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Editan:

Energía solar: estado actual y perspectiva inmediata

Desde la Asociación de Ingenieros del ICAI se lleva trabajando varios años en la publicación de monografías, incluidas en la colección “Avances de Ingeniería”, que contribuyan a diseminar los avances que en diversos terrenos de la Ingeniería se vienen produciendo, ayudando así a la formación permanente de profesionales que de esta manera se mantienen al día en la vanguardia tecnológica.

La Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas de la Universidad Pontificia Comillas tiene la vocación de servir al debate y la reflexión acerca del problema de las fuentes de energía, el abastecimiento energético y su sostenibilidad en el medio y largo plazo junto con la contribución que a la resolución de estos problemas brindan las nuevas tecnologías energéticas reduciendo las emisiones inherentes a las transformaciones energéticas e incrementando la eficiencia de tales transformaciones, redundando así en un menor consumo de recursos. Así, la creación de una serie de monografías desarrolladas a partir de la jornada anual que desarrolla la Cátedra ofrece un material de excepcional importancia para tener una visión del estado del arte de las tecnologías energéticas más relevantes del momento, como punto de partida para el debate y la reflexión.

Este volumen, “Energía solar: estado actual y perspectiva inmediata” es el tercero de la serie “Análisis de situación y prospectiva de nuevas tecnologías energéticas” que pretende ser una de las respuestas que tanto desde la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas como desde la Asociación de Ingenieros del ICAI se plantean a la problemática descrita.

C O L E C C I Ó N : A V A N C E S D E I N G E N I E R Í AAnálisis de situación y prospectiva de nuevas tecnologías energéticas3 3

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Editores:José Ignacio Linares HurtadoBeatriz Yolanda Moratilla SoriaAntonio Arenas AlonsoLeo Miguel González GutiérrezPablo Ruiz CastellóRaquel de Francisco Fernández

Asociación Nacionalde Ingenieros del ICAI

Editan:


Autores:Fernando Sánchez SudónXavier García CasalsIgnacio Ajona MaeztuAdolfo González GonzálezDetta Schäfer Íñigo Aldekoa-Otalora ChinchurretaJosé Ignacio Linares HurtadoDaniel González i CastellvíEduardo Lorenzo PigueirasJuan Manuel Fernández FernándezJosé Luis Corbacho MargalloFrancisco Ramírez JiménezEmilio Alfonso ÁlvarezLuís Gordo PalaciosJuan Enrile MedinaValerio Fernández QueroEloy Álvarez Pelegry Manuel Romero ÁlvarezAntonio Gómez ZamoraÁlvaro Ramos SoláJuan Carlos Ballesteros AparicioValeriano Ruiz HernándezJulio Artigas Cano de SantayanaEnrique Belloso PérezJuan Fernández San JoséJavier Anta Fernández

Autores: – FERNANDO SÁNCHEZ SUDÓN – XAVIER GARCÍA CASALS – IGNACIO AJONA MAEZTU – ADOLFO GONZÁLEZ GONZÁLEZ – DETTA SCHÄFER – ÍÑIGO ALDEKOA-OTALORA CHINCHURRETA – JOSÉ IGNACIO LINARES HURTADO – DANIEL GONZÁLEZ I CASTELLVÍ – EDUARDO LORENZO PIGUEIRAS – JUAN MANUEL FERNÁNDEZ FERNÁNDEZ – JOSÉ LUIS CORBACHO MARGALLO – FRANCISCO RAMÍREZ JIMÉNEZ – EMILIO ALFONSO ÁLVAREZ – LUÍS GORDO PALACIOS – JUAN ENRILE MEDINA – VALERIO FERNÁNDEZ QUERO – ELOY ÁLVAREZ PELEGRY – MANUEL ROMERO ÁLVAREZ – ANTONIO GÓMEZ ZAMORA – ÁLVARO RAMOS SOLÁ – JUAN CARLOS BALLESTEROS APARICIO – VALERIANO RUÍZ HERNÁNDEZ – JULIO ARTIGAS CANO DE SANTAYANA – ENRIQUE BELLOSO PÉREZ – JUAN FERNÁNDEZ SAN JOSÉ – JAVIER ANTA FERNÁNDEZ

COLECCIÓN: AVANCES DE INGENIERÍA

Análisis de situación y prospectiva de nuevas tecnologías energéticas


3

Asociación Nacional de Ingenieros del ICAI

Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas

Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI)

Editan:

Editores:– JOSÉ IGNACIO LINARES HURTADO – BEATRIZ YOLANDA MORATILLA SORIA – ANTONIO ARENAS ALONSO – LEO MIGUEL GONZÁLEZ GUTIÉRREZ – PABLO RUIZ CASTELLÓ – RAQUEL DE FRANCISCO FERNÁNDEZ

Edita:

© Asociación Nacional de Ingenieros del ICAIReina, 33. 28004 Madridwww.icai.es

© Universidad Pontificia ComillasAlberto Aguilera, 23. 28015 Madridwww.upcomillas.es

Sólo se permite la reproducción parcial de este libro, y con la condición de que se indique de forma precisa la fuente original.

ISBN: 978-84-935950-8-1Depósito Legal: M-50628-2007

La Asociación Nacional de Ingenieros del ICAI y la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas de la Universidad Pontificia Comillas quieren agradecer su colaboración a las siguientes empresas e instituciones:

Patrocinadores de la Cátedra

Patrocinadores de la Jornada

Asociación Nacional de Ingenieros del ICAI

Índice

Capítulo I: Oportunidades para la Energía solar

I.1. Energía solar: Estado actual y desafíos tecnológicos FERNANDO SÁNCHEZ SUDÓN (CENER) ……………………………………………………………………… 13

Capítulo II: Equipos para aplicaciones térmicas de baja temperatura

II.1. Introducción XAVIER GARCÍA CASALS (AIGUASOL INGENIERÍA) …………………………………………………………… 31

II.2. Aprovechando el calor solar para el Agua Caliente Sanitaria (ACS) y calefacción IGNACIO AJONA MAEZTU (WAGNER SOLAR) ………………………………………………………………… 37

II.3. Captadores solares planos fabricados en España mediante tecnología de “sputtering” y con barrera convectiva ADOLFO GONZÁLEZ GONZÁLEZ (GAMESA SOLAR) ………………………………………………………… 55

II.4. Calefacción solar DETTA SCHÄFER (SONNENCRAFT - AIGUASOL BIOCO) ……………………………………………………… 61

II.5. Refrigeración solar ÍÑIGO ALDEKOA-OTALORA CHINCHURRETA (ROTÁRTICA) …………………………………………………… 65

Capítulo III: Instalaciones térmicas de baja temperatura

III.1. Introducción JOSÉ IGNACIO LINARES HURTADO (UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS) …………………………………… 77

III.2. Paneles Solares Térmicos para producción de ACS en bloques de viviendas. Comparativa energética DANIEL GONZÁLEZ I CASTELLVÍ (AIGUASOL INGENIERÍA) …………………………………………………… 83

Capítulo IV. Equipos e instalaciones fotovoltáicas

IV.1. Introducción EDUARDO LORENZO PIGUEIRAS (IES-UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID) …………………………… 95

IV.2. Tecnología fotovoltaica en BP Solar España JUAN MANUEL FERNÁNDEZ FERNÁNDEZ Y JOSÉ LUIS CORBACHO MARGALLO (BP SOLAR) ………………… 97

IV.3. Energía fotovoltaica, algo más que una alternativa FRANCISCO RAMÍREZ JIMÉNEZ (ISOFOTÓN) ………………………………………………………………… 101

IV.4. El módulo fotovoltaico como elemento constructivo EMILIO ALFONSO ÁLVAREZ (ATERSA - GRUPO ELECNOR) …………………………………………………… 105

IV.5. Instalaciones solares relevantes de Aesol. Huertasolar LUÍS GORDO PALACIOS (ACCIONA SOLAR) ………………………………………………………………… 113

IV.6. Central Fotovoltaica Sevilla-PV JUAN ENRILE MEDINA Y VALERIO FERNÁNDEZ QUERO (ABENGOA-SOLUCAR) ……………………………… 119

IV.7. Central fotovoltaica Toledo-PV ELOY ÁLVAREZ PELEGRY (UNIÓN FENOSA) ………………………………………………………………… 123

Capítulo V. Centrales Solares termoeléctricas

V.1. Introducción MANUEL ROMERO ÁLVAREZ (CIEMAT) ……………………………………………………………………… 129

V.2. La central solar PS10 VALERIO FERNÁNDEZ QUERO (SOLUCAR) …………………………………………………………………… 133

V.3. Central termosolar Andasol-1 ANTONIO GÓMEZ ZAMORA (ANDASOL I Y II - ACS COBRA) ……………………………………………… 139

V.4. Iberdrola y la energía solar termoeléctrica ÁLVARO RAMOS SOLÁ (IBERDROLA ENERGÍAS RENOVABLES) ………………………………………………… 143

V.5. Energía solar térmica para generación eléctrica: estado actual y perspectiva inmediata JUAN CARLOS BALLESTEROS APARICIO (ENDESA) …………………………………………………………… 147

Capítulo VI. Marco regulatorio, legislación y financiación

VI.1. Introducción VALERIANO RUIZ HERNÁNDEZ (INSTITUTO ANDALUZ DE ENERGÍAS RENOVABLES) ………………………… 153

VI.2. Visión desde el IDA JULIO ARTIGAS CANO DE SANTAYANA (IDAE) ……………………………………………………………… 159

VI.3. Visión desde la Agencia Local de Energía de Sevilla ENRIQUE BELLOSO PÉREZ (AGENCIA LOCAL DE LA ENERGÍA DE SEVILLA) …………………………………… 169

VI.4. Visión desde la Asociación Solar de la Industria Térmica JUAN FERNÁNDEZ SAN JOSÉ (ASIT) ……………………………………………………………………… 177

VI.5. Visión desde la Asociación de la Industria Solar Fotovoltaica JAVIER ANTA FERNÁNDEZ (ASIF) ………………………………………………………………………… 191

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Prólogo

En este libro se recogen las ponencias de un encuentro organizado por la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas, celebradas en mayo de 2005 con el título: “Energía Solar. Estado Actual y Perspectiva Inmediata”.

