IINNSSTTAALLAACCIIÓÓNN SSOOLLAARR FFOOTTOOVVOOLLTTAAIICCAA PPAARRAA EELL II..EE..SS.. ““OOJJOOSS DDEELL GGUUAADDIIAANNAA”” EENN DDAAIIMMIIEELL ((CCIIUUDDAADD RREEAALL))

Fernández-Infantes Barrajón, Alberto; Contreras Sanz, Javier Área: Proyectos de Ingeniería Dpto.: Física Aplicada Universidad de Castilla – La Mancha Avda. Camilo José Cela s/n 13071 Ciudad Real. Telf.: +34 926 295300 Fax: +34 926 295361 e-mail: Alberto.Fdez1@alu.uclm.es

RESUMEN Este artículo presenta el diseño completo de una instalación generadora de energía fotovoltaica tanto para consumo interno del centro como para su venta en el mercado eléctrico. En el proyecto se detallan las posibilidades de optimización de los consumos eléctricos y térmicos del centro, el dimensionado de la instalación fotovoltaica y las consideraciones económicas de dicha instalación. Con el proyecto se pretende optimizar el gasto de consumo de electricidad, mejorando el consumo de potencia reactiva, estudiando la conveniencia del cambio de discriminación horaria y desarrollando un proyecto de instalación fotovoltaica. Se ha desarrollado una aplicación informática específica para el cálculo conjunto y automatizado de todos los parámetros relevantes de la instalación, tanto físicos como eléctricos, económicos y ecológicos, y simplificar el desarrollo y los tiempos de realización del proyecto. Además, se incluye el presupuesto de la instalación fotovoltaica, incluyendo sus correspondientes financiaciones y periodos de rentabilización. Finalmente, se presentan las conclusiones alcanzadas en el diseño técnico y económico de la instalación. Palabras clave: Energía solar fotovoltaica, generación, optimización energética, energías renovables, aplicación informática. Área temática: Ingeniería energética, Energías renovables.

ABSTRACT This paper presents the complete design of a photovoltaic power plant used both for internal electric consumption of a High School and to sell the energy produced to the electric market. Electric and thermal optimization strategies are detailed in the project, as well as the sizing of the photovoltaic power plant and economic issues related to the installation. The project also tries to optimize electricity demand, improving reactive power and studying the convenience of hourly discrimination changes in addition to the development of the photovoltaic power plant. A specific computer application for the joint and automated calculation of all relevant parameters of the installation –physical, electrical, economical as much as ecological– has been developed to make the process of calculating photovoltaic instalations easier and to reduce the time spent on it. Moreover, the budget of the photovoltaic power plant is included, as well as its corresponding financing and payback periods. Finally, the conclusions reached in the technical and economic design of the installation are shown. Key Words: Solar photovoltaic energy, generation, power optimization, renewable energies, computer application. Thematic area: Power engineering, Renewable energies.

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1 MOTIVACIONES Y BREVE HISTORIA DEL PROYECTO El presente proyecto surgió como respuesta a la demanda de la dirección del Instituto de Enseñanza Secundaria “Ojos del Guadiana” de Daimiel (Ciudad Real) para que la E.T.S. de Ingenieros Industriales de Ciudad Real realizara un estudio de viabilidad de realizar una instalación fotovoltaica en las dependencias. Los estudios preliminares dieron comienzo en el mes de Septiembre de 2004, y fue entregado para lectura en Marzo de 2005. Durante estos 6 meses, se realizó un estudio exhaustivo de los consumos eléctricos del Centro, de la superficie disponible para realizar una instalación fotovoltaica, de la financiación disponible, y otros parámetros relevantes, con el objeto de realizar un proyecto a medida, totalmente adaptado a las necesidades del Centro. A tal efecto, la principal innovación reside en el desarrollo de una aplicación informática de cálculo de instalaciones fotovoltaicas conectadas a red, que a pesar de estar adaptada fundamentalmente al caso que nos ocupa, puede emplearse para cualquier tipo de instalación con ligeras modificaciones. Dicha aplicación tiene en cuenta todos los parámetros relevantes, pudiéndose realizar un diseño totalmente interactivo y realizando los cálculos económicos, de producción eléctrica, remuneración por producción, y muchos otros, de forma simultánea e inmediata. Además, el tiempo para el desarrollo de un proyecto se acorta enormemente, al simplificarse los cálculos y permite realizar estudios de sensibilidad ante cualquiera de los parámetros implicados en el diseño.

Fig. 1- Recreación del edificio del I.E.S. “Ojos del Guadiana” de Daimiel, mostrando cubiertas de sus plantas baja y 2ª. 2 ESTUDIO PRELIMINAR DE CONSUMOS ENERGÉTICOS Los resultados de los estudios preliminares sobre demanda eléctrica del Centro fueron la confirmación de un aumento preocupante del consumo durante los últimos 5 ejercicios, que había pasado de 32.200 kWh y 23.200 kVArh en 2000 a 44.070 kWh y 28.900 kVArh en 2004, según se muestra en la gráfica de la figura 2, y una tendencia nada esperanzadora hacia una demanda mayor en el próximo 2005. Con el inicio de las obras de un nuevo edificio anexo dotado de 2 aulas y biblioteca, dichas previsiones podrían cumplirse en breve. La proyección al año 2005 de la demanda eléctrica, arroja unos datos de 48.100 kWh y 32.000 kVArh. A partir de dichos datos, se plantea una estrategia basada en 3 puntos clave para reducir la factura eléctrica, a saber:

1.- Optimización del consumo eléctrico actual estudiando la posibilidad de instalar un equipo de compensación en reactiva y la conveniencia de acogerse a una discriminación horaria distinta. 2.- Reducción de la demanda eléctrica para años sucesivos, mediante el seguimiento de unas directivas básicas de ahorro y selección de nuevos equipamientos eléctricos en el futuro. 3.- Estudio de la viabilidad de una instalación solar fotovoltaica conectada a la Red de Baja Tensión, que permita generar parte de la demanda anual a partir de la radiación solar.

