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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE
INGENIERÍA
PROYECTO FIN DE CARRERA
PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 500kW
SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE
INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA
ESTUDIO DE VIABILIDAD
ALUMNO: MANUEL CAMPOS FERNÁNDEZ
TUTOR: FERNANDO DELGADO RUIZ
Departamento de Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería
ABRIL 2012
ÍNDICE GENERAL
A. MEMORIA
B. ANEJOS A LA MEMORIA
ÍNDICE ESTUDIO DE VIABILIDAD
A. MEMORIA ................................................................................................................. 5
1. Objeto ................................................................................................................. 6
2. Estudio de mercado ................................................................................................ 7
2.1. Generalidades ................................................................................................. 7
2.2. Evolución del mercado de la energía solar fotovoltaica hasta 2010 .......... 8
2.3. Clasificación de la planta solar y retribución económica según el RD
1578/2008 ............................................................................................................... 10
2.3.1. Tipología de las Instalaciones ......................................................... 10
2.3.2. Potencia anual por tipología de las instalaciones ......................... 10
2.3.3. Número de convocatorias................................................................ 11
2.3.4. Tarifas por convocatoria .................................................................. 11
2.4. Plan de Energías Renovables 2011-2020 .................................................... 13
2.4.1. Introducción ...................................................................................... 13
2.4.2. Contexto energético actual de las energías renovables en España
........................................................................................................... 13
2.4.3. Escenarios en el horizonte del año 2020 ........................................ 14
2.4.4. Análisis de la tecnología solar fotovoltaica ................................... 16
2.4.5. Objetivos energéticos del PER en el periodo 2011-2020 .............. 17
2.4.6. Propuestas contempladas en el PER ............................................. 19
2.4.7. Balance socioeconómico de los objetivos del PER ...................... 21
2.4.8. Necesidades de I+D+i ....................................................................... 21
2.4.9. Seguimiento y control del PER ....................................................... 22
3. Datos del Proyecto ................................................................................................ 23
3.1. Localización y emplazamiento .................................................................... 23
3.2. Características de la cubierta de la nave industrial ................................... 24
3.3. Recurso solar ................................................................................................ 24
3.4. Datos de temperaturas y precipitaciones ................................................... 25
3.5. Impacto ambiental ........................................................................................ 26
3.6. Descripción de la planta solar ..................................................................... 27
4. Estudio de la incorporación de un sistema de seguimiento en el generador
solar ............................................................................................................... 29
4.1. Clasificación de los seguidores solares según el número de ejes .......... 29
4.1.1. Seguidores de un eje. ...................................................................... 29
4.1.1. Seguidores de dos ejes ................................................................... 33
4.1.2. Seguidores tipo carrusel ................................................................. 35
4.2. Tipos de seguidores solares según su algoritmo de seguimiento .......... 37
4.3. Funcionamiento de un seguidor solar ........................................................ 37
4.4. Seguidor propuesto para la planta solar .................................................... 38
5. Energía bruta incidente sobre el generador solar fotovoltaico ........................ 40
5.1. Alternativa propuesta: SIN seguimiento ..................................................... 40
5.2. Alternativa B: CON seguimiento en 1 eje ................................................... 41
5.2.1. Separación mínima entre filas de paneles ..................................... 41
5.2.2. Energía bruta incidente sobre el generador solar ......................... 43
6. Pérdidas en la planta solar fotovoltaica .............................................................. 46
6.1. Alternativa propuesta: SIN seguimiento ..................................................... 46
6.1.1. Pérdidas en el generador solar fotovoltaico .................................. 46
6.1.2. Pérdidas en los inversores .............................................................. 50
6.1.3. Pérdidas en el transformador .......................................................... 50
6.1.4. Pérdidas en el cableado eléctrico ................................................... 51
6.1.5. Pérdidas en los dispositivos de protección y mando ................... 52
6.1.6. Pérdidas por alimentación del sistema de monitorización de la
planta solar.................................................................................................... 53
6.1.7. Pérdidas por indisponibilidad de la instalación ............................ 53
6.1.8. Otras pérdidas .................................................................................. 54
6.1.9. Coeficiente global de pérdidas y rendimiento de la planta solar . 54
6.2. Alternativa B: CON seguimiento en un eje ................................................. 55
6.2.1. Pérdidas en el generador solar fotovoltaico .................................. 55
6.2.2. Pérdidas en el sistema de seguimiento .......................................... 55
6.2.3. Pérdidas por indisponibilidad de la instalación ............................ 56
6.2.4. Otras pérdidas .................................................................................. 56
6.2.5. Coeficiente global de pérdidas y rendimiento de la planta solar . 56
7. Cálculo de la producción anual y rendimiento global de la planta solar ......... 58
7.1. Alternativa propuesta: SIN seguimiento ..................................................... 58
7.1.1. Producción energética anual .......................................................... 58
7.1.2. Rendimiento energético de la planta solar .................................... 59
7.2. Alternativa B: CON seguimiento en un eje ................................................. 61
7.2.1. Producción energética anual .......................................................... 61
7.2.2. Rendimiento energético de la planta solar .................................... 62
8. Rendimiento medioambiental de la planta solar fotovoltaica ........................... 63
8.1. Alternativa propuesta: SIN seguimiento ..................................................... 63
8.2. Alternativa B: CON seguimiento en un eje ................................................. 64
9. Estudio de la rentabilidad de la planta solar fotovoltaica ................................. 65
9.1. Alternativa propuesta: SIN seguimiento ..................................................... 65
9.1.1. Entradas de capital ........................................................................... 65
9.1.2. Salidas de capital ............................................................................. 65
9.1.3. Financiación...................................................................................... 66
9.2. Alternativa B: CON seguimiento en un eje ................................................. 66
9.2.1. Entradas de capital ........................................................................... 66
9.2.2. Salidas de capital ............................................................................. 66
9.2.3. Financiación...................................................................................... 68
10. Cuenta de resultados de la explotación .............................................................. 69
10.1. Alternativa propuesta: SIN seguimiento ..................................................... 69
10.1.1. Ingresos y gastos previstos durante la vida útil de la planta solar69
10.1.2. Cash flow previsto durante la vida útil de la planta solar ............. 70
10.1.3. Retorno de la inversión de la planta solar ..................................... 71
10.1.4. Tasa Interna de Retorno (TIR) ......................................................... 72
10.1.5. Valor Actual Neto (VAN) ................................................................... 73
10.2. Alternativa B: CON seguimiento en un eje ................................................. 73
10.2.1. Ingresos y gastos previstos durante la vida útil de la planta solar73
10.2.2. Cash flow previsto durante la vida útil de la planta solar ............. 74
10.2.3. Retorno de la inversión de la planta solar ..................................... 75
10.2.4. Tasa Interna de Retorno (TIR) ......................................................... 76
10.2.5. Valor Actual Neto (VAN) ................................................................... 77
B. ANEJOS A LA MEMORIA .......................................................................................... 78
1. Estudio económico de la alternativa propuesta: SIN seguimiento ................... 79
2. Estudio económico de la alternativa B: CON seguimiento en un eje ............... 86
A. MEMORIA
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SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE
INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA
Autor: Manuel Campos Fernández
Tutor: Fernando Delgado Ruíz
ESTUDIO DE VIABILIDAD
1. OBJETO El objeto del presente estudio de viabilidad es el de analizar detalladamente las
distintas variables que a nivel medioambiental, energético y económico intervienen en el
presente proyecto de planta solar fotovoltaica de 500 kW sobre la cubierta de una nave
industrial en la ciudad de Sevilla para finalmente concluir si es o no factible la ejecución y
puesta en marcha o no del mismo.
En el presente Estudio de Viabilidad se ha analizado la alternativa de incorporar
seguimiento en un eje en la planta solar fotovoltaica, analizando las ventajas e
inconvenientes de esta alternativa, la comparativa entre las alternativas de incorporar o
no seguimiento en la planta solar se analiza a partir del Capítulo 4 y siguientes.
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2. ESTUDIO DE MERCADO
2.1. GENERALIDADES
El principal obstáculo para el desarrollo de la energía solar fotovoltaica es la
elevada inversión económica que supone, ligada a los obstáculos financieros que ponen
las distintas entidades bancarias
Sin embargo, el atractivo principal (económicamente hablando) de la puesta en
marcha de este tipo de instalaciones es la retribución económica de la energía generada
que ofrece el Estado aplicando tarifas especiales, las cuales contribuyen al interés de la
construcción de este tipo de instalaciones.
El principal atractivo que ofrece la explotación de una planta solar sobre la cubierta
(no transitable) de una nave industrial radica en la ocupación de una superficie que no
genera ningún tipo de ingresos al ser una superficie no aprovechable. La ocupación del
solar se debe exclusivamente a la ocupación de las casetas para los equipos eléctricos.
Esta ocupación apenas excede de los 50m2, lo que supone un 0,020% del total de la
parcela propiedad de TUSSAM.
Otra ventaja es el ahorro obtenido indirectamente a nivel energético en equipos de
climatización, y por tanto económico que se obtiene como resultado de ubicar la planta
solar sobre la cubierta de la nave del edificio de taller, ya que al no incidir el Sol
directamente sobre la cubierta, disminuirá la temperatura interior de la nave, sobre todo
en los calurosos meses de verano.
Para que sea rentable la inversión tan elevada que conlleva la puesta en marcha
de la planta solar fotovoltaica, se ha de garantizar, por un lado, que la inversión esté
amortizada en un periodo no mayor a 10 años, siendo los índices de rentabilidad más
comunes la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el Valor Actual Neto (VAN).
Las plantas solares se proyectan en la actualidad para una vida de 25 años,
durante los cuales la compañía distribuidora está obligada a comprar la energía producida
según las tarifas de contrato en el momento de puesta en marcha.
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La zona de Sevilla es una zona especialmente atractiva para el emplazamiento de
instalaciones que tienen como fuente de energía la energía solar, ya que el recurso zonal
en esta zona es muy elevado (así lo demuestran los datos climáticos obtenidos de la
Agencia Andaluza de la Energía.
2.2. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE LA ENERGÍA SOLAR
FOTOVOLTAICA HASTA 2010
España es una gran potencia mundial tanto en energía solar fotovoltaica, como en
energía solar térmica, principalmente debido a dos causas: una es que durante años, las
subvenciones que se pagaban a quienes vendían electricidad mediante fotovoltaica eran
de las más elevadas del mundo y la segunda el amplio aprovechamiento del recurso solar
existente.
Con la salida del RD 2818/1998 (sobre producción de energía eléctrica por
instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y
cogeneración), se inicia el mercado fotovoltaico retribuido, aunque ya existían
experiencias previas en viviendas aisladas. Posteriormente se aprobó el RD 436/2004,
por el que se estableció la metodología para la actualización y sistematización del
régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica.
Pero el verdadero boom vino con la salida del RD 661/2007, de 25 de mayo, por el
que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial y por el
que la retribución de energía solar fotovoltaica alcanza valores de hasta 426 euros por
MW/h. Tanto fue el éxito, que mientras el Plan Energías Renovables vigente (PER 2005-
2010) establece un objetivo de potencia instalada de 400 MW, en 2010 se contabilizaron
unos 3.500 MW, es decir, casi un 900% más de lo fijado inicialmente. La cuantía total de
las primas recibidas por las energías renovables asciende a 4.509 millones de euros, un
valor que supera en más de 500 millones la partida presupuestaria que se había fijado
hasta agosto de 2010 (3.977 millones), donde la fotovoltaica ha sido uno de los sectores
más beneficiados.
El Gobierno decide que la retribución de las energías renovables que producen
electricidad es demasiado elevada por lo que saca a luz, en el año 2008, el Real Decreto
1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía
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eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha
límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para
dicha tecnología. Este nuevo Decreto, con una disminución significativa de las primas, o
de las horas de Sol retribuidas, supuso que el sector dejara de crecer al ritmo que venía
haciendo, y provocó un aumento de la celeridad por terminar de ejecutar los proyectos
que se encontraban en fase de desarrollo, y ponerlos en marcha antes de la entrada en
vigor de dicho RD y así acogerse a las primas del RD 661/2007. Se pasó de instalar 2700
MW en 2008 a tan solo 100 MW en 2010. El siguiente gráfico muestra la evolución de la
potencia solar fotovoltaica instalada en España desde el año 2000 hasta el año 2010.
Figura 2.1. Evolución de la potencia solar fotovoltaica instalada (MW) hasta 2010
Como consecuencia de los muchos que agilizaron los trámites de gestión de
licencias y construcción de las instalaciones, ha incurrido en un hecho de fraude de un
total de 1.000 MW, que a fecha de 30 de Septiembre de 2010 no estaban conectadas a
red. Industria, como intento para luchar contra el fraude, se promueve el RD 1003/2010,
para la detección de instalaciones fotovoltaicas fraudulentas, para que, aquellas
instalaciones anómalas que así lo decidiesen, pudieran salir a luz, siendo de esta manera
amnistiadas e integradas de forma inmediata al RD 1578/2008, menos retribuido.
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2.3. CLASIFICACIÓN DE LA PLANTA SOLAR Y RETRIBUCIÓN
ECONÓMICA SEGÚN EL RD 1578/2008
El RD 1578/2008 establece un objetivo anual de potencia y un mecanismo de
asignación de retribución mediante la inscripción en un registro de asignación de
retribución. Antes de inscribirse en el Registro, es necesario conocer la tarifa mínima a la
cual se va a tener acceso, para evaluar si el proyecto puede arrojar la rentabilidad mínima
esperada.
2.3.1. Tipología de las Instalaciones
Según el artículo 3 del RD 1578/2008, se clasifican las instalaciones:
a) Tipo I: instalaciones que estén ubicadas en cubiertas o fachas de
construcciones fijas, cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas a uso
residencia, de servicios, comercio o industrial, incluidas las de carácter agropecuario. O
bien, instalaciones que estén ubicadas sobre estructuras fijas de soporte que tenga por
objeto un uso de cubierta de aparcamiento o de sombreamiento, en ambos casos de
áreas dedicadas a alguno de los usos anteriores, y se encuentren ubicadas en una
parcela con referencia catastral urbana. Además, estos tipos de instalaciones se
agrupan, a su vez, en dos subtipos:
•••• Tipo I.1: instalaciones tipo I, con una potencia inferior o igual a 20 kW.
•••• Tipo I.2: instalaciones del tipo I, con una potencia superior a 20 kW.
b) Tipo II: instalaciones sobre suelo, es decir, las no incluidas en el tipo I
anterior.
2.3.2. Potencia anual por tipología de las instalaciones
Según el artículo 5 del RD 1578/2008, se establecen las siguientes potencias
anuales según el tipo de instalación:
a) Tipo I.1: 28 y 31 MW anuales para los años 2011 y 2012.
b) Tipo I.2: 271 MW y 294 anuales para los años 2011 y 2012.
c) Tipo II: 161 MW para el año 2011 y 332MW para el año 2012.
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2.3.3. Número de convocatorias
Según el artículo 5 del RD 1578/2008 y el Anexo del mismo RD, establecen 4
convocatorias anuales para el año 2012, de tal manera para cada tipo de instalación
tenemos:
a) Tipo I.1: 7,96 MW por convocatoria.
b) Tipo I.2: 73,33 MW por convocatoria.
c) Tipo II: 83,16 MW por convocatoria.
2.3.4. Tarifas por convocatoria
Según el artículo 11 del RD 1578/2008, se establecen las tarifas de los diferentes
tipos de instalación para la primera convocatoria:
a) Tipo I.1: 34,00 c€/kWh
b) Tipo I.2: 32,00 c€/kWh
c) Tipo II: 32,00 c€/kWh
Además en el artículo 11 se nos proporciona una fórmula para poder obtener el
valor de la tarifa para las convocatorias restantes.
Las primas que establece el Ministerio de Industria varían en función del trimestre
del ejercicio anual y son función sobre todo, de la cantidad de permisos otorgados en el
trimestre anterior; a más MW instalados, menores serán las primas durante el trimestre
posterior. Con esta medida, se pretende espantar a los capitales especulativos, aunque
existe un límite, y es que la potencia anual instalada está limitada a 500 MW. Esto ha
provocado que el precio que se paga por kWh haya ido en detrimento desde que entró en
vigor el RD 1578/2008.
A continuación se representa la evolución de las tarifas en las distintas
convocatorias hasta el momento actual según el RD 1578/2008 mediante una
representación gráfica:
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Figura 2.2. Evolución gráfica de las primas de retribución de la energía solar fotovoltaica
Tabla 2.1. Evolución cuantitativa de las primas de retribución de la energía solar fotovoltaica
Se observa que para la instalación objeto del presente estudio, es decir, para una
instalación en cubierta mayor de 20 kW, la tarifa actual es de 0,19317 €/kWh, para la
misma instalación, el primer trimestre del año pasado la prima estaba en 0,278887 €/kWh,
un 44% mayor.