En estas jornadas, representantes del sector industrial y centros de investigación, junto con agencias nacionales y regionales de energía, han hecho un exhaustivo aná-lisis de la situación de la energía solar, en sus tres modalidades de utilización: la ener-gía solar fotovoltaica, la solar térmica de baja temperatura y la solar termoeléctrica.

Del resultado de las presentaciones y debates, se pone de manifiesto que estamos ante un sector con unas importantes expectativas de crecimiento, que se han visto refrendadas a la vista de los recientes datos de evolución del sector.

En el tiempo transcurrido desde la celebración de las jornadas hasta el momento de escribir este prólogo, se han producido acontecimientos muy relevantes desde el punto de vista del marco regulatorio, que están teniendo una incidencia muy positiva en el de-sarrollo de todas la tecnologías de conversión y utilización de la energía solar.

En lo que se refiere a la energía solar de baja temperatura hay que destacar la apro-bación y entrada en vigor del nuevo Código Técnico de la Edificación, que supondrá, sin duda, un punto de inflexión en cuanto a la evolución del sector de colectores solares, al hacer obligatoria la instalación de energía solar para el suministro de agua caliente sanitaria en todos los edificios de nueva construcción.

Según datos del IDAE de finales de 2006, se habían instalado 930.000 metros cuadrados de colectores, todavía lejos de los 4,5 millones que establece como objetivo para 2010 el Plan de Energías Renovables. No obstante, este importante cambio en el marco regula-torio permite albergar esperanzas de un cambio drástico en la tendencia de desarrollo de este mercado. En lo que se refiere a la energía solar fotovoltaica, los datos de crecimiento de este sector no pueden ser mejores. A finales de 2006 la potencia fotovoltaica instalada alcanzó los 120 MW con un crecimiento del 100% con relación al año anterior.

En vista de la evolución del mercado, es previsible que los objetivos establecidos para el 2010 en el Plan de Energías Renovables, de 400 MW, se alcancen en el año

10

2008, por lo que, en estos momentos, se está trabajando en una revisión sustancial al alza de estos objetivos.

El problema coyuntural que apareció en el sector de una escasez de materia prima de si-licio de grado solar, está ya en vías de solución y merece destacarse el anuncio reciente de la instalación en España de dos nuevas plantas de producción de silicio de grado solar.

La reciente revisión del Real Decreto que regula las tarifas para la energía solar fo-tovoltaica ha introducido una mayor racionalidad en cuanto a los límites de potencia de las instalaciones fotovoltaicas que ha sido muy bien acogida por el sector.

En cuanto a la solar termoeléctrica, hay que destacar la puesta en marcha y conexión a red de la primera central de carácter comercial, una central de torre de 11 MW, instalada en lo que será un importante complejo de centrales de energía solar en Sanlúcar La Mayor. A este hecho hay que añadir el inicio de la construcción en Espa-ña de varias centrales de colectores cilíndrico-parabólicos de 50 MW y la puesta en marcha en EEUU de una central solar de 60 MW, también por un grupo industrial español.

Estos acontecimientos están poniendo a España en una situación de liderazgo mun-dial en la tecnología de energía solar termoeléctrica. A la vista de todos estos hechos tan positivos, no queda sino esperar que estemos ante el inicio de una nueva situación de la energía solar en España que nos permita vislumbrar que ha llegado el momento para una expansión significativa que siga los pasos desarrollados hasta ahora por la energía eólica.

Los cada día más acuciantes problemas energéticos y medioambientales que tene-mos que afrontar suponen, sin duda, un importante entorno que facilitará la conti-nuidad de los marcos regulatorios que tenemos actualmente, tan favorables para el desarrollo de la energía solar.

La industria está respondiendo ante esta oportunidad y cada día aparecen iniciativas empresariales que están conformando un sector que ya es una realidad, y lo más importante, que goza de unas expectativas de crecimiento muy importantes.

No quiero terminar este prólogo sin dejar de reconocer la importante labor realizada por la Cátedra Rafael Mariño en su actividad constante de difusión de las nuevas tecnologías energéticas.

Fernando Sánchez SudónDirector Técnico del Centro Nacional de Energías Renovables

CAPÍTULO IOportunidades para la energía solar

1. Energía solar: Estado actual y desafíos tecnológicos

Autor: Fernando Sánchez Sudón Titulación: Ingeniero de TelecomunicaciónCargo: Director TécnicoEmpresa: Centro Nacional de Energías Renovables (CENER)

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Introducción

La situación actual de la energía solar, en las tres modalidades que posteriormente veremos con más detalle, se puede calificar de “histórica”. Quizá ésta es una palabra demasiado usada pero en pocos momentos del devenir de las energías renovables se han encontrado unos momentos tan interesantes y tan excitantes de cómo puede ser el futuro de la energía solar.

Tanto las iniciativas legislativas que actualmente se encuentran en estudio y que no tardarán mucho en entrar en vigor, como el desarrollo de varios proyectos importan-tes por parte de empresas privadas van a suponer un punto de inflexión en cuanto al desarrollo de la energía solar.

Creo que nos encontramos en una situación inmejorable para reflexionar sobre lo que hemos realizado hasta el momento, en qué situación nos encontramos actual-mente y cuáles son las expectativas de futuro.

A la hora de hablar de energía solar hay que distinguir tres tipos diferentes de apli-caciones: energía solar fotovoltaica, energía solar termoeléctrica y energía solar tér-mica. Estas tres modalidades se diferencian en su forma de utilización.

La energía solar fotovoltaica

Comenzaremos por el análisis de la situación de la energía solar fotovoltaica. En la |Figura I-1| se recoge la evolución de la producción fotovoltaica desde 1993, según datos de Eurobserver. Se puede observar que el ritmo de crecimiento del mercado fotovoltaico entre los años 2003 y 2004 ha sido superior al 60%. Estas cifras son absolutamente escalofriantes, no sólo para el sector de la energía solar sino para cualquier sector industrial.

Energía solar: estado actual y desafíos tecnológicosFERNANDO SÁNCHEZ SUDÓN - CENER

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AVANCES DE INGENIERÍA | Energía solar: estado actual y perspectiva inmediata

|Figura I-1| Evolución de la producción fotovoltaica (MWp)

1.200

1.000

800

600

400

200

0

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

Fuente: Eurobserver

Este crecimiento está llegando a producir ciertas tensiones entre la oferta y la de-manda ya que los suministros de materia prima comienzan a no ser suficientes para satisfacer la totalidad de la demanda existente.

Uno de los principales factores que contribuyen a explicar este gran desarrollo y cre-cimiento del mercado fotovoltaico es la aplicación de fuertes políticas de apoyo a las energías renovables que se están llevando a cabo, especialmente en Alemania.

Asimismo, al observar la evolución de la producción fotovoltaica en los últimos años, se puede apreciar el cambio que se ha producido en la concepción y uso de la energía solar fotovoltaica. Inicialmente, sus aplicaciones fundamentales fueron la electrifica-ción de sistemas rurales aislados sin posibilidad de conexión a la red. Actualmente, las políticas de apoyo han conducido a un cambio radical en cuanto a la aplicación de la energía solar fotovoltaica. Por ejemplo, en el año 2004 el número de instalaciones conectadas a la red ya superaba el número de instalaciones aisladas. Incluso a ni-vel mundial, podríamos decir que prácticamente el 90% de las instalaciones solares fotovoltaicas se encuentran conectadas a la red eléctrica. Esto, como hemos dicho, supone un cambio radical frente a su concepción inicial e introduce nuevos desafíos para la integración de la energía solar fotovoltaica en los sistemas conectados a red, que es en estos momentos donde se encuentra el gran desarrollo del mercado.

