaico calculada por la aplicación es de 20 módulos en serie por 24 ramas, dando un total de 480 módulos. Como se observa, esta configuración está dentro de los límites estimados por PVSyst.

Figura 6.5 Diseño del generador FV. Fuente: PVSyst

El máximo de módulos en serie es 22, para evitar que la tensión de circuito abierto del generador sea mayor que la tensión máxima de entrada del inversor, condición indispensable a la hora de diseñar un SFCR. Sin embargo, por motivos de espacio, si el número de módulos en serie es 21 o 22, el número de ramas deberá ser 18, dando cualquiera de estas dos combinaciones un número total de módulos menor, por lo que la potencia instalada también lo será. Se observan estas condiciones de diseño en el cálculo de dimensionado de la aplicación, figura 6.6.


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Figura 6.6 Dimensionado del generador FV según condiciones de diseño. Fuente: Elaboración propia.

•

Radiación y producción energética

Una vez se ha dimensionado el generador fotovoltaico en PVSyst comprobando que coincide con el diseño de la aplicación, se simula para obtener los datos de radiación y producción energética. Se observa en la presentación de los resultados que la radiación estimada por PVsyst es algo superior a la calculada por la aplicación, sin embargo, sólo se traduce en un 6% de aumento de producción energética.

Tabla 6.4. Dimensionado del generador FV según condiciones de diseño. Fuente: Elaboración propia.


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Gráfico 6.1. Evolución de la producción energética estimada por PVSyst vs. Aplicación. Fuentes: Elaboración propia

Gráfico 6.2. Evolución de la irradiación sobre superficie plana e inclinada estimada por PVSyst vs. Aplicación. Fuente: Elaboración propia

Para ampliar información, en el Anexo B se pueden encontrar el informe de la simulación realizada por PVSyst y los resultados de la aplicación.


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6.2.


Comparación del dimensionado

La página oficial de los seguidores Deger ofrece datos reales de producción de plantas fotovoltaicas de sus clientes. El informe muestra las características de la instalación, tales como potencia instalada, ubicación de la instalación, número y potencia de los inversores, marca y modelos de los módulos solares e inversores, etc. Se han añaden a los datos gráficas ilustrativas de los resultados de los últimos años de explotación.

Cabe señalar que Deger es el fabricante de seguidores de dos ejes incluido en la base de datos ‘Estructuras’ de la aplicación.

Se ha escogido la planta Picanta Solar, ubicada en Lleida, para comparar su resultado de producción energética con el calculado por la aplicación ‘Análisis de Producción y Rentabilidad de SFCR’. También se va a comprobar si el diseño óptimo calculado por la aplicación se asemeja al diseño real de la instalación. Por desgracia, Deger no ofrece datos económicos de la instalación en su informe, por lo que no será posible realizar un estudio comparativo de la rentabilidad.

El informe proporcionado por Deger así como el informe completo de la simulación obtenido, se pueden consultar en el Anexo C.


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Análisis de Dimensionado

Antes de comenzar la simulación se han realizado dos modificaciones en la aplicación para poder asemejar las condiciones iniciales. En el informe de Deger no se incluye la extensión de la planta. Siendo las dimensiones del terreno un input de la aplicación, ha sido necesario igualar las potencias instaladas para iniciar la simulación. Por otro lado, tanto el módulo como el inversor de la instalación no estaban incluidos en las bases de datos de la aplicación, por lo que estas han sido ampliadas con los respectivos datos técnicos y precio de ambos equipos. Dato Real

Aplicación

41,39º

41,44º

Potencia Instalada

110,7 kWp

110,7 kWp

Tipo Seguimiento

2 Ejes

2 Ejes

Módulo

Sanyo HIP 205NKHEI

Sanyo HIP 205NKHEI

Inversor

Mini Central 6000TL/55

Mini Central 6000TL/55

Nº Módulos

540

540

Nº Inversores

18

15

Latitud

Tabla 6.5. Comparación entre los datos reales y la simulación. Fuente: Elaboración Propia

La diferencia entre las latitudes se debe a que la planta se sitúa ligeramente al Sur de Lleida, mientras que la aplicación considera la latitud de la capital. Sin embargo, esta pequeña variación apenas afecta a los cálculos. La principal diferencia se encuentra en el número de inversores instalados. La razón de este delta se debe a que la plata Picanta Solar ha instalado como potencia de los inversores un 95% de la potencia pico instalada, mientras que en la aplicación se ha considerado un 85%, siendo más conservadora esta segunda postura.


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Análisis de Producción Energética

A continuación se presentan los datos de producción energética de la planta Picanta Solar en el año 2013 y los resultados obtenidos de la simulación. La diferencia porcentual entre ambos datos es de un 1%, por lo que se puede concluir que la estimación es fiable. Dato Real

Aplicación

En.

12.540

10.111

Feb.

15.166

13.825

Mar.

20.279

24.567

Ab.

21.978

22.647

May.

28.093

23.476

Jun.

29.345

23.571

Jul.

30.533

25.918

Ag.

27.411

25.057

Sept.

24.961

21.966

Oct.

19.709

19.039

Nov.

14.654

12.249

Dic.

7.922

8.507

TOTAL

252.591 kWh

230.937 kWh

Tabla 6.6 y Gráfico 6.3. Evolución de la producción energética real y simulada. Fuente: Elaboración Propia


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6.3.


Comparación de la producción energética

El Grupo T-Solar es un productor independiente de energía solar fotovoltaica con presencia en España, Italia, India, Perú, EEUU, Puerto Rico, Méjico y Japón. Cuenta con 326 MWp en operación y construcción, de los cuales aproximadamente, la mitad están instalados en España. Para las 36 plantas instaladas en España, ofrece en su página web los datos de producción anual, así como el número de módulos instalados y la superficie que ocupan. A continuación se analizan los datos de producción energética de varias de esas plantas con los resultados ofrecidos por la aplicación ‘Análisis de Producción y Rentabilidad de SFCR’. Ya que T-Solar proporcionada la extensión de cada una de las plantas, se ha utilizado este dato como parámetro de entrada para la simulación. Este dato se ha convertido de hectáreas a m 2, unidad utilizada por la aplicación, y se ha considerado la superficie de terreno como un cuadrado perfecto, es decir, dimensiones de alto y ancho iguales. También se han introducido en la base de datos ‘Módulos’, distintos módulos solares con potencias pico más similares a las de estas plantas, ya que inicialmente sólo había introducidas potencias pico en el rango de 240Wp – 260Wp. Se ha considerado en todos los casos que la tecnología utilizada es estructura fija.


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Análisis de producción y rentabilidad de proyectos fotovoltaicos conectados a red Les Trencades Castellón Dato Real

Potencia instalada [MWp] Nº Paneles Potencia paneles [kWp] Producción Energética [kWh]

La Seca Valladolid

Simulación Simulación Simulación Simulación Dato Real Inicial Actualizada Inicial Actualizada

0,80 4.641

0,99 6.016

1,57 6.066

1,13 6.480

1,28 7.712

2,04 7.830

170 1.220.206

165 1.460.846 2,3

260 2.313.781

170 1.727.188

165 1.832.287 4

260 2.947.164

Extensión [ha]

Espejo Córdoba

Dato Real

Potencia instalada [MWp] Nº Paneles Potencia paneles [kWp] Producción Energética [kWh]

Son Falconer Mallorca

Simulación Simulación Simulación Simulación Dato Real Inicial Actualizada Inicial Actualizada

1,29 7.650 160 1.959.875

Extensión [ha]

1,47 8.778 165 2.199.258 3,7

2,30 8.820 260 3.538.167

2,36 13.500 170 3.429.043

2,44 14.560 165 3.505.319 4,5

3,82 14.670 260 5.520.301

Tabla 6.7. Comparación entre datos reales y simulación de la relación potencia instalada-producción. Fuente: Elaboración Propia

Gráfico 6.4. Representación de la relación potencia instalada-producción de distintas plantas. Fuente: Elaboración Propia

En la tabla 6.7 se presentan los datos reales de varias plantas y sus respectivos dos escenarios simulados: simulación inicial, con una potencia pico de módulo similar al Escuela Politécnica Superior de Jaén

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instalado, y simulación actualizada, con el módulo seleccionado por la aplicación como óptimo, es decir, distinta potencia pico. De estos análisis se obtienen varias conclusiones. Primero,se observa que la producción energética en la simulación con la misma potencia pico de módulo, es ligeramente mayor. Se pueden encontrar dos motivos para ello, por un lado, que los módulos utilizados en la simulación tengan dimensiones menores a los instalados, por lo que cabrían más módulos y por ello, la potencia instalada y la producción es mayor. Este factor no se puede comprobar debido a la falta de información sobre los módulos instalados en las plantas. Por otro lado, se puede pensar que la distancia establecida entre módulos en las plantas sea mayor que la calculada por la aplicación. También resulta llamativo que utilizando módulos actuales, la potencia instalada en la misma superficie aumenta un 60% aproximadante. No conocemos la fecha de autorización de explotación de estas plantas, pero suponemos que es anterior a 2010, debido a que la potencia pico típica de instalaciones de esa fecha es alrededor de 170Wp. Esto indica el gran avance de la industria fotovoltaica en los últimos años, consiguiendo fabricar módulos fotovoltaicos de mayor potencia y además dimensiones menores, es decir, módulos de mayor eficiencia.

Figura 6.7. Datos reales de la planta Son Falcones, Mallorca. Fuente: Grupo T-Solar


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MALLORCA

Seguidor Solar Unidad Superficie Terren

4,5 ha

Capital Inicial

NO Largo 212,1 m

Ancho

1.531.528 €

#####

Ancho 212,1 m

20%

Resumen Resultados Total paneles Tipo Panel Total Inversores Tipo Inversor Potencia Instalada Producción Energética Anual Retribución Inversión Inicial TIR VAN Payback €/Wp

INICIAL 14.560 RED 165‐ 36M

ACTUALIZADO 14.670 OPTIMUM A‐260P GSE

208 SYMO 10.0‐3‐ M

163 SYMO 20.0‐ 3‐M

2436,39 kWp 3.505.319,91 kWh

3821,22 kWp 5.520.301,41 kWh

123,50 € / kWh 6.109.744,89 €

123,50 € / kWh 7.657.642,07 €

11,72% 2.509.578,33 € 14,50 años 2,51 €/Wp

18,79% 5.684.437,48 € 8,61 años 2,00 €/Wp

Figura 6.8. Resultados de la simulación de la planta Son Falcones, Mallorca. Fuente: Elaboración propia

Aunque el Grupo T-Solar no ofrece datos económicos de sus plantas, en la simulación se ha incluido también el estudio de rentabilidad, suponiendo siempre un capital inicial de un 20% de la inversión total. Se observa en este ejemplo que la rentabilidad de un planta es mayor en la actualidad, considerando la misma retribución económica en los dos casos, debido a la disminución de la relación eficiencia – precio del módulo. Esto se puede verificar mediante el parámetro €/Wp. En este apartado sólo se han incluido 4 plantas, pero en el Anexo D se puede encontrar el informe proporcionado por el Grupo T-Solar y su respectiva simulación para estas plantas y otras de dimensiones parecidas.


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6.4.


Análisis de rentabilidad según vida útil

Se utiliza el ejemplo simulado en el primer apartado de este capítulo para analizar sus resultados económicamente. Como se ha explicado en el capítulo 4. ‘Estudio económico’, el modelo matemático utilizado en este TFG para valorar la rentabilidad de proyectos fotovoltaicos, es la combinación de los parámetros VAN, TIR y Payback, o plazo de recuperación. Vida útil Pérdida de eficiencia anual Años amortización I.R.P.F.

30 años 1,5% 10 años 18,0%

Financiación Recursos Propios Recursos Ajenos Condiciones del Préstamo Principal Gasto de Tramitación Duración (años) Tipo de Interés Comisión de Apertura Comisión Cancelación Parcial Comision Cancelación Total

20%

51.467,56 €

80%

205.870,23 €

205.870,23 € 1.000,00 € 15 años 5% 1% 0% 0%

Figura 6.9. Parámetros y condiciones del préstamo considerados en el estudio de rentabilidad. Fuente: Elaboración Propia

Se simula la rentabilidad del proyecto para una vida útil de 25, 30 y 35 años. A partir del Real Decreto 413/2014, se ha aumentado la vida regulatoria de 25 a 30 años, lo que significa que a partir de ese año la planta deja de recibir retribuciones económicas y sólo percibe la venta de energía que genera a precio del pool eléctrico de ese momento. Por otro lado, los fabricantes de los módulos fotovoltaicos ofrecen garantía de sus módulos para 25 años pero también está más que demostrado que, como mínimo, pueden aguantar 35 años sin producir pérdidas de eficiencia importantes (se calcula que a los 35 años aún pueden ofrecer una eficiencia mínima del 70%).