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La reducción de las retribuciones conlleva también una reducción de costes de
inversión. Debido a esta reducción de los precios de la tecnología solar fotovoltaica, la
paridad en España no está lejos. Ese será el punto de inflexión de la energía solar
fotovoltaica, el momento en que ya no será necesario esperar a recibir la subvención
estatal para asegurarse la rentabilidad de una instalación. Ese será el momento del triunfo
real de la energía solar.
2.4. PLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2011-2020
2.4.1. Introducción
El 11 de Noviembre de 2011, el Consejo de Ministros ha aprobado en Plan de
Energías Renovables (PER), estableciendo objetivos acordes con la Directiva 2009/28/CE
del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso
de energía procedente de fuentes renovables.
El PER pretende impulsar las energías renovables y la eficiencia energética
imponiendo políticas económicas y medioambientales, así como seguridad en el
suministro, que permitan el fomento de las energías renovables. Así mismo, establece
una cuota mínima del 20% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo
bruto anual de energía y una cuota mínima del 10% procedente de energías renovables
en el sector del transporte, para el año 2020.
2.4.2. Contexto energético actual de las energías renovables en España
Actualmente España ha dejado atrás la fase de lanzamiento de las energías
renovables y se encuentra en la fase de consolidación y desarrollo. En el marco del PER
2005-2010, el crecimiento de estas ha sido notable, pasando la contribución de estas
sobre la electricidad 14,5% en 2005 al 32,3% en 2010. El siguiente gráfico muestra la
estructura de este consumo.
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Figura 2.3. Estructura de producción eléctrica en 2005 y 2010
2.4.3. Escenarios en el horizonte del año 2020
Se consideran dos posibles escenarios: un escenario de referencia y otro de
eficiencia energética adicional, compartiendo ambos los principales parámetros socio-
económicos como la evolución demográfica y el PIB, así como la evolución prevista de los
precios del petróleo y el gas natural, diferenciándose en las medidas de ahorro y
eficiencia energética consideradas. Mientras el escenario de referencia únicamente tiene
en cuenta las actuaciones de eficiencia energética llevadas a cabo hasta el año 2010, el
escenario de eficiencia energética adicional contempla las mejoras derivadas del Plan de
Acción de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020. Ambos escenarios están sujetos a
revisiones constantes, de forma que se vayan perfeccionando (análisis de las
predicciones futuras y de los balances pasados) conforme se va evolucionando en el
tiempo. A continuación se muestran las diferentes cifras que se recogen en los escenarios
reflejados.
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•••• Crecimiento económico: 2,4% hasta el año 2020.
•••• Crecimiento demográfico: 46,5 millones en 2010 a 48 millones en 2020.
Los siguientes gráficos muestran las proyecciones del precio del barril de crudo de
petróleo de Brent y el Gas natural importado en España (figuras 2.4. y 2.5.)
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El siguiente gráfico muestra la evolución de la capacidad eléctrica instalada en
España desde el año 2005 al año 2010, así como las previsiones a alcanzar en el año
2020. Notar el fuerte aumento de las renovables, y en menor medida de la hidroeléctrica,
en detrimento de las fuentes de energía no renovables.
Figura 2.6 Evolución de la capacidad eléctrica instalada según fuentes energéticas
2.4.4. Análisis de la tecnología solar fotovoltaica
El sector solar fotovoltaico contó en 2010 con 3.787 MW de potencia instalada, que
produjeron 6.279 GWh. El sector está compuesto en 2010 por más de 500 empresas, sin
considerar promotores, de las cuales un 10% son empresas fabricantes de materia prima,
células, módulos fotovoltaicos y otros componentes. En cuanto a los costes, es previsible
que se mantengan los descensos recientes, si bien, no con la misma intensidad. Según
los estudios realizados se prevé un descenso en los costes de inversión desde el rango
de 2,5 €/W a 3,0 €/W en 2010 hasta un rango de entre 1,1 €/W a 1,3 €/W en 2020.
En cuanto a la tipología de las instalaciones, se prevé una mayor penetración en
edificaciones, con instalaciones de pequeña o mediana potencia, desde un modelo previo
donde predominaban las grandes instalaciones en suelo. El potencial es inmenso, debido
al alto recurso disponible y a la versatilidad de la tecnología, que permite su instalación
cerca de los centros de consumo fomentando la generación distribuida renovable.
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Las propuestas planteadas están enfocadas, por una parte, a impulsar el descenso
de los costes de la energía producida con la tecnología y, por otra, a superar otras
barreras no económicas que permitan su integración a gran escala en el sistema eléctrico.
Destacan las propuestas sobre impulso a la I+D+i, desarrollo de almacenamiento
eléctrico, simplificación de procedimientos y fomento de autoconsumo (balance neto).
2.4.5. Objetivos energéticos del PER en el periodo 2011-2020
La Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de Abril de
2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, fija como
objetivos generales conseguir una cuota mínima del 20% de energía procedente de
fuentes renovables en el consumo final bruto de energía de la Unión Europea (UE) y una
cuota mínima del 10% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo de
energía en el sector del transporte en cada Estado miembro para el año 2020.
Para ello, establece objetivos para cada uno de los Estados miembros en el año
2020 y una trayectoria mínima indicativa hasta ese año. En España, el objetivo se traduce
en que las fuentes renovables representen al menos el 20% del consumo de energía final
en el año 2020 mismo objetivo que para la media de la UE , junto a una contribución
mínima del 10% de fuentes de energía renovables en el transporte para ese año.
Objetivos que, a su vez, han quedado recogidos en la Ley 2/2011, de Economía
Sostenible.
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Figura 2.7. Objetivos 2010, 2015, 2020 del PER para el sector eléctrico
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2.4.6. Propuestas contempladas en el PER
El Plan de Energías Renovables 2011-2020 contempla 87 propuestas, de las
cuales, casi la mitad son propuestas horizontales a todas las tecnologías y el resto
sectoriales. Todas estas propuestas se pueden dividir en cinco grandes grupos: marcos
de apoyo, propuestas económicas, propuestas normativas, actuaciones en
infraestructuras energéticas y por último, acciones de planificación, promoción,
información, formación y otras.
2.4.6.1. Marco de apoyo (retributivo)
Se entiende por marco de apoyo a las energías renovables el conjunto
estructurado de instrumentos jurídicos, económicos, técnicos y de otro tipo, tendente al
fomento de la utilización de fuentes de energía renovables, favoreciendo su
competitividad frente a las energías convencionales y su integración en el modelo
productivo y en el sistema energético.
Se propone la adaptación del marco retributivo para la energía eléctrica generada
con energías renovables contemplando unos niveles de retribución a la generación
eléctrica que permitan la obtención de unas tasas razonables de rentabilidad de la
inversión. Para su determinación se tendrán en cuenta los aspectos técnicos y
económicos específicos de cada tecnología, la potencia de las instalaciones, el número
de horas anuales de funcionamiento y su fecha de puesta en servicio, todo ello utilizando
criterios de eficiencia económica en el sistema.
Al objeto de garantizar la sostenibilidad y eficacia del marco de apoyo, la evolución
de los niveles de retribución para cada tecnología tratará de converger en el tiempo hacia
la percibida por el resto de tecnologías de generación convencionales en el Régimen
Ordinario, teniendo en cuenta, realizado para la elaboración del PER 2011-2020.
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2.4.6.2. Propuestas económicas
Se proponen una serie de ayudas de carácter económico. Estas van encaminadas
a la I+D+i del desarrollo tecnológico, ayudas a la financiación con fondos públicos y
privados, así como programas de ayudas para aquellos proyectos que no perciban apoyo
del régimen especial.
2.4.6.3. Propuestas normativas
Algunas de estas propuestas son:
•••• Desarrollo de los sistemas de gestión de la demanda de electricidad y de las redes
inteligentes en general.
•••• Simplificación de los trámites administrativos de instalaciones renovables eléctricas
•••• Adaptación del Marco Legal del Régimen Especial a diversos aspectos sectoriales
•••• Tratamiento regulatorio específico para la conexión a red y autorización de las
instalaciones renovables de pequeña potencia.
•••• Reducción de barreras administrativas a los proyectos de I+D+i relacionados con
las energías renovables de generación eléctrica.
•••• Adaptación del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) a las
tecnologías de energías renovables.
•••• Requisitos técnicos a las instalaciones de generación eléctrica de origen renovable
•••• Modificación del Código Técnico de la Edificación (CTE)
•••• Establecimiento de un Sistema de Certificación y Cualificación de Instaladores
2.4.6.4. Propuestas dentro del ámbito de infraestructuras eléctricas
A continuación se recogen las líneas de actuación más relevantes que se pretende
llevar a cabo de cara a conseguir una mayor y mejor integración de las energías
renovables en el sistema eléctrico:
•••• Requisitos técnicos a las instalaciones de generación renovable. En el horizonte
2020 se prevé el desplazamiento paulatino de generadores síncronos
(fundamentalmente en centrales convencionales) por otros basados en electrónica
de potencia (eólica y solar fotovoltaica principalmente). Es necesario adaptar los
Procedimientos de Operación para que las nuevas instalaciones aporten similares
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prestaciones, capacidades y servicios esenciales para garantizar la seguridad del
sistema, cuando técnicamente sea posible.
•••• Sistemas de acumulación. Para compensar las variaciones de la generación con
fuentes renovables no gestionables, así como para el almacén de los excedentes
de éstas, son necesarias la evolución tecnológica y la reducción de costes en los
sistemas de almacenamiento por baterías, que podrían hacer que estas
tecnologías jugaran un papel en la gestión del sistema eléctrico y facilitar la
incorporación creciente de la generación de electricidad con energías renovables.
Otra posible opción, dependiendo de su evolución tecnológica futura, sería el
almacenamiento en hidrógeno.
2.4.7. Balance socioeconómico de los objetivos del PER
Los objetivos socioeconómicos que se pretenden alcanzar con el PER 2011-2020
son, entre otros, los siguientes:
•••• Menor importación de petróleo y derivados del mismo.
•••• Ahorros por reducción de consumo de gasolina.
•••• Reducción de emisiones de CO2.
•••• Creación de riqueza acumulada (PIB), pudiéndose exportar esta energía.
•••• Creación de empleo total vinculado a las energías renovables.
2.4.8. Necesidades de I+D+i
Para alcanzar los objetivos establecidos para el año 2020, así como para allanar el
camino para que la cuota de energía renovable sea mucho más elevada de 2020 en
adelante, es preciso intensificar los esfuerzos en el ámbito de la I+D+i energética. En el
ámbito de la tecnología solar fotovoltaica, estos esfuerzos han de ir encaminados en:
•••• Procesos avanzados de fabricación de células y módulos.
•••• Desarrollo de sistemas de almacenamiento eléctrico para instalaciones
fotovoltaicas.
•••• Mejora del rendimiento y del periodo de vida de todos los componentes y sistemas
de las distintas tecnologías fotovoltaicas.
•••• Desarrollo y sostenibilidad de materiales.
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2.4.9. Seguimiento y control del PER
El seguimiento y control periódico es uno de los principales elementos del Plan de
Energías Renovables, pues representa una garantía de calidad y control, y de eficacia
para que el adecuado desarrollo del plan conduzca a la consecución de sus objetivos.
El Plan de Energías Renovables en España 2011-2020 dispone de una Oficina del
Plan, constituida por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). El
IDAE será el organismo público encargado del seguimiento del PER 2011-2020.
Anualmente se elaborará una Memoria cuyo objeto es evaluar el grado de avance
del cumplimiento de los objetivos del PER en cada una de sus áreas comentadas
anteriormente, revisando y proponiendo actuaciones necesarias y soluciones técnicas
aplicables durante el horizonte temporal del Plan, para el cumplimiento de sus objetivos.
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3. DATOS DEL PROYECTO
3.1. LOCALIZACIÓN Y EMPLAZAMIENTO
La instalación solar fotovoltaica que se proyecta se ubicará sobre la cubierta de la
nave industrial dedicada al edificio de taller, en las nuevas instalaciones correspondiente
a la estación de autobuses urbanos, propiedad de TUSSAM.
Dicha estación se encuentra en la ciudad de Sevilla. La parcela se sitúa
entre la Avenida de Andalucía y las calles Comercio, Roberto Osborne y de las Nuevas
Profesiones, en el sector nordeste de la ciudad de Sevilla, en la salida hacia la Autovía A-
92, y en las proximidades de la Autovía de circunvalación SE-30, en los terrenos del
antiguo Acuartelamiento de San Fernando en Sevilla.
Figura 3.1. Ubicación de la nueva instalación solar sobre la cubierta de los talleres de TUSSAM
La siguiente tabla nos indica las coordenadas exactas del lugar.
Coordenadas UTM Coordenadas geográficas
Huso X (m) Y (m) Latitud Longitud
30 239628.71 4142312.11 37º23’25.51’’N 5º56’27.38’’W
Tabla 3.1. Coordenadas del emplazamiento de la estación de autobuses de TUSSAM
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3.2. CARACTERÍSTICAS DE LA CUBIERTA DE LA NAVE
INDUSTRIAL
Tanto el edificio de taller como la tipología de la cubierta del mismo quedan
descritos detalladamente en la Memoria Descriptiva del presente Proyecto. No obstante, a
continuación se muestran las principales características de la cubierta, a efectos de
configuración del generador solar fotovoltaico, orientación e inclinación para obtener la
máxima irradiación solar.
Características de la cubierta
Orientación Eje longitudinal girado 3º con respecto el eje Norte-Sur
Inclinación de la cubierta (β) 1º
Tipo de cubierta Curva (cilíndrica), arco de circunferencia de ϕ254m y cuerda de 42,2 m. El
desarrollo del arco de circunferencia es de 42,5m aproximadamente.
Superficie bruta de la cubierta 8500 m2
(42,5·200m)
Superficie neta susceptible a ser ocupada por la instalación
solar fotovoltaica. 8445 m
2 (descontando lucernarios)
Tabla3.2 Principales características de la cubierta del edificio de Taller de TUSSAM
3.3. RECURSO SOLAR
La zona de Sevilla y su área metropolitana pertenecen a la zona climática V según
el CTE-DB-HE (Ahorro de Energía). Según el mismo, la irradiancia global media (H) es
mayor a 5 kWh/m2, la mayor de todo el territorio nacional.
Figura 3.2. Zonas climáticas del territorio español
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A la vista del mapa anterior se ve como el
emplazamiento de la planta solar fotovoltaica es muy rico. El CTE (DB
el valor de la irradiación global media sobre superficie horizontal para la zona del entorno
de Sevilla en 5 kWh/m2. No obstante, en el
presente proyecto se ha elaborado un estudio más detallado con los datos
Estación meteorológica de La Rinconada (Sevilla), fijando un valor de de irradiación global
media de 5,433 kWh/(m2·día), sobre
3.4. DATOS DE TEMPERATURA
A continuación se muestran los datos correspondientes a las temperaturas y
precipitaciones correspondientes a la ciudad de Sevilla, estos valores son relevantes a la
hora de calcular la eficiencia energética de los paneles, ya que la producción energética
de los mismos depende de la temperatura que alcance el panel. El valor de las
precipitaciones es relevante
paneles (siempre y cuando no llueva barro).
Figura 3.3. Gráfico de tempe
0
5
10
15
20
25
30
35
Tem
pe
ratu
ras
(ºC
)
Precipitaciones (mm)
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A la vista del mapa anterior se ve como el recurso solar existente en la zona de
emplazamiento de la planta solar fotovoltaica es muy rico. El CTE (DB
global media sobre superficie horizontal para la zona del entorno
No obstante, en el capítulo 2 de la Memoria de Cálculo del
presente proyecto se ha elaborado un estudio más detallado con los datos
ógica de La Rinconada (Sevilla), fijando un valor de de irradiación global
·día), sobre el plano de captación de los paneles solares.
DATOS DE TEMPERATURAS Y PRECIPITACIONES
A continuación se muestran los datos correspondientes a las temperaturas y
precipitaciones correspondientes a la ciudad de Sevilla, estos valores son relevantes a la
de calcular la eficiencia energética de los paneles, ya que la producción energética
de los mismos depende de la temperatura que alcance el panel. El valor de las
precipitaciones es relevante de cara a la limpieza se la superficie de captación de los
les (siempre y cuando no llueva barro).
