ER- FV2 Evaluación técnico económica de una instalación solar … · 2015. 1. 30. · TABLAS Tabla 1: Cobertura de demanda de Energía Eléctrica, 2012 ... Ilustración 22: Consumo

Enero 2015

ER- FV2

Evaluación técnico económica de una instalación solar fotovoltaica en el Ayto. de Los Llanos de Aridane – Casa Consistorial

ÍNDICE

ÍNDICE ................................................................................................................................................ 2

TABLAS .............................................................................................................................................. 4

FIGURAS ............................................................................................................................................ 5

1. INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................... 6

1.1 Contexto energético en la Isla de La Palma.............................................................................................6

1.2 Energía fotovoltaica en la Isla de La Palma .......................................................................................... 10

2. ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA ......................................................................................... 12

2.1 Descripción de la tecnología .................................................................................................................. 12

2.2 Clasificación de las diferentes células fotovoltaicas según su tecnología ...................................... 13

2.3 Tipo de instalaciones FV en función de su localización y estructura soporte ................................. 19

3. CONTEXTO REGULATORIO ..................................................................................................... 22

3.1 Contexto histórico de la regulación renovable en España ................................................................. 22

3.2 Situación actual de la regulación en Canarias para la venta de electricidad renovable ................. 25

3.3 Situación regulatoria del autoconsumo eléctrico ................................................................................ 26

3.4 Obligaciones técnicas del uso de la energía FV en edificación ......................................................... 29

4. DISEÑO BÁSICO DE LA INSTALACIÓN PROPUESTA ............................................................ 30

4.1 Emplazamiento ........................................................................................................................................ 30

4.2 Diseño básico de la instalación ............................................................................................................. 32

4.3 Presupuesto básico ................................................................................................................................. 35

5. RESULTADOS ........................................................................................................................... 38

5.1 Resultados energéticos .......................................................................................................................... 38

Título de la presentación

5.2 Resultados económicos ......................................................................................................................... 40

TABLAS

Tabla 1: Cobertura de demanda de Energía Eléctrica, 2012 ................................................................ 7

Tabla 2: Líneas de transporte eléctrico de la Palma ............................................................................. 9

Tabla 3: Total de la potencia solar fotovoltaica instalada ................................................................... 10

Tabla 4: Parámetros retributivos para nuevas instalaciones renovables en la Isla de La Palma ........ 26

Tabla 5: Peajes de respaldo para autoconsumo en baja tensión en función de la tarifa contratada por

el consumidor .................................................................................................................................... 28

Tabla 6: Ámbito de aplicación de la Sección HE 5 del CTE ............................................................... 29

Tabla 7. Datos básicos de la Casa Consistorial ................................................................................. 30

Tabla 8. Ponderación de los costes de inversión de la instalación FV propuesta (CAPEX) ................ 36

Tabla 9. Resultados económicos de la instalación FV en el primer año ............................................. 41

FIGURAS

Ilustración 1: Evolución anual de la potencia eléctrica bruta total instalada en La Palma ..................... 6

Ilustración 2: Parque de generación según potencia eléctrica de La Palma 2012 ................................ 6

Ilustración 3: Energía eléctrica puesta en red de La Palma .................................................................. 8

Ilustración 4: Potencial solar fotovoltaica total instalada en las Islas Canarias, desglosada por isla ... 11

Ilustración 5: Producción de energía eléctrica mensual de fotovoltaica conectada a red.................... 11

Ilustración 6: Representación esquemática de una instalación FV ..................................................... 12

Ilustración 7: Clasificación de las principales tecnologías FV en función de la tecnología .................. 14

Ilustración 8: Comparación del silicio monocristalino y el silicio policristalino a nivel de la estructura

atómica y a nivel de la célula ............................................................................................................. 15

Ilustración 9: Principales tecnologías de capa delgada ...................................................................... 16

Ilustración 10: Comparación esquemática entre un sistema FV convencional y un sistema FV de

concentración .................................................................................................................................... 16

Ilustración 11: Evolución de la segmentación de la producción mundial de células FV ...................... 18

Ilustración 12. Ejemplo de una instalación fotovoltaica de suelo con eje fijo ...................................... 19

Ilustración 13. Ejemplo de una instalación fotovoltaica de suelo de un eje. ........................................ 20

Ilustración 14. Ejemplo de una instalación fotovoltaica de suelo de doble eje. ................................... 20

Ilustración 15. Ejemplo de una instalación fotovoltaica de cubierta BIPV ........................................... 21

Ilustración 16. Ejemplo de una instalación fotovoltaica de cubierta inclinada. .................................... 21

Ilustración 17. Ejemplo de una instalación fotovoltaica de cubierta plana. ......................................... 21

Ilustración 18: Consumo eléctrico y generación FV de un usuario doméstico a lo largo de un día ..... 27

Ilustración 19: Vista exterior del edificio ............................................................................................. 30

Ilustración 20: Situación de Los Llanos de Aridane ............................................................................ 31

Ilustración 21: Irradiación global media por m2 en Los Llanos de Aridane para estructura fija y módulo

de silicio cristalino .............................................................................................................................. 31

Ilustración 22: Consumo horario medio en enero del edificio estudiado – Horario solar ..................... 33

Ilustración 23: Curva de producción FV tipo para el mes de enero en Canarias (zona V) - Horario solar

.......................................................................................................................................................... 33

Ilustración 24: Curva de producción FV para el mes de enero en una instalación de 1kWp para el

emplazamiento estudiado - Horario solar ........................................................................................... 34

Ilustración 25: Curva de producción FV vs. Curva de consumo eléctrico del edificio .......................... 38

Ilustración 26: Curva de producción FV horaria tipo vs. Curva de consumo eléctrico del edificio horario

tipo para el mes de junio – Horario solar ............................................................................................ 39

Ilustración 27: Ahorro económico logrado y peaje de respaldo a desembolsar .................................. 40

Servicio de Consultoría y Asistencia Técnica en materia de Eficiencia Energética

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1. INTRODUCCIÓN

1.1 Contexto energético en la Isla de La Palma

Según la Dirección General de Industria y Energía del Gobierno de Canarias, la isla de La Palma

experimentó un crecimiento promedio anual del 6,6% en su potencia eléctrica instalada entre el

2008 y el 2012, la mayor tasa de crecimiento de todo el Archipiélago. En total, a finales del 2012 la

potencia eléctrica instalada en la isla era de 117,6 MW.

Ilustración 1: Evolución anual de la potencia eléctrica bruta total instalada en La Palma

Fuente: Dirección General de Industria y Energía, Gobierno de Canarias; 2012

Actualmente, el parque de generación de la isla de La Palma está constituido por una central

térmica y por fuentes renovables (eólica, fotovoltaica (FV) y minihidráulica). El desglose del mix de

generación eléctrica de la Isla se muestra en la siguiente ilustración.

Ilustración 2: Parque de generación según potencia eléctrica de La Palma 2012



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La Isla de La Palma cuenta con una central térmica clásica: la central de Los Guinchos, situada en

el municipio de Breña Alta. Cuenta con una turbina de gas de 22,5 MW y 10 grupos diesel de 82,8

MW en conjunto. El fueloil es el combustible mayoritariamente utilizado en la Isla para la

producción de electricidad: en 2012 se consumieron 55.021 toneladas de fueloil y únicamente 922

toneladas de gasoil.