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AÑOS

VAN [k€]

TIR [%]

Payback [años]

25

119,03

15,89%

8,09

30

148,91

16,29%

8,09

35

170,81

16,46%

8,09

Tabla 6.8. Resultados del estudio económico. Fuente: Elaboración propia

Aunque se observa que el mayor valor de TIR y VAN equivale al escenario de 35 años de vida útil, para el resto del análisis continúa con la vida útil de 30 años. En el siguiente gráfico se muestra visualmente la evolución de los flujos netos de caja desde el año cero hasta el año 30.

Gráfico 6.5. Gráfica de evolución del cash-flow neto Fuente: Elaboración propia.

Se distinguen tres épocas diferentes:

•

La primera corresponde al periodo de inversión o año 0, donde sólo hay flujo se salida, hasta que en el año 1, año en que se empieza a producir e inyectar energía a red, se comienza a tener ingresos.


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La segunda, desde el año 1 al 15, corresponde a un periodo de pendiente positiva. Aunque los ingresos van disminuyendo de forma constante cada año, se contrarresta este efecto debido a que hasta el año 11 no se pagan impuestos porque la base imponible de impuestos es negativa. También cabe destacar que los intereses del préstamo disminuyen progresivamente cada año.

•

El último periodo va desde el año 15 hasta el final de la vida útil. Destaca un escalón en el año 15, motivado por el fin del préstamo. Se observa que la pendiente de la curva se hace cada vez más negativa, indicando que las ganancias generadas por la instalación se van haciendo más pequeñas en relación al incremento del coste de la vida según van transcurriendo los años o, dicho de otra forma, a medida que van transcurriendo los años los beneficios generados por la instalación son menores. Esto se debe a que la pérdida de eficiencia es de 1,5% mientras que el aumento del pool eléctrico es sólo de un 1%.

Gráfico 6.6. Gráfica de evolución del cash-flow acumulado y el VAN Fuente: Elaboración propia.


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La curva de los movimientos de caja acumulados o cash flow da la información de la pendiente de crecimiento de los ingresos y además, indica el año en el que se inicia el plazo de recuperación del dinero aportado como recurso propio, es decir, el payback. El valor del payback se encuentra en el cruce de la línea con el cero de ordenadas, que equivale a 8,09 años . En ésta curva también se pueden observar las mismas épocas que en la curva del Cash Flow, cambian las pendientes correspondientes a cada época por idénticos motivos. Por último, la curva correspondiente al VAN nos indica a partir de qué año comienza a dar rentabilidad la inversión observando el punto de intersección entre esta y la línea cero de ordenadas, en este caso año 7.

Si se analiza la inversión por el criterio del VAN se concluye que la inversión es rentable al obtener un valor del VAN mayor que 0, siendo la inversión más atractiva cuanto mayor sea el valor del VAN obtenido. Si se analiza a través del criterio del TIR, se observa que el TIR obtenido es superior a la tasa de rentabilidad mínima deseable para la instalación determinada por el último Decreto Ley en un 7%. Sin embargo hay que tener en cuenta los riesgos del análisis de cálculo de la aplicación, por lo que en la realidad la rentabilidad será menor. Por ejemplo, se considera el terreno como propio, mientras que la mayoría de plantas necesitan alquilarlo. En el Anexo A se puede encontrar más información sobre la rentabilidad de este ejemplo, como las tablas de flujo de caja, la tabla de tesorería o el cálculo de la retribución. Además se incluyen los resultados del dimensionado y del estudio energético.


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6.5. Análisis de rentabilidad según tecnología Por último, se compara la rentabilidad de la misma planta según tecnología: fija, un eje o dos ejes. Resumen Resultados NO

1 EJE

2 EJES

480

420

364

OPTIMUM A‐260P GSE



6

5

7

SYMO 20.0‐3‐M

SYMO 20.0‐3‐M

SYMO 12,5.0‐3‐M

124,80 kWp

109,20 kWp

95,68 kWp

187.040,42 kWh

213.889,69 kWh

202.455,37 kWh

123,50 € / kWh

151,65 € / kWh

157,64 € / kWh

257.337,79 €

383.271,51 €

347.036,64 €

16,29%

8,67%

9,17%

147.755,16 €

87.619,59 €

88.589,96 €

8,09 años

17,72 años

17,25 años

2,06 €/Wp

3,51 €/Wp

3,63 €/Wp

Total paneles Tipo Panel Total Inversores Tipo Inversor Potencia Instalada Producción Energética Anual Retribución Inversión Inicial TIR VAN Payback €/Wp

Figura 6.10. Tabla resumen con los resultados de simulación con estructura fija, 1 eje y 2 ejes. Fuente: Elaboración Propia

Se observa que el número de módulos disminuye conforme aumenta la complejidad de la instalación. Esto se debe a que en las instalaciones con seguidores, la distancia entre los módulos deben ser mayor para evitar sombras en cualquiera de las posiciones que adopte el seguidor. De esta forma, pasar de módulos fijos a tecnología de seguimiento de 1 eje supone una disminución de un 10% en el número de módulos instalados, y en el caso de pasar a seguimiento de 2 ejes, un 25%. El número de módulos influye directamente sobre el valor de potencia instalada, que disminuye en la misma proporción. Sin embargo, la producción energética en relación a esa potencia instalada, es mayor para los casos de seguidores.


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Análisis de producción y rentabilidad de proyectos fotovoltaicos conectados a red Seguidor

Fijo

Azimutal

Seguidor Azimutal y Cenital

Potencia instalada [kWp]

124,8

109,2

96,68

Energía producida [kWh]

187.040

213.889

202.455

1.498

1.958

2.094

+0%

+30%

+40%

Relación kWh/kWp Aumento de producción

Tabla 6.9. Relación de aumento de producción según tecnología. Fuente: Elaboración propia

En cuanto a la retribución económica, la tasa por kWh es mayor en el caso de instalación con 2 ejes. Como ya se ha comentado varias veces, la retribución económica consta de tres apartados, retribución a la operación, a la venta de energía y a la inversión. Las dos primeras tasas son iguales para los tres casos, sin embargo, la retribución a la inversión es mayor cuando más compleja es la estructura. Llama la atención que la inversión inicial sea mayor para el caso de seguidor con 1 eje, cuando se siguiendo la lógica de tecnología más compleja - tecnología más cara debería ser el seguidor de dos ejes. En realidad esta lógica se cumple, pero para ello hay que fijarse en el último parámetro de la tabla, coste por kW instalado. La inversión inicial es mayor en el segundo caso debido a que al instalar más módulos que el caso de seguidor de 2 ejes, necesita más estructuras de seguimiento. La diferencia de coste entre la estructura fija y las estructura de seguimiento es considerable, pero la diferencia entre tipo de seguimiento no tanto. Este hecho se observa en la siguiente gráfica, donde se representan los flujos de caja de los tres casos. Por ello, en el segundo tramo para el caso de tecnología fija, el flujo de caja es más positivo, o menos negativo, ya que la razón de esto es el valor de la inversión inicial, lo cual implica una cuota de préstamo es menor. Se pueden tener en cuentas las mismas consideraciones nombradas en el apartado anterior para explicar los diferentes tramos. Cabe señalar, que en el último Escuela Politécnica Superior de Jaén

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tramo las curvas son paralelas ya que se ha finalizado el pago del crédito en todos los casos, así como la amortización, por lo que el flujo de caja ya sólo depende de la retribución económica y de los gastos anuales de mantenimiento y seguro, todo ello proporcional a la producción generada.

Gráfico 6.7. Gráfica de evolución del cash-flow neto Fuente: Elaboración propia.

Para analizar los parámetros financieros primero hay que señalar que en todos los casos se ha considerado como capital inicial propio un 20% de la inversión. Se concluye que la mejor opción con diferencia es la de primera, módulos fijos. El payback es la mitad de tiempo, el TIR casi el doble y el VAN bastante mayor. Además, la inversión inicial necesaria es más atractiva. Si hay que decantarse entre uno de los tipos de tecnología de seguimiento, es ligeramente más rentable la de 2 ejes, siempre y cuando la vida útil de la planta sea igual o mayor de 25 años.


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Gráfico 6.8. Gráfica de evolución del cash-flow acumulado y el VAN Fuente: Elaboración propia.


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CAPÍTULO 7. Conclusiones y futuras líneas de trabajo


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7. CONCLUSIONES Y FUTURAS LÍNEAS DE TRABAJO Se presentan las siguientes conclusiones generales de este TFG: •

Debido al gran avance de la tecnología fotovoltaica en los últimos años, se han conseguido fabricar módulos de dimensiones menores y que generen mayor potencia pico a su salida. Por tanto, se consiguen instalar mayor número de módulos en la misma superficie disponible, generando más energía. Además este avance tecnológico, también conlleva un abaratamiento de la energía solar fotovoltaica.

•

Ya que se ha consiguido optimizar la superficie disponible, se aconseja utilizar módulos policristalines en vez de monocristalinos. La mejora en la eficiencia de los módulos cristalinos en condiciones reales de funcionamiento es de apenas un 1%, por lo que el aumento de coste de unos 0,05€/Wp - 0,10€/Wp no compensa. En cambio, si hay problemas de espacio, o si las condiciones ambientales que va a sufrir el generador FV son muy extremas, es mejor instalar módulos monocristalinos, ya que los policristalinos presentan una variación de intensidad y tensión por temperatura mayores.

•

Frente a la opción de emplear un sistema de seguimiento, la solución de sistema fijo puede resultar suficiente. Naturalmente, en este caso la energía eléctrica producida no es la máxima posible pero puede resultar aceptable si se modifica el ángulo de inclinación de los módulos en función de las estaciones invierno – verano.

•

Se observa que

el número de módulos instalados disminuye conforme

aumenta la complejidad de la instalación, debido a que la distancia entre filas de módulos cuando estos incluyen seguidores debe ser mayor para no generar pérdidas. De esta forma, pasar de módulos fijos a tecnología de seguimiento de 1 eje supone una disminución de un 10% en el número de módulos instalados, y en el caso de pasar a seguimiento de 2 ejes, un 25%. Sin embargo, aunque la potencia instalada es menor para los casos con seguimiento, su producción energética no lo es, ya que son más eficiente captando la irradiación solar.


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Desde el punto de vista económico las rentabilidades de los distintos tipos de tecnología son muy similares. La retribución económica es mayor para una instalación con 2 ejes, pero por otro lado, la inversión inicial que conlleva también lo es. Por tanto, se aconseja decantarse por una tecnología de seguimiento o por sistema fijo en función del capital inicial que se disponga.

•

Con el Real Decreto 413/2015, las instalaciones fotovoltaicas siguen siendo rentables

en

la

mayoría

considerablemente.

de

casos,

aunque

haya

disminuido

Sólo las instalaciones pequeñas montadas sobre

cubierta ganan con la nueva normativa. (Estudio realizado por Garrigues) Por ello, se prevé una mayor instalación en edificaciones, con potencias medianas, frente a la situación previa donde predominaban las grandes instalaciones en suelo. •

Se concluye que un SFCR es inversión con segura, con una rentabilidad razonable, entorno al 7,5% anual, con una vida útil regulatoria de 30 años , y con relativamente pocos gastos anuales.

Como sugerencia de futuras líneas de trabajo relacionadas se propone:

•

Optimizar el ángulo de inclinación de los sistemas fijos según la época del año es una posible mejora de la aplicación. En ese caso, se utilizaría el criterio visto en el capítulo ‘Producción Energética’, que para las latitudes de España implicaría sumar o restar unos 15º a la latitud del emplazamiento.

•

Ampliar las bases de datos de los equipos para proporcionar al usuario un abanico más amplio de posibles dimensionado para una instalación.

•

En la base de datos de radiación y temperatura, sólo se incluye un valor de latitud por provincia. Incluyendo más valores de latitud del territorio español, con sus correspondientes temperatura y radiaciones, hará que el cálculo de dimensionado y producción energética sea más real.

•

En línea con las conclusiones expuestas anteriormente, sería muy interesante incluir en la aplicación el dimensionado de instalaciones en edificios. Para ello, habrá que tener en cuenta el ángulo de inclinación de la superficie en la que se instale el SFCR, ente otros factores.