Gráfico de temperaturas diurnas y precipitaciones normales en la ciudad de Sevilla
Tª media (ºC) Tª mínima (ºC)
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olar existente en la zona de
emplazamiento de la planta solar fotovoltaica es muy rico. El CTE (DB-HS, salubridad) fija
global media sobre superficie horizontal para la zona del entorno
capítulo 2 de la Memoria de Cálculo del
presente proyecto se ha elaborado un estudio más detallado con los datos obtenidos de la
ógica de La Rinconada (Sevilla), fijando un valor de de irradiación global
el plano de captación de los paneles solares.
S Y PRECIPITACIONES
A continuación se muestran los datos correspondientes a las temperaturas y
precipitaciones correspondientes a la ciudad de Sevilla, estos valores son relevantes a la
de calcular la eficiencia energética de los paneles, ya que la producción energética
de los mismos depende de la temperatura que alcance el panel. El valor de las
de cara a la limpieza se la superficie de captación de los
en la ciudad de Sevilla
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Pre
cip
itac
ion
es
(mm
)
Tª máxima (ºC)
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Año tipo Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Anual
Temperatura máxima (ºC) 15 18 21 23 27 32 34 34 30 25 19 16 24,5
Temperatura media (ºC) 10 11 15 17 20 24 25 25 22 19 13 11 17,7
Temperatura mínima (ºC) 6 6 10 10 13 16 16 17 16 13 8 7 11,5
Precipitación total (mm) 65 54 38 57 34 13 2 6 23 62 84 95 533
Tabla 3.3. Temperaturas y precipitaciones normales en la ciudad de Sevilla
3.5. IMPACTO AMBIENTAL
Desde el punto de vista de la viabilidad medioambiental, la planta solar que se
proyecta, tal y como se describe detalladamente en el correspondiente Estudio de
Impacto Ambiental, es segura, limpia, silenciosa, fiable, inagotable, no genera residuos ni
contaminantes, es respetuosa con el medio ambiente y evita la emisión a la atmósfera de
gases de efecto invernadero que sí se emiten con otros tipos de generación de energía
eléctrica. Los impactos que producirá la planta solar fotovoltaica son:
Fase de obra
Todos los posibles impactos ambientales que se puedan producir en fase de obra
serán subsanados al finalizar estas.
Fase de Explotación.
•••• Impacto sobre el paisaje. Poco relevante debido a que la instalación se ubica sobre
una cubierta que debido a su altura consigue hacer los módulos poco visibles. El
mayor impacto lo generan las casetas de equipos, aspecto que no tiene mayor
relevancia, al considerarse el entorno de calidad paisajística media-baja.
•••• Contaminación atmosférica. El impacto producido por la planta solar se considera
positivo, al ahorrar la emisión de grandes cantidades de CO2 a la atmósfera que si
se emiten por medios de generación de energía de origen fósil.
•••• Ruidos. Este impacto no es significativo debido a que los equipos generan poco
ruido y estos (inversores y transformador) se encuentran en el interior de una
caseta.
•••• Impacto socioeconómico. Se considera positivo, al favorecerse la creación de
puestos de trabajo, y al verse favorecido el sector servicios del entorno.
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Por tanto, la planta solar que se proyecta se considera VIABLE desde el punto de
vista medioambiental ya que no genera impactos negativos relevantes y sí impactos
positivos.
3.6. DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA SOLAR
La idea general de este apartado es la describir muy resumidamente la planta solar
que se proyecta, ya que esta queda descrita y justificada en las correspondientes
Memoria Descriptiva y Memoria de Cálculo.
La superficie de captación está formada por la interconexión en serie/paralelo de
un total de 1560 paneles solares fotovoltaicos de silicio monocristalino 333 Wp cada uno
(519,5 kWp en total), encargados de transformar la energía solar en energía eléctrica.
Todos los paneles tendrán la misma orientación e inclinación (Orientación Sur girados 3º
al SO e inclinación 31º).
El generador fotovoltaico se divide en 5 subgeneradores idénticos, cuya potencia
es acondicionada por inversores de 100 kW cada uno (500 kW en total).
Para acoplar la tensión de salida de la generación eléctrica de la planta solar a la
de la red de ENDESA, es necesario elevar la misma hasta un valor de 15 (20) kV, ya que
así lo prescribe la compañía distribuidora. Esta función se realiza en el Centro de
Transformación, compuesto por un transformador de BT/MT y su aparamenta
correspondiente. El centro de transformación tendrá una potencia asignada de 630 kVA.
La evacuación de la energía producida a la red de ENDESA, donde también se
medirá la cantidad de energía generada, se realizará en un Centro de Seccionamiento, al
que le llega la energía a través de una línea subterránea de MT, que parte del CT.
Todos los equipos mencionados (a excepción obviamente de los paneles solares)
estarán ubicados en el interior de edificios fabricados para tal fin. Sin entrar en detalle, ya
que estos se describen tanto en la Memoria Descriptiva como en el Anejo XX
(Documentación Técnica de los equipos instalados), pasamos a mostrar los principales
equipos que se han escogido para la planta solar que se proyecta.
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EQUIPO MARCA Y TIPO Nº DE
EQUIPOS
Paneles solares fotovoltaicos
Sunpower SPR-333NE-WHT-D. Silicio monocristalino; 333 Wp; 20,4% de eficiencia
1560
Estructura soporte Hilti. Estructura de aluminio, ligera, adaptable, regulable en inclinación.
Tantas como paneles.
Cajas de Campo SMA Sunny String Monitor (SSM). Monitorización de ramales; protección de los mismos.
20
Cajas centrales SMA Sunny Main Box Cabinet (SMBC). Fácil instalación y registro. Protección de agrupación de ramales; puerta cerrada bajo llave.
5
Inversores
SMA Sunny Central 100 Indoor HE. 100 kW; Alta eficiencia (98,5%); bajo consumo en Stand-by; amplio rango de temperaturas de funcionamiento (-20ºC…50ºC)
5
Transformador Schneider Electric. 630 kVA; Aislamiento seco con resina epoxi; envolvente de protección (IP31).
1
Celdas de MT Schneider Electric; Aislamiento en SF6; enclavamientos con cerradura; mandos manuales.
Ver esquema unifilar de la instalación
Casetas de inversores, CT y CS
Schneider Electric. Fabricación modular. Cumplimiento con toda la normativa vigente (electrotécnicas, seguridad estructural, accesibilidad, etc)
2 (ver planos correspondientes)
Tabla3.4. Principales equipos que componen la planta solar
Con los equipos descritos, se garantizará una potencia instalada de unos 520 kWp,
ocupando el captador solar (conexión en serie-paralelo de los paneles solares) unos 8500
m2 de la cubierta del edificio de taller.
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4. ESTUDIO DE LA INCORPORACIÓN DE UN SISTEMA DE SEGUIMIENTO EN EL GENERADOR SOLAR
En el presente Proyecto se ha tenido en cuenta la posible alternativa de incorporar
un sistema de seguimiento en el generador solar fotovoltaico dado el carácter innovador
(se encuentra actualmente muy poco desarrollado en cubiertas). Para ello se estudiaron
los tipos de seguimientos existentes en la actualidad analizando las ventajas e
inconvenientes de los mismos. Así como el incremento de producción energética que se
espera obtener al incorporar este sistema.
La finalidad de un seguidor solar no es otra que la de incrementar la irradiación
solar que recibe el panel solar fotovoltaico, procurando siempre que este se encuentre lo
más perpendicular posible a los rayos solares obteniendo así un incremento de energía
producida.
4.1. CLASIFICACIÓN DE LOS SEGUIDORES SOLARES SEGÚN
EL NÚMERO DE EJES
4.1.1. Seguidores de un eje.
Son seguidores que solo tienen un grado de libertad en su movimiento.
Este tipo de seguidores se caracteriza por ser equipos relativamente sencillos, por
lo que su coste no es muy elevado. Lo que lo hace especialmente atractivo para su
empleo en cubiertas.
La principal desventaja de este tipo de seguidores es que el seguimiento solar es
impreciso, por lo que el aumento de producción no es tan elevado (un 10 o 15% en el
mejor de los casos) como en los seguidores de dos ejes (hasta un 35 incluso un 40%)
descritos en el apartado 4.1.2.
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4.1.1.1. Seguidores de eje acimutal
Son seguidores que varían el ángulo de acimut de los paneles solares. Constan de
un eje vertical sobre el que se monta la estructura de seguimientos. Este tipo de
seguidores no se monta sobre cubiertas ya que es sumamente pesado (se diseña para
montar sobre el eje un gran número de paneles solares) y presenta problemas
estructurales sobre todo de cara al viento.
Con este tipo de seguidores se suele conseguir un incremento de irradiación
incidente de hasta un 5%.
Figura 4.1. Seguidor de eje acimutal
4.1.1.2. Seguidores de eje horizontal
Bastante más extendidos sobre cubiertas. Es un sistema de seguimiento que
permite seguir la trayectoria solar a lo largo de su recorrido estacional, variando la
inclinación de los paneles. Es un sistema bastante más robusto que el anterior.
Con este tipo de seguidores se suele conseguir un incremento de irradiación
incidente de hasta un 5%.
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Figura 4.2. Seguidor de eje horizontal
Figura 4.3. Elementos que componen el seguidor de eje horizontal
4.1.1.3. Seguidores de eje polar
Se trata de un seguidor bastante extendido sobre cubiertas, por ser un sistema
bastante fiable. En este caso, el seguidor varía el giro del panel en función de la posición
diaria del sol. Este tipo de seguidor es capaz de aumentar la irradiación solar captada
hasta en un 15%.
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Figura 4.4. Seguidor de eje polar
Figura 4.5. Alzado de seguidores de eje polar
El principal inconveniente de este tipo de seguidores es que, como se deduce a
partir de la figura anterior, se necesita una mayor superficie sobre la cubierta para obtener
la misma potencia instalada que en un sistema fijo. La separación lateral entre paneles es
necesaria para minimizar las pérdidas por sombras, ya que al girar los mismos, fuera de
las horas centrales del día se genera una gran cantidad de sombras, con los problemas
que esto conlleva, si estos no están separados los suficiente.
La siguiente figura ilustra el razonamiento del párrafo anterior
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Figura 4.6. Pérdidas por sombras en paneles con seguidores de eje polar y separación lateral insuficiente
4.1.1. Seguidores de dos ejes
Son seguidores que combinan dos de los ejes definidos anteriormente,
normalmente el eje polar y horizontal. El uso de este tipo de seguidores está limitado a
huertos solares ya que requiere de una gran estructura y cimentación, por lo que no se
usa en cubiertas.
Figura 4.6. Seguidor de dos ejes (horizontal y polar)
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Figura 4.7. Seguidor de dos ejes (horizontal y acimutal)
La gran ventaja de este tipo de seguidores es sin duda que son capaces de captar
hasta un 35% más de irradiación solar, ya que el seguimiento de la trayectoria solar es
mucho más preciso que en un seguidor de un eje.
Figura 4.8. Incremento de la irradiación captada gracias a un seguidor de 2 ejes respecto a una estructura fija
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El principal inconveniente de este tipo de seguidores es su elevado coste, ya que
han de ser sistemas robustos diseñados para soportar grandes cargas de viento, nieve,
granizo e incluso soportar los fenómenos de corrosión, es por ello que su empleo está
justificado cuando realmente el incremento de producción energética en relación con los
costes de inversión y de explotación proporcionan un mayor margen de beneficios que un
sistema sin seguimiento.
4.1.2. Seguidores tipo carrusel
Se trata de un nuevo tipo de seguidores de dos ejes consistente básicamente en
un carrusel que gira variando así el ángulo acimutal del generador, además de disponer
de un eje horizontal que varía el ángulo de inclinación de los paneles solares. Este tipo de
seguidores se ha diseñado especialmente para cubiertas, garantizando una producción
anual según distintos fabricantes de hasta 1950 kWh por kWp instalado (un aumento de
hasta un 15% de irradiación solar).
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Figura 4.9. Seguidores tipo carrusel
El principal inconveniente de este tipo de seguidores es la necesidad de una gran
cantidad de espacio disponible en cubierta para poder instalar la misma potencia que en
una planta solar sin seguimiento, debido a la servidumbre que hay que dejar para el libre
movimiento del carrusel. Además de un estudio muy detallado de las sombras a fin de
poder configurarlo de forma que las pérdidas sean las mínimas posibles.
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4.2. TIPOS DE SEGUIDORES SOLARES SEGÚN SU
ALGORITMO DE SEGUIMIENTO
Atendiendo a este criterio podemos encontrar dos tipos de seguidores:
4.2.1.1. Seguidores por punto luminoso
Este tipo de seguidores poseen un sensor que les indica cual es el punto más
luminoso del cielo y al que deben apuntar.
Las ventajas que presentan este tipo de seguidores son la facilidad para
implementar el algoritmo de seguimiento así como la capacidad de proporcionar
pequeñas ganancias de producción en días nubosos. Sin embargo el principal
inconveniente que presentan es la escasa fiabilidad, debido al deterioro o ensuciamiento
del sensor, lo cual provoca que el sistema de seguimiento no sea correcto e incluso
empeore la irradiación captada con respecto a un sistema fijo.
4.2.1.2. Seguidores con programación astronómica:
Se trata de seguidores que mediante un programa y de acuerdo con las
ecuaciones solares conocen en qué punto debería estar el Sol a cada hora y apuntan a
dicha posición
Estos sistemas presentan la principal ventaja de ser muy robustos y fiables una vez
programados e implementado el algoritmo de seguimiento. Por el contrario el principal
inconveniente que presentan precisamente es la dificultad para implementar el algoritmo
de seguimiento, aunque en la actualidad esta fase se encuentra bastante desarrollada.
4.3. FUNCIONAMIENTO DE UN SEGUIDOR SOLAR
El funcionamiento de un seguidor solar obedece a las trayectorias solares bien
mediante un mecanismo de seguimiento por programación astronómica o por punto
luminoso.
Su movimiento es dirigido por un autómata programable, que a través de unos
parámetros definidos y mediante al programa que se le ha introducido, manda las
correspondientes señales a un sistema electromecánico o hidráulico, que es el encargado
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de posicionar el seguidor en el punto óptimo para que el generador capte la mayor
cantidad de irradiación posible. El sistema es realimentado a través de un encoder, el cual
a través de los correspondientes sensores de posición del seguidor manda las
correspondientes señales al autómata, corrigiendo los posibles errores de
posicionamiento del seguidor.
La siguiente figura muestra el esquema de funcionamiento del seguidor solar.
Figura 4.10. Esquema de funcionamiento del seguidor solar
4.4. SEGUIDOR PROPUESTO PARA LA PLANTA SOLAR
Analizados todos y cada uno de los seguidores existentes más comunes se ha
llegado a la conclusión de que el tipo de seguidor que mejor encaja, dada la cubierta que
se tiene y la potencia instalada, es el seguidor de un eje horizontal con seguimiento por
programación astronómica, similar al descrito ene l apartado 4.1.1.2. Las razones que
podrían hacerlo compatible frente a los otros seguidores son las siguientes:
•••• Dada la configuración de la cubierta (curva cilíndrica, con gran cantidad de
lucernarios) se hace inviable el uso de seguidores tipo carrusel, ya que el
movimiento de estos quedaría muy impedido por tanto se estaría realizando una
inversión en un producto del cual no se puede obtener todo su potencial.
•••• Los seguidores de eje polar tampoco son viables ya que el aumento de producción
que permitirían obtener no compensa la importante pérdida debido a que la
potencia instalada sobre la cubierta se vería reducida en más de la mitad debido a
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la separación lateral necesaria para no obtener pérdidas por sombras (ver figura
4.6.)
•••• Los seguidores tanto de eje acimutal como los seguidores convencionales de dos
ejes son inviables desde el punto de vista estructural, ya que habría que reforzar la
estructura de la cubierta, e incluso vigas soportes y cimentación de la nave. Si se
consulta el Anejo 2 (Cálculo estructural de la nave industrial), se ve como el hecho
de montar el generador solar sobre la misma hace que algunos elementos
estructurales alcancen hasta un 90% de su capacidad portante.
•••• Los seguidores de eje horizontal, pese a que aportan el menor aumento de
irradiación solar de los estudiados, es el que mejor se adapta a la cubierta
existente, ya que supone una modificación mínima sobre un generador de tipo fijo
(sin seguimiento), tan solo incorporaría los motorreductores y mecanismos
necesarios para variar la inclinación de los paneles conforme varía la elevación del
Sol a lo largo del año.
El sistema de seguimiento consistiría por tanto en un seguidor solar de un eje
horizontal, accionado electromecánicamente mediante moto-reductor de 0,8 kW de
potencia por seguidor y un sistema de bielas y brazos (ver figura 4.3.), controlado por un
autómata que iría emplazado en la caseta de inversores y CT (concretamente en la sala
de inversores). El seguidor Tracker-Cub NS cubierta de la casa SENDEKIA podría ser
una posible solución al sistema descrito.