Además, como fuente renovable, la isla cuenta con una central hidroeléctrica de 800 kilovatios

(KW), la central El Mulato (aunque se encuentra fuera de servicio desde 2002) y una serie de

aerogeneradores y paneles fotovoltaicos.

Tabla 1: Cobertura de demanda de Energía Eléctrica, 2012


Según la Dirección General de Industria y Energía, la demanda eléctrica de la Isla en el año 2012

fue de 260,63 GWh, manteniéndose prácticamente en los mismos niveles de años anteriores. El

porcentaje de inyección de energía de origen renovable en la Isla no se mantiene constante a lo

largo del año, observándose una mayor proporción entre los meses de junio y agosto.


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Ilustración 3: Energía eléctrica puesta en red de La Palma


Red Eléctrica es el operador del sistema eléctrico de la Isla además del único transportista. Su

papel es garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta supervisión,

operación y control del sistema de producción y transporte.

Ilustración 11: Red de trasporte de la Isla de La Palma

Fuente: Red Eléctrica de España, enero 2014


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En el año 2012, la red de transporte de La Palma se mantuvo invariable respecto al año anterior.

La isla de La Palma sólo tiene dos líneas de transporte mayoritariamente aéreas. Una desde la

subestación de Los Guinchos a la subestación del Valle y la segunda desde la subestación de Los

Guinchos a la subestación Mulato.

Tabla 2: Líneas de transporte eléctrico de la Palma


Aérea Subterranea Total

Los Guinchos Valle 66 kV 420 A 18,96 km 0 18,96 km

Los Guinchos Mulato 20 kV 368 A 17,6 km 1,5 km 19,1 km

Total 36,56 km 1,5 km 38,06 km

Longitud (km)Intensidad máx.

del circuito

Tensión de la

línea

Subestación

final

Subestación

origen


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1.2 Energía fotovoltaica en la Isla de La Palma

En relación a la energía fotovoltaica, la potencial fotovoltaica total instalada en la isla de La Palma

en 2012 fue de 4.530,47 kWp, incluyendo tanto las instalaciones conectadas a la red eléctrica

como las aisladas. La potencia instalada ese año (112,01 kWp) fue muy inferior a la registrada en

años anteriores, especialmente comparándola con los años 2008 (2.003,37 kWp) y 2010 (1.701,97

kWp). En 2012, el 99,2% de la potencia solar fotovoltaica total en La Palma estaba conectada a

red y menos de un 1%, aislada de la misma.

Tabla 3: Total de la potencia solar fotovoltaica instalada


En relación con el desarrollo FV en el resto del archipiélago, La Palma representa el 3% de la

potencia FV instalada total en Canarias. Puede verse en la siguiente gráfica que la isla con mayor

presencia de energía FV es Tenerife, con más del 60% de la potencia total instalada en la

comunidad.

Potencia solar fotovoltaica

instalada conectada a red

(Kwp)

Potencia solar fotovoltaica

subvencionada e instalada

aislada de la red (kWp)

Total de la potencia solar

fotovoltaica instalada (kWp)

Antes 2006 32 31 63

En 2006 - 2 2

En 2007 - - -

En 2008 2.003 - 2.003

En 2009 255 2 258

En 2010 1.702 - 1.702

En 2011 425 - 425

En 2012 112 - 112

TOTAL 4.530 34 4.565


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Ilustración 4: Potencial solar fotovoltaica total instalada en las Islas Canarias, desglosada por isla

.


En relación a la producción de energía eléctrica de origen fotovoltaico, La Palma ha

experimentado un incremento anual acumulativo del 67,5% en el periodo 2008-2012. Se observa

que la producción sigue un patrón estacional, con julio como el mes con mayor producción.

Ilustración 5: Producción de energía eléctrica mensual de fotovoltaica conectada a red



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2. ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

2.1 Descripción de la tecnología

Una instalación solar fotovoltaica está compuesta por diferentes elementos necesarios para su

correcto funcionamiento. Entre los elementos fundamentales encontramos, de forma esquemática:

Ilustración 6: Representación esquemática de una instalación FV

Los módulos o paneles fotovoltaicos son los componentes principales de la instalación, ya

que se encargan de la generación de la energía. Se tratan de dispositivos electrónicos

esencialmente compuestos de materiales semiconductores encargados de transformar la

luz solar en energía eléctrica mediante el efecto fotovoltaico. Las diferentes tecnologías

existentes se desarrollarán con más detalle en los siguientes puntos.

El segundo dispositivo en orden de importancia en una instalación FV es el inversor,

dispositivo electrónico que convierten la corriente continua en corriente alterna con las

mismas características que la red eléctrica.

La estructura de soporte: infraestructura que actúa como soporte asegurando el anclaje del

generador solar y proporciona la orientación y el ángulo de inclinación idóneo para el mejor

aprovechamiento de la radiación. Además, es la encargada de adecuar el módulo

fotovoltaico a la acción ejercida por los elementos atmosféricos. En función del tipo de

estructura presente en la instalación, esta podrá ser clasificada de una forma u otra, tal y

como se desarrollará en siguientes puntos del capítulo.

Cables

- Monitorización- Vigilancia- Mantenimiento y reparaciones

- Inversor- Cables- Subestación de

transformación de la planta- Línea de evacuación

Equipos eléctricos

Módulos FV

Servicios

Línea de evacuación


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Subestación de transformación y líneas de evacuación: en función del tamaño de la

instalación, puede ser necesaria la presencia de una subestación propia con su

consiguiente línea de evacuación a red.

Otros elementos auxiliares: dentro de esta categoría pueden encontrarse otros elementos

de la instalación, de menor relevancia en cuanto a inversión o esfuerzo de mantenimiento.

Por ejemplo: cableado o tornillería.

Asimismo, la instalación también podrá contar con equipos electrónicos auxiliares, en el

caso de que se desee que la instalación cuente con servicios adicionales que

complementen la generación de energía. Por ejemplo: sistemas de medida y control para

monitorización de la instalación, sistemas de vigilancia, acumuladores o baterías para

almacenamiento de energía, etc.

2.2 Clasificación de las diferentes células fotovoltaicas según su

tecnología

Las tecnologías FV se pueden clasificar de acuerdo al tipo de semiconductor utilizado por las

células FV:

Silicio cristalino

Capa delgada rígida

Capa delgada flexible

Fotovoltaica de concentración

En base a esta clasificación, las principales tecnologías disponibles actualmente se muestran en

la siguiente Figura:


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Ilustración 7: Clasificación de las principales tecnologías FV en función de la tecnología

Nota: 1Diseleniuro de cobre e indio;

2 Diseleniuro de cobre, indio y galio;

3 Teluro de cadmio;

4 Silicio amorfo

de unión simple; 5 Silicio micromorfo;

6 Silicio amorfo de triple unión

Fuente: Análisis de Creara

2.2.1 Silicio cristalino (c-Si): mono y policristalino

Las células de silicio mono y policristalino son a día de hoy la tecnología predominante, ya

que representan más del 80% del mercado FV. Este hecho se explica en parte por la

madurez de esta tecnología, que cada vez ofrece precios más competitivos con una

eficiencia media - alta en comparación con otras tecnologías fotovoltaicas.