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BIBLIOGRAFÍA


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BIBLIOGRAFÍA Libros de texto. ‘Fotovoltaica para profesionales: Diseño, instalación y comercialización de plantas solares fotovoltaicas.’ Autor: Antony Falk Editorial: PROGENSA Fecha de publicación: 2006 ‘Instalaciones solares fotovoltaicas’ Autor: Alcor Cabrerizo Enrique Editorial: PROGENSA Fecha de publicación: 2008 ‘Instalacioes Fotovoltaicas’ Autor: C.Rus, F.J.Muñoz, L.Hontoria, P.J.Pérez, D.L.Talavera, F.Almonacid, J.Aguilera, J.D.Aguilar, G.Almonacid, P.Rodrigo, M.Torres Editorial: Joxman Fecha de publicación: 2012

Páginas web http://www.ite.educacion.es/index.php https://www.ujaen.es/investiga/solar/07cursosolar/index.htm http://www.ies.upm.es/ http://www.solarweb.net/ http://www.unesa.es/ http://www.cener.com/es/energia-solar-fotovoltaica/ http://www.cylsolar.com/ http://www.idae.es/ http://www.ciemat.es/ http://grenergy.eu/es/ http://ec.europa.eu/eurostat http://www.omie.es/inicio http://www.minetur.gob.es/energia/electricidad/regimenespecial/instalaciones/paginas/f otovoltaica.aspx


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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1: Diagrama de fases para la construcción de la aplicación. Figura 2.1. Inclinación de los rayos solares. Fuente: ITE Figura 2.2. Componentes de la radiación solar. Figura 2.3. Radiación anual en Europa sobre superficie horizontal. Fuente: PVGIS Figura 2.4. Mapa de radiación global media diaria sobre superficie horizontal y superficie inclinada en España. Fuente: PVGIS Figura 2.5: Irradiación sobre superficie inclinada. Figura 2.6. Inclinación de los rayos con la superficie de la Tierra para diferentes latitudes. Figura 2.7. Ángulo de inclinación del módulo, β. Figura 2.8. Ángulo de orientación del módulo o azimut, α Figura 2.9. Porcentaje de energía respecto al máximo como consecuencia de las pérdidas por orientación e inclinación. Fuente: IDAE Figura 2.10. Diagrama de trayectorias del Sol en España. Fuente: IDAE Figura 3.1. Esquema de un módulo con estructura de seguimiento de un eje. Figura 3.2. Esquema de un módulo con estructura de seguimiento de dos ejes. Figura 3.3. Esquema de la distancia óptima entre módulos. Fuente: IDAE Figura 3.4. Intervalos de funcionamiento óptimo del inversor. Figura 3.5. Configuración de un generador fotovoltaico. Figura 3.6. Anclaje de los modelos Optimum, grapas Hook estándar. Fuente: Atersa Figura 3.7. Anclaje de los modelos Ultra, grapas Hook específicas. Fuente: Atersa Figura 3.8. Acometida monofásica con inversor monofásico Figura 3.9. Acometida trifásica con inversores monofásicos. Figura 3.10. Acometida trifásica con inversor trifásico.


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Figura 3.11. Estrcctura fija sobre suelo o cubierta con inclinación de 15º. Fuente: Sunfer Figura 3.12. Estructura con seguidor solar de 1 eje. Fuente: Lorentz EtaTrack Figura 3.13. Base de datos ‘Estructuras’ incluida en la aplicación. Figura 3.14. Fusible de corriente continua. Figura 3.15. Protección contra sobretensión. Figura 3.16. Interruptor – seccionador. Figura 3.17. Interruptor magnetotérmico tripolar de caja modulada. Figura 3.18. Interruptor magnetotérmico modular. Figura 3.19. Interruptor diferencial. Figura 4.2. Evolución de la legislación del sistema retributivo de la energía solar fotovoltaica. Figura 4.3. Retribución en función de los rangos de producción, según el RD 413/2014. Figura 4.4. Proceso administrativo para regularizar un SFCR. Fuente: PVGrid Figura 4.5. Retribución económica total según RD413/2014. Figura 4.6. Ejemplo de cáculo de los ingresos anuales netos Figura 5.1. Diagrama de boques de la aplicación. Figura 5.2. Organización de las hojas en la aplicación Figura 5.3. Esquema conceptual de los parámetros de entrada de la aplicación. Figura 5.4. Captura de pantalla de la pestaña ‘Usuario’ de la aplicación. Figura 5.5. Diagrama de bloques para el cálculo del dimensionado. Figura 5.6. Esquema para cálculo de distancia entre módulos con estructura fija. Figura 5.7. Esquema para cálculo de distancia entre módulos con seguidor de un eje. Figura 5.8. Configuraciones serie –paralelo según el valor del nº de módulos en serie.


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Figura 5.9. Esquema de la matriz de selección Generador Fotovoltaico. Figura 5.10. Matriz de selección Generador Fotovoltaico. Figura 5.11. Esquema de la matriz de selección Inversor. Figura 5.12. Matriz de selección Inversor. Figura 5.13 Mapa de zonas de España en función de la radiación solar global media. Fuente: CTE Figura 5.14. Tablas de factor de corrección K para superficies inclinadas. Fuente: IDAE Figura 5.15. Diagrama de bloques para el Estudio Energético. Figura 5.16. Diagrama de bloques para el Estudio de Rentabilidad. Figura 6.1. Inclinación óptima según aplicación y PVSyst. Fuente: PVSyst Figura 6.2. Distancia entre módulos según aplicación y PVSyst. Fuente: PVSyst Figura 6.3. Diagrama de sombras para la distancia entre módulos calculada por la aplicación. Fuente: PVSyst Figura 6.4 Selección de módulo y módulo en PVSyst. Fuente: PVSyst Figura 6.5 Diseño del generador FV. Fuente: PVSyst Figura 6.6 Dimensionado del generador FV según condiciones de diseño. Figura 6.7. Datos reales de la planta Son Falcones, Mallorca. Fuente: Grupo T-Solar Figura 6.8. Resultados de la simulación de la planta Son Falcones, Mallorca. Figura 6.9. Parámetros y condiciones del préstamo considerados en el estudio de rentabilidad. Figura 6.10. Tabla resumen con los resultados de simulación con estructura fija, 1 eje y 2 ejes.


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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1. Ángulo de inclinación en función de latitud y época del año. Fuente: Censolar Tabla 2.2. Coeficientes que se deben aplicar a la irradiación horizontal para obtener la irradiación según tecnología de seguimiento. Fuente: IES Tabla 2.3. Coeficientes para obtener irradiación sobre superficie r eceptora normalizados. Fuente: Elaboración propia. Tabla 2.4. Límites de pérdidas por orientación, inclinación y sombra para cada caso. Fuente: IDEA Tabla 2.5. Comparación de principales caractrístilas de las tecnlogías de fabricación de los módulos. Tabla 5.1. Tabla de Selección de Módulo. Tabla 5.2. Tipos de seguidores solares y ganancia respecto de un sistema fijo Tabla 5.3. Tabla de producción energética, cálculo de H( α,β) Tabla 5.4. Tabla de pérdidas consideradas en los cáculos Tabla 5.5. Retribución económica anual por kWh Tabla 5.6. Desglose de la Inversión Inicial Tabla 5.7. Cuantía de financiación y condiciones del préstamo Tabla 5.8. Gastos de financiación, intereses. Tabla 5.9. Gastos anuales Tabla 5.10. Flujos de caja Tabla 5.11. Tesorería Tabla 6.1. Ángulo de inclinación y pérdidas según aplicación y PVSyst. Tabla 6.2. Ángulo de inclinación y pérdidas según aplicación y PVSyst. Tabla 6.3. Distancia mínima entre módulos según distintos criterios. Escuela Politécnica Superior de Jaén

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Tabla 6.4. Dimensionado del generador FV según condiciones de diseño. Tabla 6.5. Comparación entre los datos reales y la simulación. Tabla 6.6. Evolución de la producción energética real y simulada. Tabla 6.7. Comparación entre datos reales y simulación de la relación potencia instalada-producción. Tabla 6.8. Resultados del estudio económico. Tabla 6.9. Relación de aumento de producción según tecnología.

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico 3.1. Desglose de coste de un SFCR. Fuente: GTM Research Gráfico 3.2. Evolución del precio del vatio solar hasta 2013. Fuente: econonuestra Gráfico 4.1. Desglose de la factura eléctrica 2015. Fuente: Elaboración propia Gráfico 4.2. Distribución de la electricidad generada en 2014 según su fuente. Gráfico 4.3. Evolución anual del número de instalaciones FV y su correspondiente producción eléctrica. Fuente: Minetur. Gráfico 4.4. Evolución anual la prima al régimen especial eléctrico. Fuente: Minetur. Gráfico 4.5. Evolución de la tarifas del RD661/2007 en función de la potencia instalada. Fuente: RD661/2007 Gráfico 4.6. Evolución de la tarifas del RD1578/2008 en función de la convocatoria. Fuente: Elaboración propia Gráfico 4.4. Evolución media mensual del Pool en España en 2015. Fuente: OMIE Gráfica 5.1. Combinaciones módulo – inversor según potencia instalada y coste.


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Gráfica 5.2. Evolución de la producción energética a lo largo de un año. Gráfica 5.3 Evolución del cash flow a lo largo de la vida útil Gráfico 6.1. Evolución de la producción energética estimada por PVSyst vs. Aplicación. Gráfico 6.2. Evolución de la irradiación sobre superficie plana e inclinada estimada por PVSyst vs. Aplicación. Gráfico 6.3. Evolución de la producción energética real y simulada. Gráfico 6.4. Representación de la relación potencia instalada-producción de distintas plantas. Fuente: Elaboración Propia Gráfico 6.5. Gráfica de evolución del cash-flow neto Gráfico 6.6. Gráfica de evolución del cash-flow acumulado y el VAN


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ANEXO A Bases de datos incluidas en la aplicación

ANEXO A

Bases de datos incluidas en la aplicación Contenido: 

Módulos fotovoltaicos: características técnicas y precio



Inversores: características técnicas y precio



Valores medios de radiación y temperatura ambiente



RD 661/2007: parámetros retributivos



RD 1578/2008: parámetros retributivos


MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Modelo OPTIMUM A-240P GSE OPTIMUM A-250P GSE OPTIMUM A-260P GSE ULTRA A-240P ULTRA A-245P ULTRA A-250P AXITEC AC-260P/156-60S ULTRA A-255M ULTRA A-260M ULTRA A-265M ULTRA A-260P ULTRA A-245M MN TN ULTRA A-250M MN TN ULTRA A-255M MN TN ULTRA A-260M MN TN

Tecnología Policristalino Policristalino Policristalino Policristalino Policristalino Policristalino Policristalino Monocristalino Monocristalino Monocristalino Policristalino Monocristalino Monocristalino Monocristalino Monocristalino

Pmax [Wp]

Isc [A]

Impp [A]

Voc [V]

Vmpp [V]

Umáx límite [V]

TONC [ºC]

Pérdida P por Tª [%/ºC]

Pérdida U por Tª [%/ºC]

Pérdida I por Tª [%/ºC]

240 250 260 240 245 250 260 255 260 265 260 245 250 255 260

8,21 8,37 8,67 8,73 8,82 8,91 9,01 8,89 8,99 9,04 8,95 8,69 8,79 8,89 8,99

7,80 8,02 8,28 8,21 8,33 8,45 8,43 8,34 8,44 8,54 8,35 8,14 8,24 8,34 8,44

37,76 38,68 39,60 37,16 37,38 37,60 38,00 37,76 37,90 38,40 37,98 37,48 37,62 37,76 37,90

30,88 31,62 31,62 29,21 29,37 29,53 30,92 30,57 30,79 31,03 31,20 30,13 30,35 30,57 30,79

1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000

46 46 46 47 47 47 45 47 47 47 47 47 47 47 47

-0,43% -0,43% -0,43% -0,43% -0,43% -0,43% -0,44% -0,44% -0,44% -0,44% -0,43% -0,43% -0,43% -0,43% -0,43%

-0,33% -0,33% -0,33% -0,32% -0,32% -0,32% -0,33% -0,34% -0,34% -0,34% -0,32% -0,34% -0,34% -0,34% -0,34%

0,07% 0,07% 0,07% 0,04% 0,04% 0,04% 0,06% 0,03% 0,03% 0,03% 0,04% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03%

Eficiencia [%]

Alto [mm]

14,73 15,34 15,95 14,74 15,04 15,35 16,01 15,66 15,97 16,27 15,97 15,04 15,35 15,66 15,97

1638 1638 1638 1645 1645 1645 1640 1645 1645 1645 1645 1645 1645 1645 1645

Ancho [mm] 995 995 995 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990 990

Espesor [mm]

Superficie [m²]

40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

1,630 1,630 1,630 1,629 1,629 1,629 1,624 1,629 1,629 1,629 1,629 1,629 1,629 1,629 1,629

Precio [€] 240,27 € 249,78 € 259,29 € 241,61 € 246,65 € 260,07 € 260,25 € 290,94 € 301,01 € 329,88 € 270,47 € 335,98 € 342,83 € 349,69 € 356,55 €

INVERSORES Fabricante

Modelo

Potencia nominal [Wac]

Entrada DC FV min [Wp]

Entrada DC FV max [Wp]

Entrada DC Vmpp (mín.)

Entrada DC Vmpp (máx.)