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Consumos eléctricos del I.E.S. "Ojos del Guadiana"

2879

9

2971

5

2959

7

2486

9

2324

1

4407

0

4245

7

3890

7

3290

1

3221

3y = -692,71x2 + 5752,5x + 17607

R2 = 0,9012

y = 3327x + 28129R2 = 0,9464

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

2000 2001 2002 2003 2004 2005

kWh/kVArh Energía ReactivaEnergía ActivaTendencia (Reactiva)Tendencia (Activa)

Fig. 2 - Evolución anual de la demanda eléctrica del Centro y tendencia futura hallada por interpolación. En el apartado de consumos térmicos, el Centro depende de 2 calderas de gasóleo de 232 kW de potencia cada una, que proporcionan el agua caliente para calefacción. El combustible se almacena en un gran tanque con capacidad para 15.000 litros y se trasvasa según los requerimientos mediante una pequeña bomba de impulsión eléctrica. El consumo de combustible no se conoce con seguridad, ya que los únicos datos disponibles son los albaranes de entrega del gasóleo, que periódicamente se expiden por la empresa distribuidora. Al no ser un gran consumidor, el albarán no refleja datos, como el poder calorífico del combustible, fundamentales para un estudio profundo de las necesidades térmicas. Igualmente, tampoco se tiene constancia del gasto diario, semanal o incluso anual en calefacción, más allá de los albaranes de entrega, que tampoco tienen una periodicidad fija (el combustible se compra bien antes del invierno, a veces en plena temporada, y otras veces, en primavera, dependiendo de la disponibilidad económica que exista en el momento). Por ello se recomendará a la dirección del Centro la toma periódica de datos como: nivel de los depósitos de gasóleo, horas de funcionamiento diarias de la calefacción, y petición del dato de poder calorífico del combustible comprado al distribuidor. Todo ello permitiría, a medio plazo, la realización de algún estudio detallado de necesidades térmicas y si pueden optimizarse los consumos.

Consumos bimensuales de potencia activa y reactiva

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Ene-00

Mar-00May-0

0Jul-00

Sep-00Nov-00

Ene-01

Mar-01May-0

1Jul-01

Sep-01

Nov-01Ene-0

2Mar-02

May-02

Jul-02Sep-

02Nov-02

Ene-03

Mar-03May-0

3Jul-03

Sep-03Nov-0

3Ene-

04Mar-04

May-04

Jun-04

Sep-04Nov-0

4Ene-0

5

kVAh/kVArh

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20cos(phi)

Potencia Activa Energía Reactiva Factor reactiva Lineal (Potencia Activa) Lineal (Energía Reactiva) Fig. 3 - Evolución bimensual de la demanda eléctrica activa y reactiva del Centro mostrando los ciclos estacionales.

Sin embargo, el cálculo de la demanda para cada período bimensual –o incluso mensual– resulta complejo, debido a la alta estacionalidad de la demanda eléctrica, con picos durante los meses de Enero y Febrero –correspondientes a la factura del mes de Marzo– y mínimo durante los meses de Julio y Agosto, en que el Centro permanece bajo mínimos de actividad –el consumo correspondiente a dichos meses figura en la factura de Septiembre–. El ajuste lineal no resulta adecuado, las

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aproximaciones polinomiales tienden a resultados incoherentes en unos pocos períodos y tampoco sirven los promedios móviles, salvo quizá el de 6 períodos (equivalentes a un año). Para predecir la demanda eléctrica del año 2005 se empleó un proceso de estacionalización y desestacionalización de los datos de consumo para un período de 5 años, del 2000 al 2005, mediante las promedios móviles centrados y no centrados [1]:

6

6∑

+

==t

ti it

TPm (Ec. 1)

21++

= ttt

PmPmPmc (Ec. 2)

t

tt Pmc

TIE = (Ec. 3)

Conocidos los datos de energía activa y reactiva para cada período de 2 meses, se hallan primero los promedios móviles para 6 períodos, según se indica en (Ec. 1); posteriormente, a partir de los promedios móviles Pmi y Pmi+1, se hallará el promedio móvil centrado Pmci como se indica en (Ec. 2) Es a partir del promedio móvil centrado en el período “i” y de la demanda en dicho período, Ti, con lo que se halla el índice de estacionalidad para el período considerado IEi, según la (Ec. 3). Puesto que el algoritmo basado en promedios móviles hace que los datos se reduzcan en un período estacional completo (1 año), se realizará una primera aproximación por interpolación lineal para el año 2005 que después se calculará con mayor aproximación en una 2ª etapa. Esto es, se realiza primero la interpolación lineal para cada período bimensual de 2005 a partir de los sucesivos períodos bimensuales de años anteriores (esto es, a partir de los datos correspondientes a Enero-Febrero de 2000, 2001,…, 2004 se interpola la estimación a 2005). Una vez obtenidos dichos datos, se procede a calcular los índices de estacionalidad de cada uno de los períodos. Posteriormente, se ordenan en columnas y se calcula el promedio del Índice de Estacionalidad correspondiente a cada uno de los distintos períodos bimensuales; habrán de cumplir el requisito de que la suma de todos ellos sea igual a 6, que es precisamente el número de períodos considerados en un ciclo anual. Con ello se obtienen los factores o pesos por los que se ponderará la estimación lineal para todo el año (y que se obtiene de los datos de consumo global durante años anteriores reflejados en la figura 2). De ésta forma, se obtiene la demanda ponderada para cada uno de los períodos bimensuales. Para aproximar aún más el perfil de demanda previsto, se ha distribuido el resultado para cada uno de los períodos bimensuales entre los 2 meses, mediante una función de distribución suave que tiene en cuenta el número de días lectivos de cada mes.

3 PROPUESTAS PARA LA OPTIMIZACIÓN DEL CONSUMO ELÉCTRICO Las actuaciones encaminadas a optimizar el consumo eléctrico dieron los resultados siguientes: 3.1 La compensación de energía reactiva supondría el paso de un recargo medio del 5% en cada factura a una bonificación del 4% en caso de que se lograse compensar entre el 90% y el 98% de la demanda total de energía reactiva. Para ello, se desarrolló un apartado específico en la aplicación de cálculo, que, considerando la previsión de demanda de energía reactiva para el 2005 distribuida a lo largo de cada uno de los períodos mensuales, calcula el recargo o bonificación pertinente en la factura. Contrastándolo con la factura que se obtendría sin usar equipo de compensación, se calcula la diferencia económica que supone al cabo del año la presencia de dicho equipo. Los resultados, para una compensación óptima que lograse eliminar el 98% de la demanda de energía reactiva del Centro, se reflejan en la tabla 1. Igualmente, se ha calculado la potencia reactiva del equipo necesario para compensar la demanda de energía reactiva, basándose en que la totalidad de dicha demanda –a excepción de un nivel de base, presente durante todo el año y que se consume en equipos estáticos o de uso diario- se concentra durante las 8 horas de más consumo eléctrico; el resultado es que un equipo de 17,5 kVAr bastaría para cubrir la demanda reactiva en prácticamente el 100% de los casos; si se toma un equipo de 12,5

640

kVAr, es previsible que no se baste para cubrirla puntualmente y que la compensación no fuera óptima (del 98% de la demanda reactiva) sino menor.