En la |Tabla I-1| se indican los datos de la potencia fotovoltaica instalada en 2004 en la UE, obtenida de la última publicación de Eurobserver. Sólo en el año 2004 se instalaron en la UE 410 MW, de los cuales 363 MW corresponden a Alemania. Estos datos reflejan el fuerte crecimiento de la energía solar fotovoltaica en la UE y el gran peso que Alemania tiene en ella. Estos datos nos deberían llevar a la reflexión, ya que lo que ha sido posible en un país debería ser posible en otros. Pero, ¿por qué ha sido esto posible en Alemania? Fundamentalmente y como ya hemos comentado, ha sido

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Oportunidades para la energía solar | AVANCES DE INGENIERÍA

posible gracias a unas iniciativas legislativas de apoyo unidas a, probablemente, una concienciación social de la ciudadanía mayor que en otros países. Estos factores han permitido este despegue tan inusitado.

|Tabla I-1| Potencia fotovoltaica instalada en la UE en 2004 (MWp)

Pays Puissances installés en 2004 en MWc

Réseau Hors réseau TotalAllemagne 360,000 3,000 363,000Luxembourg 13,000 0,000 13,000Espagne 10,485 1,300 11,785France 5,114 0,760 5,874Pays-Bas 4,250 0,050 4,300Italie 4,000 0,300 4,300Autriche 2,850 0,150 3,000Royaume-Uni 1,710 0,190 1,900Grèce 0,149 1,151 1,300Belgique 0,530 0,004 0,534Danemark 0,350 0,050 0,400Suède 0,040 0,300 0,340 Finlande 0,030 0,270 0,300Portugal 0,078 0,128 0,206Pologne 0,022 0,105 0,127Hongrie 0,030 0,008 0,038Rep. tchéque 0,016 0,017 0,033Slovénie 0,005 0,016 0,021Irlande 0,000 0,020 0,020Malte 0,002 0,000 0,002

Total U.E. 402.661 7,799 410,459

Fuente: Eurobserver

España se encuentra en estos momentos en tercera posición en Europa en cuanto a potencia solar fotovoltaica instalada. Esta situación puede cambiar en un corto periodo de tiempo ya que afortunadamente tenemos ante nosotros un marco regulatorio muy favorable para la implantación de la energía solar fotovoltaica. Las modificaciones in-troducidas por el Real Decreto 436/2004 con respecto a las condiciones de las primas otorgadas a la energía solar fotovoltaica prevén en los próximos años un desarrollo notable en este campo. Asimismo, el mercado está respondiendo muy favorablemente y el número de solicitudes de instalaciones fotovoltaicas en España es tremendo.

La capacidad total instalada en la UE durante el 2004 es ya superior al GW, como se puede observar en la |Tabla I-2|. Ésta es ya una cifra que comienza a ser importante en cuanto a términos de mercado, aunque no debemos olvidar que de la capacidad total, 794 MW se encuentran instalados, de nuevo, en Alemania.

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|Tabla I-2| Capacidad fotovoltaica instalada en la UE en 2004

Pays Puissances installés fin 2003 Puissances installés fin 2004

Réseau Hors réseau Total Réseau Hors réseau Total

Allemagne 408,000 23,000 431,000 768,00 26,00 794,000Pays-Bas 38,760 4,680 43,440 43.010 4,730 47,740Espagne 14,559 12,352 26,911 25,044 13,652 38,696Italie 14,300 11,700 26,000 18,300 12,000 30,300Luxembourg 13,000 0,000 13,000 26,000 0,000 26,000France 3,886 10,359 14,245 9,000 11,12 20,119Autriche 14,660 2,173 16,833 17,510 2,322 19,833Royaume-Uni 5,189 0,714 5,930 6,899 0,904 7,083Grèce 1,107 2,137 3,244 1,256 3,288 4,544Suède 0,200 3,600 3,800 0,240 3,900 4,140Finlande 0,163 3,239 3,402 0,193 3,509 3.702Portugal 0,397 1,672 2,069 0,475 1,800 2.275Danemark 1,675 0,170 1,845 2,025 0,220 2.245Belgique 0,874 0,053 0,927 1,404 0,057 1.461Rep. tchéque 0,200 0,130 0,330 0,216 0,147 0.363Pologne 0,047 0,060 0,107 0,069 0,165 0.234Chypre 0,150 0,040 0,190 0,150 0,040 0.190Hongrie 0,025 0,075 0,100 0,055 0,083 0.138Irlande 0,000 0,080 0,080 0,000 0,100 0.100Slovénie 0,001 0,066 0,067 0,006 0,082 0.088Slovaquie 0,000 0,060 0,060 0,000 0,060 0.060Lituanie 0,000 0,017 0,017 0,000 0,017 0.017Malte 0,008 0,000 0,008 0,009 0,000 0.009Lettonie 0,000 0,004 0,004 0,000 0,004 0.004Estonie 0,000 0,002 0,002 0,000 0,002 0.002

Total 517,201 76,383 593,584 919,861 84,202 1004,063

Fuente: Eurobserver

Con respecto a la producción, ¿dónde se encuentran los principales productores mundiales? Como puede verse reflejado en la |Figura I-2|, realizada con datos europeos a nivel global en el año 2003, la producción de módulos fotovoltaicos se concentra en Japón, país en el que también se han desarrollado importantes políticas de apoyo a la energía solar fotovoltaica. Le siguen Europa y Estados Unidos.

En cuanto a la distribución del mercado, |Figura I-2|, y gracias a la contribución de Alemania, la situación, según datos de EPIA (Asociación Europea de Energía Solar Fotovoltaica), se encuentra más equilibrada entre Japón y Europa. Las gráficas ante-riores se han elaborado con datos del año 2003. Por este motivo, es previsible que el peso específico de Europa en la “tarta” mundial aumente durante el año 2004.

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|Figura I-2| Producción y mercado en 2003 de módulos fotovoltaicos

Producción 2003 (PVnet) Mercado 2003 (EPIA Roadmap)

Japan Japan

Europe EuropeROWROW

USAUSA

En cuanto a los principales fabricantes y como no podía ser de otra manera, Japón se encuentra a la cabeza con empresas como Sharp, con el 27% de cuota de mercado, o Kyocera |Tabla I-3|. En este punto, me gustaría resaltar el hecho de que dos empresas ubicadas en España, BP Solar –multinacional con fabricación en España– e Isofo-tón, se encuentran entre los diez primeros fabricantes mundiales. La industria solar fotovoltaica es, por tanto, un sector en el que existen empresas españolas liderando el mercado mundial. Cabe destacar este hecho ya que en pocos sectores industriales podemos presumir de tener una posición de liderazgo tecnológico a nivel mundial. Esto ocurre con las energías renovables en general y con la energía solar fotovoltaica en particular. Como ejemplo, se puede resaltar que una buena parte de la potencia instalada en Alemania procede de tecnología española. Éste es un hecho que no se produce con frecuencia en el panorama industrial español y del que debemos sen-tirnos satisfechos y orgullosos.

|Tabla I-3| Principales fabricantes de módulos fotovoltaicos en 2004

Firmes 2003 2004 Croissance Part de marché 2004

Sharp 198,0 324,0 63,6% 27,1%Kyocera 72,0 105,0 45,8% 8,8%BP Solar 70,2 85,0 21,1% 7,1%Mitsubishi Electric 40,0 75,0 87,5% 6,3%Q-Cells 28,0 75,0 167,9% 6,3%Shell Solar 73,0 72,0 -1,4% 6,0%Sanyo 35,0 65,0 85,7% 5,4%Isofoton 35,2 53,0 50,6/% 4,4%RWE 42,0 44,0 4,8% 3,7%Deutsche Cell - 28,0 - 2,3%Autres industriels 150,7 268,0 77,8% 22,4%

Total 744,1 1194,0 60,5% 100,0%

Top 10 Manufacturers of PV Cells (in MWp)

PV News March 2005

18


Otro de los aspectos importantes es el coste de producción de la energía solar fo-tovoltaica. Todos tenemos en la cabeza que se trata de una energía muy cara. Este factor está impidiendo una penetración mayor en el mercado así como la necesidad de impulsar políticas de apoyo. El objetivo deseado en el sector fotovoltaico es llegar a conseguir un coste de producción de un euro por vatio pico. En la |Figura I-3| se aprecia que en el año 2002 el coste de producción se encontraba en torno a los tres euros por vatio pico, cifra en la que aproximadamente nos encontramos en la actua-lidad. Si extrapolamos lo ocurrido en el pasado, suponiendo que dicha extrapolación pueda ser posible, llegaríamos a un escenario en el que para llegar a obtener un coste de producción de un euro por vatio pico, el volumen de mercado se debería encontrar en torno a los 100 GW. Evidentemente, desarrollos tecnológicos impor-tantes o nuevos descubrimientos pueden variar significativamente esta tendencia. No obstante, esta gráfica debería servirnos como elemento de reflexión, ya que la extrapolación anterior nos puede ayudar a entender cómo sería la evolución previsi-ble de los costes de la energía solar fotovoltaica en función de la producción en los próximos años.

|Figura I-3| Curva de aprendizaje de la fabricación de módulos fotovoltaicos

Accumulated Sales (GWp)

€/W

p

10

1

0,10,1 1 10 100

2002

Si estudiamos los costes de energía en lugar de los costes de potencia instalada, la pregunta que surge es la siguiente: ¿cuándo puede la energía solar competir con las fuentes de energía convencionales? Una respuesta a esta pregunta se puede ver en la aproximación que ha realizado EPIA en la |Figura I-4|. En dicha figura se relacionan los costes de producción de energía en diferentes escenarios. La banda inferior muestra el coste de la electricidad de base. La intermedia refleja el coste

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de la electricidad pico en función de la demanda y la banda no lineal muestra el coste de la energía solar fotovoltaica en dos casos hipotéticos: en un emplazamiento con un funcionamiento de 900 horas/año equivalente y en un emplazamiento con 1.800 horas/año equivalente, en donde pasaríamos de un coste actual de 0,60 €/kWh a 0,30 €/kWh.

|Figura I-4| Costes de producción de energía eléctrica

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,01990 2000 2010 2020 2030 2040

900 h/a: 0,60 €/kWh

1800 h/a: 0,30 €/kWh

Photovoltaic Utility Peak Cost Bulk Cost

Source: EPIA towards an Effective Industrial Policy for PV. ppt/05.06.2004/Rapp@RWE Schott

€/kWh

Partiendo de la idea de que estos datos son bastante razonables e imaginando la ten-dencia de crecimiento, se pueden obtener los puntos a partir de los cuales la energía solar es competitiva con las diferentes opciones energéticas. Si tomamos como re-ferencia el emplazamiento con 1.800 horas/año equivalentes y según las previsiones anteriores, pronto se podría competir con el coste pico de las fuentes de energía convencionales. Para llegar al coste de la energía de base, tendríamos que esperar hasta más allá del año 2020. No obstante, todas las aproximaciones relacionadas con proyecciones a futuro están sujetas a multitud de opiniones, variables e hipótesis sin demostración científica.