Entrada DC Icc máx [A]

Entrada DC Vcc min [V]

Entrada DC Vcc máx [V]

Máx. string

Salida AC Iac max [A]

Salida AC Tensión nominal

Rendimiento europeo

Rendimiento máximo

Salida AC

Precio [€]

Nº seguidores MPP

INGETEAM

S UN LITE 2,5TL

2.700

2.800

3.300

100

450

17

160

550

3

13

230

0,950

0,966

Monofásico

990,00 €

1

INGETEAM

S UN LITE 3,68TL

3.680

3.900

4.800

100

450

22

175

550

3

17

230

0,952

0,968

Monofásico

1.105,50 €

1

INGETEAM

S UN LITE 5TL

5.500

5.700

6.500

100

450

33

160

550

4

26,2

230

0,961

0,970

Monofásico

1.283,34 €

1

INGETEAM

S UN LITE 6TL

6.000

6.300

7.000

100

450

33

190

550

4

26,2

230

0,961

0,970

Monofásico

1.334,99 €

1

INGETEAM

SUN 1PLAY 2,5TL M

2.500

2.800

3.300

125

750

11

125

850

2

16

230

0,973

0,976

Monofásico

1.167,83 €

2

INGETEAM

SUN 1PLAY 3,3TL M

3.300

3.800

4.400

125

750

11

172

850

2

16

230

0,975

0,978

Monofásico

1.315,42 €

2

INGETEAM

SUN 1PLAY 5TL M

5.000

5.700

6.500

125

750

11

234

850

2

26,2

230

0,976

0,980

Monofásico

1.572,08 €

2

INGETEAM

SUN 1PLAY 6TL M

6.000

6.300

7.000

125

750

11

281

850

2

26,2

230

0,976

0,980

Monofásico

1.713,25 €

2

FRONIUS

SYMO 3.0-3-S

3.000

200

800

16

150

1000

3

9

280

0,962

0,980

Trifásico

1.310,28 €

1

FRONIUS

SYMO 4.5-3-S

4.500

300

800

16

150

1000

3

9

280

0,970

0,980

Trifásico

1.500,79 €

1

FRONIUS

SYMO 3.0-3-M

3.000

150

800

16

150

1000

4

13,5

280

0,965

0,980

Trifásico

1.451,23 €

2

FRONIUS

SYMO 4.5-3-M

4.500

150

800

16

150

1000

4

13,5

280

0,972

0,980

Trifásico

1.578,23 €

2

FRONIUS

SYMO 5.0-3-M

5.000

163

800

16

150

1000

4

13,5

280

0,970

0,980

Trifásico

1.604,56 €

2

FRONIUS

SYMO 7.0-3-M

7.000

228

800

16

150

1000

4

13,5

280

0,973

0,980

Trifásico

2.033,57 €

2

FRONIUS

S YMO 8,2.0-3-M

8.200

267

800

16

150

1000

4

13,5

280

0,975

0,980

Trifásico

2.250,41 €

2

FRONIUS

SYMO 10.0-3-M

10.000

270

800

27

200

1000

6

20

280

0,974

0,979

Trifásico

2.397,54 €

2

FRONIUS

S YMO 12,5.0-3-M

12.500

320

800

27

200

1000

6

20

280

0,975

0,979

Trifásico

2.806,42 €

2

FRONIUS

SYMO 15.0-3-M

15.000

320

800

33

200

1000

6

32

280

0,977

0,981

Trifásico

3.170,39 €

2

FRONIUS

S YMO 17,5.0-3-M

17.500

370

800

33

200

1000

6

32

280

0,977

0,981

Trifásico

3.498,74 €

2

FRONIUS

SYMO 20.0-3-M

20.000

420

800

33

200

1000

6

32

280

0,978

0,981

Trifásico

3.828,63 €

2

INGETEAM

SUN SMART 10 TL

11.000

11.400

12.900

155

450

22

125

550

12

17

400

0,952

0,968

Trifásico

5.563,58 €

3

INGETEAM

SUN SMART 12.5 TL

13.800

14.250

16.250

145

450

33

125

550

12

24,2

400

0,961

0,970

Trifásico

5.622,10 €

3

INGETEAM

SUN SMART 15 TL

16.500

17.100

19.500

160

450

33

125

550

12

25,5

400

0,961

0,970

Trifásico

6.322,25 €

3

INGETEAM

SUN POWER 110TL B220

110.000

103.000

130.000

405

820

400

400

1000

4

368

220

0,975

0,984

Trifásico

22154

1

INGETEAM

SUN POWER 140TL B220

137.500

141.000

163.000

405

820

400

400

1000

4

368

220

0,977

0,981

Trifásico

23261,69

1

RADIACIÓN Y TEMPERATURA 3

LOCALIDAD ÁLAVA ALBACETE ALICANTE ALMERÍA ASTURIAS ÁVILA BADAJOZ BARCELONA BURGOS CÁCERES CÁDIZ CANTABRIA CASTELLÓN CEUTA CIUDAD REAL CÓRDOBA CUENCA GIRONA GRANADA GUADALAJARA GUIPÚZCOA HUELVA HUESCA JAÉN LA CORUÑA LA RIOJA LAS PALMAS LEÓN LLEIDA LUGO MADRID MÁLAGA MALLORCA MELILLA MURCIA NAVARRA ORENSE PALENCIA PONTEVEDRA SALAMANCA SEGOVIA SEVILLA SORIA TARRAGONA TENERIFE TERUEL TOLEDO VALENCIA VALLADOLID VIZCAYA ZAMORA ZARAGOZA

4

5

LATITUD ZONA [º] CLIMÁTICA 42,5 39 38,2 36,5 43,2 40,4 38,5 41,2 42,2 39,3 36,3 43,3 39,6 35,9 38,6 37,5 40 41,6 37,1 40,4 43,2 37,2 42,1 37,5 43,2 42,3 28,1 42,4 41,4 43 40,2 36,4 39,4 35,4 37,6 42,5 42,2 42 42,3 40,6 40,6 37,2 41,5 41,1 28,3 40,2 39,5 39,3 41,4 43,2 41,3 41,4

Z1 Z5 Z5 Z5 Z1 Z3 Z5 Z2 Z2 Z5 Z4 Z1 Z4 Z5 Z4 Z4 Z4 Z3 Z4 Z4 Z1 Z5 Z3 Z4 Z1 Z2 Z5 Z3 Z3 Z2 Z4 Z4 Z4 Z5 Z4 Z1 Z2 Z2 Z1 Z3 Z3 Z5 Z3 Z3 Z5 Z3 Z4 Z4 Z2 Z1 Z3 Z4

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

IRRADIACIÓN MEDIA DIARIA [kWh/m²]

18

19

20

21

22

23

24

25

26

DIC

TEMPERATURA AMBIENTE [ºC]

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

1,28 1,86 2,36 2,47 1,47 1,67 1,81 1,81 1,42 1,89 2,25 1,39 2,22 2,47 1,94 2,00 1,64 1,97 2,17 1,81 1,53 2,11 1,69 1,86 1,50 1,56 3,11 1,61 1,67 1,42 1,86 2,31 2,00 2,61 2,81 1,39 1,31 1,47 1,53 1,69 1,58 2,03 1,64 2,03 2,97 1,69 1,72 2,11 1,53 1,39 1,50 1,75

1,92 2,92 3,33 3,39 2,14 2,53 2,78 2,64 2,19 2,78 3,19 2,06 3,39 3,64 2,81 2,81 2,44 2,92 3,00 2,56 2,14 3,14 2,67 2,81 2,22 2,44 3,94 2,42 2,75 2,11 2,94 3,33 2,97 3,50 4,11 2,06 2,03 2,50 2,28 2,64 2,44 3,03 2,42 2,97 3,69 2,44 2,64 2,94 2,44 1,97 2,47 2,72

3,11 4,17 4,53 4,56 2,94 3,75 3,78 3,58 3,44 4,08 4,36 3,06 4,31 5,17 4,17 4,19 3,58 3,94 4,22 3,89 3,14 4,44 3,97 4,00 3,17 3,81 4,94 3,83 5,00 3,25 3,78 4,31 4,00 4,78 4,61 3,42 3,14 3,67 3,61 3,75 3,72 4,00 3,56 4,14 5,03 3,58 3,89 4,14 3,86 3,00 3,67 4,22

3,61 5,33 5,25 5,44 3,39 4,92 5,19 4,47 4,44 5,44 5,14 3,61 4,83 5,83 5,19 5,14 4,83 4,42 5,14 4,97 3,25 5,42 5,19 5,00 3,44 4,61 5,44 4,78 5,22 4,22 5,22 5,14 4,50 5,64 5,67 4,03 3,89 4,86 4,36 4,75 5,11 5,33 4,75 4,89 5,97 4,64 5,36 5,03 4,78 3,53 4,81 5,08

4,11 5,89 6,42 6,42 4,17 5,39 6,06 5,17 5,19 6,14 6,17 4,47 5,72 6,75 5,94 6,06 5,19 5,19 6,08 5,39 4,06 6,69 5,64 5,64 4,28 5,33 6,03 5,42 5,81 4,75 5,81 6,44 5,83 6,39 6,72 4,75 4,50 5,47 4,86 5,47 5,67 6,22 5,47 5,61 7,14 5,11 5,83 5,72 5,53 4,31 6,17 6,06

4,61 6,97 6,89 6,83 4,22 6,19 6,83 5,64 5,97 6,97 6,61 4,72 5,94 7,42 6,58 7,20 6,11 5,28 6,89 6,31 4,50 7,11 6,14 6,78 4,50 5,94 6,25 6,14 6,28 5,42 6,53 6,81 6,31 6,89 7,11 5,25 4,89 6,06 5,67 6,33 6,28 6,75 6,06 6,25 7,36 5,72 6,78 6,33 6,28 4,64 6,00 6,72

5,03 7,42 7,17 7,03 4,67 7,31 7,20 6,00 6,39 7,81 7,20 5,11 6,64 7,44 7,03 7,92 7,11 6,19 7,42 6,95 4,47 7,97 6,42 7,42 4,83 6,47 6,75 6,72 6,61 5,61 7,22 7,36 6,72 6,89 7,70 5,69 5,08 6,69 6,11 6,83 7,14 6,92 6,69 6,61 8,14 6,06 7,56 6,61 6,97 4,97 6,53 6,97

4,81 6,44 6,25 6,25 4,11 7,03 6,61 5,03 5,75 7,06 6,39 4,31 5,33 6,75 6,44 6,97 6,19 5,14 6,56 6,44 3,78 7,11 5,81 6,69 4,25 5,78 6,08 5,81 5,92 5,11 6,42 6,44 5,72 6,28 6,53 5,06 4,61 6,00 5,25 6,28 6,92 6,39 6,19 5,69 7,39 5,75 6,81 5,75 6,39 4,36 6,11 6,50

3,97 5,22 5,08 5,14 3,44 5,22 4,97 4,06 4,64 5,47 5,03 3,61 4,61 5,31 5,22 5,53 4,86 4,14 5,22 4,94 3,53 5,89 4,69 5,33 3,86 4,50 5,50 4,78 4,67 4,17 4,69 5,28 4,56 5,08 5,17 4,50 3,97 4,75 4,19 4,86 5,22 4,97 4,86 4,56 5,89 4,69 5,03 4,64 5,08 3,64 4,78 5,08

2,64 3,44 3,78 3,86 2,72 3,11 3,42 3,00 2,81 3,53 3,94 2,64 3,64 3,94 3,47 3,50 3,11 3,25 3,58 3,25 2,86 4,03 3,14 3,31 3,03 2,97 4,19 2,89 3,36 2,75 3,17 3,78 3,36 3,94 3,86 2,83 2,61 3,03 3,14 3,14 3,17 3,42 3,08 3,42 4,50 3,06 3,31 3,33 3,11 2,58 3,08 3,36

1,53 2,33 2,72 2,78 1,64 1,92 2,28 2,00 1,81 2,47 2,78 1,61 2,39 3,06 2,42 2,39 2,00 2,17 2,67 2,17 1,72 2,56 2,00 2,25 1,78 1,89 3,42 1,94 2,00 1,72 2,08 2,58 2,36 3,03 2,72 1,67 1,56 1,83 1,89 2,06 1,89 2,44 2,11 2,44 3,00 1,97 2,11 2,42 1,92 1,67 1,86 2,06

1,14 1,78 2,11 2,22 1,28 1,44 1,72 1,61 1,25 1,83 2,06 1,25 2,03 2,39 1,81 1,92 1,53 1,83 1,97 1,56 1,39 2,08 1,42 1,81 1,42 1,33 2,97 1,33 1,33 1,25 1,64 2,22 1,81 2,42 2,25 1,25 1,19 1,28 1,53 1,44 1,42 1,92 1,56 1,75 2,58 1,47 1,56 1,83 1,17 1,28 1,28 1,58