En principio se instalaría un seguidor por cada 20 paneles (5 filas de 4 paneles
cada una) y un seguidor común para 4 filas de 4 paneles cada una (completando así las
39 filas de paneles propuestas).
Nº de seguidores Nº común de filas de
paneles Nº de paneles
por fila Potencia por
seguidor (kWp)
70 5 4 6,66
10 4 4 5,33 Tabla 4.1. Número de seguidores a instalar y configuración de los mismos
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5. ENERGÍA BRUTA INCIDENTE SOBRE EL GENERADOR SOLAR FOTOVOLTAICO
5.1. ALTERNATIVA PROPUESTA: SIN SEGUIMIENTO
En el Capítulo 2 (Diseño del generador solar fotovoltaico) de la Memoria de Cálculo
del presente Proyecto se justifica la orientación e inclinación adoptadas para todos y cada
uno de los paneles solares fotovoltaicos. La finalidad no es otra que la de captar la mayor
cantidad de energía solar a lo largo de todo el año. La solución que se ha adoptado es:
•••• Orientación de los paneles solares fotovoltaicos (γ): Sur, desviación de 3º al SO
(perpendiculares al eje longitudinal de la cubierta.
•••• Inclinación de los paneles solares fotovoltaicos (β): 31º sobre la superficie
horizontal (32º sobre la superficie de la cubierta).
Para esta configuración, la irradiación global medio incidente sobre los paneles
solares se muestra a continuación:
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Figura 5.1. Irradiación global mensual y media sobre los módulos de la planta solar
Irradiación global media (kWh/m2) sobre superficie inclinada 31º en Sevilla (fuente: Agencia Andaluza de la Energía)
Orientación Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total Media
(kWh/(m2·día))
3º (SO) 109 133,7 168,4 187 203,8 213,1 222,7 216 179,3 145,6 115,8 89,3 1983,2 5,433
Tabla 5.1. Valores de irradiación global mensual y media sobre los módulos de la planta solar
5.2. ALTERNATIVA B: CON SEGUIMIENTO EN 1 EJE
5.2.1. Separación mínima entre filas de paneles
En primer lugar cabría preguntarse si la separación de 5m que se ha tomado entre
filas de paneles es ahora válida al incorporar un sistema de seguimiento en el que se va a
variar la inclinación de los mismos. Recordando el criterio de separación establecido por
el IDAE y desarrollado en el apartado 3.1.1. de la Memoria de Cálculo del presente
Proyecto, la separación mínima entre filas de paneles venía determinada por las
siguientes expresiones:
���� =ℎ
tan(61° − �������)
���� = ���� + ������ · cos(!)
Siendo β la inclinación del panel (respecto a la horizontal) y Lpanel = 1559 mm.
5,430
5,431
5,432
5,433
5,434
5,435
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
Irra
dia
ció
n m
ed
ia d
iari
a (k
wh
/(m
2 ·d
ía)
Irra
dia
ció
n (
kwh
/m2 )
Inclinación 31º, Orientación 3º SO Media (31º,3º SO)
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En la siguiente figura se definen gráficamente los valores de “d” y ”h”:
Figura 5.2. Toma de datos de valores de “d” y “h”
Donde h sigue siendo (tomando 100mm como separación mínima entre la parte
inferior del módulo y la parte superior de la cubierta, por motivos de ventilación):
ℎ = ������ · ��"! + 100$$
Operando matemáticamente, podemos obtener el valor de smin, en función de β,
llegando a la siguiente expresión:
���� =������ · ��"! + 100
tan(61° − �������)+ ������%&�!
La ecuación anterior muestra el valor de la separación entre fila de paneles, en
función de la inclinación de los mismos, si representamos gráficamente la función anterior
obtenemos la siguiente figura:
Figura 5.3. Separación mínima entre paneles en función de la inclinación de estos
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A la vista de los resultados, se ve que el máximo se da en torno a 1,2 rad (69º),
para esta inclinación la separación mínima entre filas sería de unos 4,1m, inferior a los 5
metros adoptados, por tanto la separación adoptada entre filas de paneles sin
seguimiento, sigue siendo válida en este caso.
5.2.2. Energía bruta incidente sobre el generador solar
Se ha realizado un estudio similar al del Capítulo 2 de la Memoria de cálculo del
presente Proyecto. Pero en este caso, al ser el ángulo de inclinación variable, se ha
elaborado una tabla variando los ángulos de inclinación de 5º en 5º, partiendo desde una
inclinación mínima de 5º (una inclinación menor no es factible debido a los problemas que
acarrea debido al ensuciamiento de los paneles).
Los resultados obtenidos se muestran en las páginas siguientes, donde ve como
efectivamente el empleo de este tipo de seguidor produce un incremento de hasta un
4,2% de irradiación global captada como valor medio anual, aunque este valor no es
especialmente elevado, pero si muy típico en este tipo de seguidores simples y
económicos con respecto al resto.
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NO INTERESA MAXIMOS β ÓPTIMO (º)
Enero 80,7 87,1 92,8 98,6 103,0 107,6 110,9 114,1 116,3 117,6 118,5 118,6 117,9 116,7 114,2 111,5 108,0 104,1 118,6 55-60
Febrero 104,0 111,1 117,5 123,5 128,9 132,7 136,3 138,9 140,8 141,7 141,5 140,7 139,0 136,4 133,3 128,6 123,3 117,7 141,7 50-55
Marzo 146,2 152,5 158,0 162,2 165,5 168,1 169,9 170,3 169,4 167,8 165,2 161,3 156,7 151,3 144,5 137,6 129,2 120,6 170,3 35-45
Abril 178,1 182,2 185,0 187,1 187,4 187,1 185,4 183,0 179,4 174,6 169,0 162,3 154,3 146,2 136,8 126,5 115,9 104,9 187,4 20-30
Mayo 210,0 211,5 212,0 210,5 208,4 204,7 199,7 194,1 187,3 179,3 170,7 160,7 150,2 139,0 127,1 114,7 102,0 89,6 212,0 10-20
Junio 228,0 228,1 226,7 224,1 219,6 214,2 207,3 199,6 190,7 181,1 170,3 158,6 146,1 133,4 119,7 106,2 93,0 79,2 228,1 5-10
Julio 234,2 235,2 234,5 232,1 229,0 223,6 217,6 210,1 201,7 192,3 181,5 169,8 156,9 143,6 130,0 116,0 101,5 87,6 235,2 10-15
Agosto 211,5 215,1 217,3 218,4 218,3 216,4 213,2 209,4 203,9 196,8 189,1 180,4 170,0 159,3 147,1 134,4 121,4 107,5 218,4 20-25
Septiembre 160,8 166,6 171,5 174,9 177,7 179,3 179,9 179,2 177,4 174,6 170,8 166,0 160,1 153,0 145,2 136,2 127,2 117,0 179,9 30-40
Octubre 119,4 126,0 132,1 137,1 141,4 145,2 147,3 149,0 150,2 149,8 149,1 147,2 144,2 140,8 136,2 131,3 124,7 118,0 150,2 45-50
Noviembre 87,1 93,8 100,3 105,9 110,8 115,0 118,6 121,5 124,0 125,1 125,8 125,4 124,9 123,1 120,8 117,4 113,6 109,1 125,8 50-60
Diciembre 67,4 72,5 77,3 81,8 85,4 88,9 92,0 94,2 95,9 97,3 97,9 97,9 97,6 96,4 94,6 92,7 89,8 86,4 97,9 55-60
TOTAL 1672,9 1881,7 1925,0 1956,2 1975,4 1982,8 1978,1 1963,4 1937,0 1898,0 1849,4 1788,9 1717,9 1639,2 1549,5 1453,1 1349,6 1241,7 2065,5
MEDIA DIARIA 4,58 5,16 5,27 5,36 5,41 5,43 5,42 5,38 5,31 5,20 5,07 4,90 4,71 4,49 4,25 3,98 3,70 3,40 5,66
Inclinación (º)
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90
Tabla 5.2. Irradiación global mensual y media sobre los módulos de la planta solar en función de la inclinación de los mismos
Irradiación Global media (kWh/m2) sin
seguimiento 5,433
Irradiación Global media (kWh/m2) con
seguimiento estacional (1 eje) 5,66
Incremento de irradiación (%) 4,18%
Tabla 5.3. Incremento de irradiación global media gracias al seguidor de un eje horizontal
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Figura 5.4. Comparativa de la irradiación captada en el sistema con seguimiento y sin seguimiento
5,4
5,45
5,5
5,55
5,6
5,65
5,7
90,0
110,0
130,0
150,0
170,0
190,0
210,0
230,0
Irra
dia
ció
n m
edia
dia
ria
(kw
h/m
2· ·d
ía)
Irra
dia
ció
n (
kwh
/m2)
Con seguidor Sin seguidor media Con seguidor media Sin seguidor
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6. PÉRDIDAS EN LA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA
6.1. ALTERNATIVA PROPUESTA: SIN SEGUIMIENTO
6.1.1. Pérdidas en el generador solar fotovoltaico
6.1.1.1. Pérdidas espectrales
Estas pérdidas se deben a la diferencia entre la distribución espectral real y la de
referencia estándar AM 1.5G (Índice de Masa del Aire, que influye en la reflexión de la
irradiancia, sobre todo la componente difusa). El índice IAM se emplea para determinar la
potencia nominal de los módulos. Se ha optado un valor para estas pérdidas de un 0,5%,
tras consultar distintas recomendaciones y programas de simulación como el PVSYST.
6.1.1.2. Pérdidas angulares
La irradiación que finalmente recibe el panel, disminuye debido a la reflexión
de los rayos solares cuando atraviesan dos superficies con diferentes índices de
refracción. El valor de la irradiación que se refleja se calcula mediante la Ley de Fresnel.
La siguiente figura muestra el fenómeno descrito:
Figura 6.1. Reflexión y refracción de la luz al incidir sobre dos superficies con diferentes índices de refracción.
El fabricante de los paneles solares garantiza que la cubierta de vidrio de los
mismos es antireflectante de alta transmisividad, por lo que las pérdidas angulares se
producirán al atravesar la luz solar dicho cristal e incidir sobre las propias células que
componen el panel.
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Cuando el ángulo de incidencia con la superficie del módulo es exactamente de 90º
no se producirán pérdidas por reflexión. Al ser la inclinación de la estructura fija, se
producirán unas pérdidas angulares significativas, cuyo valor se ha estimado en un 2%.
6.1.1.3. Pérdidas por orientación de la planta solar
Son sumamente pequeñas dada la pequeña desviación de la orientación de los
paneles de la planta solar (3º con respecto al Sur). No obstante, se han cuantificado en el
Capítulo 2 de la Memoria de Cálculo del presente Proyecto y su valor es de un 0,035%.
6.1.1.4. Pérdidas por sombreado
Del estudio detallado de sombras realizado en el Capitulo 3 de la Memoria de
Cálculo de este Proyecto se concluye que los únicos obstáculos que producirán sombra
sobre una fila de paneles será precisamente la fila de paneles que se encuentra
inmediatamente delante. El valor de pérdidas de irradiación solar producido se ha
contabilizado en un 1,69%, según arrojan los resultados de dicho estudio de sombras.
6.1.1.5. Pérdidas por polvo y suciedad de los paneles solares
Se deben básicamente a la acumulación de polvo y suciedad sobre los propios
módulos, lo cual afecta de forma significativa al rendimiento ya que la energía incidente
disminuye notablemente. Estas pérdidas son difíciles de evaluar ya que dependen del año
en cuestión (estado de la atmósfera, contaminación, lluvias, etc) basándonos en datos
estadísticos y suponiendo que se llevará un correcto plan de mantenimiento (ver el
Manual de Mantenimiento del presente Proyecto), se ha estimado un valor de pérdidas
por polvo y suciedad no superior al 1%.
6.1.1.6. Pérdidas por temperatura
El fabricante de los paneles certifica una variación de potencia de un -0,38% / K. Lo
que se ha hecho en la práctica es determinar la temperatura alcanzable por el panel, a
partir de los datos de temperatura diurna definidos en el apartado 3.4. y de la NOCT del
panel (el fabricante la fija en 45ºC ± 2ºC, por lo que siendo conservadores se tomará el
valor de 47ºC por ser más desfavorable).
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En la siguiente tabla se muestra la temperatura máxima alcanzable por el panel en
cada mes del año, mostrando al final de la misma la media de pérdida de potencia que se
espera obtener. Para la elaboración de esta tabla se ha tenido en cuenta la irradiancia (I)
media mensual, que a su vez es función de la irradiación media y del número de horas de
luz medio por mes, de esta forma y sabiendo la temperatura media diurna mensual
podemos estimar la temperatura que alcanza el panel mediante la siguiente expresión
(usada en la Memoria de Cálculo de este Proyecto):
'����� = '��( +)*'+ − 20
800· .
Por tanto las pérdidas por temperatura será la desviación de este valor con
respecto a la temperatura de referencia (25ºC).
Mes Irradiación
mensual media (kWh/m2)
Nº de días del
mes
Irradiación global diaria
(kWh/(m2·día)
Nº medio diario de
horas de Sol por mes
Irradiancia mensual media
(W/(m2·día)
Temperatura media diurna mensual (ºC)
Temperatura que alcanzará el panel (ºC)
Incremento de potencia del
panel (%)
Enero 109 31 3,52 9 390,68 10 23,19 0,69%
Febrero 133,7 28 4,78 10 477,50 11 27,12 -0,80%
Marzo 168,4 31 5,43 11 493,84 15 31,67 -2,53%
Abril 187 30 6,23 12 519,44 17 34,53 -3,62%
Mayo 203,8 31 6,57 13 505,71 20 37,07 -4,59%
Junio 213,1 30 7,10 14 507,38 24 41,12 -6,13%
Julio 222,7 31 7,18 14 513,13 25 42,32 -6,58%
Agosto 216 31 6,97 13 535,98 25 43,09 -6,87%
Septiembre 179,3 30 5,98 12 498,06 22 38,81 -5,25%
Octubre 145,6 31 4,70 11 426,98 19 33,41 -3,20%
Noviembre 115,8 30 3,86 10 386,00 13 26,03 -0,39%
Diciembre 89,3 31 2,88 9 320,07 11 21,80 1,22%
Incremento medio de potencia por temperatura del panel -3,27%
Tabla 6.1. Pérdidas por temperatura en los paneles en función de la irradiancia media y la temperatura ambiente
A la vista de los resultados, se concluye que las pérdidas por temperatura del panel
serán de un 3,27%.
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6.1.1.7. Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal
La potencia pico real de cada panel depende de la curva característica del mismo y
esta obedece a una distribución estadística definida por una campana de Gauss, de
forma que la potencia pico real no se corresponde normalmente con la potencia pico
nominal sino que hay una cierta dispersión. El fabricante de los paneles solares
fotovoltaicos certifica una tolerancia positiva de potencia, es decir, garantiza la producción
de potencia nominal (333 Wp) +5/-0%. Por lo que a efectos de cálculo, se tomará un 0%
(no se considerarán pérdidas en este aspecto).
6.1.1.8. Pérdidas por dispersión en la característica I-V de los paneles solares
Estas pérdidas tienen lugar al efectuar las agrupaciones en serie/paralelo de las
células dentro de un módulo y a su vez, las agrupaciones serie/paralelo de los módulos
en strings, ya que surge el problema de la dispersión de las curvas características I-V
comentadas en el apartado anterior. Esta dispersión se debe fundamentalmente a que no
todas las células que componen el módulo ni todos los módulos que componen la rama
son idénticas y no todos los módulos se encuentran funcionando exactamente en las
mismas condiciones (por ejemplo en casos de sombreado parcial de módulos). Debido a
la dificultad para evaluar estas pérdidas y basándonos en recomendaciones de distinta
bibliografía, se opta por evaluar estas pérdidas en un 1%.
6.1.1.9. Pérdidas por degradación de los paneles solares
El fabricante de los paneles solares garantiza una producción de potencia mínima
no inferior al 90% de la potencia nominal de los paneles durante los primeros 12 años, a
partir de entonces y hasta los 25 años, el mismo garantiza una producción de potencia
mínima no inferior a un 80% de la potencia nominal de los paneles. Por lo que la eficiencia
media de los paneles será de:
/0�%�1"%�� =90 · 12 + 80 · 13
25= 84,8%
Luego las pérdidas por degradación de los paneles solares serán de un 15,2%.