CONTADORES: FACTOR POTENCIA: FACTURA: kVAr/h Durante

Mes,año: Energia Activa

Energía Reactiva

Compensal 98%

cos (ϕϕϕϕ) obtenido

Compl. x React.(%)

Total (€)

Sin com pensar:

Ahorro de base: lectivos:

Ene-05 4.992,65 2.869,20 57,384 1,00 -0,0400 650,27 680,56 -30,29 13,43Feb-05 6.102,12 3.506,80 70,136 1,00 -0,0400 781,66 817,99 -36,33 16,45Mar-05 5.142,23 3.410,06 68,20 1,00 -0,0400 667,99 709,41 -41,41 15,75Abr-05 4.040,33 2.679,33 53,58 1,00 -0,0400 537,49 570,91 -33,42 8,49May-05 3.649,61 2.483,59 49,67 1,00 -0,0400 491,22 523,43 -32,20 7,34Jun-05 3.236,45 2.202,43 44,04 1,00 -0,0400 442,29 471,34 -29,05 6,66Jul-05 2.082,14 2.184,66 43,69 1,00 -0,0399 305,60 353,68 -48,07 11,76Ago-05 1.388,09 1.456,44 29,13 1,00 -0,0399 223,41 258,87 -35,46 14,21Sep-05 3.593,47 2.518,65 50,37 1,00 -0,0400 484,58 518,28 -33,71 8,34Oct-05 4.763,44 3.338,67 66,77 1,00 -0,0400 623,13 666,32 -43,19 12,95Nov-05 5.278,06 3.370,46 67,41 1,00 -0,0400 684,08 723,39 -39,32 12,52Dic-05 3.822,05 2.440,68 48,81 1,00 -0,0400 511,64 541,16 -29,52 10,64ANUAL: 48090 32461 649,219 6403,37 6835,34 -431,97 €

PROMEDIO: 8015,1 5410,2 108,20 0,9999 -0,0400 533,61 569,61 -72,00 € 7,52

Tabla 1 - Balance económico anual de la compensación en reactiva (negativo equivale a diferencia económica favorable)

Por ello se desarrolló una tabla de períodos de amortización para diferente potencia reactiva de los equipos y diferentes porcentajes de compensación (en % de la demanda global), tal como refleja la tabla siguiente. Se han considerado inflación, mensualidades del año y ciertos gastos de conexión y puesta en marcha; los precios reflejados son con IVA puesto que la factura eléctrica también se abona con IVA. La tabla también refleja en tonalidades más oscuras aquellas combinaciones que tengan menor probabilidad de producirse (por ejemplo, el equipo de 10 kVAr de potencia reactiva no conseguirá compensar toda la energía reactiva demandada con una elevada probabilidad)

Estudio del período de rentabilización de un equipo de compensación en reactiva: Porcentaje de compensación: 50% 60% 70% 80% 90% 98% Ahorro por período (€/60 días): -53,16 -59,54 -64,50 -68,05 -70,17 -70,86Ahorro anual (€/año): -318,96 -357,24 -387,00 -408,30 -421,02 -425,16Modelo: Precio (€): Número de períodos de facturación (bimensuales) para rentabilizar la inversión: CBT 10 kVAr 953,46 23,19 20,62 18,98 17,97 17,41 17,23CBT 12,5 kVAr 990,43 23,95 21,29 19,60 18,55 17,97 17,79CBT 17,5 kVAr 1.026,43 24,69 21,95 20,20 19,11 18,51 18,33CBT 25 kVAr 1.107,28 26,37 23,43 21,55 20,39 19,75 19,55

Inflación interanual (%): 2,4 Períodos de pago (facturas/año): 6

Costes mantenimiento anual (% inversión): 3,00 Por período: 0,5 (%) Costes adicionales de montaje, etc (€) 250

Tabla 2 - Período de retorno de la inversión en equipos de compensación de reactiva de distinta potencia.

3.2 La posibilidad de cambiar la discriminación horaria, a diferencia de la compensación en reactiva, no produciría una variación apreciable de la factura eléctrica; si bien actualmente se paga un recargo del 20% sobre toda la energía consumida, el resto de discriminaciones disponibles para la tarifa 3 tienen diferenciación entre el invierno y el verano, de forma que el período de tarificación con recargo se sitúa en invierno a una hora y en verano a otra distinta, lo que hace muy difícil estimar de forma precisa el posible ahorro que pueda conseguirse. Se deja a criterio de la dirección del Centro la posibilidad de realizar un seguimiento hora a hora del consumo eléctrico, antes de proceder al cambio de discriminación horaria.

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3.3 Actuaciones para reducir el consumo eléctrico: Finalmente, se formulan una serie de actuaciones a efectuar en años sucesivos, ya que, muy probablemente, en el presente 2005 será muy difícil cambiar la tendencia ascendente de la demanda eléctrica. Dichas actuaciones son fundamentales si quiere mantenerse un cierto nivel de independencia eléctrica con los ingresos derivados de la generación eléctrica fotovoltaica de la instalación que se proyectará, y pueden resumirse en un decálogo de varios puntos: - Empleo racional de la energía. - Sustitución de equipos obsoletos y de elevado consumo, cuando ello sea posible. - Progresiva sustitución de las luminarias por otras más modernas, dotadas de reflector y balasto

electrónico. - Descartar el uso de la electricidad para calentamiento directo (estufas, convectores, acumuladores,

etc.), permitiéndose únicamente en equipos de bomba de calor y refrigeradores. - Adaptación de los equipos informáticos, eligiendo fuentes de alimentación de potencia moderada y

pantallas de tipo LCD siempre que sea posible. - Desarrollo de una campaña de información al alumnado para promover la moderación en el consumo

eléctrico y la concienciación medioambiental tanto en el Centro como en el ámbito doméstico. - Presentación de los resultados conseguidos por el Centro en materia de ahorro energético de forma