7 6 13 15 9 4 11 11 5 10 13 11 13 15 7 11 5 9 9 7 10 13 7 11 12 7 20 5 7 8 6 15 12 15 12 7 9 5 11 6 4 11 4 11 19 5 8 12 4 10 6 8

7 8 14 15 10 5 12 12 6 11 15 11 13 15 9 13 6 10 10 8 10 14 8 11 12 9 20 6 10 9 8 15 13 15 12 7 9 7 12 7 6 13 6 12 20 6 9 13 6 11 7 10

11 11 16 16 11 8 15 14 9 14 17 14 15 16 12 16 9 13 13 12 13 16 12 14 14 12 21 10 14 11 11 17 14 16 15 11 13 10 14 10 10 14 9 14 20 9 13 15 9 12 11 13

12 13 18 18 12 11 17 17 11 16 19 14 17 17 15 18 12 15 16 14 14 20 15 17 14 14 22 12 15 13 13 19 17 18 17 13 15 13 16 13 12 17 11 16 21 12 15 17 12 13 13 16

15 17 21 21 15 14 20 20 14 19 21 16 20 19 18 21 15 19 18 18 16 21 18 21 16 17 23 15 21 15 18 21 19 21 21 16 18 16 18 16 15 21 14 19 22 16 19 20 17 16 16 19

19 22 25 24 18 18 25 24 18 25 24 19 24 23 23 26 20 23 24 22 19 24 22 26 19 21 24 19 24 18 23 25 23 25 25 20 21 20 20 20 20 25 19 22 24 20 24 23 21 20 21 23

21 26 28 27 20 22 28 26 21 28 27 21 26 25 28 30 24 26 27 26 21 27 25 30 20 24 25 22 27 20 28 27 26 27 28 22 24 23 22 24 24 29 22 25 26 23 28 26 24 22 24 26

21 26 28 28 20 22 28 26 21 28 27 21 27 26 27 30 23 25 27 26 21 27 25 29 21 24 25 22 27 21 26 28 27 28 28 23 23 23 23 23 23 29 22 26 27 24 27 27 23 22 23 26

19 22 26 26 19 18 25 24 18 25 25 20 25 24 20 26 20 23 24 22 20 25 21 25 20 21 26 19 23 19 21 26 25 26 25 20 21 20 20 20 20 24 18 23 26 19 23 24 18 20 20 23

15 16 21 22 16 13 20 20 13 19 22 17 21 21 17 21 14 18 18 16 17 21 16 19 17 16 25 14 18 15 15 22 20 22 20 15 16 14 17 14 14 20 13 20 25 14 17 20 13 16 15 17

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7 7 14 16 10 5 11 12 5 10 15 12 13 16 8 12 6 10 9 8 10 14 7 10 12 8 21 6 8 8 7 15 14 16 12 8 9 6 12 6 5 12 5 12 20 6 8 13 4 10 6 9

REAL DECRETO 661/2007 2

3

4

5

codigo

potencia_661

potencia_2014

tecnologia

IT-00460 IT-00461 IT-00462 IT-00463 IT-00464 IT-00465 IT-00466 IT-00467 IT-00468 IT-00469 IT-00470 IT-00471 IT-00472 IT-00473 IT-00474 IT-00475 IT-00476 IT-00477 IT-00478 IT-00479 IT-00480 IT-00481 IT-00482 IT-00483 IT-00484 IT-00485 IT-00486 IT-00487 IT-00488 IT-00489 IT-00490 IT-00491 IT-00492 IT-00493 IT-00494 IT-00495 IT-00496 IT-00497 IT-00498 IT-00499 IT-00500 IT-00501 IT-00502 IT-00503 IT-00504 IT-00505 IT-00506 IT-00507 IT-00508

100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW 100kW

5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 5kWP100kW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 100kWP2MW 2MWP10MW 2MWP10MW 2MWP10MW 2MWP10MW 2MWP10MW 2MWP10MW 2MWP10MW 2MWP10MW 2MWP10MW 2MWP10MW P10MW P10MW P10MW P10MW

FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ S1E S1E S1E S1E S1E S2E S2E S2E S2E S2E S2E S2E FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ S1E S1E S1E S1E S1E S2E S2E S2E S2E S2E FIJ FIJ FIJ FIJ S1E S1E S1E S2E S2E S2E FIJ FIJ S1E S1E

6

año

14 v ida_2014

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 2001 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008 2007 2008 2007 2008

15 c1

30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

16 Rinv_2014

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

17 ro_2014

650.427 624.843 611.766 604.217 584.130 576.411 574.698 786.463 702.364 638.188 644.991 716.485 724.220 750.260 685.315 654.918 656.990 670.498 684.281 593.278 585.696 583.324 536.359 550.358 567.272 630.810 560.228 532.107 632.280 671.532 638.529 679.166 668.346 676.725 677.526 567.809 485.171 497.328 511.315 503.495 560.162 587.422 590.705 622.943 615.662 410.019 386.198 406.364 441.889

18 Rext_2014

15,829 14,661 14,064 13,719 12,801 12,449 12,37 14,109 11,098 8,8 9,043 11,603 11,605 12,528 10,226 9,149 9,223 9,701 10,19 25,096 24,749 24,641 22,496 23,135 23,908 22,461 19,934 18,927 22,514 23,919 22,327 23,767 23,384 23,681 23,709 23,172 19,398 19,953 20,592 17,142 19,171 20,147 19,872 21,015 20,757 15,965 14,878 13,664 14,936

19 Hmax_2014

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

20 Nh_2014

1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 2102 2102 2102 2102 2102 2124 2124 2124 2124 2124 2124 2124 1648 1648 1648 1648 1648 1648 2102 2102 2102 2102 2102 2124 2124 2124 2124 2124 1648 1648 1648 1648 2102 2102 2102 2124 2124 2124 1648 1648 2102 2102

21 Uf_2014

989 989 989 989 989 989 989 1.261 1.261 1.261 1.261 1.261 1.274 1.274 1.274 1.274 1.274 1.274 1.274 989 989 989 989 989 989 1.261 1.261 1.261 1.261 1.261 1.274 1.274 1.274 1.274 1.274 989 989 989 989 1.261 1.261 1.261 1.274 1.274 1.274 989 989 1.261 1.261

577 577 577 577 577 577 577 736 736 736 736 736 743 743 743 743 743 743 743 577 577 577 577 577 577 736 736 736 736 736 743 743 743 743 743 577 577 577 577 736 736 736 743 743 743 577 577 736 736

REAL DECRETO 1578/2008 2

3

4

5

6

7

codigo

tipo

convocatoria

potencia

tecnologia

zona

IT-00853 IT-00854 IT-00855 IT-00856 IT-00857 IT-00858 IT-00859 IT-00860 IT-00861 IT-00862 IT-00863 IT-00864 IT-00865 IT-00866 IT-00867 IT-00868 IT-00869 IT-00870 IT-00871 IT-00872 IT-00873 IT-00874 IT-00875 IT-00876 IT-00877 IT-00878 IT-00879 IT-00880 IT-00881 IT-00882 IT-00883 IT-00884 IT-00885 IT-00886 IT-00887 IT-00888 IT-00889 IT-00890 IT-00891 IT-00892 IT-00893 IT-00894 IT-00895 IT-00896 IT-00897 IT-00898 IT-00899

II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II

1C2009II 1C2009II 1C2009II 1C2009II 1C2009II 1C2009II 1C2009II 1C2009II 1C2009II 2C2009II 2C2009II 2C2009II 2C2009II 2C2009II 2C2009II 2C2009II 2C2009II 2C2009II 3C2009II 3C2009II 3C2009II 3C2009II 3C2009II 4C2009II 4C2009II 4C2009II 4C2009II 4C2009II 4C2009II 4C2009II 4C2009II 1C2010II 1C2010II 1C2010II 1C2010II 1C2010II 1C2010II 2C2010II 2C2010II 2C2010II 2C2010II 2C2010II 2C2010II 2C2010II 3C2010II 3C2010II 3C2010II

-

FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ FIJ

Z1 Z2 Z2 Z3 Z3 Z4 Z4 Z5 Z5 Z1 Z2 Z3 Z3 Z4 Z4 Z4 Z5 Z5 Z3 Z4 Z4 Z5 Z5 Z2 Z2 Z3 Z3 Z4 Z4 Z5 Z5 Z2 Z3 Z3 Z4 Z5 Z5 Z2 Z2 Z3 Z3 Z4 Z5 Z5 Z2 Z3 Z3

8

año

16 vida_2016

2009 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2010 2009 2009 2010 2009 2010 2011 2009 2010 2010 2009 2010 2009 2010 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2011 2010 2011 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2011 2010 2011 2011 2010 2011

17 C1

30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

18 Rinv_2016

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

19 Ro_2016

343.151 314.739 342.537 338.622 340.031 327.981 329.324 320.609 321.403 345.887 335.609 297.994 324.676 313.424 316.734 347.060 320.668 315.297 317.867 291.662 309.465 272.945 301.323 318.606 317.548 302.008 312.130 299.990 312.760 294.872 303.409 307.421 302.992 310.241 302.986 294.678 298.317 308.209 308.938 293.433 303.295 297.018 289.350 292.063 293.038 287.168 293.258

20 Rext_2016

38,637 38,624 38,709 38,695 38,630 37,352 36,168 35,027 35,257 35,519 35,793 34,927 34,671 33,309 33,461 33,488 33,520 33,488 33,520 10,560 11,373 9,705 11,001 11,790 11,742 11,032 11,495 10,940 11,523 10,706 11,096 11,280 11,077 11,408 11,077 10,698 10,864 11,315 11,349 10,641 11,091 10,804 10,454 10,578 10,623 10,355 10,633

21 Hmax_2016

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

22 Nh_2016

1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648 1648

23 Uf_2016

989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989 989

577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577 577

ANEXO B Resultados de simulación de la aplicación Planta Palma de Mallorca

ANEXO B

Resultados de simulación de la aplicación ‘Análisis de Producción y Rentabilidad de SFCR’. Planta en la provincia de Mallorca, superficie de 1.500m2 y tecnología de módulos fijos. Contenido: 

Dimensionado, producción energética y estudio económico de la instalación



Datos y gráficos de estudio de rentabilidad para 25, 30 y 35 años de vida útil.



Datos y gráficos de estudio de rentabilidad para las tecnologías de seguimiento de 1 y 2 ejes.


SIMULACIÓN EJEMPLO PVSYST Datos Iniciales Provincia

MALLORCA

Seguidor Solar

NO Unidad


Largo 50,0 m

Ancho 30,0 m

Total 1.500,00 m2

m2 ha

20%

51.468 €


NO 480 OPTIMUM A-260P GSE

1 EJE 420 OPTIMUM A-260P GSE

2 EJES 364 OPTIMUM A-260P GSE

6 SYMO 20.0-3-M

5 SYMO 20.0-3-M

7 SYMO 12,5.0-3-M

124,80 kWp 187.040,42 kWh

109,20 kWp 213.889,69 kWh

95,68 kWp 202.455,37 kWh

123,50 € / kWh 257.337,79 €

151,65 € / kWh 383.271,51 €

157,64 € / kWh 347.036,64 €

16,29%

8,67%

9,17%

147.755,16 €

87.619,59 €

88.589,96 €

8,09 años

17,72 años

17,25 años

2,06 €/Wp

3,51 €/Wp

3,63 €/Wp

Dimensionado Seguidor Solar Latitud Inclinación Óptima, β Orientación Óptima, α

NO 39,4º 30,89º 0º Sur

N Inversores N Paneles en serie N Paneles en paralelo Total paneles

6 20 24 480

Superficie disponible

1500,0 m2

Distancia entre paneles N Paneles largo N Paneles ancho Total paneles

16 30 480

Descripción equipos PANEL SOLAR OPTIMUM A-260P GSE Fabricante ATERSA Tecnología Policristalino Pmax 260 Wp Voc 39,60 V Rendimiento 15,95 % Dimensiones Precio

1638x995 mm 259,29 €

INVERSOR SYMO 20.0-3-M Fabricante Salida AC Pnominal Vcc max Rendimiento EU Nº MPP Nº String Precio

ESTRUCTURA FIJA FRONIUS Trifásico 2.000 Wac 1000 V 97,80% 2 6

Fabricante Superficie Nº Paneles ancho Nº Paneles largo

3.828,63 €

Precio

Sunfer 4 0

220,24 €

Elección del Generador Fotovoltaico Potencia max (kWp)

Coste (k€)

k €/ kW p I nst al aci ón

Panel

€ /k Wp P an el es

Inversor inversor

115,2 120,0 124,8 115,2 117,6 120,0 124,8 122,4 128,9 124,8 127,2 124,8 117,6 120,0 122,4