La diferencia entre las células de silicio monocristalino y policristalino reside en la estructura

atómica del material, que depende de la técnica de fabricación utilizada.

En el caso de las células monocristalinas, la célula se genera como un solo cristal.

Por lo contrario, las células policristalinas están compuestas de una multitud de

monocristales de gran tamaño, lo que implica una disminución del costo de

fabricación pero también una disminución del rendimiento.

A su vez, las células de silicio monocristalino se pueden segmentar en estándar

(eficiencia del módulo inferior al 20%) y no estándar o de alta eficiencia (eficiencia

superior al 20%)1.

La eficiencia de los módulos puede verse reducida por las altas temperaturas y la luz directa,

ya que estas condiciones afectan negativamente al correcto funcionamiento del panel.

1 Sanyo (actualmente parte del Grupo Panasonic) y Sunpower fabrican este tipo de células y son además

propietarias de las patentes que protegen su modo de producción.


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Ilustración 8: Comparación del silicio monocristalino y el silicio policristalino a nivel de la

estructura atómica y a nivel de la célula

2.2.2 Capa delgada rígida y flexible

Las células de capa delgada son una alternativa económica a las células de silicio cristalino

al sustituir este material por otros materiales semiconductores más baratos pero menos

eficientes. Como consecuencia de esta menor eficiencia, para obtener la misma potencia

instalada se necesita más superficie cubierta de módulos de capa delgada que de silicio

cristalino. Asimismo, los nuevos componentes hacen que estos módulos sean más ligeros,

lo que facilita su instalación y transporte.

Existen numerosos tipos de células de capa delgada, aunque todas se componen de dos

elementos principales:

Material absorbente

Es una lámina delgada que se deposita sobre el substrato de un material

semiconductor encargado de absorber la radiación solar; es decir; el equivalente al

silicio cristalino utilizado en las células convencionales.

Contrariamente a las tecnologías de silicio cristalino, la mayoría de las tecnologías de

capa delgada soporta muy bien las altas temperaturas y la luz indirecta.

En la actualidad, los materiales absorbentes utilizados a nivel industrial son

esencialmente silicio depositado (silicio amorfo (a-Si:H) o silicio microcristalino (µc-

Si)) o materiales policristalinos (CdTe, CIGS).

Substrato

El substrato es el componente pasivo, que sirve de soporte para el material

absorbente y que aporta a la célula estabilidad mecánica. Distinguimos entre los

substratos flexibles (acero inoxidable, plásticos) y los substratos rígidos (vidrios,

cerámicas).

Esquema de

la estructura

atómica del

material

Célula

Silicio monocristalino Silicio multicristalino


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En ambos casos se trata de materiales más ligeros que los empleados en los

módulos de silicio cristalino, lo que abre los posibles lugares y las formas de

instalación.

Ilustración 9: Principales tecnologías de capa delgada

2.2.3 Fotovoltaica de concentración

Las células de concentración nacen como una alternativa a las células convencionales de

silicio cristalino con el objetivo de obtener una tecnología de alta eficiencia aunque con

costes elevados.

Esta tecnología se basa en la reducción del tamaño de la célula y en la concentración de la

radiación mediante componentes ópticos (espejos, lentes), llegando a multiplicarse hasta

1.000 veces la cantidad de radiación recibida por cm2 de célula. De esta forma, se reduce

notablemente el uso de material absorbente pero se mantienen niveles de eficiencia

elevados.

La unidad que expresa la cantidad de concentración solar es el “sol” o “soles” (en plural). Un

sol representa 1 kW/m2

Ilustración 10: Comparación esquemática entre un sistema FV convencional y un sistema FV

de concentración

Dentro de las tecnologías de concentración, podemos distinguir dos grandes grupos:

Tecnología Material absorbente Substrato

a-Si (1x) Silicio amorfo Rígido

a-Si (3x) Silicio amorfo triple unión Flexible

a-Si/uc-Si Silicio amorfo / Silicio microcristalino Rígido

CdTe Teluro de cadmio Rígido

CIGS Diseleniuro de Cobre Indio y GalioRígido

Flexible

Radiación

Sistema óptico

Célula FV

Sistema FV convencional Sistema FV de concentración


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2.2.3.1 Fotovoltaica de baja/media concentración (LCPV y MCPV)

Esta tecnología suele emplear células convencionales de silicio cristalino adaptadas,

montadas en estructuras estáticas o sistemas de seguimiento a 1 eje. El factor de

concentración utilizado varía entre 2 y 5 soles (LCPV) y entre 5 y 100 soles (MCPV).

2.2.3.2 Fotovoltaica de alta concentración (HCPV)

Esta tecnología emplea células denominadas III-V, que emplean semiconductores de los

grupos III a V de la tabla periódica de los elementos. Estos sistemas son sensibles

exclusivamente a la radiación directa, por lo que se hace imprescindible utilizar sistemas de

seguimiento a dos ejes muy precisos.

El factor de concentración varía entre 100 y 1.000 soles, lo que implica que la célula es

sometida a temperaturas muy altas, por lo cual es necesario utilizar disipadores de calor.

Este alto factor de concentración permite utilizar células de superficie muy pequeña (2mm2 –

2cm2).

A nivel productivo, la fotovoltaica de concentración aún se encuentra en una fase prematura

de desarrollo y tiene numerosos retos por delante entre los que destacan la automatización

y optimización de su fabricación lo que reduciría significativamente los costes.

Así mismo, también se hace necesario un mayor desarrollo de la tecnología para conseguir

mejores eficiencias en las células de producción, en los elementos ópticos y desarrollar

sistemas de seguimiento más ligeros, robustos y precisos.

2.2.4 Cuota de mercado de las tecnologías FV

Los reducidos costes de producción de las tecnologías mono y policristalinas junto con los

récords obtenidos en cuanto a eficiencia (tanto a nivel de célula como de módulo) permiten

que se mantenga como la tecnología líder del mercado (>80% del total). De esta manera,

esta tecnología se impone a las de capa delgada, que aunque hace pocos años gozaban de

perspectivas de crecimiento optimistas, actualmente representan menos del 20% del

mercado global.

Los módulos de silicio monocristalino con eficiencias superiores al 20% (llamados mono c-Si

no estándar o de alta eficiencia) alcanzan una cuota de apenas el 3%.

Por último, la tecnología FV de concentración, con menos del 1% de la producción mundial,

se encuentra en una fase de desarrollo poco avanzada.

La siguiente Figura muestra la evolución de la segmentación de la producción mundial de

células en función de la tecnología utilizada en los últimos años. Es importante destacar que

este gráfico no muestra cuotas de mercado, sino simplemente volúmenes producidos de las

principales tecnologías FV desde 2009 hasta 2013 (estimado):


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Ilustración 11: Evolución de la segmentación de la producción mundial de células FV

Nota: 1Paneles no estándar de silicio monocristalino, fabricado por Sunpower y Panasonic (>20%

eficiencia de panel)

Fuente: EPIA Global Market Outlook for PV 2013 – 2017; Análisis De Creara

De acuerdo con datos de EPIA (European Photovoltaic Industry Association), la distribución

actual de la fabricación de tecnologías FV permanecerá hasta al menos el año 2017.