pública y periódica. 4 MÉTODO DE DISEÑO DE LA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA Una vez decidida la conveniencia de una instalación solar fotovoltaica, se planteó el problema siguiente; la disponibilidad económica del Centro es bastante limitada. En lugar de un diseño tradicional basado en potencia (de generadores o de inversores), se requería de un método de diseño más flexible, que pudiera tener en cuenta todos los factores que influyen en el rendimiento y la producción eléctrica de un sistema fotovoltaico conectado a red, y que interactuando con los datos de financiación, subvenciones disponibles, remuneración por venta de electricidad y fiscalidad de dichos ingresos, permitieran obtener las cuotas anuales a pagar por el centro en concepto de amortización o pago de la inversión, una vez descontados de los ingresos por venta de electricidad. Éste concepto de diseño a medida es quizá la característica más innovadora del proyecto; en la figura 4 se refleja un diagrama de flujo que representa las diferencias fundamentales entre ambas filosofías de diseño de instalaciones. Con todo, el diseño de la instalación mediante una aplicación de cálculo automatizada plantea numerosas ventajas sobre el diseño tradicional: así, la consideración de muchos más parámetros (en la versión empleada para realizar el proyecto, más de 60). También permite un diseño más ajustado, ya que puede emplearse para dimensionar una instalación en base a cualquiera de sus parámetros característicos: potencia, superficie necesaria, orientación, producción eléctrica, rentabilidad económica, etc. Así mismo, los estudios de sensibilidad sobre los diferentes parámetros de influencia en la instalación se realizaban de forma casi instantánea, simplemente modificando el correspondiente valor del parámetro y observando la variación de los resultados (tanto eléctricos como económicos) de la instalación. A tal efecto, y para modificar los parámetros de forma más sencilla y rápida, la aplicación se vinculó con una pequeña base de datos con las características de algunos de los modelos de paneles fotovoltaicos y equipos inversores para inyección a red más vendidos en España; de esta forma, con sólo introducir un código y el número de equipos, la aplicación dispone de todos los datos (eléctricos, físicos, de eficiencia, compatibilidad, precio, etc.) necesarios para proceder a los cálculos subsiguientes. La rapidez de diseño también es un factor importante, así como la posibilidad de realizar una gran cantidad de supuestos de instalación hasta encontrar el más adecuado a las necesidades particulares del emplazamiento.

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Fig. 4 - Diagrama de flujo que compara el proceso de diseño tradicional frente a la aplicación de cálculo desarrollada.

Los factores que afectan al rendimiento de los generadores fotovoltaicos que son considerados por la aplicación para el cálculo de la producción eléctrica estimada son las siguientes: 1.- Variabilidad en los datos de irradiación solar que proporcionan diferentes organismos e instituciones. Así, mientras las más optimistas corresponden al Atlas de la Radiación Solar en España, editado por el Instituto Nacional de Meteorología, las más conservadoras corresponden al sitio web de la NASA, mostrando una desviación típica del 3,6% y una variabilidad superior al 7%. Se emplearán aquí datos procedentes del NASA Surface Meteorology and Solar Tables (SSE) [2]. 2.- Pérdidas por la incidencia de sombras sobre los paneles (debidas a árboles, postes, edificios cercanos, etc.) pueden igualar a las derivadas de una orientación imperfecta. Han de evitarse en lo posible, aunque para el caso de instalaciones dispuestas en varias hileras sobre una superficie horizontal, es inevitable considerar un mínimo de un 2% de pérdidas en las hileras situadas por detrás de la más meridional. Para estimar las pérdidas por sombras lejanas se emplea el método propuesto por el IES en colaboración con el IDAE, consistente en superponer el perfil de obstáculos desde el punto de instalación a una gráfica de sectores que representan las trayectorias solares [3].

Fig. 5 - Superposición del diagrama de trayectorias a una panorámica de la cubierta para el cálculo de sombras.

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Cada sector de ésta tiene asociado un coeficiente de pérdidas distinto según la orientación e inclinación de los paneles. Se calculan todos los sectores interceptados por el perfil de sombras y se suman los coeficientes que correspondan según la tabla adecuada a la orientación e inclinación de los paneles, resultando el porcentaje de pérdidas para la ubicación particular. Ésta es la única contribución de pérdidas que no está integrada en la aplicación y ha de calcularse a mano: como puede apreciarse en la figura 5, no hay apenas obstáculos en la trayectoria solar; las pérdidas se estiman en aproximadamente un 0,2 % (prácticamente despreciables). 3.- Orientación imperfecta de los paneles fotovoltaicos que quieran integrarse en edificios (como cerramientos, tejados, fachadas, cubiertas inclinadas) puede conllevar una pérdida considerable de eficiencia si no están perfectamente orientados al sur geográfico. Así mismo, la inclinación de los paneles debiera variarse cada mes, o en su defecto 2 ó 4 veces al año, para maximizar la captación solar. De no hacerse, las pérdidas también pueden ser importantes, ya que la inclinación óptima para el verano no lo es en absoluto para el invierno. Junto con el apartado siguiente, las pérdidas por orientación e inclinación se calculan de forma conjunta en la aplicación de cálculo. 4.- Reflexividad de la superficie de vidrio que protege los paneles, por la acumulación de polvo en la superficie. Cuando el vidrio está sucio, reflejará un mayor porcentaje de la energía cuanto más diverja el ángulo de incidencia con la normal al vidrio (así como un cristal refleja más y se ve aparentemente más sucio cuanto más de lado se lo observa). Esto causa que los generadores no absorban una pequeña proporción de la radiación directa y gran parte de la radiación difusa disponible. La lluvia soluciona rápidamente el problema, aunque en la temporada veraniega la baja humedad y precipitación pueden reducir significativamente el aprovechamiento de la radiación en los meses de mayor producción de las instalaciones, si no se limpia regularmente la superficie de los paneles. Se emplearán las expresiones siguientes [4]:

φβ ·69,0º7,3 +=opt (Ec. 4) donde βopt es el ángulo de inclinación de los paneles que optimiza la cantidad de radiación incidente sobre la superficie considerada a lo largo de todo el año, y φ es la latitud del punto de instalación. El ángulo hallado se aplicará en la expresión siguiente:

]·10·19,1·10·46,41[)0()( 244

optopt

aopta

GGββ

β −− −−= (Ec. 5)

Finalmente, resta calcular la irradiación anual efectiva incidente sobre la superficie del generador (denotada como Geff(β,α). Se han empleado fórmulas propuestas por investigadores del IES (Caamaño, E, Ediciones UPM, 2001) que engloban en una única expresión la orientación, inclinación y la pérdida de transparencia causada por ensuciamiento de la superficie de los paneles:

3,2,1:

)()()(),(

322

1

322

1

=++=

+−+−=

iggggdonde

gggG

G

iii

optoptopta

eff

αα

βββββ

αβ

(Ec. 6)

Tsucio(0) / Tlimpio(0)=0,97 Coeficientes: i=1 i=2 i=3

g1i 8·10-9 3,8·10-7 -1,218·10-4 g2i -4,27·10-7 8,2·10-6 2,892·10-4 g3i -2,5·10-5 -1,034·10-4 0,9314

Tabla 3 - Coeficientes empleados para resolver la ecuación 6, para transmitancia del 97% causada por la suciedad. 5.- Eficiencia de los inversores; pese a ser aparatos eléctricos con un elevado rendimiento en la conversión CC→CA, nunca consiguen alcanzar el 100%; por lo general, para condiciones de trabajo cercanas a la potencia nominal, consiguen un rendimiento satisfactorio comprendido entre el 85∼ 96%, mientras que para una potencia generada pequeña, como bajo condiciones de nubosidad, arranques al amanecer y durante el ocaso, la eficiencia puede decaer considerablemente. La legislación española