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6.1.2. Pérdidas en los inversores
En la ficha técnica de los inversores (consultar Anejo 1), se puede ver como el
fabricante certifica que el rendimiento de los mismos varía de un 98,3% a un 98,5%, por lo
que se ha estimado un valor medio de rendimiento, es decir un 98,4% de eficiencia para
cada inversor. El valor que se obtiene por pérdidas en la generación energética será de
un 1,6%.
6.1.3. Pérdidas en el transformador
Consultando la ficha técnica del transformador en el Anejo 1 se puede ver como el
fabricante certifica distintos valores de rendimiento, dependiendo fundamentalmente del
cosφ (distingue para valores de 0,8 y 1), de la carga con la cual trabaja el transformador
(distingue entre 75% y 100% de carga) y de la temperatura de trabajo (distingue entre
75ºC y 120ºC). Lo que se ha hecho en la práctica es obtener unos valores de rendimiento
medios en función del cosφ f con el que se prevé trabajar, así como con el factor de carga
previsto, y temperatura de trabajo prevista.
El fabricante de los inversores garantiza un valor del cosφ superior a 0,99decir un
98,4% de eficiencia para cada inversor. El valor que se obtiene por pérdidas en la
generación energética será de un 1,6%. Así mismo, la carga del transformador será de
500/630 = 79,4%.
A continuación se muestran en la siguiente tabla los valores de rendimiento que
proporciona el fabricante, y los obtenidos por interpolación lineal.
carga 75%
carga
79,4% carga 100%
cosφ = 1 a 75 ºC 98,850 98,819 98,676
a 120 ºC 98,740 98,701 98,520
cosφ = 0,99 a 75 ºC 98,836 98,805 98,660
a 120 ºC 98,725 98,685 98,502
cosφ = 0,8 a 75 ºC 98,570 98,531 98,350
a 120 ºC 98,430 98,382 98,160
Tabla 6.2. Gama de rendimientos del transformador
De la tabla anterior, para cosφ = 0,99 y un factor de carga de un 79,4% se han
obtenido unos rendimientos que van desde un 98, 805% hasta un 98,685%. Tomando
como rendimiento global el intermedio a estos valores, el rendimiento global del
transformador será de 98,747%, por lo que las pérdidas energéticas serán de un 1,252%.
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6.1.4. Pérdidas en el cableado eléctrico
El valor de estas ha sido posible determinarla con gran precisión gracias a los
cálculos de la línea eléctrica de Baja y Media Tensión realizados en los capítulos 4 y 5 de
la Memoria de Cálculo del presente Proyecto, en donde gracias a la resistencia de los
conductores obtenida a partir de los materiales (Cu, Al) y sección del cable, y de la
intensidad de corriente prevista para cada tramo, es posible estimar la potencia disipada
por el efecto Joule por cada metro de cable, resultados que se presentan en los apartados
correspondientes a los capítulos mencionados.
A partir de estos datos y de la longitud total de cada tipo de cable a emplear en el
Proyecto (obtenidas a partir de los planos correspondientes), se ha elaborado una tabla
que muestra las pérdidas totales por cada tramo considerado y las pérdidas totales en la
planta solar:
Tramo considerado Conductor (material y
sección)
Potencia disipada (W/m)
Longitud total de cable (m)
potencia total disipada (W)
Conexión entre paneles Cu 6mm2 0,122 3120 380,64
Conexión serie entre paneles
Cu 6mm2 0,122 3140 383,08
conexión SSM-SMBC Cu 70mm2 0,534 3750 2002,5
Conexión SMBC-Inversores
Cu 240mm2 2,131 122 259,982
Conexión inversores-armario protecciones
Cu 240mm2 2,131 84 179,004
Conexión armario de protecciones-CGP
Cu 240mm2 2,131 96 204,576
Conexión CGBT-Transformador
Cu 240mm2 5,173 12 62,076
Conexión transformador-celdas de MT
Al 240mm2 0,0802 15 1,203
Conexión CT-CS (línea subterránea de MT)
Al 240mm2 0,0802 1350 108,27
Zona cliente-zona compañía
Al 240mm2 0,0802 12 0,9624
Total 3582,29
Tabla 6.3. Pérdidas producidas en el cableado de la planta solar
Puesto que la potencia nominal de la instalación es de 500 kW, las pérdidas, en %
producidas en el cableado son de:
8é:�����%�;�1��&(%) =3582,29
500000· 100 = <, =>?%
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6.1.5. Pérdidas en los dispositivos de protección y mando
Aunque no son elevadas, hay que contabilizar las pérdidas que se producen debido
a la disipación de potencia en los distintos elementos de protección tales como fusibles,
relés térmicos y magnéticos, etc, ya que en conjunto pueden suponer un valor significativo
que no puede ser menospreciado.
Consultando la ficha técnica de los fabricantes de los distintos elementos de
protección se puede consultar la potencia que disipa cada uno de estos elementos. Se ha
elaborado una tabla en la que se recopila las pérdidas de cada uno de estos elementos, y
las pérdidas finales obtenidas en los dispositivos de protección y mando.
Elemento de protección
Ubicación Potencia disipada
unitaria (W) Nº de
elementos Potencia disipada
total (W)
Fusible de 10 A Caja SSM 1,06 260 275,6
Fusible de 50 A Caja SMBC 11 20 220
Fusible de 63 A Caja SMBC 13,5 20 270
Fusible de 250 A CGP-BT 27,2 15 408
Magnetotérmico CC In 200 A
Armario protección CC
38 5 190
Magnetotérmico CA In 200 A
Armario protección CA
42 5 210
Diferencial CA In 250 A 300 mA
Armario protección CC
54 5 270
Interruptor-Seccionador In 63 A
Caja SSM 6 20 120
Interruptor-Seccionador In 200 A
Armario protección CC
24,5 5 122,5
Interruptor-Seccionador In 1250 A
CGP-BT 135 1 135
Total pérdidas (W) 2221,1 Tabla 6.4. Pérdidas producidas en los dispositivos de protección y mando
Siendo la potencia nominal de la instalación es de 500 kW, las pérdidas, en %
producidas en las protecciones son de:
8é:�����8:&�1%%�&"1�(%) =2221,1
500000· 100 = <, @@%
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Dado que hay pérdidas que no se han podido contabilizar, como las de los
dispositivos de protección que incorporan los inversores, se ha tomado un coeficiente
global de pérdidas de un 0,6% englobando a las pérdidas de estos dispositivos.
6.1.6. Pérdidas por alimentación del sistema de monitorización de la planta
solar
Los equipos que componen el sistema de monitorización y control de la planta solar
son básicamente equipos electrónicos por lo que su consumo es muy pequeño. No
obstante se trata de equipos que funcionan las 24 horas del día, los 365 días del año por
lo que su consumo por pequeño que sea va a ser contabilizado. Se ha estimado la
potencia instalada de los equipos de dicho sistema y su consumo energético anual en la
siguiente tabla:
Equipo Potencia
(W) Nº de
equipos Consumo diario
(Wh) Consumo anual (kWh)
Sunny String monitor 3 24 1728 630,72
Router emisor/receptor 7 25 4200 1533
Sensores adicionales 8 1 192 70,08
PC portátil 40 1 960 350,4
Consumo total
(kWh) 2584,2
Tabla 6.5. Consumo energético de los equipos del sistema de monitorización
Los resultados de la tabla demuestran como aunque el consumo de los equipos de
forma individualizada sea sumamente pequeño, al haber cierta cantidad de algunos de
ellos y al estar continuamente en funcionamiento, el consumo de estos es importante,
tomando como referencia un valor de 2600 kWh, referido este consumo sobre la
producción anual de la planta solar, estas pérdidas suponen un 0,235% del total de la
producción anual estimada.
6.1.7. Pérdidas por indisponibilidad de la instalación
Se entiende por indisponibilidad de la instalación la pérdida de la producción de
una jornada completa de producción debido a una incidencia en la misma tales como
averías, fallos en la red o labores de mantenimiento. Tomando un valor de al menos 3
jornadas improductivas al año, las pérdidas por indisponibilidad serían de un 0,8%.
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6.1.8. Otras pérdidas
Corresponden a las pérdidas producidas en las conexiones del cableado, celdas de
MT, etc. Dado que no es posible contabilizarlas por no tener datos suficientes, se ha
decidido tomar un valor global para estas pérdidas de un 1%, siendo conservadores.
6.1.9. Coeficiente global de pérdidas y rendimiento de la planta solar
En la siguiente tabla se resumen todos y cada uno de los valores de las pérdidas
de la planta solar que se proyecta:
Pérdidas
Rendimiento parcial
Pé
rdid
as e
n e
l ge
ne
rad
or
sola
r fo
tovo
ltai
co
Espectrales 0,500% 99,500%
Angulares 2,000% 98,000%
Orientación 0,035% 99,965%
Sombreado 1,690% 98,310%
Polvo y suciedad de los paneles solares
1,000% 99,000%
Temperatura 3,270% 96,730%
No cumplimiento de la potencia nominal
0,000% 100,000%
Dispersión de la característica I-V de los
paneles solares 1,000% 99,000%
Degradación de los paneles solares
15,200% 84,800%
Inversores 1,600% 98,400%
Transformador 1,252% 98,748%
Cableado eléctrico 0,716% 99,284%
Dispositivos de protección y mando
0,600% 99,400%
Alimentación del sistema de monitorización de la planta solar
0,235% 99,765%
Indisponibilidad de la instalación 0,800% 99,200%
Otros 1,000% 99,000%
PR 72,383%
Tabla 6.6. Resumen de pérdidas y rendimiento global de la planta solar sin seguidor
El término PR, (Performance Ratio o rendimiento energético de la instalación) es el
rendimiento global de la planta solar teniendo en cuenta todas y cada una de las pérdidas.
Se calcula de la siguiente forma:
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AB =∏ DE><< − ADF (Pi son cada una de las pérdidas definidas a lo largo del
presente Capítulo).
El PR obtenido corresponde al global calculado durante los 25 años de explotación
de la instalación, teniendo en cuenta la degradación de los paneles.
6.2. ALTERNATIVA B: CON SEGUIMIENTO EN UN EJE
Las pérdidas que se esperan obtener en la planta solar fotovoltaica con
seguimiento en un eje son prácticamente similares a las descritas en el apartado 6.1. a
excepción de las siguientes:
6.2.1. Pérdidas en el generador solar fotovoltaico
6.2.1.1. Pérdidas angulares
El sistema de seguimiento de eje horizontal hará que las pérdidas por reflexión
disminuyan ya que los paneles se encontrarán mejor orientados que en un sistema sin
seguimiento, el valor de estas pérdidas se verá reducido hasta un 1,5% ya que el
seguimiento no es muy preciso en este tipo de seguidores.
6.2.1.2. Pérdidas por sombreado
También se verán reducidas sobre todo a partir de los meses de Marzo-Octubre.
No se espera una gran reducción de estas pérdidas ya que el estudio de sombras
realizado en el capítulo 3 de la Memoria de Cálculo arroja que las pérdidas en este
intervalo son casi nulas. Se ha contabilizado en un 1,5% las pérdidas por sombras.
6.2.2. Pérdidas en el sistema de seguimiento
El mecanismo de accionamiento del sistema de seguimiento es del tipo
electromecánico mediante motorreductores que accionan las distintas bielas y manivelas
de los seguidores, variando así la inclinación de los paneles solares. El tipo de reductor
para este tipo de seguidores es del tipo sinfín corona, evitando así la colocación de
motores de gran potencia. Además se aprovecha el sistema de bloqueo característico de
este tipo de reducciones, por lo que no es necesaria la colocación de frenos ni bloqueos
para inmovilizar los paneles en la inclinación que se desee.
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Por el contrario, este sistema de reducción tiene un rendimiento global bastante
malo, siendo en las mejores ocasiones inferior a un 40%. No obstante, por las
características del tipo de sistema de seguimiento, el número de maniobras al año es muy
pequeño y el tiempo de duración de estas es mínimo, ya que cada maniobra ha de durar
el tiempo suficiente como para cambiar la inclinación de los paneles 1º o incluso menos,
lo que se traduce en un tiempo de maniobra por mes inferior a 15 minutos.
En consecuencia, y dada la potencia necesaria para los motores de accionamiento,
las perdidas en el sistema de seguimiento van a ser casi despreciables, en el peor de los
casos sería de un 0,1% que es el valor que se ha adoptado en este punto.
6.2.3. Pérdidas por indisponibilidad de la instalación
Lógicamente se prevé una indisponibilidad de la instalación mayor que en una
instalación fija, ya que estamos sujetos a fallos en el sistema de seguimiento y a las
operaciones de mantenimiento del mismo. Además, según el fabricante del seguidor
seleccionado, este sistema ha de ponerse en bandera (totalmente horizontal) cuando la
velocidad del viento es superior a 65 km/h, por lo que si tenemos un día ventoso en los
meses de invierno (en los que la inclinación de los paneles ronda los 60º) a la vista de los
valores de la tabla 5.2. se perdería gran parte de la producción de ese día. Tomando un
valor optimista de al menos 5 jornadas improductivas al año, las pérdidas por
indisponibilidad serían de un 1,37%.
6.2.4. Otras pérdidas
Además de las contabilizadas para el sistema de instalación fija, se han incluido en
este apartado las pérdidas debidas al cableado del sistema de seguimiento, consumo de
motores del mismo, autómata de control, protecciones que habría que incorporar en estos
sistemas, etc, dada la dificultad para evaluarlas sin hacer un estudio más exhaustivo de
este tipo de sistema. Se ha tomado un valor para estás pérdidas de un 1,1%.
6.2.5. Coeficiente global de pérdidas y rendimiento de la planta solar
En la siguiente tabla se resumen todos y cada uno de los valores de las pérdidas
de la planta solar con la alternativa de seguimiento en un eje horizontal.
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Pérdidas
Rendimiento parcial
Pé
rdid
as e
n e
l ge
ne
rad
or
sola
r fo
tovo
ltai
co
Espectrales 0,500% 99,500%
Angulares 1,500% 98,500%
Orientación 0,035% 99,965%
Sombreado 1,500% 98,500%
Polvo y suciedad de los paneles solares
1,000% 99,000%
Temperatura 3,270% 96,730%
No cumplimiento de la potencia nominal
0,000% 100,000%
Dispersión de la característica I-V de los
paneles solares 1,000% 99,000%
Degradación de los paneles solares
15,200% 84,800%
Inversores 1,600% 98,400%
Transformador 1,252% 98,748%
Cableado eléctrico 0,716% 99,284%
Dispositivos de protección y mando
0,600% 99,400%
Alimentación del sistema de monitorización de la planta solar
0,235% 99,765%
Sistema de seguimiento 0,100% 99,900%
Indisponibilidad de la instalación 1,370% 98,630%
Otros 1,10% 98,900%
PR 72,328%
Tabla 6.7. Resumen de pérdidas y rendimiento global de la planta solar con seguidor
Es este caso vemos que el PR obtenido (72,328%) es muy similar, e incluso algo
inferior al que se ha obtenido en la planta solar sin seguimiento (72,383%), lo cual quiere
decir que la reducción de las pérdidas angulares por sombreamiento de paneles no
compensan a las pérdidas en el sistema de seguimiento, indisponibilidad de la instalación
y otros, inexistentes en la planta solar sin seguimiento.
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7. CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL Y RENDIMIENTO GLOBAL DE LA PLANTA SOLAR
7.1. ALTERNATIVA PROPUESTA: SIN SEGUIMIENTO
7.1.1. Producción energética anual
El cálculo de la misma se realizará según el Pliego de Condiciones Técnicas de
Instalaciones Conectadas a Red (PCT-C), revisado en Octubre de 2002, elaborado por el
IDAE.
A continuación se incluyen las producciones mensuales máximas teóricas que se
esperan obtener, en función de la irradiancia, la potencia instalada en la planta solar, y el
rendimiento de la instalación.
La estimación de la energía inyectada se calcula de acuerdo con la siguiente
ecuación:
/� =GH�(I, !) · J�� · JK
GLMN
Donde:
•••• Ep. Energía producida por la planta solar (kWh)
Gdm(γ,β). Valor medio mensual y anual de la irradiación media global sobre el plano
del generador en kWh/(m2·día), obtenidos a partir de los datos de la Agencia Andaluza de
la Energía (ver tabla 4.1.). El parámetro γ representa el azimut y β la inclinación del
generador.
Pmp. Potencia pico del generador (519,5 kWp)
GCEM. 1 kW/m2.
PR. Rendimiento global de la instalación, definido en el capítulo anterior.