Dejando a un lado los costes, analicemos seguidamente las tecnologías. La distri-bución de la tecnología de la energía solar fotovoltaica en el año 2003 se encuentra fuertemente dominada por el silicio, tanto en su modalidad mono como policristali-no. Se han realizado durante muchos años intentos de buscar materiales alternativos al silicio. Las investigaciones en la tecnología de lámina delgada llevan desarrollán-dose desde hace varios años aunque, de momento, no se han alcanzado los frutos deseados. A día de hoy la tecnología dominante sigue siendo la tecnología de origen con la que comenzó el desarrollo de la energía solar fotovoltaica que es el silicio

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mono y policristalino. Pero, ¿cómo se ve la posible distribución de estas energías en el futuro? En el horizonte del año 2020, según Strategies Unlimited, la tecnología domi-nante seguirá siendo la tecnología del silicio, aunque en el año 2030 las tecnologías de lámina delgada y los nuevos materiales ya comenzarán a tener un papel importante. Según este estudio, se producirá un cambio radical en el futuro y se desarrollará un mercado en donde las tecnologías dominantes ya no serán las derivadas del silicio sino que serán relevadas por el desarrollo de nuevos materiales y la tecnología de lámina delgada. Esto supone, por tanto, un importante esfuerzo por conseguir avances en el desarrollo de nuevos materiales, ya que éste es el camino a seguir.

De entre todas las energías renovables, es quizá en la solar fotovoltaica donde se están realizando mayores esfuerzos por conseguir nuevas alternativas y nuevos ma-teriales debido a su situación de costes. En estos momentos hay dos documentos de referencia que reflejan las necesidades actuales en investigación y desarrollo tec-nológico, que suponen un buen referente en cuanto a prospectiva tecnológica del sector fotovoltaico. El primero de ellos es un documento que ha sido auspiciado por la Comisión Europea. Esta Comisión creó lo que se conoce como Plataforma Tecno-lógica de Energía Solar Fotovoltaica. En el seno de esta plataforma se ha elaborado un documento que tiene por título “A vision for photovoltaic for 2030 and beyond”, Preliminary report by the Photovoltaic Technology Research Advisory Council (PV-TRAC) de la Comisión Europea. El segundo documento es el “PVNET”, pro-yecto europeo que consistía en realizar una hoja de ruta de la energía solar fotovol-taica en los temas de investigación y desarrollo.

De entre las necesidades de investigación y desarrollo dentro de la tecnología del silicio, tecnología dominante en la actualidad y en los próximos años según las previ-siones, me centraría fundamentalmente en el desarrollo de métodos de producción de silicio de grado solar. Un crecimiento anual del mercado del 60% que, como veíamos al comienzo, está produciendo ciertas tensiones en cuanto a la capacidad de suministro de materia prima. Hay que recordar que en su origen, el mercado fotovoltaico se nutría de los rechazos de la industria microelectrónica. La tecnología solar fotovoltaica requiere un silicio de un grado de pureza menor que el de la tec-nología microelectrónica y, por lo tanto, se utilizaba el rechazo de esta industria para la producción fotovoltaica. Esto funcionó mientras el mercado fotovoltaico no expe-rimentó grandes crecimientos. Con el crecimiento que ha tenido el mercado en los últimos años, evidentemente no es suficiente el rechazo de la industria electrónica.

A partir de este momento, los fabricantes de silicio tienen que producir silicio para aplicación fotovoltaica exclusivamente. Por este motivo, desarrollar procesos para la obtención de silicio de grado solar al margen de los fabricantes de silicio orientados a la microelectrónica es uno de los temas que tanto a nivel europeo como a nivel nacional se ha identificado como prioritarios. Si no se encuentra una solución, puede llegar a convertirse en un cuello de botella para la expansión de

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la energía solar fotovoltaica basada en la tecnología de silicio. Por otro lado, existe todavía margen para mejorar los procesos de cristalización y producción de obleas. La automatización de los procesos redundará, sin duda alguna, en una reducción de costes. Este proceso de automatización de los procesos de fabricación se está produciendo de forma natural ya que el crecimiento del mercado implica nece-sariamente la automatización de los distintos procesos de producción. Otra de las vías que se están estudiando actualmente como forma de reducción de costes consiste en emplear obleas de 150 micras de espesor en lugar de 300 micras. De hecho, ya hay fabricantes que están reduciendo el espesor de las obleas con el consiguiente abaratamiento de los costes.

En general, los temas a tener en cuenta en investigación y desarrollo en cada una de las tecnologías son los siguientes:

❙ Tecnologías de silicio cristalino:– Desarrollo de métodos de producción de silicio de grado solar.– Mejoras en los procesos de cristalización y producción de obleas para reducir el

silicio utilizado.– Automatización de los procesos de producción de células y módulos.– Reducción de la materia prima utilizada. Láminas delgadas de silicio.

❙ Tecnologías de lámina delgada:La tecnología de lámina delgada está basada en deposiciones de materiales por de-posición química de vapor o “sputtering”.– Necesidad de aumentar la eficiencia de conversión, de la actual 5-12% hasta lograr

15% y mayores.– Desarrollo de estructuras multiunión para aprovechar diferentes partes del espec-

tro solar.– Desarrollo de equipamiento para escalado a la deposición en grandes áreas. Las

tecnologías de lámina delgada han tenido buen desarrollo y bastante éxito a escala de laboratorio.

– Problemática asociada a la utilización de materiales contaminantes o escasos. Por ejemplo, el cloruro de cadmio.

❙ Nuevas tecnologías:– Desarrollo de células y sistemas de concentración solar. Si se consigue en lugar de

un sol sobre una célula fotovoltaica, 20, 30, 100 ó 500 soles se está disminuyendo el requisito de material fotovoltaico para la misma cantidad de insolación.

– Nuevos materiales: polímeros, moléculas orgánicas, células fotoquímicas de óxidos de titanio sensibilizados y otras nanoestructuras.

No tenemos que olvidar que la energía solar fotovoltaica, además de la célula fotovoltaica, está compuesta por más elementos y, por tanto, la investigación y el

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desarrollo no sólo debe centrarse en ella sino en todos y cada uno de los componen-tes que forman parte del sistema fotovoltaico.

Por ejemplo, un sistema solar fotovoltaico conectado a la red eléctrica, sistema que predomina actualmente en el mercado, necesita un inversor y si hablamos de siste-mas aislados, se necesitan baterías y reguladores de carga. Por tanto, hay que cen-trarse también en todos estos elementos ya que a nivel de coste total de la instalación suponen un 50% del coste total.

A modo de resumen, la investigación y desarrollo a nivel del sistema fotovoltaico debería centrarse en los siguientes elementos:

❙ Reducción de costes y aumento de fiabilidad en inversores.❙ Tecnologías de integración a red y acondicionamiento de potencia eléctrica.❙ Integración de los sistemas fotovoltaicos en la edificación.

Hasta aquí, hemos repasado la situación actual de una de las tres modalidades de la energía solar, la energía solar fotovoltaica. Pasaremos ahora a analizar la segunda de las modalidades solares propuestas: la energía solar termoeléctrica.

La energía solar termoeléctrica

Ésta quizá sea la menos conocida por el gran público. Básicamente, y a grandes rasgos, consiste en el aprovechamiento de la radiación solar mediante sistemas de concentración para producir electricidad en ciclos termodinámicos a través de flui-dos calentados a alta temperatura.

Durante los últimos treinta años se han explorado diferentes formas de producir esa concentración y la transformación de la energía solar concentrada en energía solar térmica. Las tecnologías aplicadas hasta el momento son las siguientes: colectores parabólicos, centrales de torre y discos parabólicos |Figura I-5|.

|Figura I-5| Tecnologías de concentración para aplicaciones solares termoeléctricas

Receiver

Concentrator ReceiverReceiver ConcentratorHellostats

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En California, se dispone de una instalación comercial que lleva funcionando desde los años 80 donde se han construido nueve plantas solares térmicas de concentración con esta tecnología en un sistema híbrido con gas natural.

Se trata de una tecnología que actualmente suma un total de 350 MW. En España se han realizado grandes esfuerzos en energía solar térmica a través de las instala-ciones de la plataforma solar de Almería. En estas instalaciones se han explorado las tecnologías anteriores con mucha profundidad en los últimos años. El proyecto DISS (Direct Solar Steam) trata de ir un paso más allá sustituyendo el fluido térmico por la producción directa de vapor en el tubo colector.

La tecnología de colectores cilindro-parabólicos es una tecnología que no tiene gran-des problemas. Viene avalada por los 350 MW instalados en California que, desde hace ya 25 años, funcionan con mucha fiabilidad y eficacia. No obstante, es necesario seguir trabajando para conseguir reducir los costes.

Como ocurría en el caso de la energía solar fotovoltaica, la energía solar térmica también atraviesa en estos momentos un periodo favorable con la aprobación del Real Decreto 436/2004, que garantiza un esquema legal tarifario que permite a la inversión privada acometer este tipo de instalaciones.

En respuesta a este nuevo marco regulatorio, se están construyendo en España dos tipos de centrales con este tipo de tecnología de colectores cilindro-parabólicos. Una de estas centrales es una planta de 50 MW conocido como el Proyecto Ansasol.