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obliga a que los inversores empleados tengan una eficiencia mínima establecida funcionando a una potencia de tan solo el 25% de la nominal, por lo que la elección del equipo resulta fundamental para la instalación. También el seguimiento del punto de máxima potencia y la adaptación a las condiciones variables de generación conlleva una pequeña pérdida de potencia durante la operación normal. Para inversores de la potencia empleada en pequeñas instalaciones, la suma de todas las pérdidas relacionadas con el inversor puede suponer entre un 8 y un 20% de la energía generada por los paneles, dependiendo de la calidad del equipo. Los datos proporcionados por los fabricantes para cada modelo se toman en los cálculos de la aplicación informática; además se añade un factor de pérdidas por seguimiento del PMP y por arranque/parada de los inversores. 6.- Potencia real suministrada por los paneles FV, que suele ser inferior a la nominal indicada en catálogo. La ley establece que la potencia, medida en condiciones estándar, no puede ser inferior en más de un 5% a la nominal indicada por el fabricante. El incumplimiento podría ser motivo de devolución (y de hecho la mayor parte de fabricantes se ofrecen a sustituirlos si la especificación de potencia no se cumple), pero también hay que considerar que en muchas ocasiones, las condiciones de 1000 W/m2, 25 ºC en la superficie de las células y distribución espectral 1,5 G, en que se mide la potencia nominal, no se corresponden con las condiciones reales de trabajo. En condiciones normales, a pleno sol y sin una ventilación que los refresque, la temperatura de los paneles supera con facilidad los 25 ºC considerados, lo que implica una disminución de la potencia. La aplicación de cálculo considera la potencia nominal decrementada en un 5% (o en el porcentaje máximo que garantice el fabricante, caso de ser éste menor) y la multiplica por un factor de reducción variable que tiene en cuenta la temperatura promedio al mediodía para cada mes, en la localización considerada, y el factor de decremento de potencia con la temperatura dado por el fabricante para cada modelo de módulo FV. La fórmula empleada es del tipo:

−∆+

−=

100)25·(100

·100

(%)100·min

celulanomalnoreal

TPDesvPP (Ec. 7)

Donde Desvnom(%) es la máxima desviación de potencia garantizada por el fabricante, ∆P es la variación de potencia por cada grado de aumento de temperatura respecto a los 25 ºC nominales, y Tcelula es la temperatura de operación de la célula promediada a lo largo del día como la temperatura ambiental durante el cenit solar más un incremento que empíricamente se puede considerar entre 8 y 14 grados, dependiendo de lo extremo de las temperaturas veraniegas. 7.- Las pérdidas en las conducciones eléctricas, que son importantes en corriente continua y B.T, dado que un bajo voltaje implica una elevada intensidad de corriente para la misma potencia, (y por tanto, unas pérdidas por efecto Joule proporcionales al cuadrado de la intensidad, según la expresión derivada de la Ley de Ohm). Es fundamental dimensionar convenientemente las secciones de conductor necesarias para que la caída de tensión no sea superior a la admisible, de un 1,5%; tratar de ubicar los generadores lo más cerca posible del inversor, así como trabajar en la máxima tensión continua que soporten tanto paneles como inversor, para aumentar en lo posible su rendimiento y disminuir las pérdidas ohmicas. Según la sección de cable considerada para realizar la instalación, se calculan las pérdidas por caída de tensión en la parte de CC (la parte de alterna está tras el contador y no interesa a efectos de remuneración) y se introducen en la correspondiente fórmula. Una vez considerados todos estos datos, se procede a calcular la producción eléctrica del generador considerado durante cada uno de los períodos mensuales del año, según los datos proporcionados para longitud y latitud de la instalación, según la expresión siguiente [4]:

[ ]meskWh

ndSombraeff

nommensual FFGG

PE Re* ···

= , (Ec. 8)

Donde Pmax es la potencia indicada por el fabricante para el panel FV en condiciones estándar; Geff es la irradiación anual efectiva que incide sobre la superficie del panel, considerando los ángulos de orientación e inclinación de éste; G* es el valor de irradiación para el que se mide la Pmax de los paneles (1.000 W/m2, 25 ºC); FSombra es el factor que considera las pérdidas por sombreado del panel;

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FRend es un factor de rendimiento que agrupa a su vez las pérdidas en el inversor, pérdidas por temperaturas superiores a 25 ºC en los generadores y caídas de tensión en conductores.

Con todo, el factor de rendimiento Frend para una instalación convencional oscila entre 0,7∼ 0,9 dependiendo sobre todo de la calidad de los equipos empleados. En caso de que este factor fuera inferior a 0,7 implicaría un deficiente funcionamiento de uno o varios de sus componentes.

5 DISEÑO FINAL DE LA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED Así pues, tras numerosas pruebas, se llegó a la conclusión siguiente: la instalación óptima para las necesidades del centro era un generador compuesto por 72 paneles fotovoltaicos BP 3160 S, de 160 Wp (totalizando una potencia de 11.520 Wp), organizados en 12 agrupaciones de 6 módulos, cada una de 960 Wp de potencia solar. Los módulos de cada agrupación se conectarían en serie totalizando 210 V y 4,55 A en operación nominal; las agrupaciones serie se unirían entre sí en paralelo, de 3 en 3, de forma que cada par de conductores (4 pares en total) operase a 210 V, 13,65 A y 2.880 W (nominales). Los paneles se orientarían hacia el sur geográfico, formando un ángulo de 11,23º con la orientación principal de las cubiertas de la segunda planta del edificio en donde se procedería a instalarlos. Los módulos se montarían sobre soportes inclinables manualmente que permitieran el cambio de inclinación entre verano/invierno y con ello, maximizar la producción eléctrica. La inclinación óptima, para el caso de soportes fijos, sería de 30º sobre la horizontal. Los generadores se conectarían a 3 inversores del fabricante MASTERVOLT; 2 de ellos, modelo Sunmaster QS 3200 (de 2.600 W nominales) y otro, modelo Sunmaster QS 6.400, de 4.600/5.200 W nominales. Éste último permitiría su conexión tanto a 5 como a 6 agrupaciones básicas -variando internamente la potencia máxima de trabajo- lo que permitiría reducir ligeramente el coste de la instalación sin variar la configuración general, si ello fuera necesario, y sin alterar las condiciones de optimalidad de funcionamiento. Cada uno de los inversores contaría con sus protecciones eléctricas y se conectaría a una de las fases (R,S,T) de la red de Baja Tensión, entregando una potencia de 10.400 W nominales en corriente trifásica. Para una mayor protección de los inversores y la aparamenta necesarios, se plantea su ubicación en una pequeña caseta de fábrica de ladrillo, de dimensiones internas 1,50 x2,50m, convenientemente protegida de la lluvia y adecuadamente ventilada, que construiría a tal efecto junto a las instalaciones deportivas del Centro.