Los resultados obtenidos corresponderán a los valores medios durante los 25 años
de vida útil de la planta y se muestran en la siguiente tabla, donde se muestra la
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producción esperada mensualmente y al final de la misma, la producción de la planta
solar durante un año tipo completo:
Mes Gdm(γ=3º, β=31º)
(kWh/m2)
PR Ep (kWh)
Enero 108,5 0,72383 40799,22
Febrero 133,7 0,72383 50275,17
Marzo 168,4 0,72383 63323,40
Abril 187 0,72383 70317,55
Mayo 203,8 0,72383 76634,85
Junio 213,1 0,72383 80131,93
Julio 222,7 0,72383 83741,81
Agosto 216 0,72383 81222,41
Septiembre 179,3 0,72383 67422,12
Octubre 145,6 0,72383 54749,92
Noviembre 115,8 0,72383 43544,24
Diciembre 89,3 0,72383 33579,45
Energía producida al año (kWh) 745742,07 Tabla 7.1. Producción energética mensual y anual media esperada de la planta solar que se proyecta
En términos de kWh/kWp instalado, la planta solar que se proyecta producirá como
media a lo largo de sus 25 años de vida:
/�,O��P�Q�� =/�
J��
=745742,07
519,5= 1435,5STℎ/ST�
En la realidad, esta producción será mayor en los primeros años de vida de la
planta solar y menor en los últimos años de vida de la misma ya que los paneles se van
degradando con el tiempo, disminuyendo la producción energética. La producción anual
prevista para cada año se muestra en una hoja de cálculo que se ha realizado para
evaluar la rentabilidad de la planta, en la que sí se ha tenido en cuenta la degradación
progresiva de los paneles solares.
7.1.2. Rendimiento energético de la planta solar
Conocidos los datos de producción anual, nos queda por determinar el rendimiento
global de la planta solar. Este se puede determinar fácilmente a partir de los datos de
irradiación global media anual sobre la superficie de captación del generador, de la
superficie total de captación y de la producción energética anual según la siguiente
expresión:
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V����P�WX��Q(%) =/�,��O��
Y��H����O�� · Z����� · )º8�"1�1�· 100
Donde:
•••• Hmedia anual. Irradiación global media sobre la superficie del captador, definida en la
tabla 4.1. (1983,2 kWh/m2).
•••• Spanel. Definida en la ficha técnica proporcionada por el fabricante (1,559·1,046 =
1,6307 m2).
•••• Nº paneles. Número total de paneles solares de la planta solar (1560).
•••• Ep, anual. La obtenida anteriormente en la tabla 6.1. (745742,07 kWh).
Con todos los parámetros definidos, el rendimiento global de la planta solar será:
V����P�WX��Q(%) =745742,07
1983,2 · 1,6307 · 1560· 100 = >@, =\]%
Luego se concluye que el rendimiento global medio durante los 25 años de vida de
la planta solar obtenido es un valor bastante alto teniendo en cuenta que el rendimiento
global de las plantas solares de conexión a red oscila en torno a un 10%.
El valor obtenido es superior al normal debido a diversos factores:
•••• Alta eficiencia de los paneles solares (superior a un 20% frente al 15-18% de la
mayoría de marcas).
•••• Diseño del cableado, encaminado siempre a optimizar la eficiencia energética del
mismo.
•••• La inclinación tomada para los paneles, realizada a partir de un estudio detallado
de la irradiación solar en función de varias inclinaciones, seleccionando la óptima.
•••• La separación entre filas de paneles, aunque este valor está condicionado por las
características de la cubierta (lucernarios existentes), se consigue que las pérdidas
por sombreado se minimicen en detrimento de la potencia pico instalada de la
planta solar.
•••• Elevada eficiencia de los inversores, llegando hasta un 98,5%.
•••• La orientación seleccionada es prácticamente similar a la óptima (Sur) por lo que
las pérdidas por orientación son despreciables.
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•••• Otros. Escasa degradación de los paneles solares en los primeros 12 años,
ausencia de obstáculos externos que puedan producir sombra sobre la cubierta de
la nave industrial, tolerancia positiva de cumplimiento de potencia nominal de los
paneles solares, etc.
7.2. ALTERNATIVA B: CON SEGUIMIENTO EN UN EJE
7.2.1. Producción energética anual
Se calcula exactamente igual que en el apartado 7.1.1. con la siguiente salvedad:
Gdm(γ,β). Se ha obtenido a partir de los datos de la Agencia Andaluza de la
Energía, seleccionando aquella inclinación que para un mes determinado produce la
máxima irradiación solar (ver tabla 4.2.). En este caso la inclinación β del generador es
variable.
Los valores medios de producción mensual y anual media que se esperan obtener
a lo largo de la vida útil de la planta solar (25 años) son:
Mes Gdm(γ=3º,
β=variable)
(kWh/m2)
PR Ep (kWh)
Enero 118,6 0,72328 44563,23
Febrero 141,7 0,72328 53242,92
Marzo 170,3 0,72328 63989,20
Abril 187,4 0,72328 70414,42
Mayo 212 0,72328 79657,72
Junio 228,1 0,72328 85707,20
Julio 235,2 0,72328 88374,98
Agosto 218,4 0,72328 82062,48
Septiembre 179,9 0,72328 67596,34
Octubre 150,2 0,72328 56436,74
Noviembre 125,8 0,72328 47268,59
Diciembre 97,9 0,72328 36785,33
Energía producida al año (kWh) 776.099,15 Tabla 7.2. Producción energética mensual y anual media esperada de la planta solar con seguidor en un eje
En términos de kWh/kWp instalado, la planta solar que se proyecta producirá como
media a lo largo de sus 25 años de vida:
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/�,O��P�Q�� =/�
J��
=776099,15
519,5= 1493,93STℎ/ST�
Lo que supone un 4,2% más de producción media, con respecto a la planta solar
sin seguidor.
7.2.2. Rendimiento energético de la planta solar
Se calcula exactamente igual que en el apartado 7.1.2.
V����P�WX��Q(%) =776099.15
2065,5 · 1,6307 · 1560· 100 = >@, ==%
Vemos que el rendimiento de la planta solar con seguimiento en un eje horizontal
es muy levemente inferior al obtenido en la planta solar sin seguimiento. Esto es debido a
que el PR de la planta solar con seguimiento es muy levemente inferior al obtenido en el
caso de instalación fija (72,328% frente a 72,383%). En términos de energía, el seguidor
no influye ya que efectivamente la energía producida es mayor, pero también es mayor la
energía incidente sobre el generador solar.
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8. RENDIMIENTO MEDIOAMBIENTAL DE LA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA
8.1. ALTERNATIVA PROPUESTA: SIN SEGUIMIENTO
Debido a la explotación de la planta solar que se proyecta, se obtendrán resultados
beneficiosos para el medioambiente y para la atmósfera en particular, ya que se dejarán
de emitir a la misma gases como CO2, SO2, NOx y partículas, además del consumo de
materias primas como gas o carbón a la hora de producir energía.
En materia de emisiones de CO2 y NOx, como es sabido, el primero es uno de
los principales agentes desencadenantes del efecto invernadero, y el segundo provoca la
denominada lluvia ácida.
Para la obtención del rendimiento medioambiental de la planta solar, se tomará
como referencia las emisiones de gases contaminantes que emite una central térmica
convencional. Los datos típicos de emisiones para este tipo de centrales son los
siguientes:
CO2 0,38 kg/kWh
NOx 0,368 kg/MWh
SO2 0,397 kg/MWh
Partículas 0,013 kg/MWh
Tabla 8.1. Emisiones típicas de una central térmica
Sabiendo que la producción energética de la planta solar que se proyecta se estima
en unos 745.742 kWh, se dejarían de emitir las siguientes cantidades a la atmósfera:
CO2 283,382
Toneladas
NOx 274,43 kg
SO2 296,06 kg
Partículas 9,69 kg
Tabla 8.2. Emisiones anuales netas que ahorra la planta solar sin seguimiento
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8.2. ALTERNATIVA B: CON SEGUIMIENTO EN UN EJE
Es uno de los principales atractivos de esta alternativa evaluada, ya que en este
caso, los beneficios obtenidos sí que son netos, (a diferencia del beneficio económico,
aún por evaluar, ya que en este caso aunque los ingresos por producción van a ser
mayores, también van a ser mayores tanto los costes de inversión como los de
explotación)
Sabiendo que la producción energética de la planta solar que se proyecta se estima
en unos 776.099 kWh, se dejarían de emitir anualmente las siguientes cantidades a la
atmósfera:
CO2 294,982
Toneladas
NOx 285,60kg
SO2 308,11 kg
Partículas 10,09 kg
Tabla 8.3. Emisiones anuales netas que ahorra la planta solar con seguimiento en un eje
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9. ESTUDIO DE LA RENTABILIDAD DE LA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA
En este capítulo se va a proceder al análisis económico detallado de la planta solar
que se proyecta. Dicho análisis se realizará a partir de un análisis de rentabilidad de la
inversión atendiendo a criterios como son el plazo de recuperación (Pay Back), el Valor
Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR).
Para realizar una evaluación correcta y comparar las cantidades que intervienen en
el estudio de rentabilidad, se tendrá en cuenta como varían los costes imputados en la
cuenta de resultados como consecuencia de la inflación.
La inflación se puede identificar como la tasa de variación del nivel general de
precios o disminución del poder adquisitivo del dinero. La tasa de inflación se puede
evaluar a partir del IPC (Índice de Precios de Consumo), índice que expresa el
crecimiento de los precios de los bienes de consumo durante un período determinado.
Tomando datos históricos en cuanto a la evolución del IPC anual se refiere, se
fijará este en un valor medio anual de un 2,5%.
9.1. ALTERNATIVA PROPUESTA: SIN SEGUIMIENTO
9.1.1. Entradas de capital
Las entradas de capital se deben a su totalidad a los ingresos generados por la
planta solar fotovoltaica, como resultado de la venta de la energía producida a la
compañía distribuidora
9.1.2. Salidas de capital
Las salidas de capital están constituidas por los siguientes factores:
•••• La inversión total de la instalación, es decir, 1.231.560,69 € netos (1.453.241,61 €
IVA incluido) y la previsión de gastos en función de los ingresos por la venta de
energía.
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•••• Operación y mantenimiento: incluye los gastos de mantenimiento preventivo y
correctivo de la instalación. Se han estimado unos 1200 €/100 kW instalados, lo
que supone un 3,6% aproximadamente de los ingresos por venta de energía.
•••• Seguro de instalación: se estiman unos 5000 €/año, lo que supone un 2,9% de los
ingresos por venta de energía.
•••• Impuesto de Sociedades: se aplica un 35%
•••• Amortización del préstamo hipotecario.
9.1.3. Financiación
Para el modo de financiación se ha considerado la forma habitual, un aporte de
fondos propios de un 20% y un préstamo del 80%. El préstamo tendrá un tipo de interés
del 4% (Euribor medio estimado en un 3,5% + 1% de intereses) y un periodo de
amortización de 15 años. El pago del préstamo se realizará mensualmente.
9.2. ALTERNATIVA B: CON SEGUIMIENTO EN UN EJE
9.2.1. Entradas de capital
Debidas en su totalidad a los ingresos generados por la planta solar fotovoltaica,
como resultado de la venta de la energía producida a la compañía distribuidora. Serán
mayores lógicamente a los de la planta solar fija.
9.2.2. Salidas de capital
Las salidas de capital están constituidas por los siguientes factores:
•••• La inversión total de la instalación, a la que hay que añadirle la partida
correspondiente a los seguidores e incluirla en el Capítulo 4 del presupuesto
correspondiente (ver el Presupuesto del presente Proyecto). Dicha partida quedaría
redactada como sigue:
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Código Ud Concepto Comentario Cantidad Precio Importe
4.2 SEGUIDOR SOLAR
402001 Ud Seguidor de un eje horizontal
Suministro e instalación de seguidor solar de un eje horizontal marca y modelo: SENDEKIA Tracker-Cub NS cubierta compuesto por: * mecanismo biela manivela en acero al carbono galvanizado, diseñado para soportar los esfuerzos según proyecto. * Autómata individual, con algoritmos NREL y SOLPOS, seguimiento astronómico, alarmas técnicas, modo de uso manual y automático y reposicionamiento por viento. Montado sobre pupitre en armario con envolvente en poliéster, equipado con protecciones para los motores y parada de emergencia. * Reductor sinfín-Corona marca y modelo: Tecnotrans VFR 185 V 240 P-132 B5, diseñado para un par máximo de hasta 4700 N·m. * Motor eléctrico MEB 230V 0,8 kW con grado de protección IP 65. Incluso p.p. de pequeño material, sellamientos e impermeabilizaciones, cableado eléctrico, conexionado, sujeciones, montaje y programación del autómata, totalmente instalado y puesto en servicio.
Seguidor para 5 filas x 4 paneles 70 3423,96 239.677,20
Seguidor para 4 filas x 4 paneles 10 2786,50 27.864,98
TOTAL SUBCAPÍTULO 4.2 267.542,18
El presupuesto de la planta solar con seguimiento en un eje quedaría de la
siguiente manera:
RESUMEN DE CAPÍTULOS
CAPÍTULO 1. DEMOLICIONES
17.271,32 €
CAPÍTULO 2. MOVIMIENTO DE TIERRAS
17.778,31 €
CAPÍTULO 3. OBRA CIVIL
91.734,05 €
CAPÍTULO 4. GENERADOR SOLAR FOTOVOLTAICO
934.619,70 €
CAPÍTULO 5. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN
28.467,92 €
CAPÍTULO 6. CENTRO DE SECCIONAMIENTO
16.974,91 €
CAPÍTULO 7. INSTALACIÓN ELÉCTRICA
95.604,41 €
CAPÍTULO 8. CONTROL Y MONITORIZACIÓN DE LA PLANTA SOLAR
7.668,58 €
CAPÍTULO 9. INSTALACIONES AUXILIARES DE LOS LOCALES
9.936,19 €
CAPÍTULO 10. REPOSICIÓN DE PAVIMENTOS Y ACABADOS
46.347,13 €
CAPÍTULO 11. LEGALIZACIONES
19.000,00 €
CAPÍTULO 12. SEGURIDAD Y SALUD
17.064,60 €
TOTAL PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN MATERIAL 1.302.467,12 €
13% GASTOS GENERALES (GG) 169.320,73 € 6% BENEFICIO INDUSTRIAL (BI) 78.148,03 € TOTAL PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN POR CONTRATA 1.549.935,88 €
18% I.V.A. 278.988,46 €
TOTAL PRESUPUESTO 1.828.924,34 €
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Es decir, 1.549.935,88 € netos (1.828.924,34 € IVA incluido) y la previsión de
gastos en función de los ingresos por la venta de energía.
•••• Operación y mantenimiento: incluye los gastos de mantenimiento preventivo y
correctivo de la instalación. Se han estimado unos 1500 €/100 kW instalados, lo
que supone un 4,1% aproximadamente de los ingresos por venta de energía.
•••• Seguro de instalación: No cambia, por tanto se estiman unos 5000 €/año, lo que
supone un 2,75% de los ingresos por venta de energía.
•••• Impuesto de Sociedades: se aplica un 35%
•••• Amortización del préstamo hipotecario.
9.2.3. Financiación
Se sigue considerando la forma habitual, un aporte de fondos propios de un 20% y
un préstamo del 80%. El préstamo tendrá un tipo de interés del 4% (Euribor medio
estimado en un 3,5% + 1% de intereses) y un periodo de amortización de 15 años. El
pago del préstamo se realizará mensualmente
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10. CUENTA DE RESULTADOS DE LA EXPLOTACIÓN
A partir de los parámetros de entrada definidos en los apartados anteriores se ha
elaborado una hoja de cálculo que nos muestra por un lado los gastos como resultado de
la explotación, así como los ingresos que se esperan obtener como fruto de la venta de la
energía producida anual. Como resultado se muestra la cuenta de resultados de la
explotación, en las que se muestran entre otros los beneficios que se esperan obtener, el
TIR, el VAN, así como el el Cashflow y el Pay Back o retorno de la inversión efectuada.
La hoja de cálculo con las hipótesis realizadas se muestra en el Anejo adjunto a
este Estudio de Viabilidad. Los resultados que se han obtenido son los siguientes:
10.1. ALTERNATIVA PROPUESTA: SIN SEGUIMIENTO
Se desarrolla a continuación la cuenta de resultados para la planta solar propuesta.
10.1.1. Ingresos y gastos previstos durante la vida útil de la planta solar
Como se aprecia en la figura siguiente, los ingresos obtenidos anualmente son
superiores a los gastos fruto de la amortización de la planta solar así como los gastos
propios de la explotación de la misma. Este es el primer índice que indica la rentabilidad
de la misma. Se observa una disminución drástica de los gastos a partir del año 16. Esto
es debido a que se ha supuesto la amortización del préstamo en 15 años, lo cual índica
que a partir de esta fecha, al no existir el mismo, los gastos del mismo se extinguen,
siendo el margen de beneficios mucho más amplio.