En las centrales de torre, otra de las tecnologías solares termoeléctricas, el concepto es un poco distinto. En lugar de haber un colector distribuido como en el caso ante-rior, en las centrales de torre toda la radiación solar obtenida a través de un campo de espejos se concentra en un receptor único, que sería el equivalente a una caldera en cualquier central térmica.

Como ejemplo de centrales de torre en España, se encuentra la planta piloto que forma parte del proyecto CESA1 desarrollado también en las instalaciones de la plataforma solar de Almería. Esta planta piloto se construyó en los años 80, hace ya 20 años, con el objeto de estudiar la viabilidad de producir energía eléctrica con esta tecnología. Como ocurre con la tecnología de colectores cilindro-parabólicos, en la actualidad se está construyendo la primera central comercial de torre, el proyecto PS10. Nos encontramos, por tanto, a punto de ver cómo salen a la luz los primeros proyectos comerciales de iniciativa privada de este tipo de tecnología.

Como ejemplos de centrales de torre construidas a nivel mundial, se encuentra la central Solar Two en California así como diversos proyectos en España, Israel, Ale-mania y EEUU.

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Con respecto a la última de las tecnologías solares termoeléctricas, los discos parabó-licos, se trata de una tecnología que, a diferencia de las anteriores, tiene un carácter mucho más distribuido. De momento no existen iniciativas comerciales aunque, al igual que ocurría con las tecnologías anteriores, se ha estudiado a nivel experimental en las instalaciones de la plataforma solar de Almería.

La energía solar termoeléctrica es una tecnología bastante probada gracias a los es-fuerzos que durante los últimos veinte años se han venido realizando en la plata-forma solar de Almería. Los resultados obtenidos confieren un grado de confianza importante a esta tecnología.

Quizá el empujón final, el desarrollo y el despegue definitivo de la energía solar ter-moeléctrica pasa por el éxito de las primeras plantas comerciales. Evidentemente, pasar de una planta piloto a una planta comercial, donde las condiciones y reglas de mercado juegan un papel fundamental, supone un cambio muy importante. Las primeras plantas que se están construyendo, si tienen éxito, producirán, sin duda alguna, un efecto acumulativo. Cabe decir también que, a pesar de que en la actua-lidad se están construyendo únicamente dos plantas comerciales, son numerosas las solicitudes presentadas.

El Plan de Fomento de las Energías Renovables, que actualmente se encuentra en revisión, establece 200 MW instalados de energía solar termoeléctrica en España para el año 2010. Las solicitudes presentadas en estos momentos superan con creces esta capacidad prevista. De manera que es probable que la revisión del Plan de Fo-mento de las Energías Renovables traiga consigo una ampliación del objetivo fijado inicialmente.

Los elementos clave para el desarrollo de la energía solar termoeléctrica son, bási-camente, los siguientes:

❙ Disminución de costes de construcción, operación y mantenimiento.❙ Generación directa de vapor en colectores.❙ Sistemas de almacenamiento.❙ Colectores y Receptores solares.❙ Desarrollo de Sistemas híbridos que faciliten la penetración en los mercados.

Vistos los aspectos más importantes de la situación actual de la energía solar foto-voltaica y solar termoeléctrica, pasamos ya a la última de las modalidades, la energía solar térmica, que tiene como aplicaciones fundamentales la obtención de agua ca-liente sanitaria, la calefacción y la refrigeración.

El mercado actual de la energía solar térmica se cifra en catorce millones de me-tros cuadrados instalados en toda Europa, según datos facilitados por Eurobserver.

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Al igual que ocurría en el caso de la energía solar fotovoltaica, la distribución del mercado se encuentra muy localizada en algunos países |Tabla I-4|. En este caso, Alemania es también el país que domina en cuanto a superficie total instalada. Le siguen Austria y Grecia que, a pesar de ser países con un desarrollo tecnológico menos relevante que Alemania, tienen un desarrollo muy importante en esta tec-nología.

|Tabla I-4| Superficie acumulada de captadores solares para aplicaciones de baja temperatura en Europa

Fuente: Eurobserver

2002 2003

Alemania 4.745.110 5.772.100

Grecia 2.850.200 2.877.200

Austria 2.535.057 2.711.900

Total 12.248.827 14.010.400

El nivel de integración de una tecnología en la sociedad se puede extraer de la |Figura I-6|, que nos indica la distribución de la superficie instalada por cada mil habitantes. Como se puede ver en la gráfica, es Grecia el país en el que mayor penetración ha conseguido la energía solar térmica. Grecia es un país con unas condiciones de insolación similares a las nuestras y, en cambio, España sigue ocupando el último lugar. Es una situación bastante ilógica y sin sentido.

|Figura I-6| Superficie de colectores térmicos de baja temperatura por cada 100 habitantes (m2)

Grecia

300

250

200

150

100

50

0Austria Alemania España

Fuente: Eurobserver

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|Figura I-7| Distribución del mercado productor de colectores solares térmicos de baja temperatura en 2002

China

80

70

60

50

40

30

20

10

0Europa Turquía e Israel Resto del mundoJapón

Fuente: ESTIF

Si en lugar de hablar de penetración de la energía solar térmica en el mercado habla-mos del propio mercado y de los principales productores en todo el mundo, hay que destacar el papel que juega China |Figura I-7|. China contaba en el año 2002 con el 80% de todo el mercado mundial de colectores solares térmicos, según ESTIF (Eu-ropean Solar Thermal Industry Federation). A la hora de analizar los datos anterio-res, hay que tener en cuenta que China es un país de tal envergadura que cualquier cifra queda siempre distorsionada. No obstante, no deja de resultar sorprendente que un país con una tecnología emergente como China haya experimentado un de-sarrollo tan importante. La |Figura I-8| muestra que la distribución de la superficie instalada en la Unión Europea desde el año 1993 ha experimentado un crecimiento sostenido, con excepción del año 2002 en el que se produjo un pequeño bajón.

Si nos centramos en la variación que experimentó el mercado durante los años 2002 y 2003 en los países de la Unión Europea dividido en sistemas vidriados, sistemas sin vidrios y colectores de vacío, vemos que tanto el mercado de colectores de vacío como los sistemas vidriados están creciendo, mientras que el sector de los sistemas sin vidrio comienza a decrecer |Tabla I-5 |. En el año 2003, la superficie total instalada en la UE ascendía a más de un 1,4 millones de m2 de colectores instalados, entre los que predominaban los colectores planos vidriados.

La situación de España, comparada con el resto de países de la UE, especialmente con los que hemos analizado anteriormente, no es boyante; más bien podríamos decir que la energía solar térmica es una tecnología muy poco desarrollada a pesar de las condiciones climáticas tan favorables de las que dispone en España para este tipo de tecnología.

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|Figura I-8| Distribución de la superficie de colectores de energía solar térmica de baja temperatura en la UE

Évolution des surfaces installées annuellement dans L’Union Européenne depuis 1993 (en m2)Evolution of annually installed surfaces in the European Union since 1993 (en m2)

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

1.600.000

1.400.000

1.200.000

1.000.000

800.000

600.000

400.000

200.000

0

Fuente: Eurobserver

|Tabla I-5| Comparación de la instalación de colectores solares térmicos de baja temperatura en la UE entre 2002 y 2003 atendiendo al tipo de colector

Surfaces annuelles instalées en 2002 et en 2003 (estimation) par type de capteurs (en m2)

Annually installed surfaces in 2002 and 2003 (estimation) per type of collectors (in m2)

Pays Marché 2002 Marché 2003 Vitrés Non vitrés Sous-vide Total Vitrés Non vitrés Sous-vide TotalAllemagne 462.240 50.000 61.820 574.060 646.560 50.000 73.440 770.000Autriche 160.000 9.000 2.000 171.000 165.200 9.900 1.720 176.820Grèce 152.000 - - 152.000 161.000 0 0 161.000France 55.000 7.000 - 62.000 82.350 60 6.000 88.410Italie 50.500 2.000 4.500 57.000 50.000 3.000 5.100 58.100Pays-Bas 34.000 19.000 300 53.300 31.000 12.000 0 43.000Espagne 52.260 260 4.390 56.910 61.505 810 7.685 70.000Royaume-Uni 8.000 10.000 7.500 25.500 12.000 N.D. 10.000 22.000Suède 14.760 3.930 500 19.190 18.000 4.450 1.300 23.750Danemark 13.000 300 - 13.300 19.000 500 0 19.500Portugal 6.000 - - 6.000 6.000 0 0 6.000Belgique 4.200 750 300 5.250 8.570 1.870 480 10.921Finlande 2.000 - - 2.000 2.000 0 0 2.000Irlande 745 - 120 865 650 0 0 650

Total 1.014.750 102.240 81.430 1.198.375 1.263.835 82.590 105.725 1.452.150

Pologne 10.500 320 160 10.980 25.340 520 640 26.500

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Según datos provisionales del IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía), en el año 2003 la superficie instalada en España era de 57.000 m2 lo que supone un acumulado para ese mismo año de 579.600 m cuando los objetivos del Plan de Fomento de las Energías Renovables para el año 2010 son de 4,8 millones de m2. Evidentemente, nos encontramos muy lejos de alcanzar los objetivos fijados en el Plan de Fomento de las Energías Renovables. A pesar de ello, el horizonte es esperanzador ya que está a punto de publicarse el nuevo Código Técnico de la Edificación, con el que se implantará la obligatoriedad de la instalación de colectores solares en todos los edificios de nueva construcción y rehabilitados.