Fig. 6 - Disposición y conexionado de los módulos fotovoltaicos en las cubiertas.

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El ratio (Potencia Generador/Potencia Inversores) es de 1,10, y la eficiencia media de éstos se estima en un 94% (llegando a un máximo del 96%). La sección de conductores se ha sobredimensionado para reducir las pérdidas ohmnicas en corriente continua, y el trazado de las líneas y la ubicación de los inversores se han planteado para reducir al máximo la distancia a cubrir hasta el Centro de Transformación de MT-BT más próximo. La línea de conducción hasta los inversores sería aérea, mientras que la línea de inyección a Red, hasta el centro de transformación, sería subterránea.

Fig. 7 – Diagrama unifilar de la instalación fotovoltaica propuesta.

Fig. 8 - Recreación tridimensional de la instalación, mostrando el circuito de CC y situación de la caseta de inversores.

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El estudio de producción eléctrica fotovoltaica se realiza de forma automatizada en la aplicación de cálculo, a partir de los datos introducidos. Se muestra a continuación una captura de pantalla de los resultados obtenidos por la aplicación para la instalación planteada anteriormente:

Fig. 10 - Captura de pantalla de la parte de la Aplicación de cálculo destinada a la predicción de energía FV generada. En el primer bloque de datos, el situado más arriba, se muestran los datos de irradiación solar, temperatura y número de días de cada mes; posteriormente, y con los datos introducidos en el segundo y tercer bloque, correspondientes a los datos físicos y eléctricos de la instalación (y situados a la izquierda de la figura, y por debajo del primer bloque), se procede a calcular la irradiación, las pérdidas por temperatura y otros, que se repercuten en la columna sombreada en amarillo del primer bloque, donde puede observarse la previsión de generación mensual para un año promedio, mientras que la columna sombreada en naranja se muestra la previsión de energía inyectada a la red, una vez

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consideradas las pérdidas que se enumeran en el apartado 4. Los bloques 4 y 5 (a la derecha de la figura) agrupan el primero de ellos, las pérdidas motivadas por diferentes conceptos el primero, y los datos económicos, de inversión, rentabilización y remuneración económica el segundo. Más abajo se muestra gráficamente la comparación entre previsión de energía generada por la instalación y la demanda eléctrica prevista en el Centro, tanto anualmente (a la izquierda) como desglosada mensualmente (a la derecha). El tiempo característico de la instalación, como puede observarse en la fig. 10, es de aproximadamente 1.207 [Wh/Wp año], lo que a pesar de ser elevado, queda lejos de las muy optimistas previsiones de muchos fabricantes de paneles fotovoltaicos, que auguran entre 1.300 y 1.500 Wh/Wp al año; ello a pesar de que la instalación está optimizada para su funcionamiento y carece de sombras [5]. También se muestra a continuación una captura de pantalla de la parte destinada a los estudios económicos de la instalación; todos los parámetros son libremente seleccionables en las celdas correspondientes de los bloques superiores, mientras que en la tabla principal (situada en el margen inferior) se desarrolla el estudio económico detallado a 25 años de la instalación. Más abajo se grafican los datos obtenidos en sendas gráficas con el flujo de caja y el VAN actualizado.

Fig. 10 - Captura de pantalla de la parte de la aplicación de cálculo destinada al estudio económico de la instalación.

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6 DATOS TÉCNICOS GLOBALES DEL PROYECTO Se plantea aquí la realización de una instalación de generación eléctrica basada en tecnología fotovoltaica de módulos de silicio policristalino, con una potencia en generadores de 11.520 Wp, y con inversores que totalizan una potencia de 10.400 W. La superficie de cada uno de los módulos fotovoltaicos es de 1,26 m2, con una superficie activa de 1,16 m2. Los 72 módulos proyectados totalizan un área de captación de 90,57 m2 de paneles; de ella, aproximadamente 83,61 m2 son activos, es decir, producen electricidad. En la tabla 4 se detalla el presupuesto total de la instalación.

Presupuesto total: Instalación solar fotovoltaica en el I.E.S “Ojos del Guadiana” Parciales: Descripción: Importe:

Parcial 1 Paneles fotovoltaicos, soportes y accesorios: 49.720,08 Parcial 2 Circuito de CC, Línea de conexión y de puesta a tierra: 883,70 Parcial 3 Centro de inversores y aparamenta: 6.980,95 Parcial 4 Obra civil: 2.593,80 Parcial 5 Mano de obra e instalación de los equipos: 2.060,30 Parcial 6 Dirección de Obra y Visados: 1.805,36 Total: total presupuesto 64.044,41 €

Tabla 4 – Presupuesto completo de la instalación de la instalación.

La eficiencia estimada de los módulos es de aproximadamente el 13,5%, lo que indica que casi el 13% de la irradiación incidente es convertida inicialmente en electricidad. Las pérdidas por orientación y suciedad en los paneles se estiman en un 6,88 %, las debidas a sombras indirectas son despreciables y se han estimado las pérdidas por sombras directas en un 2%. Adicionalmente, las pérdidas por temperatura de las células fotovoltaicas se ha estimado en un 4,42%, considerando una temperatura de las células 12ºC superior a la temperatura promedio existente en el ambiente para las horas centrales del día, durante todo el día. Las pérdidas por caída de tensión se estiman menores del 1%, ya que se ha sobredimensionado la sección de conductores tanto en continua como en alterna. Los inversores elegidos operan en la mayor parte de la gama de potencia con una eficiencia mayor del 94%, lo que sólo añade hasta un 6% adicional de pérdidas. Con todo, la instalación transforma la radiación solar en un promedio de 1.287 kWh mensuales.