162,66 169,08 175,62 163,31 165,73 174,02 176,08 188,83 226,74 195,65 209,50 180,99 208,60 213,74 217,03

Elección 175,62 k€ 124,8 kWp Máxima Potencia Instalada 226,74 k€ 128,9 kWp Mejor relación Potencia/Coste 175,62 k€ 124,8 kWp

1,412 1,409 1,407 1,418 1,409 1,450 1,411 1,543 1,758 1,568 1,647 1,450 1,774 1,781 1,773

1,001 0,999 0,997 1,007 1,007 1,040 1,001 1,495 0,931 1,158 1,245 1,040 1,371 1,371 1,371

1,407

OPTIMUM A-240P GSE OPTIMUM A-250P GSE OPTIMUM A-260P GSE ULTRA A-240P ULTRA A-245P ULTRA A-250P AXITEC AC-260P/156-60S ULTRA A-255M HIP 205 NKHEI ULTRA A-260M ULTRA A-265M ULTRA A-260P ULTRA A-245M MN TN ULTRA A-250M MN TN ULTRA A-255M MN TN

SYMO 20.0-3-M SYMO 17,5.0-3-M SYMO 20.0-3-M SYMO 20.0-3-M SYMO 20.0-3-M SYMO 17,5.0-3-M SYMO 20.0-3-M SYMO 17,5.0-3-M SYMO 5.0-3-M SYMO 20.0-3-M SYMO 20.0-3-M SYMO 20.0-3-M SYMO 20.0-3-M SYMO 17,5.0-3-M SYMO 17,5.0-3-M

21 20 21 21 21 20 21 20 14 21 21 21 21 20 20

0,997 OPTIMUM A-260P GSE

SYMO 20.0-3-M

21

1,758

0,931 HIP 205 NKHEI

SYMO 5.0-3-M

1,407


SYMO 20.0-3-M

Relación Coste - Potencia 250

200

) € k ( e t s o C

150

100

50

0 114

116

118

120

122 Potencia max (kWp)

124

126

128

130

#N/A

Pro ucci n Energ tica Seguidor Solar Latitud Inclinación Óptima, β Orientación Óptima, α

NO 39,4º 30,89º 0º Sur

Aumento producción por Seguidor Solar Potencia Instalada MES

Gdm (0,0) [kWh/día·m²]

124,80 kWp Coef. corrector inclinación

Temperatura célula [ºC]

Gdm (α,β)

[kWh/día·m²]

Producción diaria [kWh/día]

PR

Producción mensual [kWh/mes]

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

2,00 2,97 4,00 4,50 5,83 6,31 6,72 5,72 4,56 3,36 2,36 1,81

1,33 1,25 1,16 1,07 1,00 0,97 1,00 1,08 1,19 1,33 1,41 1,40

2,66 3,72 4,64 4,82 5,83 6,12 6,72 6,18 5,42 4,47 3,33 2,53

19,84 23,37 27,94 31,88 38,25 43,78 48,22 45,88 40,81 31,68 25,21 21,54

0,94 0,92 0,90 0,89 0,86 0,84 0,82 0,83 0,85 0,89 0,91 0,93

310,50 427,23 523,16 533,59 628,19 642,05 691,01 642,36 576,97 495,83 379,84 292,96

9.625,52 11.962,53 16.217,93 16.007,66 19.473,95 19.261,55 21.421,31 19.913,19 17.309,23 15.370,78 11.395,12 9.081,65

Promedio TOTAL AÑO

4,18 1.525,18

1,18

4,70 1.716,57

33,20

0,88

511,97 186.870,74

15586,70 187.040,42

Producción Energética 25.000

20.000 ] h15.000 W k [ a í g r e 10.000 n E

5.000

0

Renta i i a Vida útil Pérdida de eficiencia anual Años amortización I.R.P.F.

30 años 1,5% 10 años 18,0%

TIR a 30 años VAN Payback Rentabilidad

16,29% 147.755,16 €

8,09 años 7,86%

Cash Flow

Evolución VAN y Cash Flow Acumulado 500.000

30.000 20.000

400.000 Cash Flow

10.000

VAN

300.000

0 -10.000

200.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

-20.000 -30.000

100.000

-40.000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

-60.000

-100.000

Financiación Recursos Propios Recursos Ajenos

-50.000

Inversión Inicial 20% 80%

51.467,56 € 205.870,23 €

Terreno

0,00 €

NOTA: Se supone la propiedad del terreno

Instalación Fotovoltaica Condiciones del Préstamo Principal Gasto de Tramitación

1.000,00 €

Duración (años) Tipo de Interés Comisión de Apertura Comisión Cancelación Parcial Comision Cancelación Total

Paneles Inversores Estructura Cableado TOTAL

205.870,23 €

15 años 5% 1% 0% 0%

28.190,72 € 3.361,63 €

178.983,33 €

Acondicionamiento terreno Cimentaciones Viales

231,39 € 508,53 € 143,20 €

Vallado perimetral

Año autorización de explotación Real Decreto

2016 IET/1345/2015 51 1%


Aumento anual Pool Retribución a la Inversión, Rinv

110,223 €

Retribución a la Operación, Ro

0,011 €

Retribución por Venta de Energia Total Ingresos Brutos

Facturación Bruta con IVA, 21%

22.971,78 €

Obra Civil

Retribución Económica Anual / kWh

Impuesto a la generación Peajes de acceso Total Ingresos Netos

124.459,20 €

Drenaje TOTAL

Edificación Sistema de Protección Alumbrado Vigilancia y seguridad Centro de Transformación TOTAL

0,051 €

-7,720 € -0,500 € 102,065 €

123,499 € / kWh

25,88 €

984,93 €

Instalaciones

110,285 €

7%

75,95 €

1.154,03 € 206,90 € 601,99 € 567,79 € 2.436,55 €

4.967,26 €

Gastos Generales, 15%

27.740,33 €

IVA, 21%

44.661,93 €

TOTAL

257.337,79 €

Gasto Anual / kWp Mantenimiento Seguro Total

3,0% 0,5%

-3,70 € -0,62 € -4,32 € / kWp

Flujos de Caja Año

Energía Producida (kWh/año) 0

51

51,51

52,0251

52,545351

53,07080451

53,60151256

54,13752768

54,67890296

55,22569199

55,77794891

2016 187.040,42

2017 184.234,81

2018 181.471,29

2019 178.749,22

2020 176.067,98

2021 173.426,96

2022 170.825,56

2023 168.263,17

2024 165.739,22

2025 163.253,14

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

Ret ri buc ión por Ve nt a de E ne rgi a Retribucio n a la Operacion, Ro

9. 539 ,06 2.098,97

9 .39 5, 98 2.067,48

9. 255 ,04 2.036,47

9. 116 ,21 2.005,92

8 .97 9, 47 1.975,83

8. 844 ,77 1.946,20

8. 712 ,10 1.917,00

8 .58 1, 42 1.888,25

8 .4 52 ,70 1.859,93

8. 325 ,91 1.832,03

I mpue sto de g en er ac ión Peajes de acceso

1. 777 ,57 93,52

1 .76 5, 35 92,12

1. 753 ,31 90,74

1. 741 ,46 89,37

1 .72 9, 78 88,03

1. 718 ,28 86,71

1. 706 ,95 85,41

1 .69 5, 79 84,13

1 .6 84 ,79 82,87

1. 673 ,96 81,63

Retribucio n a la Inversion, Rinv

IVA, 21%

Total Entradas 0

4.939,78

4.905,98

4.872,69

4.839,90

4.807,60

4.775,78

4.744,44

4.713,57

4.683,17

4.653,22

2 8. 462 ,55

28 .26 7, 80

28. 075 ,98

2 7. 887 ,03

27 .70 0, 92

2 7. 517 ,59

2 7. 337 ,02

27 .15 9, 16

26. 983 ,96

2 6. 811 ,39

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Mantenimiento Seguro

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

Total Gastos Explotación

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

1 3. 72 4, 68 9.607,28

1 3. 72 4, 68 8.921,04

1 3. 72 4, 68 8.234,81

1 3. 72 4, 68 7.548,58

1 3. 72 4, 68 6.862,34

1 3. 72 4, 68 6.176,11

1 3. 72 4, 68 5.489,87

1 3. 72 4, 68 4.803,64

1 3. 72 4, 68 4.117,40

1 3. 72 4, 68 3.431,17

D ev ol uc ió n Interés Capital Inicia Propio

51.467,56

T ot al G ast os Fi nanc ie ros

5 1. 467 ,56

2 3. 331 ,96

22 .64 5, 73

21. 959 ,49

2 1. 273 ,26

20 .58 7, 02

1 9. 900 ,79

1 9. 214 ,55

18 .52 8, 32

17. 842 ,09

1 7. 155 ,85

Total Salidas

5 1. 467 ,56

2 3. 871 ,40

23 .18 5, 17

22. 498 ,93

2 1. 812 ,70

21 .12 6, 47

2 0. 440 ,23

1 9. 754 ,00

19 .06 7, 76

18. 381 ,53

1 7. 695 ,30

Beneficios

51

51,51

52,0251

52,545351

53,07080451

53,60151256

54,13752768

54,67890296

55,22569199

55,77794891

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Beneficio Bruto

27.923,11

27.728,36

27.536,53

27.347,59

27.161,47

26.978,15

26.797,58

26.619,71

26.444,52

26.271,95

Total Amortización Beneficio Antes Impuestos e Intereses

25.733,78 2.189,33

25.733,78 1.994,58

25.733,78 1.802,76

25.733,78 1.613,81

25.733,78 1.427,69

25.733,78 1.244,37

25.733,78 1.063,80

25.733,78 885,94

25.733,78 710,74

25.733,78 538,17

Interés Préstamo Beneficio Antes Impuestos

9.607,28 -7.417,95

8.921,04 -6.926,46

8.234,81 -6.432,05

7.548,58 -5.934,77

6.862,34 -5.434,65

6.176,11 -4.931,74

5.489,87 -4.426,07

4.803,64 -3.917,70

4.117,40 -3.406,67

3.431,17 -2.893,00

Base Imponible Impuestos Rentabilidad antes de Impuestos

-7.417,95 -2,88%

-6.926,46 -2,69%

-6.432,05 -2,50%

-5.934,77 -2,31%

-5.434,65 -2,11%

-4.931,74 -1,92%

-4.426,07 -1,72%

-3.917,70 -1,52%

-3.406,67 -1,32%

-2.893,00 -1,12%

0 0,00

0 0,00

0 0,00

0 0,00

0 0,00

0 0,00

0 0,00

0 0,00

0 0,00

0 0,00

-7.417,95

-6.926,46

-6.432,05

-5.934,77

-5.434,65

-4.931,74

-4.426,07

-3.917,70

-3.406,67

-2.893,00

-2,88%

-2,69%

-2,50%

-2,31%

-2,11%

-1,92%

-1,72%

-1,52%

-1,32%

-1,12%

Año

Cuota Líquida Impuestos Total Impuestos

Beneficio Neto Rentabilidad

Tesorería

0

Año Tesorería Inicial Cash Flow Tesorería Final

-51.467,56 -51.467,56

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2016 -51.467,56

2017 -46.876,41

2018 -41.793,78

2019 -36.216,73

2020 -30.142,40

2021 -23.567,95

2022 -16.490,59

2023 -8.907,57

2024 -816,18

2025 7.786,26

4.591,15 -46.876,41

5.082,63 -41.793,78

5.577,04 -36.216,73

6.074,33 -30.142,40

6.574,45 -23.567,95

7.077,36 -16.490,59

7.583,02 -8.907,57

8.091,39 -816,18

8.602,43 7.786,26

9.116,10 16.902,35

Flujos de Caja

56,3357284

56,89908568

57,46807654

58,0427573

58,62318488

59,20941672

59,80151089

60,399526

61,00352126

61,61355647

Energía Producida (kWh/año)