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Figura 10.1. Gráfico de ingresos VS gastos previstos durante los 25 años de explotación de la planta solar
10.1.2. Cash flow previsto durante la vida útil de la planta solar
Se muestra a continuación el flujo de caja previsto, en el que se ha añadido el
desembolso con medios propios correspondiente a la inversión inicial (20% del total del
presupuesto, es decir, unos 250.000 € netos (Sin IVA), a partir del primer año se ve como
el Cash flow se mantiene más o menos constante en torno a unos 45.000 €, lo cual indica
que el margen de beneficios actual neto obtenido es constante. En el momento que se
termina de amortizar el préstamo (año 15), el Cash flow asciende hasta una cifra cercana
a los 140.000 € y a partir de ahí asciende muy levemente, debido a que los ingresos
obtenidos aumentan más que los gastos propios de la instalación.
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Figura 10.2. Cash Flow previsto durante los 25 años de explotación de la planta solar
10.1.3. Retorno de la inversión de la planta solar
Figura 10.3. Pay Back o retorno de la inversión de la planta solar
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Se deduce a partir del gráfico anterior que el retorno de la inversión efectuada se
hará a partir del 7º año de vida de la planta solar, pues es en este momento en el que el
Pay Back comienza a hacerse positivo, la pendiente del gráfico indica los beneficios
obtenidos, siendo estos mayores cuanto mayor es la pendiente, nuevamente se ve como
a partir del año 15, cuando se termina de amortizar el préstamo, aumentan los beneficios
obtenidos como resultado de explotación de la planta solar.
10.1.4. Tasa Interna de Retorno (TIR)
Se muestra en el siguiente gráfico la evolución del mismo a lo largo de la vida útil
de la planta solar.
Figura 10.4. Evolución del TIR durante los 25 años de explotación de la planta solar
Se utiliza para decidir sobre la aceptación o rechazo de un proyecto de inversión.
Para ello, la TIR se compara con una tasa mínima o tasa de corte, el coste de oportunidad
de la inversión (si la inversión no tiene riesgo, el coste de oportunidad utilizado para
comparar la TIR será la tasa de rentabilidad libre de riesgo). Si la tasa de rendimiento del
proyecto - expresada por la TIR- supera la tasa de corte, se acepta la inversión; en caso
contrario, se rechaza.
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El TIR obtenido para la planta solar que se proyecta al final de su vida útil (25 años)
es de un 19,37%. Bastante superior al 15% que se suele considerar como aceptable para
este tipo de instalaciones, luego, según los resultados obtenidos, la rentabilidad de la
instalación queda garantizada.
10.1.5. Valor Actual Neto (VAN)
El método de valor presente es uno de los criterios económicos más ampliamente
utilizados en la evaluación de proyectos de inversión. Consiste en determinar la
equivalencia en el tiempo 0 de los flujos de efectivo futuros que genera un proyecto y
comparar esta equivalencia con el desembolso inicial. Cuando dicha equivalencia es
mayor que el desembolso inicial, entonces, es recomendable que el proyecto sea
aceptado.
El VAN que se ha obtenido como resultado de la explotación de la planta solar
después de los 25 años coincide exactamente con el valor final del Pay back en el año 25,
es decir, unos 962.905 €, del orden de 4 veces superior a la inversión inicial efectuada
para la planta solar. Por lo que nuevamente se concluye que la planta solar que se
proyecta es altamente rentable.
10.2. ALTERNATIVA B: CON SEGUIMIENTO EN UN EJE
Vamos a analizar a continuación los resultados obtenidos para la alternativa de la
planta solar con seguimiento en un eje con los parámetros definidos en el apartado 9.2.
10.2.1. Ingresos y gastos previstos durante la vida útil de la planta solar
Al igual que en el apartado 10.1.1. se observa como los ingresos obtenidos son
mayores que los gastos derivados de la amortización y explotación de la planta solar.
Nuevamente se observa una disminución drástica de los gastos a partir del año 16,
debido al fin de amortización del préstamo.
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Figura 10.5. Gráfico de ingresos VS gastos previstos durante los 25 años de explotación de la planta solar con seguimiento
En este caso los ingresos resultantes de la explotación de la planta solar con
seguimiento son mayores, pero también los gastos por tanto el margen de beneficios será
similar, tal y como se aprecia en el flujo de caja del apartado siguiente.
10.2.2. Cash flow previsto durante la vida útil de la planta solar
Se muestra a continuación el flujo de caja previsto, en el que se ha añadido el
desembolso con medios propios correspondiente a la inversión inicial (20% del total del
presupuesto, en este caso superior a los, unos 315.000 € netos (Sin IVA), a partir del
primer año se ve como el Cash flow se mantiene más o menos constante en torno a unos
32.000 € e incluso varía levemente a la baja, lo cual indica que el margen de beneficios
actual neto obtenido es constante, si bien resulta unos 20.000 € inferior al obtenido en el
apartado 10.1.2. En el momento que se termina de amortizar el préstamo (año 15), el
Cash flow asciende hasta una cifra cercana a los 149.000 € y a partir de ahí asciende muy
levemente, debido a que los ingresos obtenidos aumentan más que los gastos propios de
la instalación. A partir de la fecha en la que se termina de amortizar el préstamo, se ve
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que el Cash flow obtenido en este caso es mayor al que se obtiene en el caso de la planta
solar sin seguimiento (en torno a los 140.000 €).
Figura 10.6. Cash Flow previsto durante los 25 años de explotación de la planta solar con seguimiento en un eje
10.2.3. Retorno de la inversión de la planta solar
Figura 10.7. Pay Back o retorno de la inversión de la planta solar con seguimiento en un eje
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Se deduce a partir del gráfico anterior que el retorno de la inversión efectuada se
hará a partir del 13º año de vida de la planta solar, pues es en este momento en el que el
Pay Back comienza a hacerse positivo. En este caso el retorno de la inversión se produce
en un plazo casi el doble al previsto para la planta solar sin seguimiento (7 años), esto es
debido a los gastos tanto de amortización como de explotación de la planta solar son
mayores que los ingresos producidos, lo cual nos da un primer indicio de que la
alternativa de poner seguimiento no es factible.
10.2.4. Tasa Interna de Retorno (TIR)
Se muestra en el siguiente gráfico la evolución del mismo a lo largo de la vida útil
de la planta solar.
Figura 10.8. Evolución del TIR durante los 25 años de explotación de la planta solar con seguimiento en un eje
El TIR obtenido para la planta solar con seguimiento en un eje al final de su vida útil
(25 años) es de un 13,53%. Inferior al 15% que se suele considerar como aceptable para
este tipo de instalaciones, luego, según los resultados obtenidos, aunque la planta solar
con seguimiento en un eje resulta rentable, no se aconseja la alternativa de montar el
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seguidor de un eje, ya que la rentabilidad es notablemente inferior a la de la planta solar
sin seguimiento, cuyo TIR es del 19,37%.
10.2.5. Valor Actual Neto (VAN)
El VAN que se ha obtenido como resultado de la explotación de la planta solar
después de los 25 años es de unos 794.426 €, del orden de 2,5 veces superior a la
inversión inicial que habría que hacer para la planta solar sin seguimiento, cuyo VAN es
superior (962.905 €). Por lo que nuevamente se recomienda encarecidamente la NO
instalación del sistema de seguimiento en la planta solar sobre cubierta. Es decir, se
PROPONE hacer la planta solar SIN seguimiento.
En Sevilla, Abril de 2012
El autor del Proyecto.
Fdo. Manuel Campos Fernández
B. ANEJOS A LA MEMORIA
1. ESTUDIO ECONÓMICO DE LA ALTERNATIVA PROPUESTA: SIN SEGUIMIENTO
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1 DATOS DE LA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA ENTRADA DE
DATOS
1 Año de la compra. 2012
2 Potencia de la instalación (Wp instalados) 519.450
3 Precio unitario (€/Wp) 2,41 €
4 Pagado por medios propios (Nota : Porcentaje de todo financiado ) 20,00%
5 Comisión estudio y apertura crédito. 1,50%
6 Gastos de constitución crédito (fijos como escritura) 2.000,00
7 ¿El crédito es concedido el año anterior a la puesta en marca? 0/1 1
8 Años de carencia del crédito. -
9 Años de crédito 15
10 Tipo de interés de salida (Suele ser Euribor 1 año + diferencial) 4,50%
11
Desgravación medioambiental 10 años (Ley: 6% en 2008, 4% en 2009, 2% en 2010. A partir de entonces
0%) 0,00%
12 Producción específica prevista en instalación fija (kWh año/kWp instalado) 1.685
13 Porcentaje de seguidor, de uno ó dos ejes 0,00%
14 Perdidas de producción estimadas 0,84%
15 Precio de la tarifa regulada (1º trimestre 2012, €/ kWh) 0,193170
16 Gastos variables sobre producción (Porcentaje sobre ingresos que cubra gastos de mantenimiento, etc.) 3,60%
17 Años sin los gastos variables anteriores por encontrase la instalación en periodo de garantía. -
18 Alquiler de terrenos, seguro, IBI, mantenimiento y otros gastos fijos. 5.000 €
19 Gastos de representación según Disp. Transitoria SEXTA apartado 2 RD 661/2007. 0,001500 €
20 I.P.C. estimado como media de 25 años válido para ingresos y gastos. 2,50%
21 Tasa de descuento (Tipo de productos a largo plazo como "Bonos del Estado" a un plazo similar a 25 años) 0,00%
22 Impuestos, I.R.P.F. ó I.S. (Cifra que se considere que se va a pagar) 35,00%
23 Años de amortización de la instalación. 25
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2 DATOS ESPERADOS DE LA INVERSIÓN
AUTOMÁTICO
1 Coste total de la instalación sin I.V.A. 1.252.794 €
2 I.V.A. de la instalación que pagaría el banco en caso de leasing. 160.358 €
3 I.V.A. de la instalación correspondiente al comprador por la parte de contado. 40.089 €
4 Coste total de la instalación (I.V.A. incluido). 1.453.241 €
5 Pagado por medios propios. 20,00% 250.559 €
6 Total a financiar. 80,00% 1.002.235 €
7 Cuota anual intereses más amortización. 93.322 €
8 Cuota mensual amortización incluida. 7.777 €
9 Intereses pagados durante la vida del crédito. 397.594 €
10 Gastos medios anuales. 31.687 €
11 Gastos medios mensuales. 2.641 €
12 Producción específica prevista anual en kWh x año / kWp instalado. 1.685
13 Producción total prevista anual en kWh x año. 875.284
14 Ingresos por producción media anual antes de impuestos. 196.926 €
15 Ingresos por producción media mensual antes de impuestos. 16.410 €
16 Rentabilidad media sobre inversión total antes de impuestos. 9,19%
17 Rentabilidad media sobre inversión de medios propios antes de impuestos. 45,95%
18 Porcentaje que queda libre después de pagar impuestos. 65,00%
19 Valor Actual Neto (V.A.N.). 962.905 €
20 V.A.N. medio anual sobre inversión de medios propios. 15,37%
21 Años de retorno de la inversión. 7
22 Tasa de descuento. (media ponderada) 3,60%
23 Desgravación medioambiental, (según ley 35% cuota líquida) 0 €
24 Tasa Interna de Retorno (T.I.R.). 19,37%
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3 GASTOS DE EXPLOTACIÓN
MOMENTO AÑO LEASING PRINCIPAL
LEASING INTERESES
GASTOS
APERTURA
CREDITO
ESCRITURA
CREDITO
GASTOS
VARIABLES
S/PRODUCION
GASTOS
VARIABLES
GASTOS DE
REPRESENTACION
TOTAL
GASTOS
Unidad € € € € € € € € €
1 2012 1.002.235 0 0 0 0
1 2013 1.002.235 48.221 45.101 15.034 2.000 6.209 5.000 1.313 74.656
2 2014 954.014 50.391 42.931 6.280 5.125 1.302 55.637
3 2015 903.623 52.659 40.663 6.352 5.253 1.291 53.559
4 2016 850.964 55.029 38.293 6.424 5.384 1.280 51.381
5 2017 795.935 57.505 35.817 6.496 5.519 1.269 49.101
6 2018 738.430 60.093 33.229 6.569 5.657 1.258 46.713
7 2019 678.338 62.797 30.525 6.642 5.798 1.247 44.212
8 2020 615.541 65.623 27.699 6.715 5.943 1.236 41.594
9 2021 549.918 68.576 24.746 6.788 6.092 1.225 38.852
10 2022 481.343 71.662 21.660 6.862 6.244 1.214 35.981
11 2023 409.681 74.886 18.436 6.936 6.400 1.203 32.976
12 2024 334.795 78.256 15.066 7.011 6.560 1.192 29.829
13 2025 256.539 81.778 11.544 7.085 6.724 1.181 26.535
14 2026 174.761 85.458 7.864 7.160 6.893 1.170 23.087
15 2027 89.303 89.303 4.019 7.234 7.065 1.159 19.477
16 2028 0 0 0 7.309 7.241 1.148 15.699
17 2029 0 0 0 7.384 7.423 1.138 15.944
18 2030 0 0 0 7.459 7.608 1.127 16.194
19 2031 0 0 0 7.535 7.798 1.116 16.448
20 2032 0 0 0 7.610 7.993 1.105 16.708
21 2033 0 0 0 7.685 8.193 1.094 16.972
22 2034 0 0 0 7.760 8.398 1.083 17.241
23 2035 0 0 0 7.835 8.608 1.072 17.515
24 2036 0 0 0 7.910 8.823 1.061 17.794
25 2037 0 0 0 7.985 9.044 1.050 18.078
TOTALES 1.002.235 397.594 15.034 2.000 177.233 170.789 29.534 792.184
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4 INGRESOS PREVISTOS DE LA INSTALACIÓN
MOMENTO AÑO PÉRDIDA
ESTIMADA
PÉRDIDA
ACUMULADA
PRODUCCIÓN
ESTIMADA
COEFICIENTE
REDUCTOR
IPC
IPC
REDUCIDO
PRECIO
kWh. INGRESOS
Unidad % % KWh % € €
0 2012 0,193170 0
1 2013 875.284 0,50% 2,00% 0,197033 172.460
2 2014 0,84% -0,84% 867.975 0,50% 2,00% 0,200974 174.441
3 2015 0,84% -1,67% 860.667 0,50% 2,00% 0,204994 176.431
4 2016 0,84% -2,51% 853.358 0,50% 2,00% 0,209093 178.432
5 2017 0,84% -3,34% 846.050 0,50% 2,00% 0,213275 180.441
6 2018 0,84% -4,18% 838.741 0,50% 2,00% 0,217541 182.460
7 2019 0,84% -5,01% 831.432 0,50% 2,00% 0,221892 184.488
8 2020 0,84% -5,85% 824.124 0,50% 2,00% 0,226329 186.523
9 2021 0,84% -6,68% 816.815 0,50% 2,00% 0,230856 188.567
10 2022 0,84% -7,52% 809.507 0,50% 2,00% 0,235473 190.617
11 2023 0,84% -8,35% 802.198 0,50% 2,00% 0,240183 192.674
12 2024 0,84% -9,19% 794.889 0,50% 2,00% 0,244986 194.737
13 2025 0,84% -10,02% 787.581 0,50% 2,00% 0,249886 196.805
14 2026 0,84% -10,86% 780.272 0,50% 2,00% 0,254884 198.879
15 2027 0,84% -11,69% 772.963 0,50% 2,00% 0,259981 200.956
16 2028 0,84% -12,53% 765.655 0,50% 2,00% 0,265181 203.037
17 2029 0,84% -13,36% 758.346 0,50% 2,00% 0,270485 205.121
18 2030 0,84% -14,20% 751.038 0,50% 2,00% 0,275894 207.207
19 2031 0,84% -15,03% 743.729 0,50% 2,00% 0,281412 209.294
20 2032 0,84% -15,87% 736.420 0,50% 2,00% 0,287040 211.382
21 2033 0,84% -16,70% 729.112 0,50% 2,00% 0,292781 213.470
22 2034 0,84% -17,54% 721.803 0,50% 2,00% 0,298637 215.557
23 2035 0,84% -18,37% 714.494 0,50% 2,00% 0,304610 217.642
24 2036 0,84% -19,21% 707.186 0,50% 2,00% 0,310702 219.724
25 2037 0,84% -20,04% 699.877 0,50% 2,00% 0,316916 221.802
TOTALES 19.689.516 4.923.149
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PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 500 kW
SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE
INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA
Autor: Manuel Campos Fernández
Tutor: Fernando Delgado Ruíz
ESTUDIO DE VIABILIDAD
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SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE
INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA
Autor: Manuel Campos Fernández
Tutor: Fernando Delgado Ruíz
ESTUDIO DE VIABILIDAD
6 TESORERÍA
MOMENTO AÑO PRICIPAL
LEASING INTERESES
GASTOS
EXPLOTACIÓN IMPUESTOS
TOTAL
SALIDAS
TOTAL
ENTRADAS
CASH
FLOW
TESORERIA
CASH FLOW
ACTUALIZADO
PAY BACK
RETORNO
INVERSION
T.I.R.