En cuanto el nuevo código entre en vigor, se va a producir el despegue del mercado y, de esta forma, se paliará esta posición un tanto vergonzante que tiene España en cuanto al desarrollo de tecnología en comparación con otros países.

Sin embargo, es posible que no haya que esperar a la entrada en vigor de la nueva normativa, ya que la puesta en marcha de ordenanzas municipales en muchos ayun-tamientos por las que se obliga a la instalación de colectores solares térmicos en edificios de nueva construcción está contribuyendo al desarrollo de este mercado. Estas ordenanzas municipales, junto con el nuevo Código Técnico de la Edificación, supondrán un punto de inflexión en el desarrollo del mercado.

A pesar de tratarse de una tecnología muy dominada y sencilla, siguen siendo nece-sarios ciertos esfuerzos en I+D. Por ejemplo, es necesario realizar un importante es-fuerzo tecnológico para acometer el mercado de la calefacción así como el mercado de la refrigeración y aumentar la temperatura del agua caliente sanitaria.

En un plazo corto de tiempo, veremos un despegue importante de este mercado ya que el marco regulatorio actual lo va a permitir.

Como conclusión, quisiera volver a poner de manifiesto que en cualquiera de las tres modalidades solares –fotovoltaica, solar termoeléctrica y solar térmica– nos encon-tramos en un momento en el que las condiciones regulatorias del mercado son muy favorables. Es una oportunidad que el mercado sabrá aprovechar y, por lo tanto, el crecimiento de la energía solar en sus tres modalidades va a disfrutar en los próximos años de cifras francamente espectaculares. |❙|

CAPÍTULO IIEquipos para aplicaciones térmicas de baja temperatura

1. Introducción

Autor: Xavier García Casals Titulación: Doctor Ingeniero Aeronáutico Empresa: AIGUASOL INGENIERÍA

2. Aprovechando el calor solar para el Agua Caliente Sanitaria (ACS) y calefacción

Autor: Ignacio Ajona MaeztuCargo: Director Empresa: WAGNER SOLAR

3. Captadores solares planos fabricados en España mediante tecnología de “sputtering” y con barrera convectiva

Autor: Adolfo González GonzálezTitulación: Ingeniero Industrial Cargo: Responsable de DesarrolloEmpresa: GAMESA SOLAR

4. Calefacción solar

Autor: Detta Schäfer Cargo: Responsable TécnicoEmpresa: SONNENCRAFT-AIGUASOL BIOCO

5. Refrigeración solar

Autor: Íñigo Aldekoa-Otalora Chinchurreta Titulación: Ingeniero CESI; MBA Cargo: Director Comercial Empresa: ROTARTICA

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Quisiera comenzar esta introducción dedicada a los equipos para aplicaciones tér-micas de baja temperatura planteando una serie de preguntas en lugar de ofrecer respuestas. Preguntas que seguro serán formuladas en algún momento al sector de la energía solar desde el exterior y a las que tendremos que dar respuestas. Desde luego, las cuestiones las realizo desde el convencimiento y la seguridad de que serán sobradamente contestadas por el resto de autores del capítulo.

La condición básica de contorno de la que todos deberíamos partir en estos momen-tos es la reducción de emisiones de CO2 y gases de efecto invernadero en general, como única vía para mantener con una garantía mínima el calentamiento global bajo unos valores que no nos conduzcan a sobrepasar impactos no tolerables.

Basándonos en estimaciones de algunos modelos, estaríamos obligados a limitar las concentraciones atmosféricas entre 350 y 450 ppm. Si, además, partimos de los ni-veles de concentración y ritmos de crecimiento actuales, estos modelos nos condu-cirían a escenarios donde, además de tener que dejar de emitir, lo tendríamos que hacer a un ritmo extremadamente rápido.

Para estabilizar las concentraciones atmosféricas en 350 ppm teniendo en cuenta las informaciones anteriores, tendríamos que haber dejado completamente de emitir CO2 antes del año 2050. Esto, desde luego, supone el cambio tecnológico más gran-de al que se ha enfrentado la humanidad. Ésta es la condición fija de partida sobre la que la energía solar en general, y en particular la energía solar térmica, tiene mucho que decir.

Al observar la distribución del consumo energético europeo a nivel de energía solar térmica, se aprecia que el principal responsable, aunque no el único, del consumo energético es el sector de la edificación. Un dato a tener en cuenta es que el 75% del consumo energético de un edificio corresponde a energía térmica de baja temperatura.

XAVIER GARCÍA CASALS – AIGUASOL INGENIERÍA

Introducción

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AVANCES DE INGENIERÍA | Energía solar: estado actual y perpectiva inmediata

Si al dato anterior le añadimos el gran peso que tiene la energía solar térmica en general y que se encuentra localizada en sectores muy dispersos, como puede ser el sector de la edificación con una gran inercia a producir cambios difíciles de regular, llegamos a una situación en la que es urgente introducir las energías re-novables en estos sectores, y muy especialmente y con gran urgencia en el sector de la edificación. Cualquier cambio que se realice en otros sectores y no se realice también en el sector de la energía solar térmica, no tendrá un eco global y no ser-virá de mucho.

La energía solar se encuentra muy bien posicionada para dar soluciones al conjunto de necesidades energéticas de baja temperatura, comenzando con el propio edificio considerado como sistema energético. En este punto, no me puedo resistir a cambiar el concepto habitual de arquitectura bioclimática por el de ingeniería bioclimática, entendiendo el edificio como un sistema energético. Se trata de un sistema más com-plejo, en general, que cualquier otro sistema que controlemos debido a su interacción con el entorno. Existen opciones tecnológicas abundantes, probadas y disponibles para afrontar la cobertura de esa demanda de energía y aplicarlas a los sistemas activos de Agua Caliente Sanitaria (ACS), calefacción y refrigeración. Las aportaciones del resto de autores de este capítulo constituyen buenos ejemplos de ello. Existen también otras opciones llamadas también tecnologías renovables que pueden dar respuesta a la satis-facción de esta demanda de energía térmica de baja temperatura.

Surge la cuestión de si puede llegar la tecnología solar a perder ese tren, a perder la opción de ocupar ese nicho tecnológico para cubrir esa gran parte de demanda ener-gética asociada al consumo térmico a baja temperatura. Sobre estas ideas es sobre lo que me gustaría plantear las cuestiones que creo debería ir afrontando la tecnología termosolar y que, a lo largo de este libro, conseguiremos clarificar.

El primer problema que debería tener en cuenta la energía solar térmica es el ritmo de crecimiento. Según algunos modelos, se ha fijado el año 2050 como fecha límite para reducir completamente las emisiones de CO2 con la gran can-tidad de energía que esto supone. ¿Son los ritmos actuales de crecimiento de la energía solar térmica suficientes para garantizar eso? ¿Es necesario que se pro-duzca un vuelco completo? ¿Existe capacidad en la tecnología termosolar para dar este vuelco?

Otro de los problemas que afronta la energía solar térmica en los próximos años es la madurez y la habilidad de los equipos y sistemas solares para desarrollarse al ritmo de crecimiento necesario en un periodo tan corto de tiempo. Esto implica que no puede existir ningún error intermedio. La obligatoriedad de introducir la energía so-lar a través de la normativa y la fiabilidad de los equipos con los que se está introdu-ciendo esta tecnología, el crédito o descrédito que produzcan, pueden ser esenciales en la respuesta a esta cuestión.

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Equipos para aplicaciones térmicas de baja temperatura | AVANCES DE INGENIERÍA

Otros factores importantes que pueden ser decisivos en el éxito o fracaso del desarrollo y crecimiento de la energía termosolar son los siguientes: la viabilidad de las soluciones cuando se aplican a gran escala y no de forma esporádica; la garantía de resultados, es decir, la confianza que genere en los usuarios disponer de esta tecnología para satisfa-cer el gran consumo energético en el edificio, para proporcionar soluciones completas que abarquen el ACS, la calefacción y refrigeración en lugar de soluciones parciales que buscan únicamente una pequeña cobertura de esa gran “tarta” energética; y por último, pero no menos importante, los costes.

Los objetivos fijados en el Plan de Fomento de las Energías Renovables, 12 m2 por habitante en el año 2010, que parecen inalcanzables se encuentran, incluso, muy distantes del potencial que podría alcanzar esta tecnología en España y en Europa. ¿Hay capacidad de seguir ese crecimiento? ¿Nos encontramos muy alejados?

Las propias iniciativas que actualmente se encuentran sobre la mesa, Código Téc-nico de la Edificación y ordenanzas solares, y que se espera que estimulen mu-cho el crecimiento en España de esta tecnología hacen hincapié únicamente en la cobertura del ACS. Esto se traduce en que si tenemos un edificio grande, 150 m2 útiles, con toda su demanda energética, incluida la refrigeración, llegamos a la conclusión de que con la actual normativa sólo seremos capaces de cubrir un 8% del 65% que supone el total de la demanda energética que podríamos llegar a suministrar con tecnología solar. ¿No es un poco limitado dada la urgencia del cambio?

Las instalaciones de pequeña fracción solar, en torno al mínimo exigido por el Códi-go Técnico de la Edificación, son relativamente sencillas de realizar. Pretender au-mentar estas contribuciones solares genera importantes problemas tecnológicos en la época central del año. Durante el verano existe un exceso de radiación en nuestro país que produce sobrecalentamientos y sobrecostes en la unidad de energía pro-ducida. Si estudiamos con detalle estos sobrecostes y tomamos como referencia el mercado de emisiones de CO2, nos encontramos con costes de eliminación del CO2 emitido de 600 a 800 €/tonelada para aplicaciones de ACS en España en las que se trata de aumentar las fracciones solares al 70% u 80%. Estos costes se encuentran muy por encima de los costes de mercado.