2026 160.804,34

2027 158.392,27

2028 156.016,39

2029 153.676,14

2030 151.371,00

2031 149.100,44

2032 146.863,93

2033 144.660,97

2034 142.491,06

2035 140.353,69

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20


13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83


8 .2 01 ,0 2 1.804,55

8. 078 ,01 1.777,48

7 .95 6, 84 1.750,82

7 .8 37 ,4 8 1.724,55

7. 719 ,92 1.698,69

7 .60 4, 12 1.673,21

7 .4 90 ,0 6 1.648,11

7. 377 ,71 1.623,39

7 .26 7, 04 1.599,03

7. 158 ,04 1.575,05


1 .6 63 ,3 0 80,40

1. 652 ,79 79,20

1 .64 2, 44 78,01

1 .6 32 ,2 5 76,84

1. 622 ,21 75,69

1 .61 2, 32 74,55

1 .6 02 ,5 8 73,43

1. 592 ,98 72,33

1 .58 3, 53 71,25

1. 574 ,22 70,18

Año

IVA, 21%

Total Entradas

4.623,72

4.594,66

4.566,04

4.537,84

4.510,07

4.482,72

4.455,78

4.429,24

4.403,10

4.377,35

26 .6 41 ,4 1

2 6. 473 ,98

26 .30 9, 07

26. 146 ,62

2 5. 986 ,61

25 .82 9, 01

2 5. 673 ,76

2 5. 520 ,85

25 .37 0, 23

2 5. 221 ,87

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20


462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06


539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

13.724,68 2.744,94

13.724,68 2.058,70

13.724,68 1.372,47

13.724,68 686,23

13.724,68 0,00

0,00 0,00

0,00 0,00

0,00 0,00

0,00 0,00

0,00 0,00

Total Gastos Financieros

16.469,62

15.783,38

15.097,15

14.410,92

13.724,68

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Total Salidas

17.009,06

16.322,83

15.636,59

14.950,36

14.264,13

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

56,3357284

56,89908568

57,46807654

58,0427573

58,62318488

59,20941672

59,80151089

60,399526

61,00352126

61,61355647

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

Beneficio Bruto

26.101,97

25.934,54

25.769,62

25.607,18

25.447,17

25.289,56

25.134,32

24.981,40

24.830,78

24.682,42

Total Amortización Be ne fi ci o A nt es I mpue st os e I nt er ese s

0,00 26 .1 01 ,9 7

0,00 2 5. 934 ,54

0,00 25 .76 9, 62

0,00 25. 607 ,18

0,00 2 5. 447 ,17

0,00 25 .28 9, 56

0,00 2 5. 134 ,32

0,00 2 4. 981 ,40

0,00 24 .83 0, 78

0,00 2 4. 682 ,42


2.744,94 23.357,03

2.058,70 23.875,84

1.372,47 24.397,15

686,23 24.920,94

0,00 25.447,17

0,00 25.289,56

0,00 25.134,32

0,00 24.981,40

0,00 24.830,78

0,00 24.682,42


23.357,03 9,08%

23.875,84 9,28%

24.397,15 9,48%

24.920,94 9,68%

25.447,17 9,89%

25.289,56 9,83%

25.134,32 9,77%

24.981,40 9,71%

24.830,78 9,65%

24.682,42 9,59%

4204,266237 4.204,27

4297,651033 4.297,65

4391,487889 4.391,49

4485,770025 4.485,77

4580,49076 4.580,49

4552,121378 4.552,12

4524,177537 4.524,18

4496,652854 4.496,65

4469,541041 4.469,54

4442,835905 4.442,84

1 9. 152 ,77

19 .57 8, 19

20. 005 ,67

2 0. 435 ,17

20 .86 6, 68

2 0. 737 ,44

2 0. 610 ,14

20 .48 4, 75

7,44%

7,61%

7,77%

7,94%

8,11%

Devolución Interés Capital Inicia Propio

Beneficios Año



Tesorería

8,06%

8,01%

7,96%

20. 361 ,24 7,91%

2 0. 239 ,59 7,86%

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Año Tesorería Inicial

2026 16.902,35

2027 26.534,71

2028 36.685,86

2029 47.358,34

2030 58.554,60

2031 70.277,09

2032 95.566,65

2033 120.700,97

2034 145.682,38

2035 170.513,16

Cash Flow Tesorería Final

9.632,35 26.534,71

10.151,16 36.685,86

10.672,47 47.358,34

11.196,26 58.554,60

11.722,49 70.277,09

25.289,56 95.566,65

25.134,32 120.700,97

24.981,40 145.682,38

24.830,78 170.513,16

24.682,42 195.195,58

Flujos de Caja

62,22969204

62,85198896

63,48050885

64,11531394

64,75646708

65,40403175

66,05807206

66,71865278

67,38583931

68,0596977

Energía Producida (kWh/año)

2036 138.248,39

2037 136.174,66

2038 134.132,04

2039 132.120,06

2040 130.138,26

2041 128.186,18

2042 126.263,39

2043 124.369,44

2044 122.503,90

2045 120.666,34

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30


13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83

13.755,83


7 .0 50 ,6 7 1.551,42

6. 944 ,91 1.528,15

6 .84 0, 73 1.505,23

6 .7 38 ,1 2 1.482,65

6. 637 ,05 1.460,41

6 .53 7, 50 1.438,51

6 .4 39 ,4 3 1.416,93

6. 342 ,84 1.395,67

6 .24 7, 70 1.374,74

6. 153 ,98 1.354,12


1 .5 65 ,0 5 69,12

1. 556 ,02 68,09

1 .54 7, 13 67,07

1 .5 38 ,3 6 66,06

1. 529 ,73 65,07

1 .52 1, 23 64,09

1 .5 12 ,8 5 63,13

1. 504 ,60 62,18

1 .49 6, 48 61,25

1. 488 ,48 60,33

Año

IVA, 21%

Total Entradas

4.351,99

4.327,00

4.302,40

4.278,16

4.254,28

4.230,77

4.207,60

4.184,79

4.162,31

4.140,18

25 .0 75 ,7 3

2 4. 931 ,78

24 .79 0, 00

24. 650 ,34

2 4. 512 ,78

24 .37 7, 28

2 4. 243 ,81

2 4. 112 ,34

23 .98 2, 85

2 3. 855 ,30

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30


462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06

462,38 77,06


539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

0,00 0,00

0,00 0,00

0,00 0,00

0,00 0,00

0,00 0,00

0,00 0,00

0,00 0,00

0,00 0,00

0,00 0,00

0,00 0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

539,44

62,22969204

62,85198896

63,48050885

64,11531394

64,75646708

65,40403175

66,05807206

66,71865278

67,38583931

68,0596977

2036

2037

2038

2039

2040

2041

2042

2043

2044

2045

Beneficio Bruto

24.536,29

24.392,34

24.250,56

24.110,90

23.973,33

23.837,83

23.704,37

23.572,90

23.443,41

23.315,86

Total Amortización Be ne fi ci o A nt es I mpue st os e I nt er ese s

0,00 24 .5 36 ,2 9

0,00 2 4. 392 ,34

0,00 24 .25 0, 56

0,00 24. 110 ,90

0,00 2 3. 973 ,33

0,00 23 .83 7, 83

0,00 2 3. 704 ,37

0,00 2 3. 572 ,90

0,00 23 .44 3, 41

0,00 2 3. 315 ,86


0,00 24.536,29

0,00 24.392,34

0,00 24.250,56

0,00 24.110,90

0,00 23.973,33

0,00 23.837,83

0,00 23.704,37

0,00 23.572,90

0,00 23.443,41

0,00 23.315,86


24.536,29 9,53%

24.392,34 9,48%

24.250,56 9,42%

24.110,90 9,37%

23.973,33 9,32%

23.837,83 9,26%

23.704,37 9,21%

23.572,90 9,16%

23.443,41 9,11%

23.315,86 9,06%

4416,531346 4.416,53

4390,621356 4.390,62

4365,100015 4.365,10

4339,961495 4.339,96

4315,200052 4.315,20

4290,810031 4.290,81

4266,78586 4.266,79

4243,122052 4.243,12

4219,813201 4.219,81

4196,853983 4.196,85

2 0. 119 ,75

20 .00 1, 72

19. 885 ,46

1 9. 770 ,94

19 .65 8, 13

1 9. 547 ,02

1 9. 437 ,58

19 .32 9, 78

7,82%

7,77%

7,73%

7,68%

7,64%

Devolución Interés Capital Inicia Propio Total Gastos Financieros

Total Salidas Beneficios Año



Tesorería

7,60%

7,55%

7,51%

19. 223 ,59 7,47%

1 9. 119 ,00 7,43%

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Año Tesorería Ini ci al

2036 195.195,58

2037 219.731,87

2038 244.124,21

2039 268.374,76

2040 292.485,66

2041 316.458,99

2042 340.296, 83

2043 364.001,19

2044 387.574,09

2045 411.017,50

Cash Flow Tesorería Final

24.536,29 219.731,87

24.392,34 2 44.124,21

24.250,56 2 68.374,76

24.110,90 292.485,66

23.973,33 3 16.458,99

23.837,83 3 40.296,83

23.704,37 364.001, 19

23.572,90 3 87.574,09

23.443,41 4 11.017,50

23.315,86 434.333,35

ANEXO C Resultados de simulación con PVSyst Planta Palma de Mallorca

ANEXO C

Resultados de simulación con el programa PVSyst V6.40 Planta en la provincia de Mallorca, superficie de 1.500m2 y tecnología de módulos fijos. Contenido: 

Dimensionado



Producción energética



Estudio de pérdidas








ANEXO D Planta Picanta Solar

ANEXO D

Planta Picanta Solar, en la provincia de Lleida. Contenido: 

Resultados de simulación de la aplicación ‘Análisis de Producción y Rentabilidad de SFCR’.



Análisis

de

datos

producción.


reales

de

dimensionado

y

PLANTA PICANTA SOLAR Datos Iniciales Provincia

LLEIDA

Seguidor Solar

2 EJES Unidad


Largo 52,0 m

Ancho 32,0 m

Total 1.664,00 m2

m2 ha

20%

85.000 €

Resumen Resultados 2 EJES 540 HIP 205 NKHEI

Total paneles Tipo Panel Total Inversores Tipo Inversor

15 MINI CENTRAL 6000TL/55

Potencia Instalada Producción Energética Anual

110,70 kWp 230.937,94 kWh

Retribución Inversión Inicial

157,64 € / kWh 421.113,30 €

TIR VAN Payback Rentabilidad

9,08% 113.040,43 €

17,16 años 6,53%

€/Wp

3,80 €/Wp

Dimensionado Seguidor Solar Latitud Inclinación Óptima, β Orientación Óptima, α

2 EJES 41,4º 0,00º Ángulo: 20º .. 90º 0º Sur

N Inversores N Paneles en serie N Paneles en paralelo Total paneles

Superficie disponible

15 12 45 540

Distancia entre paneles N Paneles largo N Paneles ancho Total paneles

1664,0 m2

24 17 408

Descripción equipos PANEL SOLAR HIP 205 NKHEI

INVERSOR HIP 205 NKHEI

Fabricante Tecnología Pmax Voc Rendimiento

SANYO Monocristalino 205 Wp 50,30 V 16,26 %

Dimensiones Precio

1580x798 mm 250,00 €

Fabricante Salida AC Pnominal Vcc max Rendimiento EU Nº MPP Nº String Precio

SMA Monofásico 600 Wac 700 V 97,70% 1 4 1.940,00 €

ESTRUCTURA SEGUIDOR 2 EJES Fabricante Deger Energie Superficie 25,00 m2 Nº Paneles ancho 3 Nº Paneles largo 5

Precio

4.269,00 €

Elección del Generador Fotovoltaico Potencia max (kWp)

Coste (k€)

97,9 102,0 106,1 97,9 100,0 102,0 106,1 104,0 110,7 106,1 108,1 106,1 100,0 102,0 104,0

k €/ kW p I nst al aci ón

245,12 249,00 254,85 245,67 247,73 253,20 255,24 265,80 317,78 271,87 283,65 259,41 284,17 286,97 289,77

Panel

€ /k Wp Pan el es

2,503 2,441 2,402 2,509 2,478 2,482 2,406 2,555 2,871 2,563 2,624 2,445 2,843 2,813 2,785

1,001 0,999 0,997 1,007 1,007 1,040 1,001 1,510 0,921 1,158 1,245 1,040 1,371 1,371 1,371

2,871

Inversor

OPTIMUM A-240P GSE OPTIMUM A-250P GSE OPTIMUM A-260P GSE ULTRA A-240P ULTRA A-245P ULTRA A-250P AXITEC AC-260P/156-60S ULTRA A-255M HIP 205 NKHEI ULTRA A-260M ULTRA A-265M ULTRA A-260P ULTRA A-245M MN TN ULTRA A-250M MN TN ULTRA A-255M MN TN

inversor

SYMO 15.0-3-M SYMO 15.0-3-M SYMO 17,5.0-3-M SYMO 15.0-3-M SYMO 15.0-3-M SYMO 15.0-3-M SYMO 17,5.0-3-M SYMO 15.0-3-M MINI CENTRAL 6000TL/55 SYMO 17,5.0-3-M SYMO 17,5.0-3-M SYMO 17,5.0-3-M SYMO 15.0-3-M SYMO 15.0-3-M SYMO 15.0-3-M

19 19 20 19 19 19 20 19 5 20 20 20 19 19 19

0,921 HIP 205 NKHEI

MINI CENTRAL 6000TL/55

5

2,871

0,921 HIP 205 NKHEI

MINI CENTRAL 6000TL/55

#N/A

2,402


SYMO 17,5.0-3-M

Elección 317,78 k€ 110,7 kWp Máxima Potencia Instalada 317,78 k€ 110,7 kWp Mejor relación Potencia/Coste 254,85 k€ 106,1 kWp