Irradiación Coeficiente Potencia FV Potencia Remuneración Factura Diferencia Geff(α,β) perdidas por generada a la Red Económica Eléctrica mensual

Mes [kWh/m²·mes] temperatura [kWh/mes] [kWh/mes] (sin IVA) (estimación) (sin IVA) Enero 68,004 1,027 665,490 598,94 288,35 € 560,58 272,23 €Febrero 85,575 1,015 827,487 744,74 358,54 € 673,85 315,30 €Marzo 138,320 1,001 1.319,052 1.187,15 571,54 € 575,85 4,32 €Abril 159,415 0,990 1.504,272 1.353,84 651,79 € 463,36 -188,43 €Mayo 195,760 0,971 1.811,778 1.630,60 785,03 € 423,47 -361,56 €Junio 211,489 0,941 1.895,865 1.706,28 821,46 € 381,29 -440,18 €Julio 238,015 0,904 2.050,854 1.845,77 888,62 € 263,45 -625,17 €Agosto 210,946 0,902 1.813,587 1.632,23 785,81 € 192,59 -593,22 €Septiembre 159,415 0,923 1.401,708 1.261,54 607,35 € 417,74 -189,61 €Octubre 104,978 0,966 966,574 869,92 418,81 € 537,18 118,37 €Noviembre 67,089 1,001 639,774 575,80 277,21 € 589,72 312,51 €Diciembre 56,780 1,022 553,108 497,80 239,66 € 441,07 201,41 €

TOTAL: 1.695,787 n.p 15.449,549 13904,59 6.694,17 € 5.520,15 € -1.174,02 €Promedio: 141,316 0,97 1.287,462 1158,72 557,85 € 460,01 € -97,84 €

Tabla 5 - Irradiación solar media, pérdidas por temperatura, potencia generada e inyectada a la red y remuneración

económica por venta de electricidad para la instalación planteada (el signo negativo indica diferencia económica favorable).

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De dicha producción mensual se inyectan a la red, una vez descontadas pérdidas de todo tipo, un promedio de 1.158 kWh, Esto arroja un resultado global del Factor de Rendimiento del 85%.Traducidos a datos térmicos, la producción eléctrica de la instalación equivaldría a la combustión de 1,195 TEP (Toneladas Equivalentes de Petróleo) ó 1,708 TEC (Toneladas Equivalentes de Carbón), todo ello suponiendo un rendimiento del 100% en la producción, transformación y distribución de la energía eléctrica. Si se considera un rendimiento más realista, del 50% en la producción –dando por hecho que toda la electricidad se generase en centrales de ciclo combinado o de rendimiento equivalente–, del 95% en cada una de las transformaciones (MT→AT, AT→MT, MT→BT, y unas pérdidas del 5% en la distribución, tendríamos una eficiencia del 40% aproximadamente; ello hace que para producir la misma energía en origen, a partir de combustibles fósiles, sea necesario quemar hasta 2,934 TEP ó 4,197 TEC cada año. Estos cálculos implicarían que la instalación, a lo largo de una vida útil de 25 años, produciría la misma electricidad, en el punto de consumo, que 73,35 toneladas de petróleo ó 104,93 toneladas de carbón en origen, con las emisiones de CO2, NOX y SOX que ello podría originar; la consideración del impacto medioambiental cambia mucho la apreciación global de la instalación, teniendo en cuenta que la potencia es relativamente pequeña. La producción eléctrica de la instalación cubriría aproximadamente el 29% de la demanda estimada para 2005, pero podría haber cubierto el 43% de la demanda en 2000, el 42% de la de 2001, el 35% de la de 2002 ó el 32% de la de 2003. De aquí que tan importante como la realización de la instalación sea la adopción de las medidas encaminadas a moderar o reducir el consumo eléctrico en el Centro, que se detallan en el proyecto. 7 ESTUDIO ECONÓMICO DETALLADO DE LA INSTALACIÓN Se han supuesto las condiciones que a continuación se exponen para la realización del estudio económico: En un primer supuesto, se realizaría la inversión necesaria con un crédito subvencionado por valor del 90% de la instalación, y el 10% restante se haría con fondos propios; en el segundo, se pediría un crédito al consumo para financiar la parte no subvencionable por IDAE. A continuación, se exponen los parámetros particulares que se han considerado en el estudio, hasta un total de 23, que la aplicación permite modificar libremente:

•Inversión necesaria (sin IVA): 64.577 € •IVA soportado: 16%. (10.332€) Se considerará reintegrable la parte del IVA no cubierta por

subvención directa, un total de 8.472 € •Período de amortización de la inversión: 20 años, como un bien de equipo duradero. •Potencia eléctrica de generadores: 11.520 Wp •Potencia eléctrica de inversores: 10.400 W •Producción eléctrica fotovoltaica: 13.904 kWh/año. •Tarifa Media de Referencia eléctrica (TMR): 0,083728 €/kWh, según BOE de 31-12-2004. •Remuneración eléctrica (€/kWh): 575% de la TMR durante 25 primeros años. •Tipo de interés EURIBOR a 6 meses (%): 2,5% anual •Plazo de devolución del crédito subvencionado (años): 7 años, sin carencia. •Valor del crédito subvencionado: 57.494 € (90% costes elegibles – valor de un motogenerador de

gasóleo para conseguir producción eléctrica en 8.000 horas de funcionamiento/ año) •Ayuda directa del IDAE a fondo perdido: 20% del total subvencionable, 11.499 € •Ayuda directa de la Junta de Comunidades de Castilla – La Mancha a fondo perdido: no procede. •Índice de Precios al Consumo, IPC: 2,5% •Inflación eléctrica ó IPC eléctrico: 2% (5 décimas por debajo del IPC) •Financiación con fondos propios: 6.457 € •IVA de la instalación reintegrado: 8.472 € •Plazo de reintegro del IVA soportado en la instalación: 7 años.

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•Impuesto de actividades económicas (IAE): 0,7212 €/kWp instalado, si bien la instalación quedaría exenta por no superar el mínimo de 37,24 € (correspondientes 51 kWp o más)

•Impuesto de sociedades: 35% sobre beneficio neto (excluidas amortizaciones de inversión+IVA). •Costes estimados del mantenimiento de los equipos: 0,018 €/kWh generado. •Costes de un seguro de desperfectos en los equipos: 0,4% del valor de la instalación, anualmente •Inversión requerida para generar la misma energía mediante grupo electrógeno diesel: 801€ (para

un motor de aproximadamente 1,74 kW funcionando 8.000 h/año) Considerando todos los gastos involucrados, los beneficios por venta de electricidad y la fiscalidad pertinente, resultan los siguientes resultados: SUPUESTO 1: (financiación 90% ajena, 10% propia)

•Tasa Interna de Rentabilidad (TIR): i ≈ 14,65%. •Período de Retorno de la Inversión: 6 años y 6 meses. •Beneficio acumulado: 110.916,80 € •Valor Actual Neto (VAN): 73.696,31 € •Índice Coste-Beneficio: 0,46 a 10 años; 1,24 a 15 años; 2,08 a 20 años y 2,85 a 25 años.