Además, dicha organización destaca las siguientes tendencias:

Se espera que la tecnología de silicio cristalino mantenga su cuota de mercado

principalmente debido a la madurez de la tecnología y la creciente capacidad

fabricación instalada en China y otros países de Asia - Pacífico.

La rápida evolución de la eficiencia de las tecnologías CdTe y CIGS supone una

barrera para aquellas tecnologías de capa delgada con eficiencias por debajo del

10% (silicio amorfo y silicio microcristalino).

Además, se espera que el mercado de FV de concentración empiece a representar

un nicho de mercado de manera sostenida en los próximos años (~1% del mercado

en el año 2017), impulsado principalmente por los proyectos en curso en la zona de

comúnmente conocida como “Sunbelt Region”.


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2.3 Tipo de instalaciones FV en función de su localización y estructura

soporte

Como se describe con anterioridad, la estructura soporte se encarga de asegura el anclaje del

generador solar y proporciona la orientación y el ángulo de inclinación idóneo para el mejor

aprovechamiento de la radiación. Al mismo tiempo, esta estructura proporciona a los módulos la

resistencia necesaria para aguantar los elementos atmosféricos: viento, nieve, lluvia, heladas, etc.

En cuanto a la orientación de las estructuras, esta siempre será preferiblemente sur (en el caso

del hemisferio norte), pues es la posición donde se aprovecha mejor la radiación emitida por el Sol

a lo largo de todo el día. Tan sólo en circunstancias muy especiales (existencia de algún obstáculo

que genere sombras) se podrá variar ligeramente la orientación.

El ángulo de inclinación deberá adaptarse al recorrido que haga el Sol, intentando en la medida de

lo posible que los rayos solares incidan en la superficie de los paneles con un ángulo de 90º.

En la actualidad existen diferentes tipos de instalación en función de su localización y del tipo de

estructuras utilizadas.

2.3.1 Instalaciones FV en suelo

Típicamente es la forma clásica y más robusta de instalación FV, ya que al estar en el suelo

la fuerza del viento soportada tiende a ser menor. Además, tanto la instalación de la

estructura como de los paneles fotovoltaicos es relativamente sencilla.

Los principales inconvenientes de este tipo de instalación son la excesiva accesibilidad y la

mayor probabilidad de que puedan producirse sombras parciales. A la mayoría de estas

instalaciones se las suele proteger por medio de un cerramiento metálico.

En este tipo de estructuras podemos encontrar tres tipos de ejes:

2.3.1.1 Estructura fija

Este tipo de eje es uno de los más comunes. Se trata de una estructura en forma de cuña

que se orienta en el ángulo de mejor aprovechamiento de la radiación.

Ilustración 12. Ejemplo de una instalación fotovoltaica de suelo con eje fijo


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2.3.1.2 Seguidor de un eje

Este tipo de seguidor permite modificar el ángulo para poder captar la radiación solar mejor

según la época del año en la que se encuentre. El seguidor dispone de un motor que

permite adoptar dos ángulos de inclinación según la estación.

Ilustración 13. Ejemplo de una instalación fotovoltaica de suelo de un eje.

2.3.1.3 Seguidor de dos ejes

Es un sistema formado por un seguidor a doble eje que gira alrededor de un eje central,

variando también la inclinación de los módulos. Es decir: permite modificar el ángulo norte-

sur y bascula simultáneamente en sentido este-oeste. De esta manera, este dispositivo

puede alcanzar una producción mayor con un menor número de módulos.

Ilustración 14. Ejemplo de una instalación fotovoltaica de suelo de doble eje.

2.3.2 Instalaciones FV en cubierta

La instalación en la cubierta de un edificio proporciona típicamente un emplazamiento con

reducidos sombramientos, si bien presenta una mayor dificultad en el acceso e instalación

de los componentes que las instalaciones en suelo.

En este tipo de instalaciones podemos encontrar típicamente tres tipos de estructuras:

2.3.2.1 Fotovoltaica integrada en edificios (BIPV)

Se trata de paneles fotovoltaicos perfectamente integrados en el techo o en las paredes de

un edificio para que proporcionen una barrera externa al viento, la lluvia, etc. Es decir: el

módulo ha de constituir parte activa de la construcción del edificio, no solo estar anexionado

al mismo. Por ello, esta instalación debe realizarse en colaboración con el arquitecto y


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constructor del edificio, que deberán tener en cuenta el elemento como parte de la

construcción.

Este tipo de módulos también se conoce como BIPV, de las siglas en inglés de Building

Integrated Photovoltaics.

Ilustración 15. Ejemplo de una instalación fotovoltaica de cubierta BIPV

2.3.2.2 Cubierta inclinada

Consiste en emplear la propia inclinación de la cubierta del edificio, siempre que esta esté

en la orientación e inclinación adecuadas para la instalación de los diferentes paneles

fotovoltaicos.

El sistema de montaje utiliza rieles unidos en la parte superior de la cubierta (tejas o chapa)

que sirve como base para los módulos solares. También podría crearse una pequeña

estructura encima de la cubierta para mejorar la inclinación existente.

Ilustración 16. Ejemplo de una instalación fotovoltaica de cubierta inclinada.

2.3.2.3 Cubierta plana

Al contrario que la cubierta inclina, en este caso no se dispone de una cubierta con

inclinación para poder instalar los paneles fotovoltaicos. Por tanto, para poder instalar los

módulos será necesario crear una estructura que les proporcione una inclinación suficiente

como para poder captar la radiación solar.

Ilustración 17. Ejemplo de una instalación fotovoltaica de cubierta plana.


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3. CONTEXTO REGULATORIO

3.1 Contexto histórico de la regulación renovable en España

El desarrollo del marco regulatorio que normaliza la producción de energía eléctrica a partir de

fuentes renovables se ha producido a lo largo de los últimos 15 años. A lo largo de este periodo se

han atravesado varias fases de desarrollo normativo, con marcadas diferencias en la

intencionalidad del mismo. Esta intencionalidad ha variado desde una primera etapa en la que

simplemente se perseguía una regularización de este tipo de producción eléctrica en el sistema,

seguida por un periodo de incentivación y expansión de la presencia renovable hasta la actual

fase de contención de incentivos para este tipo de tecnologías.

El primer desarrollo normativo formal se produce con la Ley 54/1997 o Ley del Sector Eléctrico,

que establece los principios de un nuevo modelo de funcionamiento basados en la libre

competencia y considerando otro novedosos aspectos como la mejora de la eficiencia energética,

la reducción del consumo y la protección del medio ambiente. Esta ley reconoce la existencia de

un régimen ordinario y un régimen especial de producción de energía eléctrica. En este último se

incluye la producción de energía eléctrica mediante fuentes de energías renovables, cogeneración

de alto rendimiento y residuos.

Tras esta primera ley se elaboran sucesivas normas reglamentarias que incluyen los primeros

incentivos económicos para las energías renovables:

Real Decreto 2818/1998, sobre producción de energía eléctrica a través de instalaciones

abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos o cogeneración. Este

Real Decreto introduce incentivos económicos para aumentar la competitividad de

determinadas instalaciones renovables y favorecer así su presencia en el mercado.