¿Qué es lo que está ocurriendo? ¿Es necesario reducir el coste de la tecnología ter-mosolar? ¿Se encuentra desfasado el coste del mercado de emisiones de CO2?

España cuenta con mucho recurso solar aunque también se encuentra muy modula-do a lo largo del año y desacoplado con la demanda. En España es relativamente más difícil cubrir una parte significativa de la demanda de calefacción que en el resto de los países europeos, donde se produce un solapamiento más grande entre la dispo-nibilidad del recurso solar y la demanda.

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¿De qué otras opciones tecnológicas disponemos? La biomasa comienza a introdu-cirse ahora en nuestro país aunque lleva años establecida en otros países. ¿Se puede pensar en híbridos solar-biomasa para cubrir el 100% de la demanda energética? ¿Podrá la energía solar seguir el camino de la biomasa o será la biomasa la tecnología que no pueda seguir el ritmo de la energía solar?

Las aplicaciones híbridas ACS-calefacción tan empleadas en los países centroeuro-peos se pueden completar en nuestro país con la refrigeración. En España es muy difícil acoplar el ACS y la demanda de calefacción. Realizarlo pasaría por el uso de esa energía solar térmica en verano a través de máquinas de absorción. A priori, es una tecnología adecuada que permite aumentar la fracción solar que estamos dando a la cobertura total de carga.

Existen también otras opciones. Se puede emplear la generación centralizada a partir de la energía solar para la producción de electricidad, bien sea a través de la energía solar fotovoltaica o termoeléctrica, con energía eólica u otras energías renovables. A través de la red de distribución se pueden alimentar equipos de compresión mecá-nica convencionales o mejorados de mayor rendimiento. Sin embargo, ¿dónde está aquí la tecnología solar?

Si estudiamos la estructura de costes que tendríamos en función de la fracción solar que obtuviéramos del equipo de energía solar térmica, se obtiene como resultado que el coste de producción de una unidad de frío generado con energía termosolar es de 25 c€/kWh eléctrico, mientras que empleando otras tecnologías más baratas como la energía eólica obtenemos un 100% de cobertura.

Los costes de la tecnología termosolar son un tema fundamental que es necesario afrontar cuanto antes para ver qué alcance puede llegar a tener esta tecnología. Por otro lado, China se está introduciendo en el mercado solar con pie firme y con costes de equipos inferiores a los costes europeos. ¿Los colectores solares chinos soluciona-rán el problema de costes que existe actualmente? ¿Traerán estos colectores algún tipo de problema asociado, por ejemplo, a temas de sostenibilidad a través del comercio justo por el precio al que se están pagando estos colectores? ¿La fiabilidad de los com-ponentes no probados en Europa pueden llegar a desacreditar esta tecnología?

Existen actualmente muchas cuestiones que seguramente nos formularían desde el exterior. Es conveniente que seamos nosotros los que las formulemos primero para que, al menos, podamos reflexionar sobre ellas.

Para ello contamos con cuatro autores que, a lo largo del capítulo, expondrán cómo aprovechar el calor del sol para la producción de ACS y calefacción, sobre la tec-nología de fabricación de captadores basada en tecnología de “sputtering” y ba-rrera convectiva, sobre la calefacción solar en la península y sobre la innovación

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en refrigeración solar doméstica. En definitiva, dos fabricantes de equipos solares centroeuropeos –Wagner & Co y Sonnencraft–, que nos pueden trasladar la ex-periencia acumulada en estos países y dos fabricantes españoles –Gamesa Solar y Rotártica–; uno de ellos, Rotártica, es el único fabricante de máquinas de absor-ción destinadas al sector doméstico con potencias bajas para cubrir esa necesidad energética y prolongar el uso de la tecnología termosolar. |❙|

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En este subcapítulo se van a tratar los temas siguientes, que pueden servir como introducción al resto del capítulo:

❙ Normativa (ordenanzas y Código Técnico de Edificación).❙ Evolución y configuración de equipos solares según aplicaciones: equipos de ACS

para instalaciones unifamiliares y para grandes instalaciones; colectores para inte-gración arquitectónica.

❙ Evolución y configuración de instalaciones solares según aplicaciones.❙ Tecnología “drain-back”: orígenes, ventajas e inconvenientes; puesta en marcha de

instalaciones. ❙ Certificación de equipos y sistemas.

El pilar básico de la normativa en España en cuanto a energía solar térmica es el Plan de Fomento de las Energías Renovables en el que se fija la instalación de 4,5 millones de m2 en el año 2010. En estos momentos existe una tendencia bastante fuerte, tanto en España como en el resto de Europa, de en lugar de hablar de metros cuadrados hablar de kilovatios. Se trata de equiparar tér-minos, y en lugar de hablar en términos de superficie, hablar en términos de potencia como parámetro energético común al resto de las tecnologías ener-géticas. El factor de conversión acordado es de 0,7 kW/m2. Por lo tanto, los 4,5 millones de m2 de superficie instalada para el año 2010 se traducirían en 3.150.000 kW. Ésta ya es una cifra a tener en cuenta que supera con creces la potencia eólica instalada y, por supuesto, es muy superior a la potencia solar fotovoltaica.

La energía solar térmica, a pesar de su gran potencial y de sus enormes pers-pectivas, acaba siempre en un saco distinto al resto de las energías renovables cuando su saco es el mismo. Es el saco de la eliminación de las emisiones de CO2 de la producción, del ahorro energético y de la generación de empleo y riqueza en un país.

IGNACIO AJONA MAEZTU– WAGNER SOLAR

Aprovechando el calor solar para el Agua Caliente Sanitaria (ACS) y la calefacción

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Hasta el año pasado, la superficie instalada en España podría encontrarse alrede-dor de los 100.000 m2. Actualmente, y teniendo en cuenta que el mercado sigue creciendo lentamente, podríamos encontrarnos en torno a los 120.000 m2. En cualquier caso, con estos ritmos de crecimiento estamos muy lejos de alcanzar los 4,5 millones de m2 fijados por el Plan de Fomento de Energías Renovables para el año 2010. Lo razonable y lógico sería que con las nuevas ordenanzas so-lares y la aprobación del nuevo Código Técnico de la Edificación se disparara el crecimiento.

No se debe olvidar que la media del crecimiento de las viviendas de nueva cons-trucción en España durante los últimos cinco años supera las 300.000 viviendas nuevas al año. Aunque lo importante a tener en cuenta en una vivienda es el aho-rro energético, a modo de parámetro de referencia, las 300.000 viviendas ante-riores supondrán 300.000 m2 de superficie instalada de captadores solares al año. Por tanto, el ritmo de crecimiento se acercaría más a lo propuesto en el Plan de Fomento. En cualquiera de los casos, y desde mi punto de vista, todavía sería ne-cesario realizar la gran apuesta para conseguir que la energía solar térmica entrara en la estructura de consumo energético en España. Esto se conseguiría fundamen-talmente a través de la industria.

La industria queda fuera del Código Técnico de la Edificación y fuera de las ordenanzas solares y es, claramente, la opción en la que se produce el consumo fundamental a nivel de país y donde existen opciones para obtener ahorros sig-nificativos sobre todos los procesos que se realizan a baja temperatura. Se podría multiplicar el tamaño del mercado al menos en un factor entre 10 y 20.

Otro de los elementos que han servido de ayuda para el desarrollo del mercado de la energía solar térmica ha sido el planteamiento de las ayudas públicas. Gra-cias a ellas, se ha producido un despegue tanto en comunidades autónomas como en la Administración Central a través del IDAE. Por otra parte, los ayuntamien-tos se han dado cuenta de que sus electores, sus ciudadanos, se encuentran inte-resados en las energías renovables. Una forma sencilla de introducir las energías renovables y cumplir las expectativas de sus ciudadanos ha sido a través de la normativa. Por otro lado, y para apoyar esta normativa, se han realizado ejemplos de aplicaciones solares en las propias ciudades. Uno de los ejemplos más claros ha sido el desarrollo de los “barrios verdes” de Barcelona, Madrid, Pamplona o Zaragoza, entre otras ciudades.

Entonces, ¿qué ha cambiado en el panorama actual que ha permitido un mayor desarrollo de la energía solar? Un factor fundamental ha sido las constantes y enormes fluctuaciones del precio del petróleo. Hace aproximadamente quince años el precio del barril de petróleo se encontraba en torno a 10 $/barril. Ac-tualmente, nos movemos alrededor de los 50 $/barril y, aunque la estructura

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energética es aún suficientemente fuerte para soportarlo, es evidente que esta situación genera grandes incertidumbres. Por ejemplo, el precio del gasóleo de calefacción subió prácticamente un 20% del año 2003 al 2004 y durante el año 2005 se espera una subida del 25%. Se está creando de nuevo una situación de alarma así como una concienciación de que el tema energético es de nuevo un tema importante.

Otro de los factores que motivan estos cambios en el sector de la energía solar térmica es el propio entorno europeo. Si nos miramos en el espejo de otros países europeos como Alemania y Austria, nos damos cuenta de que no estamos haciendo bien las cosas. Quizá esto ha servido para que se produzca una unificación de criterio entre todos los políticos y normativas como las ordenanzas solares o el Código Técnico de la Edificación que van saliendo adelante.