hasta el
año 'x'
Unidad € € € € € € € € € %
0 2012 - - - - - - - 250.559 - 250.559 - 250.559
1 2013 48.221 45.101 29.555 16.692 139.569 172.460 32.891 31.748 - 218.811
2 2014 50.391 42.931 12.707 24.042 130.071 174.441 44.370 41.340 - 177.471
3 2015 52.659 40.663 12.896 25.466 131.684 176.431 44.747 40.243 - 137.228 -27,93%
4 2016 55.029 38.293 13.088 26.928 133.338 178.432 45.093 39.145 - 98.084 -13,94%
5 2017 57.505 35.817 13.284 28.430 135.036 180.441 45.405 38.046 - 60.038 -5,06%
6 2018 60.093 33.229 13.484 29.972 136.778 182.460 45.682 36.948 - 23.090 0,83%
7 2019 62.797 30.525 13.687 31.557 138.566 184.488 45.921 35.851 12.761 4,90%
8 2020 65.623 27.699 13.894 33.186 140.403 186.523 46.121 34.755 47.516 7,80%
9 2021 68.576 24.746 14.106 34.861 142.289 188.567 46.278 33.662 81.177 9,91%
10 2022 71.662 21.660 14.321 36.583 144.226 190.617 46.391 32.571 113.749 11,49%
11 2023 74.886 18.436 14.540 38.355 146.217 192.674 46.457 31.484 145.233 12,69%
12 2024 78.256 15.066 14.763 40.179 148.264 194.737 46.473 30.401 175.633 13,62%
13 2025 81.778 11.544 14.991 42.055 150.368 196.805 46.437 29.322 204.955 14,34%
14 2026 85.458 7.864 15.223 43.988 152.533 198.879 46.346 28.247 233.202 14,91%
15 2027 89.303 4.019 15.459 45.978 154.759 200.956 46.197 27.178 260.380 15,36%
16 2028 - - 15.699 48.029 63.728 203.037 139.309 79.108 339.488 16,38%
17 2029 - - 15.944 48.673 64.617 205.121 140.504 77.014 416.502 17,13%
18 2030 - - 16.194 49.315 65.509 207.207 141.697 74.970 491.472 17,69%
19 2031 - - 16.448 49.957 66.405 209.294 142.889 72.973 564.445 18,12%
20 2032 - - 16.708 50.597 67.305 211.382 144.078 71.023 635.468 18,46%
21 2033 - - 16.972 51.235 68.207 213.470 145.263 69.119 704.587 18,73%
22 2034 - - 17.241 51.872 69.112 215.557 146.445 67.260 771.847 18,94%
23 2035 - - 17.515 52.505 70.020 217.642 147.622 65.445 837.292 19,11%
24 2036 - - 17.794 53.136 70.930 219.724 148.794 63.672 900.964 19,25%
25 2037 - - 18.078 53.764 71.843 221.802 149.960 61.941 962.905 19,37%
TOTALES 1.002.235 397.594 394.590 1.007.360 2.801.779 4.923.149 1.870.811 962.905
V.A.N. / 25 años / Inversión M.P. 15,37% V.A.N. 962.905 €
T.I.R. (a 25 años) 19,37%
RETORNO (En años) 7
2. ESTUDIO ECONÓMICO DE LA ALTERNATIVA B: CON SEGUIMIENTO EN UN EJE
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SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE
INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA
Autor: Manuel Campos Fernández
Tutor: Fernando Delgado Ruíz
ESTUDIO DE VIABILIDAD
1 DATOS DE LA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA ENTRADA DE
DATOS
1 Año de la compra. 2012
2 Potencia de la instalación (Wp instalados) 519.450
3 Precio unitario (€/Wp) 3,04 €
4 Pagado por medios propios (Nota : Porcentaje de todo financiado ) 20,00%
5 Comisión estudio y apertura crédito. 1,50%
6 Gastos de constitución crédito (fijos como escritura) 2.000,00
7 ¿El crédito es concedido el año anterior a la puesta en marca? 0/1 1
8 Años de carencia del crédito. -
9 Años de crédito 15
10 Tipo de interés de salida (Suele ser Euribor 1 año + diferencial) 4,50%
11
Desgravación medioambiental 10 años (Ley: 6% en 2008, 4% en 2009, 2% en 2010. A partir de entonces
0%) 0,00%
12 Producción específica prevista en instalación fija (kWh año/kWp instalado) 1.754
13 Porcentaje de seguidor, de uno ó dos ejes 0,00%
14 Perdidas de producción estimadas 0,84%
15 Precio de la tarifa regulada (1º trimestre 2012, €/ kWh) 0,193170
16 Gastos variables sobre producción (Porcentaje sobre ingresos que cubra gastos de mantenimiento, etc.) 4,00%
17 Años sin los gastos variables anteriores por encontrase la instalación en periodo de garantía. -
18 Alquiler de terrenos, seguro, IBI, mantenimiento y otros gastos fijos. 5.000 €
19 Gastos de representación según Disp. Transitoria SEXTA apartado 2 RD 661/2007. 0,001500 €
20 I.P.C. estimado como media de 25 años válido para ingresos y gastos. 2,50%
21 Tasa de descuento (Tipo de productos a largo plazo como "Bonos del Estado" a un plazo similar a 25 años) 0,00%
22 Impuestos, I.R.P.F. ó I.S. (Cifra que se considere que se va a pagar) 35,00%
23 Años de amortización de la instalación. 25
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SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE
INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA
Autor: Manuel Campos Fernández
Tutor: Fernando Delgado Ruíz
ESTUDIO DE VIABILIDAD
2 DATOS ESPERADOS DE LA INVERSIÓN
AUTOMÁTICO
1 Coste total de la instalación sin I.V.A. 1.576.659 €
2 I.V.A. de la instalación que pagaría el banco en caso de leasing. 201.812 €
3 I.V.A. de la instalación correspondiente al comprador por la parte de contado. 50.453 €
4 Coste total de la instalación (I.V.A. incluido). 1.828.924 €
5 Pagado por medios propios. 20,00% 315.332 €
6 Total a financiar. 80,00% 1.261.327 €
7 Cuota anual intereses más amortización. 117.447 €
8 Cuota mensual amortización incluida. 9.787 €
9 Intereses pagados durante la vida del crédito. 500.377 €
10 Gastos medios anuales. 37.111 €
11 Gastos medios mensuales. 3.093 €
12 Producción específica prevista anual en kWh x año / kWp instalado. 1.754
13 Producción total prevista anual en kWh x año. 910.914
14 Ingresos por producción media anual antes de impuestos. 204.942 €
15 Ingresos por producción media mensual antes de impuestos. 17.079 €
16 Rentabilidad media sobre inversión total antes de impuestos. 6,64%
17 Rentabilidad media sobre inversión de medios propios antes de impuestos. 33,22%
18 Porcentaje que queda libre después de pagar impuestos. 65,00%
19 Valor Actual Neto (V.A.N.). 794.426 €
20 V.A.N. medio anual sobre inversión de medios propios. 10,08%
21 Años de retorno de la inversión. 13
22 Tasa de descuento. (media ponderada) 3,60%
23 Desgravación medioambiental, (según ley 35% cuota líquida) 0 €
24 Tasa Interna de Retorno (T.I.R.). 13,53%
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INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA
Autor: Manuel Campos Fernández
Tutor: Fernando Delgado Ruíz
ESTUDIO DE VIABILIDAD
3 GASTOS DE EXPLOTACIÓN
MOMENTO AÑO LEASING PRINCIPAL
LEASING INTERESES
GASTOS
APERTURA
CREDITO
ESCRITURA
CREDITO
GASTOS
VARIABLES
S/PRODUCION
GASTOS
VARIABLES
GASTOS DE
REPRESENTACION
TOTAL
GASTOS
Unidad € € € € € € € € €
1 2012 1.261.327 0 0 0 0
1 2013 1.261.327 60.687 56.760 18.920 2.000 7.179 5.000 1.366 91.225
2 2014 1.200.640 63.418 54.029 7.262 5.125 1.355 67.770
3 2015 1.137.222 66.272 51.175 7.345 5.253 1.344 65.116
4 2016 1.070.950 69.254 48.193 7.428 5.384 1.332 62.337
5 2017 1.001.696 72.371 45.076 7.511 5.519 1.321 59.428
6 2018 929.325 75.627 41.820 7.596 5.657 1.309 56.381
7 2019 853.697 79.031 38.416 7.680 5.798 1.298 53.193
8 2020 774.667 82.587 34.860 7.765 5.943 1.287 49.855
9 2021 692.080 86.303 31.144 7.850 6.092 1.275 46.360
10 2022 605.777 90.187 27.260 7.935 6.244 1.264 42.703
11 2023 515.590 94.245 23.202 8.021 6.400 1.252 38.875
12 2024 421.344 98.486 18.960 8.107 6.560 1.241 34.868
13 2025 322.858 102.918 14.529 8.193 6.724 1.229 30.675
14 2026 219.939 107.550 9.897 8.279 6.893 1.218 26.287
15 2027 112.389 112.389 5.058 8.365 7.065 1.207 21.694
16 2028 0 0 0 8.452 7.241 1.195 16.889
17 2029 0 0 0 8.539 7.423 1.184 17.145
18 2030 0 0 0 8.626 7.608 1.172 17.406
19 2031 0 0 0 8.713 7.798 1.161 17.672
20 2032 0 0 0 8.799 7.993 1.150 17.942
21 2033 0 0 0 8.886 8.193 1.138 18.218
22 2034 0 0 0 8.973 8.398 1.127 18.498
23 2035 0 0 0 9.060 8.608 1.115 18.783
24 2036 0 0 0 9.147 8.823 1.104 19.074
25 2037 0 0 0 9.233 9.044 1.093 19.369
TOTALES 1.261.327 500.377 18.920 2.000 204.942 170.789 30.737 927.765
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SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE
INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA
Autor: Manuel Campos Fernández
Tutor: Fernando Delgado Ruíz
ESTUDIO DE VIABILIDAD
4 INGRESOS PREVISTOS DE LA INSTALACIÓN
MOMENTO AÑO PÉRDIDA
ESTIMADA
PÉRDIDA
ACUMULADA
PRODUCCIÓN
ESTIMADA
COEFICIENTE
REDUCTOR
IPC
IPC
REDUCIDO
PRECIO
kWh. INGRESOS
Unidad % % KWh % € €
0 2012 0,193170 0
1 2013 910.914 0,50% 2,00% 0,197033 179.481
2 2014 0,84% -0,84% 903.308 0,50% 2,00% 0,200974 181.542
3 2015 0,84% -1,67% 895.702 0,50% 2,00% 0,204994 183.613
4 2016 0,84% -2,51% 888.096 0,50% 2,00% 0,209093 185.695
5 2017 0,84% -3,34% 880.490 0,50% 2,00% 0,213275 187.787
6 2018 0,84% -4,18% 872.884 0,50% 2,00% 0,217541 189.888
7 2019 0,84% -5,01% 865.278 0,50% 2,00% 0,221892 191.998
8 2020 0,84% -5,85% 857.671 0,50% 2,00% 0,226329 194.116
9 2021 0,84% -6,68% 850.065 0,50% 2,00% 0,230856 196.243
10 2022 0,84% -7,52% 842.459 0,50% 2,00% 0,235473 198.377
11 2023 0,84% -8,35% 834.853 0,50% 2,00% 0,240183 200.517
12 2024 0,84% -9,19% 827.247 0,50% 2,00% 0,244986 202.664
13 2025 0,84% -10,02% 819.641 0,50% 2,00% 0,249886 204.817
14 2026 0,84% -10,86% 812.035 0,50% 2,00% 0,254884 206.974
15 2027 0,84% -11,69% 804.428 0,50% 2,00% 0,259981 209.136
16 2028 0,84% -12,53% 796.822 0,50% 2,00% 0,265181 211.302
17 2029 0,84% -13,36% 789.216 0,50% 2,00% 0,270485 213.471
18 2030 0,84% -14,20% 781.610 0,50% 2,00% 0,275894 215.642
19 2031 0,84% -15,03% 774.004 0,50% 2,00% 0,281412 217.814
20 2032 0,84% -15,87% 766.398 0,50% 2,00% 0,287040 219.987
21 2033 0,84% -16,70% 758.792 0,50% 2,00% 0,292781 222.160
22 2034 0,84% -17,54% 751.185 0,50% 2,00% 0,298637 224.332
23 2035 0,84% -18,37% 743.579 0,50% 2,00% 0,304610 226.501
24 2036 0,84% -19,21% 735.973 0,50% 2,00% 0,310702 228.668
25 2037 0,84% -20,04% 728.367 0,50% 2,00% 0,316916 230.831
TOTALES 20.491.018 5.123.555
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MOMENTO AÑO PRICIPAL
LEASING INTERESES
GASTOS
EXPLOTACIÓN IMPUESTOS
TOTAL
SALIDAS
TOTAL
ENTRADAS
CASH
FLOW
TESORERIA
CASH FLOW
ACTUALIZADO
PAY BACK
RETORNO
INVERSION
T.I.R.
hasta el
año 'x'
Unidad € € € € € € € € € %
0 2012 - - - - - - - 315.332 - 315.332 - 315.332
1 2013 60.687 56.760 34.466 8.816 160.729 179.481 18.752 18.100 - 297.231
2 2014 63.418 54.029 13.742 17.747 148.935 181.542 32.606 30.380 - 266.852
3 2015 66.272 51.175 13.941 19.401 150.789 183.613 32.824 29.520 - 237.332
4 2016 69.254 48.193 14.144 21.102 152.693 185.695 33.002 28.648 - 208.684 -29,20%
5 2017 72.371 45.076 14.351 22.852 154.651 187.787 33.136 27.765 - 180.919 -19,66%
6 2018 75.627 41.820 14.562 24.654 156.663 189.888 33.225 26.872 - 154.046 -13,01%
7 2019 79.031 38.416 14.776 26.509 158.732 191.998 33.266 25.971 - 128.076 -8,23%
8 2020 82.587 34.860 14.995 28.418 160.860 194.116 33.256 25.061 - 103.015 -4,69%
9 2021 86.303 31.144 15.217 30.386 163.049 196.243 33.193 24.144 - 78.871 -2,01%
10 2022 90.187 27.260 15.443 32.412 165.303 198.377 33.074 23.221 - 55.649 0,06%
11 2023 94.245 23.202 15.673 34.502 167.622 200.517 32.895 22.293 - 33.356 1,68%
12 2024 98.486 18.960 15.908 36.655 170.010 202.664 32.654 21.361 - 11.995 2,97%
13 2025 102.918 14.529 16.147 38.876 172.470 204.817 32.347 20.425 8.429 4,01%
14 2026 107.550 9.897 16.390 41.167 175.004 206.974 31.970 19.485 27.915 4,85%
15 2027 112.389 5.058 16.637 43.531 177.615 209.136 31.521 18.544 46.459 5,54%
16 2028 - - 16.889 45.971 62.860 211.302 148.442 84.294 130.753 7,84%
17 2029 - - 17.145 46.641 63.786 213.471 149.685 82.047 212.800 9,33%
18 2030 - - 17.406 47.309 64.715 215.642 150.926 79.852 292.652 10,40%
19 2031 - - 17.672 47.977 65.648 217.814 152.166 77.711 370.363 11,21%
20 2032 - - 17.942 48.642 66.585 219.987 153.402 75.620 445.983 11,83%
21 2033 - - 18.218 49.307 67.524 222.160 154.636 73.579 519.561 12,32%
22 2034 - - 18.498 49.969 68.467 224.332 155.865 71.587 591.148 12,72%
23 2035 - - 18.783 50.628 69.411 226.501 157.090 69.642 660.790 13,04%
24 2036 - - 19.074 51.285 70.359 228.668 158.310 67.744 728.534 13,31%
25 2037 - - 19.369 51.938 71.308 230.831 159.523 65.891 794.426 13,53%
TOTALES 1.261.327 500.377 427.387 916.696 3.105.788 5.123.555 1.702.435 794.426
V.A.N. / 25 años / Inversión M.P. 10,08% V.A.N. 794.426 €
T.I.R. (a 25 años) 13,53%
RETORNO (En años) 13