Real Decreto 841/2002, por el que se regula la actividad de las instalaciones de producción

de energía eléctrica en régimen especial y se establece un marco de incentivos más

amplio que el existente para aumentar su participación en el mercado de producción.

También se determinan nuevas obligaciones sobre la información de previsiones de

producción y se define el proceso de adquisición de la energía eléctrica por las empresas

comercializadoras.

Ambos reales decretos son derogados en 2004 por el Real Decreto 436/2004, por el que se

establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico

de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

Este Real Decreto tiene como objetivo unificar la normativa existente relacionada con la

producción y venta de energía eléctrica en régimen especial. Para conseguirlo, se define un

sistema basado en la libre voluntad del titular de la instalación para decidir si vender su producción

o excedentes de energía eléctrica al distribuidor o vender dicha producción o excedentes

directamente en el mercado diario, en el mercado a plazo o a través de un contrato bilateral:

En el primer caso, la retribución la conforma una tarifa que es definida como un porcentaje

de la Tarifa Eléctrica Media (TEM) o de referencia regulada en el Real Decreto 1432/2002,

de 27 de diciembre.


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En el segundo, el titular percibía un precio negociado en el mercado más un incentivo por

participar en él y una prima, si la instalación concreta tiene derecho a percibirla. Este

incentivo y esta prima complementaria se definían también genéricamente como un

porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia.

Posteriormente, se aprueba el Real Decreto 661/2007 por el que se regula la actividad de

producción y venta de energía eléctrica en régimen especial y que deroga la regulación existente

en la materia. Esta normativa, muy ventajosa para el sector renovable, favorece una muy rápida

implementación de algunas energías (principalmente, energía fotovoltaica y eólica), superando

ampliamente las previsiones iniciales realizadas por el regulador. Esta circunstancia, unida a la

progresiva reducción de los costes tecnológicos, impulsa al regulador a realizar sucesivas

correcciones en la normativa en un espacio corto de tiempo con el objetivo de “…garantizar la

rentabilidad razonable y la propia sostenibilidad financiera del sistema”. Entre las principales

correcciones efectuadas, que impactan de una forma especialmente significativa al desarrollo

solar fotovoltaico y solar termoeléctrico, se encuentran los siguientes:

El Real Decreto 1578/2008, que reduce considerablemente los incentivos especificados en

el RD 661/2007 incluyendo medidas retroactivas para instalaciones ya existentes.

Siguiendo el nuevo marco se aprueba el Real Decreto-ley 6/2009, por el que se adoptan

determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social, que obliga a los

promotores a contar con una serie de licencias, autorizaciones y otros para tener

reconocido el sistema económico de aplicación. De esta manera, se podrá planificar las

instalaciones pertenecientes al régimen especial, y conocer la distribución en el tiempo de

las primas de retribución y por tanto el impacto en los costes que se imputan al sistema

tarifario.

Real Decreto 1003/2010, por el que se regula la liquidación de la prima equivalente a las

instalaciones de producción de energía eléctrica de tecnología fotovoltaica en régimen

especial.

Real Decreto 1565/2010, por el que se regulan y modifican determinados aspectos

relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

Real Decreto 1614/2010, por el que se regulan y modifican determinados aspectos

relativos a la actividad de producción de energía eléctrica a partir de tecnologías solar

termoeléctrica y eólica. Fundamentalmente, se introduce una limitación de las horas

equivalentes de funcionamiento con derecho a prima o prima equivalente de las

instalaciones de este tipo de tecnologías.

A estas modificaciones reglamentarias se añadieron diversas medidas adoptadas con

carácter de urgencia, como las plasmadas en el Real Decreto-ley 6/2010 (medidas para el

impulso de la recuperación económica y el empleo) y en el Real Decreto-ley 14/2010 (por

el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector

eléctrico). En esta última norma, además de crear un peaje de generación, se limitan las

horas de funcionamiento con derecho a retribución primada de las plantas fotovoltaicas

(como ya se había hecho para la tecnología eólica y termoeléctrica en el RD 1614/2010).

En 2012, con el Real Decreto-ley 1/2012, se endurecen todavía más las medidas reglamentarias,

suspendiendo los procedimientos de preasignación de retribución y eliminando los incentivos

económicos para las nuevas instalaciones de cogeneración, fuentes de energía renovables y


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residuos. Esta normativa paraliza de forma efectiva el casi 100% del mercado renovable español.

El sector se limita a seguir con actividades de operación de plantas ya existentes, la búsqueda de

nuevos mercados en el extranjero y la definición de nuevos modelos de negocio en nichos de

mercado, como el autoconsumo de energía eléctrica (frente a la tradicional venta de la

electricidad a mercado). Es precisamente este modelo de negocio el que centra la nueva actividad

FV en España para plantas de pequeño tamaño, aunque en un marco de indefinición legal e

incertidumbre regulatoria que dura hasta el día de hoy, tal y como se describe más adelante en

este mismo capítulo.

El 1 de febrero de 2013 se aprueba el Real Decreto-ley 2/2013, que establece medidas urgentes

en el sistema eléctrico y que establece duras medidas retroactivas sobre la retribución de plantas

ya existentes (anteriores al RD-ley 1/2012). Entre otros aspectos, suprime la opción de venta al

precio de mercado más prima para aquellas tecnologías a las que era aplicable y especifica un

nuevo marco para el cálculo de la retribución de las instalaciones (acogidas hasta el momento al

marco retributivo de anteriores RD).

En ese contexto, y en menos de un año, se promulga el Real Decreto-ley 9/2013, por el que se

adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. Este Real

Decreto habilita al Gobierno para aprobar un nuevo régimen jurídico y económico para las

instalaciones de producción de energía eléctrica ya existentes a partir de fuentes de energía

renovables, cogeneración y residuos. Este cambio regulatorio causa una profunda revolución en el

sector, sumido todavía a día de hoy en procesos judiciales para tratar de revertir o minimizar el

impacto económico sufrido

El Real Decreto 413/2014 define el nuevo esquema de retribución para venta de electricidad al

mercado de las instalaciones ya operativas, ya adelantado en el RD-ley 9/2013. El sistema de

retribución está compuesto por los siguientes componentes:

Retribución a la inversión: un término por unidad de potencia instalada que, según el

regulador, cubre (sólo cuando proceda), los costes de inversión para cada instalación tipo

que no puedan ser recuperados por la venta de la energía en el mercado.

Retribución a la operación: un término a la operación que según el regulador, cubre (en

caso de que proceda), la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la

participación en el mercado de producción de dicha instalación tipo

En el caso concreto de las zonas no peninsulares, como es el caso de la Comunidad Autónoma

de Canarias, el régimen retributivo podrá incorporar excepcionalmente un incentivo a la inversión

cuando la instalación suponga una reducción significativa de los costes de generación.

Con el fin de incentivar la generación renovable en los territorios no peninsulares también se

desarrolla y aprueba la Orden IET/1459/2014, de 1 de agosto, por la que se aprueban los

parámetros retributivos y se establece el mecanismo de asignación del régimen retributivo

específico para nuevas instalaciones eólicas y fotovoltaicas en los sistemas eléctricos de

los territorios no peninsulares. En ella se desarrolla el mecanismo de asignación del régimen

retributivo específico, que se realizará mediante subastas que podrá convocar el Secretario de

Estado de Energía siempre que se cumplan determinadas condiciones técnicas y de sostenibilidad

económica del sistema.