Relación Coste - Potencia 350

300

250

) 200 € k ( e t s o C 150

100

50

0 96

98

100

102

104 Potencia max (kWp)

106

108

110

112

Pro ucci n Energ tica Seguidor Solar Latitud Inclinación Óptima, β Orientación Óptima, α

2 EJES 41,4º 0,00º Ángulo: 20º .. 90º 0º Sur

Aumento producción por Seguidor Solar Potencia Instalada MES

Gdm (0,0) [kWh/día·m²]

40,87% 110,70 kWp Aumento producción seguidor

Gdm (α,β)

[kWh/día·m²]

Temperatura célula [ºC]

Producción diaria [kWh/día]

PR

Producción mensual [kWh/mes]

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

1,67 2,75 5,00 5,22 5,81 6,28 6,61 5,92 4,67 3,36 2,00 1,33

1,90 1,79 1,66 1,52 1,42 1,39 1,44 1,54 1,70 1,90 2,03 2,00

3,17 4,92 8,31 7,95 8,26 8,76 9,50 9,09 7,96 6,39 4,06 2,67

13,51 19,54 31,41 32,21 40,11 44,72 48,82 46,55 39,25 29,68 18,87 13,54

0,93 0,91 0,86 0,86 0,83 0,81 0,80 0,80 0,83 0,87 0,91 0,93

326,16 493,76 792,51 754,91 757,32 785,72 836,08 808,30 732,21 614,18 408,31 274,42

10.111,05 13.825,18 24.567,87 22.647,24 23.476,88 23.571,50 25.918,62 25.057,34 21.966,40 19.039,55 12.249,18 8.507,12

Promedio TOTAL AÑO

4,22 1.539,54

1,69

6,75 2.464,43

31,52

0,86

631,99 230.676,42

19244,83 230.937,94

Producción Energética 30.000 25.000 ] 20.000 h W k [ a 15.000 í g r e n E

10.000 5.000 0

Renta i i a Vida útil Pérdida de eficiencia anual Años amortización I.R.P.F.

30 años 0,8% 10 años 18,0%

TIR a 30 años VAN Payback Rentabilidad

9,08% 113.040,43 €

17,16 años 6,53%

Cash Flows 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 0 -100.000

6 7 8 9 1 1 1 1 0 0 0 0 2 2 2 2

0 2 0 2

1 2 0 2

2 2 0 2

3 2 0 2

4 5 6 7 2 2 2 2 0 0 0 0 2 2 2 2

8 2 0 2

9 2 0 2

0 3 0 2

1 3 0 2

2 3 0 2

3 3 0 2

4 5 6 7 3 3 3 3 0 0 0 0 2 2 2 2

8 3 0 2

9 3 0 2

0 4 0 2

1 4 0 2

2 4 0 2

3 4 0 2

4 5 4 4 0 0 2 2

-200.000

Financiación Recursos Propios Recursos Ajenos

Inversión Inicial 20% 80%

85.000,00 € 336.113,30 €

Terreno

0,00 €

NOTA: Se supone la propiedad del terreno

Instalación Fotovoltaica

Condiciones del Préstamo Principal Gasto de Tramitación

1.000,00 €

Duración (años) Tipo de Interés Comisión de Apertura Comisión Cancelación Parcial Comision Cancelación Total

Paneles Inversores Estructura Cableado TOTAL

336.113,30 €

15 años 5% 1% 0% 0%

Aumento anual Pool Retribución a la Inversión, Rinv

140,566 €

Retribución a la Operación, Ro

0,011 €

Retribución por Venta de Energia Total Ingresos Brutos

0,051 €

Impuesto a la generación Peajes de acceso Total Ingresos Netos Facturación Bruta con IVA, 21%

3.781,84 €

295.951,84 €

-9,844 € -0,500 € 130,284 €

157,644 € / kWh

256,68 € 564,12 € 158,85 €

Vallado perimetral

84,25 €

Drenaje TOTAL

28,70 €

1.092,62 €

Instalaciones Edificación Sistema de Protección Alumbrado Vigilancia y seguridad Centro de Transformación TOTAL

140,628 €

7%

128.070,00 €

Acondicionamiento terreno Cimentaciones Viales

2016 IET/1345/2015 51 1%


29.100,00 €

Obra Civil

Retribución Económica Anual / kWh Año autorización de explotación Real Decreto

135.000,00 €

1.298,29 € 232,76 € 677,24 € 638,76 € 2.741,12 €

5.588,17 €

Gastos Generales, 13%

45.394,89 €

IVA, 21%

73.085,78 €

TOTAL

421.113,30 €

Gasto Anual / kWh Mantenimiento Seguro Total

3,0% 0,5%

-4,73 € -0,79 €

-5,52 € / kWh

DATOS DE PRODUCCIÓN INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CON SEGUIDORES DEGERenergie DATOS DE LA INSTALACIÓN

CONFIGURACIÓN TÉCNICA

Nombre:

Picanda Solar

Potencia instalada:

110,7 KWp

Ubicación:

Bell-lloch d'Urgell

Potencia nominal:

99 KWn

Lleida

Tipo de Seguimiento

2 ejes con Tecnologia MLD

Longitud:

41º39'28'' N

Número de seguidores:

18ut DEGERtraker 5000NT

Latitud:

0º44'24'' E

Número de módulos:

540ut SANYO HIP-205NKHE1

Número de inversores:

18ut Mini Central 6000TL/55

Provincia:

DATOS DE PRODUCCIÓN OBTENIDOS 2009

Mes

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre TOTAL

2010

KWh total

KWh/KWp

9.664 16.009 24.032 21.486 28.199 29.723 27.418 28.193 23.623 20.711 14.181 9.628

87,30 144,62 217,09 194,09 254,73 268,50 247,68 254,68 213,40 187,09 128,10 86,97

252.867

2.284

KWh total

10805 13786 20856 22306 27941 28970 31505 28830 23074 20149 14641 10846 253.709

2011

KWh/KWp

97,61 124,53 188,40 201,50 252,40 261,70 284,60 260,43 208,44 182,01 132,26 97,98 2.292

KWh total

10.679 15.732 20.678 24.798 28.931 28.936 30.662 28.628 24.685 20.259 8.352 12.325 254.665

2012

KWh/KWp

96,47 142,11 186,79 224,01 261,35 261,39 276,98 258,61 222,99 183,01 75,45 111,34 2.300

KWh total

11.818 21.076 25.733 22.260 29.725 29.191 29.926 27.437 22.045 19.144 11.163 12.451

261.969

2013

KWh/KWp

106,76 190,39 232,46 201,08 268,52 263,69 270,33 247,85 199,14 172,94 100,84 112,48 2.366

KWh total

12.540 15.166 20.279 21.978 28.093 29.345 30.533 27.411 24.961 19.709 14.654 7.922

252.591

KWh/KWp

113,28 137,00 183,19 198,54 253,78 265,09 275,82 247,62 225,48 178,04 132,38 71,56 2.282

Producción Mensual obtenida kWh 35.000

30.000

25.000

20.000

2009 2010

15.000

10.000

2011 2012 2013

5.000

0

Productividad Mensual kWh/kWp 300,00

250,00

200,00 2009 2010

150,00

2011 2012

100,00

2013 50,00

0,00

Producción Anual Total kWh

Productividad Anual Total kWh/kWp

264.000

2.380

262.000

2.360

260.000

2.340

258.000

2.320

256.000

2.300

254.000

2.280

252.000 250.000

2.260

248.000

2.240

246.000

2.220 2009

2010

2011

2012

2013

2009

2010

2011

2012

2013

ANEXO E Plantas solares del Grupo T

ANEXO E

Plantas solares del Grupo T Solar ubicadas en distintas zonas de España. Contenido:  

Datos reales de potencia intalada y producción. Resumen de resultados de simulación de la aplicación ‘Análisis de Producción y Rentabilidad de SFCR’.



1. Son Falconer, Mallorca


MALLORCA

Seguidor Solar Superficie Terren

Uni a 4,5 ha

Capital Inicial

NO Largo 212,1 m 1.531.528 €

Anc o #####

Anc o 212,1 m

20%



INICIAL 14.560 RED 165-36M

ACTUALIZADO 14.670 OPTIMUM A-260P GSE

208 SYMO 10.0-3-M

163 SYMO 20.0-3-M

2436,39 kWp 3.505.319,91 kWh

3821,22 kWp 5.520.301,41 kWh

123,50 € / kWh 6.109.744,89 €

123,50 € / kWh 7.657.642,07 €

11,72% 2.509.578,33 € 14,50 años 2,51 €/Wp

18,79% 5.684.437,48 € 8,61 años 2,00 €/Wp


2. Mochuelos, Jaén


JAÉN


Unidad 4,5 ha

Capital Inicial

NO Largo 169,7 m 947.893 €

Ancho #####

Ancho 169,7 m

20%

Resumen Resultados INICIAL 9.828 EOPLY 190


117 SUN SMART 12.5 TL

109 SYMO 20.0-3-M

1,88 MWp 2.728.962,23 kWh

2,56 MWp 3.778.205,28 kWh


123,50 € / kWh 4.739.466,32 €

123,50 € / kWh 5.121.509,46 €

TIR VAN Payback €/Wp

11,72% 1.946.637,85 € 14,50 años 2,52 €/Wp

19,26% 3.903.778,98 € 8,15 años 2,00 €/Wp

Total paneles Tipo Panel Total Inversores Tipo Inversor Potencia Instalada Producción Energética Anual



3. Espejo, Córdoba


CÓRDOBA


Uni a 3,7 ha

Capital Inicial

NO Largo 160,9 m

Anc o #####

Anc o 160,9 m

20%

830.094 €

Resumen Resultados Total paneles Tipo Panel Total Inversores Tipo Inversor Potencia Instalada Producción Energética Anual Retribución Inversión Inicial TIR VAN Payback

€/Wp


INICIAL

ACTUALIZADO

8.778

8.820

RED 165-36M

OPTIMUM A-260P GSE

114

98

SUN SMART 10 TL

SYMO 20.0-3-M

1470,15 kWp

2302,30 kWp

2.199.258,16 kWh

3.538.167,45 kWh

123,50 € / kWh 4.150.469,42 €

123,50 € / kWh 4.608.555,95 €

9,39%

19,95%

1.184.045,89 € 17,06 años 2,82 €/Wp

3.645.170,53 € 7,53 años 2,00 €/Wp


4. Tarifilla, Sevilla


SEVILLA


Uni a 2,4 ha

Capital Inicial

NO Largo 123,9 m 647.526 €

Anc o #####

Anc o 123,9 m

20%



INICIAL 5.328 ATERSA 200

ACTUALIZADO 5.304 AXITEC AC-260P/156-60S

74 SYMO 12,5.0-3-M

68 SYMO 17,5.0-3-M

1,08 MWp 1.601.563,93 kWh

1,40 MWp 2.086.303,94 kWh

123,50 € / kWh 3.237.629,64 €

123,50 € / kWh 2.788.532,47 €

8,04% 677.381,23 € 18,90 años 3,01 €/Wp

19,54% 2.158.208,44 € 7,89 años 2,00 €/Wp


5. Madrigal, Salamanca


SALAMANCA


Uni a 2,0 ha

Capital Inicial

NO Largo 113,1 m 381.591 €

Anc o #####

Anc o 113,1 m

20%



INICIAL 3.948 EOPLY 190


47 SUN SMART 12.5 TL

70 SYMO 12,5.0-3-M

0,76 MWp 1.077.369,44 kWh

1,03 MWp 1.482.651,97 kWh

123,50 € / kWh 1.907.955,20 €

123,50 € / kWh 2.093.516,47 €

11,50% 761.166,98 € 15,13 años 2,52 €/Wp

18,16% 1.497.348,98 € 8,34 años 2,04 €/Wp


6. La Seca, Valladolid


VALLADOLID


Unidad 4,0 ha

Capital Inicial

NO Largo 160,0 m 678.771 €

Ancho #####

Ancho 160,0 m

20%

Resumen Resultados INICIAL 7.712 RED 165-36M


241 SYMO 4.5-3-M

87 SYMO 20.0-3-M

1,28 MWp 1.832.286,68 kWh

2,04 MWp 2.947.164,43 kWh


123,50 € / kWh 3.393.854,11 €

123,50 € / kWh 4.078.447,62 €

TIR VAN Payback €/Wp

10,29% 1.135.207,52 € 15,81 años 2,66 €/Wp

18,86% 3.040.553,10 € 8,53 años 2,00 €/Wp

Total paneles Tipo Panel Total Inversores Tipo Inversor Potencia Instalada Producción Energética Anual


Analisis de Produccion y Rentabilidad de Proyectos Fotovoltaicos Conectados a Red

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