Componentes del flujo de caja anual:

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25período anual

€

IAECuotas financiaciónIVAMantenimiento/seguroIngresos electricidad

Evolución de ingresos (VAN con tasa i=2,8)

-7083,50

1.723,39

730,71687,81811,91931,491.046,661.157,58

3.389,71

4.606,684.564,09

4.522,164.480,85

4.440,17

4.400,104.360,63 4.283,41

4.245,654.208,43 4.135,59

3.427,093.408,35 3.371,16

3.352,70

4.321,73 4.171,75

-8000

-6000

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

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

período anual

€

Figs. 11 y 12 - Flujo de caja anual y evolución de ingresos para el supuesto 1 (financiación mixta, 90% ajena y 10% propia). SUPUESTO 2: (financiación 100% ajena):

•Tasa Interna de Rentabilidad (TIR): i ≈ 16,00%. •Período de Retorno de la Inversión: 7 años y 2 meses. •Beneficio acumulado: 109.561,07 € •Valor Actual Neto (VAN): 73.079,76 € •Índice Coste-Beneficio: 0,42 a 10 años; 1,20 a 15 años; 2,05 a 20 años y 2,82 a 25 años.

En este segundo supuesto, el flujo de caja es básicamente el mismo, tan sólo varía la evolución de ingresos del VAN: El beneficio acumulados durante el período de retorno de la inversión (7 primeros años) son menos negativos que en el caso de financiación propia. La TIR es mayor para este supuesto, debido a que el interés del préstamo no se ve afectado por la inflación; igualmente, el interés del

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crédito al consumo no tiene demasiada influencia sobre el VAN y el beneficio acumulado ya que se han probado intereses muy de hasta el 20%) sin influir significativamente en el beneficio acumulado a 25 años de la instalación.

Evolución de ingresos (VAN con tasa i=2,8)

0,00

321,50

-554,93-491,21-269,34

-60,10

137,31306,28

3.389,71

4.606,684.564,09

4.522,164.480,85

4.440,17

4.400,104.360,63 4.283,41

4.245,654.208,43 4.135,59

3.427,093.408,35 3.371,16

3.352,70

4.321,734.171,75

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25período anual

€

Fig. 13 - Flujo de caja anual y evolución de ingresos para el supuesto 2 (financiación 100% propia).

8 PRINCIPALES CONCLUSIONES DEL ESTUDIO DE VIABILIDAD A continuación se exponen las principales conclusiones que tras el dimensionado presupuesto y estudio económico de la instalación, se han obtenido, asimilables a cualquier instalación fotovoltaica conectada a Red y con una potencia similar (en torno a 10kW eléctricos)

•El proyecto requiere de una inversión para su realización varias veces superior al coste de instalar un equipo autogenerador con motor de combustión interna para generar la misma potencia. •Se precisa de la existencia de unos incentivos económicos, como la posibilidad de subvención de parte del coste de la instalación y de venta de la totalidad de la energía generada a un precio hasta 6 veces superior al de mercado, para que una instalación fotovoltaica resulte rentable. •Se requiere una inversión aún mayor que la planteada si se quiere generar el equivalente de energía eléctrica que se demanda anualmente en el Centro, ya que la instalación proyectada sólo alcanza a cubrir aproximadamente el 30% de la demanda eléctrica anual, si bien la remuneración eléctrica por generación fotovoltaica supera el gasto por consumo eléctrico.

Frente a los argumentos negativos, se contraponen los siguientes beneficios de realizar la instalación:

•Al realizar una instalación de esta naturaleza se está fomentando el empleo de energías respetuosas con el medio ambiente, y dando la posibilidad de emplear la instalación para la concienciación del alumnado del Centro en temas medioambientales. •La instalación, con las subvenciones proporcionadas por el IDAE, resulta viable en un período de tiempo razonable (de 8 años aproximadamente) y genera beneficios netos positivos desde el primer año de instalación, que pueden destinarse a pagar los gastos eléctricos del Centro, en parte o totalmente. Una vez amortizada la inversión inicial, los ingresos anuales por generación eléctrica compensarían con creces el gasto eléctrico, lo que permitiría al Centro prescindir de una de sus más importantes partidas presupuestarias. •La compensación por generación eléctrica fotovoltaica, (del 575% de la TMR establecida por ley para un período de 25 años tras la puesta en marcha de la instalación), hace que ésta acabe siendo rentable en el largo plazo; la existencia de subvenciones a fondo perdido simplemente adelanta el período de retorno de la inversión a un plazo razonable. El coste económico de esta compensación a nivel nacional no supone un gran desembolso para el abonado eléctrico particular; apenas un 2% del impuesto especial de la electricidad (aproximadamente un 0,08% del coste de la factura eléctrica; otras partidas, como la moratoria nuclear, absorben casi el 40% del impuesto especial de la electricidad ó el 1,6% de la factura eléctrica). •El beneficio neto acumulado en el largo plazo (20-25 años) es considerable, llegando a duplicar el valor inicial de la instalación. El Valor Actualizado Neto de dichos beneficios también es positivo e iguala, al menos, el valor inicial de la instalación; y la Tasa Interna de Retorno es lo

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suficientemente elevada para garantizar que una elevación coyuntural de la inflación no resulte en una pérdida de la rentabilidad del proyecto de instalación. •La durabilidad de las instalaciones permite garantizar su correcto funcionamiento por un período de 25 años, salvo accidente o actuación dolosa, para lo cual se puede destinar una parte del beneficio para contratar un seguro contra desperfectos que impida tal eventualidad hasta la total amortización de la instalación, que se conseguiría en el plazo de unos 8 años, tras finalizar el pago del préstamo subvencionado. •Finalmente, indicar que la remuneración conseguida por la venta de la electricidad generada permitiría pagar las cuotas de los préstamos necesarios para poner en marcha la instalación; una vez pagado el préstamo, y si el consumo eléctrico se consigue mantener constante durante los próximos años, permitiría pagar la factura eléctrica e incluso podría permitir un cierto superávit económico.

REFERENCIAS

[1] Sapag Chain, N; Sapag Chain, P. Preparación y evaluación de proyectos. Editorial McGraw- Hill, 4ª edición, 2000. ISBN 956-278-088-0.

[2] Página web de la Nacional Aeronautics and Space Administration (NASA) www.nasa.gov [3] “Pliego de condiciones técnicas para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a red”.

Servicio de publicaciones del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía. (2002).

[4] Lorenzo, E. “La energía que producen los sistemas fotovoltaicos conectados a red: el mito del 1.300 y el cascabel del gato”. Era Solar 107, 22-28 (2002).

[5] Lorenzo, E. “Toledo FV: Medidas del IES, medidas del CIEMAT y el cascabel del gato". Era Solar 114, 18-21 (2003).

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