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3.2 Situación actual de la regulación en Canarias para la venta de

electricidad renovable

Tal y como se ha comentado anteriormente, a día de hoy la venta de electricidad de origen

renovable (eólico y fotovoltaico) se rige en los territorios no peninsulares por el RD 413/2014 y la

Orden IET/1459/2014.

Al contrario que en el resto de España, los territorios no peninsulares presentan un régimen

retributivo aplicable también a nuevas instalaciones eólicas y fotovoltaicas. Esto es debido a

que el regulador reconoce que en estas zonas de España el coste de generación a partir de

tecnologías renovables es inferior al coste de generación de sus respectivos mix eléctricos

(predominantemente, basados en tecnologías térmicas de origen fósil). Por tanto, el incentivo de

las energías renovables en estas zonas es justificable desde un punto de vista económico para

favorecer el equilibrio del sistema eléctrico.

El régimen retributivo propuesto por el regulador se basa en estudios económicos realizados

sobre instalaciones tipo para cada emplazamiento considerado. Para cada emplazamiento no

peninsular se ha definido qué parámetros son razonables considerar para una instalación

renovable en materia de inversión, vida útil, horas de funcionamiento, costes, ingresos esperados

en el mercado eléctrico, etc. Definiendo una rentabilidad razonable (que el regulador marca como

7,503%) se determinan dos incentivos, que el regulador proporcionará adicionalmente a lo

obtenido por la venta de electricidad en el mercado:

Retribución a la inversión: si el regulador considera que la instalación va a necesitar un

incentivo económico para lograr la rentabilidad marcada del 7,503%

Incentivo a la inversión por reducción de costes de generación: si el regulador considera

que la tecnología renovable abarata de forma efectiva el mix eléctrico de la zona

Para asignar la retribución a las instalaciones solicitantes, el regulador realizará un proceso de

subastas por el que los solicitantes se postularán en dicha puja con reducciones de los incentivos

propuestos originalmente. Se realiza una excepción para las instalaciones eólicas, para las que se

establece un primer cupo de 450 MW en Canarias que no requerirá de proceso de subasta y se

asignará de forma directa por parte del regulador.

La Orden IET/1459/2014 específica que los incentivos originales (antes de subasta) a aplicar en la

Isla de La Palma serán los siguientes:


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Tabla 4: Parámetros retributivos para nuevas instalaciones renovables en la Isla de La Palma

Tecnología considerada

Año de autorización de explotación de la

instalación

Retribución a la inversión 2014 – 2016

(Eur/MW)

Incentivo a la inversión por reducción de costes

de generación (Eur/MWh)

Fotovoltaica tipo I 2

2014 122.334 0

2015 108.441 0

2016 102.294 0

Fotovoltaica tipo II 3

2014 95.850 5,53

2015 90.156 5,53

2016 84.954 5,53

Eólica

2014 87.521 7,48

2015 87.299 7,48

2016 87.451 7,48

Fuente: Orden IET/1459/2014

Una de las debilidades del sistema, según el sector renovable, es que la cuantía de dichos

incentivos sólo está definida hasta el 2016. A partir de ahí, el regulador podrá recalcularlos e

incluso eliminarlos, tanto para plantas de nueva construcción como para aquellas que ya están en

operación y disfrutando de los incentivos. Por tanto, es imposible determinar a día de hoy la

retribución que obtendrán las plantas a lo largo de toda su vida útil. Este hecho aumenta en gran

medida la incertidumbre del inversor a la hora de acometer una nueva instalación renovable y,

según el sector, lastrará el éxito de la regulación.

3.3 Situación regulatoria del autoconsumo eléctrico

Hasta finales de 2011, el autoconsumo renovable en España se encontraba en un estado de

alegalidad, con contradicciones manifiestas entre diferentes reglamentos, leyes y declaraciones de

órganos autonómicos y centrales competentes.

A finales de 2011 el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio publica el Real Decreto

1699/2011, por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía

eléctrica de pequeña potencia. Este RD pretende facilitar el proceso administrativo de pequeñas

instalaciones renovables para generación eléctrica. Asimismo, el RD anuncia una futura

regulación a corto plazo que, acorde con las nuevas facilidades administrativas, permita e

incentive el autoconsumo para pequeñas instalaciones. El RD se refiere con este anuncio a la

2 Instalaciones sobre cubiertas

3 Instalaciones sobre suelo


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modalidad regulatoria conocida como balance neto. El Ministerio llega a publicar una propuesta

de Real Decreto, describiendo el procedimiento, que sin embargo nunca llega a aprobarse.

El balance neto es un procedimiento de compensación de saldos de energía eléctrica para

instalaciones de producción dedicadas al autoconsumo, bien instantáneo o bien diferido,

fuera del régimen jurídico de producción de energía eléctrica y enfocado al consumidor. Es

por ello un mecanismo regulatorio habitual para fomentar el desarrollo de instalaciones de

generación distribuida dedicadas al autoconsumo.

En el caso de fuentes de energía no gestionables (por ejemplo, las instalaciones

fotovoltaicas o las eólicas), el usuario no puede ajustar el momento de producción al

momento de demanda de energía. La siguiente ilustración muestra de forma cualitativa

cómo la generación de por ejemplo, una instalación FV para un usuario doméstico a lo

largo del día, no se ajusta a su curva de consumo.

Ilustración 18: Consumo eléctrico y generación FV de un usuario doméstico a lo largo de un

día

Fuente: IDAE; Análisis de Creara

Un mecanismo de balance neto permitiría al usuario utilizar el sistema eléctrico para

“almacenar” sus excedentes puntuales de producción y recuperarlos en los momentos en

los que los necesite (auto-consumo diferido). Por esa energía “recuperada” (auto-consumo

diferido), al usuario se le podría requerir pagar un peaje al sistema a definir por el

regulador.

A la propuesta presentada por el Ministerio en 2011, y tras las alegaciones pertinentes y el cambio

de Gobierno, sigue un largo periodo temporal sin ninguna ratificación en forma de RD o de nueva

propuesta regulatoria por parte del Ministerio hasta julio de 2013. En esa fecha, el Ministerio

publica un nuevo borrador de RD para regular el autoconsumo renovable e incentivar la

generación distribuida.

El 18 de julio de 2013 el Ministerio publica el “Proyecto de RD por el que se establece la

regulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de

suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo”. Las

-3,0

-2,0

-1,0

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

kW

Consumo cubierto con

electricidad de la red

Electricidad excedente

(EE) FV

Consumo cubierto con

electricidad FV (energía autoconsumida

instantáneamente)

Consumo

eléctrico

Generación

FV

Fuente: IDAE; Análisis de Eclareon

Horas del día


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principales novedades de este borrador son el descarte definitivo de la modalidad de balance

neto, así como la inclusión de la figura del peaje de respaldo.

Los productores de energía que quieran autoconsumir su producción eléctrica deberán

hacerlo de forma instantánea (es decir, en el mismo momento en que la instalación está

produciendo la electricidad, sin posibilidad de acceder al sistema eléctrico para

“almacenar” los excedentes)

Además, y para compensar las posibles distorsiones que este modelo pudiera causar al

sistema, el consumidor estará obligado al pago de un peaje por cada kWh que

autoconsuma de su propia instalación

Toda la electricidad que no sea autoconsumida se verterá a la red eléctrica sin ningún tipo

de compensación a cambio

El borrador propone una cuantía determinada para los peajes de respaldo: el valor depende de la

tarifa contratada por el consumidor, diferenciando también entre los distintos tramos de la tarifa (si

aplica).

Tabla 5: Peajes de respaldo para autoconsumo en baja tensión en función de la tarifa contratada por el consumidor

Peaje de baja tensión Peaje de respaldo (Eur/kWh)

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3

2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 0,067568

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 0,089129 0,008964

2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 0,089129 0,0106242 0,007294

2.1 A (10 < Pc ≤ 15 kW) 0,07508

2.1 DHA (10 < Pc ≤ 15 kW) 0,093578 0,020259

2.1 DHS (10 < Pc ≤ 15 kW) 0,093578 0,02574 0,012941

3.0 A (Pc > 15 kW) 0,040596 0,025953 0,009265

Fuente: Proyecto de RD por el que se establece la regulación de las condiciones administrativas, técnicas y

económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo

Para los sistemas no peninsulares, el regulador propone una reducción de los peajes hasta el

2019 con el fin de incentivar el autoconsumo renovable en dichos sistemas. Esta reducción se

regirá por la siguiente fórmula, e intenta plasmar la diferencia entre el coste de generación

peninsular y el de sistemas no peninsulares:

Ecuación 1: Reducción del peaje de respaldo para los consumidores acogidos a una modalidad de autoconsumo en los sistemas eléctricos insulares y extra peninsulares


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Siendo:

PRSEIEi: Peaje de respaldo en el sistema aislado i

PR: Peaje de respaldo previsto en la regulación (ver Tabla 5)

PRi: Cociente entre el coste variable de generación anual a efectos de liquidación y la

demanda en barras de central en el sistema eléctrico aislado i

PEp: Media anual del precio final horario peninsular

Ci: Coeficiente que tomará un valor de 0,15

A finales de 2014 el Ministerio anuncia la próxima publicación definitiva de un reglamento que

regule el autoconsumo renovable, en línea con el borrador de 2013, y fija la fecha en el primer

trimestre de 2015.

3.4 Obligaciones técnicas del uso de la energía FV en edificación

El Código Técnico de la Edificación (CTE) incluye la obligación de instalación de energía FV en

determinados edificios (Sección HE 5), tanto para nueva construcción como para rehabilitación.

Concretamente, se obliga el uso de la energía FV en los siguientes supuestos:

Edificios de nueva construcción y a edificios existentes que se reformen íntegramente, o en

los que se produzca un cambio de uso característico del mismo, para los usos indicados en

la Tabla 6 cuando se superen los 5.000 m2 de superficie construida

Ampliaciones en edificios existentes, cuando la ampliación corresponda a alguno de los

usos establecidos en Tabla 6 y la misma supere 5.000 m2 de superficie construida

Tabla 6: Ámbito de aplicación de la Sección HE 5 del CTE

Tipo de uso

Hipermercado

Multi-tienda y centros de ocio

Nave de almacenamiento y distribución

Instalaciones deportivas cubiertas

Hospitales, clínicas y residencias asistidas

Pabellones de recintos feriales

El CTE no especifica de qué modo debe emplearse la energía FV producida (venta a mercado,

autoconsumo, etc.) y lo deja a criterio del dueño o promotor de la instalación.


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4. DISEÑO BÁSICO DE LA INSTALACIÓN PROPUESTA

4.1 Emplazamiento

En el presente informe se describe el estudio técnico-económico de una instalación FV en la Casa

Consistorial, situada en el municipio de Los Llanos de Aridane. Las características generales del

edificio se muestran a continuación:

Tabla 7. Datos básicos de la Casa Consistorial

Nombre del centro Casa Consistorial

Dirección Plaza de España, s/n Los Llanos de Aridane, 38760, Santa Cruz de Tenerife

Superficie de cubierta (m²) 436

Horario de actividad Lunes a Viernes: 8:00 a 15:00

Consumo eléctrico anual (kWh) 85.090

Destacar que el edificio de la Casa Consistorial cuenta con 5 niveles: 4 sobre rasante y uno bajo

rasante.

Ilustración 19: Vista exterior del edificio

Fuente: Imagen de Creara


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El municipio de Los Llanos de Aridane se encuentra situado en la zona oeste de la Isla de La

Palma, tal y como muestra el siguiente mapa.

Ilustración 20: Situación de Los Llanos de Aridane

Según datos de PV GIS4, los datos de irradiación global media en este Ayuntamiento por metro

cuadrado y para una instalación de módulos de silicio cristalino y estructura fija, son las siguientes:

Ilustración 21: Irradiación global media por m2 en Los Llanos de Aridane para estructura fija y

módulo de silicio cristalino

Fuente: PV GIS

4 PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System): base de datos de recursos solares en Europa y

África perteneciente al Instituto de Energía y Transporte (IET) de la Comisión Europea


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Tal y como se observa en la Ilustración 21, la irradiación media mensual ronda los 170 kWh/m2

para un plano horizontal y los 187 kWh/m2 para un plano de inclinación óptima (que para esta

localización es de 26º). Esto supone una irradiación anual de 2.060 kWh/m2 para plano horizontal

y 2.240 kWh/m2 para plano óptimo.

4.2 Diseño básico de la instalación

Considerando el emplazamiento escogido para la instalación y la intencionalidad de este proyecto

de acometer medidas que incentiven la eficiencia y el ahorro energético, se propone una

instalación en modalidad de autoconsumo. Para poder realizar los cálculos económicos

pertinentes se tomará como referencia el borrador de RD de Autoconsumo (ver capitulo 3.3

Situación regulatoria del autoconsumo eléctrico), cuya aprobación se espera en los primeros

meses del 2015.

En cuanto a la potencia de la instalación, la principal limitación es el patrón de consumo del

edificio para optimizar la energía autoconsumida y minimizar la vertida a red. Además, habrá que

tener en cuenta la superficie disponible y libre de sombras en la cubierta del edificio para

determinar si la potencia óptima es realizable al 100%.

El análisis de optimación de potencia se realiza según se describe a continuación:

En primer lugar se analiza el consumo horario del edificio a lo largo de un año (información

obtenida en la auditoría energética realizada por el equipo técnico de Creara)

Se modela la producción FV tipo para ese emplazamiento, según curvas de producción del

CTE (Código Técnico de la Edificación)

Cruzando las dos curvas y realizando los análisis de sensibilidad pertinentes, se determina

la potencia máxima que debe tener la instalación para que el vertido de electricidad a red

sea el mínimo posible

A continuación se muestra el consumo eléctrico horario del edificio en enero en base a la auditoría

energética realizada en el mismo (para el resto de los meses se realiza un análisis análogo):


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Ilustración 22: Consumo horario medio en enero del edificio estudiado – Horario solar


Según el CTE, la curva horaria de producción FV en Canarias (zona V) se corresponde, también

en el mes de enero, al siguiente patrón.

Ilustración 23: Curva de producción FV tipo para el mes de enero en Canarias (zona V) -

Horario solar

Fuente: CTE

Para una instalación de 1 kWp de potencia instalada y con las condiciones de irradiación del

emplazamiento, obtendríamos la siguiente producción:

0

2

4

6

8

10

12

14

16

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

kWh

Consumo horario medio en Enero

kWh

Consumo horario medio en Enero


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Ilustración 24: Curva de producción FV para el mes de enero en una instalación de 1kWp para

el emplazamiento estudiado - Horario solar


Realizando el análisis gráfico para todos los meses del año y en base a lo expuesto con

anterioridad en este apartado, se obtiene que la potencia óptima de una instalación FV para

autoconsumo es de 6 kW. Para esta planta FV se ha escogido la tecnología de silicio cristalino por

ser la que presenta una mayor madurez y fiabilidad a nivel comercial.

Para esta potencia se necesita una superficie aproximada de 54 m2. Dado que la superficie útil de

cubierta de este edificio es de 436 m2, el espacio disponible no supone una limitación para el

tamaño de la instalación.

La inclinación de los módulos será tal que la energía producida anualmente sea la máxima. Se

elige por tanto la inclinación óptima en función de la latitud del emplazamiento. En el caso de Los

Llanos de Aridane: 26º.


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4.3 Presupuesto básico

Para el diseño de esta instalación y el cálculo del CAPEX a considerar, se ha tomado como valor

de referencia 1,5 Eur/Wp instalado, en modalidad llave en mano. Este valor se ha obtenido tras

consultar el mercado internacional actual para instalaciones de pequeña potencia en cubierta y

contrastar con expertos locales las particularidades de la Isla de La Palma.

Para la potencia total diseñada para esta instalación, el presupuesto total de la planta sería de

9.000 Euros, desglosados según las siguientes partidas:


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Tabla 8. Ponderación de los costes de inversión de la instalación FV propuesta (CAPEX)

Categoría Peso en la partida

presupuestaria

Módulos FV 44%

Módulos policristalinos

Componentes BOS (Balance of System) 21%

Inversor

Estructura

Monitorización

Otros componentes

Servicios EPC 15%

Diseño de ingeniería

Preparación de cubierta/ terreno

Instalación de la estructura

Instalación de los módulos

Instalación eléctrica

Otros

Costes logísticos y de project management 8%

Desarrollo de proyecto 7%

Permisos

Desarrollos legales

Desarrollo de ingeniería

Otros conceptos generales

Interconexión eléctrica 5%


En cuanto a los costes de operación y mantenimiento (OPEX), se considera un total de 4,10

Eur/kWp instalado, considerando adicionalmente una partida de seguros de la instalación por valor

del 2% sobre el coste de la instalación EPC. En total, 205 Eur. a tener en cuenta el primer año de


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operación. El tipo de costes que se incluyen también en esta partida se engloban en las siguientes

categorías:

Seguro

Mantenimiento (preventivo y correctivo)

Cambio de inversor

Servicios de monitorización

Seguridad y vigilancia

Limpieza


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5. RESULTADOS

5.1 Resultados energéticos

Considerando la irradiación media mencionada en apartados anteriores y con un performance

ratio medio del 80%, la producción anual en el primer año de operación de la instalación

ascendería a 10.752 kWh.

En el gráfico que se muestra a continuación se puede comprobar la producción de energía

eléctrica de la instalación para los diferentes meses del año, frente al consumo que se produce en

el edificio.

Ilustración 25: Curva de producción FV vs. Curva de consumo eléctrico del edificio


En el caso de esta instalación FV y debido a su ajustado dimensionamiento, el 100% de la

electricidad generada es aprovechada para el autoconsumo. Es decir, se vierte un 0% de la

producción a red. Como muestra, se observa el patrón de consumo eléctrico del edificio y la curva

de producción FV del mes de junio.


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Ilustración 26: Curva de producción FV horaria tipo vs. Curva de consumo eléctrico del

edificio horario tipo para el mes de junio – Horario solar


En global, se considera que la implementación de la instalación solar fotovoltaica reduciría el

consumo eléctrico general del edificio en un 12,6%.


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5.2 Resultados económicos

Para determinar la viabilidad económica de la instalación se ha valorado la energía consumida por

el edificio una vez en funcionamiento la instalación FV tomando las siguientes consideraciones:

Se contabiliza sólo la energía producida por la instalación FV y consumida

instantáneamente por el edificio

Dicha energía se valorará económicamente considerando los términos de energía de la

tarifa correspondiente en el año 2013 (valores horarios reales del ejercicio): esta valoración

supondrá el ahorro conseguido por la instalación

Se tendrá en cuenta, por cada kWh consumido desde la instalación FV, el peaje de

respaldo a desembolsar, que dependerá del tipo de tarifa considerada y del horario

concreto en el que se produce el consumo

Toda la energía FV vertida a red se considerará perdida y no será valorada

económicamente

Este edificio presenta una tarifa 2.1A. Tal y como se ha comentado, y realizando las valoraciones

horarias pertinentes, los principales resultados de ahorros para el primer año de producción son

los siguientes:

Ilustración 27: Ahorro económico logrado y peaje de respaldo a desembolsar


Enfrentando dichos ahorros a los costes de la instalación (tanto costes anuales, OPEX, como la

inversión necesaria en el primer año), los resultados principales son los mostrados en la siguiente

Tabla.


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Tabla 9. Resultados económicos de la instalación FV en el primer año

Concepto Resultados

CAPEX 9.000 Euros

Ahorro anual bruto 1.420 Euros

Peaje de respaldo 807 Euros

Ahorro neto 613 Euros

Costes anuales (OPEX) 205 Euros

PRS 22,04 Años


Calculando el PRS de la instalación (Periodo de retorno simple), observamos que la inversión en

esta instalación FV es amortizada en más de 22 años. Por tanto, considerando que un plazo de

amortización de la inversión razonable no debería superar los 15 años, no es interesante desde un

punto de vista económico realizar la inversión en esta instalación.


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5.3 Resultados ambientales

La energía solar es una energía limpia, ya que no supone emisiones contaminantes a la

atmósfera. Toda la energía solar aprovechada en el edificio, 12,6% de la demanda energética

total, no implica emisiones de CO2.

Debe tenerse en cuenta que estas instalaciones sí suponen emisiones de CO2 en su ciclo de vida.

Es decir, aunque la producción eléctrica no implica emisiones contaminantes, sí se producirán

éstas en la fabricación de los componentes, transporte, instalación y desmantelamiento de la

instalación.

No obstante, esta instalación, supondrá una reducción de emisiones de 7.311 kg / año

Un hogar español, emite de media 834,8 kg de CO2 anuales, por lo tanto con esta medida, la

cantidad de CO2 reducida es equivalente a la producida por 9 viviendas en España.

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ER- FV2 Evaluación técnico económica de una instalación solar … · 2015. 1. 30. · TABLAS Tabla 1: Cobertura de demanda de Energía Eléctrica, 2012 ... Ilustración 22: Consumo