En la |Figura II-1| se puede observar el mercado solar en Europa, según datos de Eurobserver. Como se puede apreciar, la superficie instalada en Alemania es enorme si la comparamos con la superficie instalada en España.

|Figura II-1| Superficie de captación instalada en Europa (miles de m2)

14.010 m2

Año 2002

Año 2001

12.849 m2

11.851 m2

Alemania

Grecia

Austria

Francia

Italia

Holanda

España

Dinamarca

Gran Bretaña

Suecia

Portugal

Bélgica

Finlandia

Irlanda

5442,1 4715,1

2877,2 2850,2

2850,2

4119,0

2711,9 2370,9

2542,0

726,5 670

660

449,9 408,5

363,05

449 395,2

330,8

342,4 282,4

252,2

306,2 290,3 287,78

215,4 203,4

175,9

210,0 199,3 210,9

179,8 199,9 210,9

50,1 41,3 36,45

45,1 43,3 37,5

4,2 3,3

4,8

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000

Año 2003

La superficie total instalada en España, según datos del IDAE para el año 2004, es de 700.000 m2, apareciendo en la |Figura II-2| su distribución por comunidades au-tónomas. Según se puede observar en la misma, existen varias zonas importantes, aunque Andalucía es la comunidad autónoma dominante en cuanto a superficie

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instalada. Andalucía ha tenido un crecimiento sostenido durante los últimos diez años gracias a unas políticas que han demostrado ser de gran utilidad como, por ejemplo, el programa Prosol. Actualmente en Andalucía se han superado los 200.000 m2 de superficie instalada. El objetivo fijado para Andalucía por el Plan de Fomento para el año 2010 se encuentra en un millón de m2 instalados y, sin lugar a dudas, es la comunidad autónoma en la que la consecución de este obje-tivo es más plausible.

No obstante, si nos fijamos, no existen tantas diferencias entre Andalucía y otras comunidades autónomas. Por ejemplo, la población de Andalucía se encuentra en torno a los siete millones de habitantes, al igual que ocurre en Madrid y Cataluña. En cuanto a los recursos solares, no existen grandes diferencias entre el recurso solar de Andalucía y el que pueda existir, por ejemplo, en Madrid. Entonces, ¿por qué el mercado solar no ha alcanzado el mismo grado de desarrollo en todas las comunidades autónomas?

|Figura II-2| Distribución por comunidades autónomas de la superficie de captación instalada en España (m2) (Fuente IDAE)

9.022 m2

1.501 m24.849 m2

11.661 m2

204 m2

12.473 m2

82.358 m2

58.199 m2

78.362 m2

7.845 m2

19.321 m2

213.239 m2

3.310 m2

56.204 m2

34.646 m2

8.911 m2

95.731 m2

36 m265 m2 Ceuta Melilla

TOTAL: 700.433 m2

En las |Figuras II-3 y II-4| se muestran la distribución de los objetivos fijados por el Plan de Fomento para cada una de las comunidades autónomas como el “pequeño salto” que debemos dar partiendo de la situación en el año 2004 para alcanzar el objetivo fijado para España en el Plan de Fomento.

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|Figura II-3| Previsiones de superficie de captación en 2010 (m2) (Fuente: IDAE)

Andalucía

Canarias

Cataluña

Baleares

C. Valenciana

Madrid

Castilla-La Mancha

Castilla y León

Extremadura

Murcia

País Vasco

Aragón

Navarra

Galicia

Asturias

Cantabria

La Rioja

TOTAL: 4.500.00 m2

553.1

539.5

478.4

449.2

229.8

294.6

257.2

168.1

133.9

125.5

85.89

77.40

42.90

41.81

20.85

20.85

PREVISIONES AL AÑO 2010. REPARTO POR COMUNIDADES AUTÓNOMAS

|Figura II-4| Situación actual de la superficie de captación (miles m2) (Fuente: IDAE)

SITUACIÓN ACTUALSuperficie instalada de

captadores solares y previsiones (miles de m2)

5.000

4.500

4.000

3.500

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500261,8

0

1900 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2010

341,3 362,6 403,1 455,1 522,6 610,4700,4

4.841

Plan de Fomento de las EE. RR. 1999-2010

910.398

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Entre los principales sistemas de aprovechamiento de la energía solar se encuentra el Agua Caliente Sanitaria (ACS), climatización de piscinas y calefacción y refrige-ración solar.

El funcionamiento de un sistema solar es sencillo. El correcto funcionamiento de este sistema solar no sólo depende de que haya sol sino también de su nivel y de la posición relativa del sol con respecto al colector. Otro factor importante en el buen funcionamiento del sistema solar es la tecnología del captador solar. El captador es, por supuesto, un elemento tecnológico importante. Es el corazón del sistema solar a todos los efectos pero el balance del conjunto del sistema solar es tanto o más im-portante que el captador.

En estos momentos, los principales esfuerzos que se están realizando en investiga-ción y desarrollo en estos sistemas solares se dirigen, por un lado, al captador y, por otro, a obtener mayores rendimientos y eficiencias en el conjunto de la instalación, menos problemas de operación y un aumento de su vida útil.

En este capítulo me centraré en los sistemas solares destinados a obtener Agua Ca-liente Sanitaria (ACS) aunque comentaré algunos aspectos sobre las restantes apli-caciones solares.

El funcionamiento de un sistema solar para la producción de ACS es realmente sencillo. Se dispone de un generador de calor que al recibir la radiación solar se calienta. Un sen-sor cuya función es medir la temperatura del generador y compararla con la temperatura del elemento a calentar es otro de los elementos imprescindibles de la instalación. Si la temperatura del generador solar formado por el campo de colectores solares es mayor que la temperatura del acumulador o elemento a calentar, la bomba del circuito entra en funcionamiento y transmite la energía desde el generador al acumulador. Si no tuviera un sistema solar, el agua procedente de la red se dirigía directamente a la caldera. En este caso, el agua se precalienta gracias a la energía solar y, si es necesario, se vuelve a calentar con el apoyo de una caldera convencional.

A pesar de la sencillez del sistema solar anterior, siempre existen elementos que es nece-sario optimizar. Entre ellos se encuentra la acumulación. La acumulación es necesaria en el momento en el que existe un desfase entre la producción de energía y la demanda. Por ejemplo, la mayor producción se produce a mediodía, cuando el sol se encuentra en su ce-nit y, sin embargo, la mayoría de nosotros nos duchamos por las mañanas o por las noches. Por lo tanto, la energía se debe transmitir desde el momento en el que está disponible hasta el momento en el que se consume. Para ello se emplean los acumuladores.

Cuando el desfase es pequeño entre la mañana y la noche, las necesidades de acu-mulación son también pequeñas. Se podría hablar de 70 l/m2. En cambio, si los des-fases son grandes, las necesidades de acumulación aumentan. En estos momentos,

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es posible realizar una acumulación que permita almacenar la energía producida en verano para consumirla posteriormente en invierno, pero se requieren acumulacio-nes del orden de 1.200 l/m2. En el fondo, la acumulación es un problema de costes y no de tecnología.

Otros componentes importantes en un sistema solar son los elementos de regulación y de seguridad, así como el acoplamiento con los sistemas convencionales. Especial-mente importante es el acoplamiento con las calderas murales que podamos tener en nuestras casas. Esto trae consigo la aparición de elementos nuevos que es nece-sario tratar adecuadamente.

El acoplamiento de la instalación solar con el edificio es uno de los aspectos más im-portantes. En numerosas ocasiones, se entiende por acoplamiento con el edificio un acoplamiento puramente estético. Sin embargo, el acoplamiento con el edificio debe ser ante todo funcional, aunque sin olvidarnos de la parte estética. Los propietarios no sólo tienen que sentirse orgullosos del aspecto de su edificio sino que el sistema solar no debe ocasionarles ningún tipo de problema.

En la |Figura II-5| se pueden apreciar distintas opciones de integración de colectores solares en los edificios. Se disponen sobre terrazas y cubiertas, sobre los tejados o integrados en los mismos.

|Figura II-5| Diferentes opciones de integración de los colectores solares en el edificio

Sobre el tejado

En el tejado

Sobre la terraza

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Otro aspecto tanto o más importante que el acoplamiento de la instalación solar en el edificio y con el resto de los elementos convencionales es su dimensionado. El dimensionado de toda instalación solar debe realizarse siempre en función del em-plazamiento. No es igual una instalación solar situada en Berlín que en Madrid, en Oviedo que en Sevilla, aunque tampoco existen grandes diferencias de unos lugares a otros. Por ejemplo, una instalación solar en Alemania de 5 m2 necesitaría 300 litros, mientras que una instalación con la mitad de superficie y algo más de consumo es suficiente para abastecer a toda una familia en España.

Al realizar el dimensionado de una instalación solar se debe conocer el recurso solar presente en cada emplazamiento. A partir de los datos de radiación solar horizontal en España se llega a la conclusión de que una superficie de 10 m2 recibe la energía solar que consume anualmente una vivienda de 200 m2 considerando ACS y cale-facción.

En una instalación solar, como ya hemos visto, el captador solar es su corazón. La función de todos los captadores que existen en el mercado es calentar un fluido por encima de la temperatura ambiente. Este calentamiento del fluido da lugar a pérdidas térmicas hacia el ambiente. El captador solar debe conseguir captar la ma-yor radiación solar posible con unas pérdidas mínimas. Dependiendo del tipo de aplicación de la que se trate, las pérdidas son más o menos críticas. Por ejemplo, si se trata de la climatización de una piscina, el fluido se calentará a una temperatu-ra ligeramente superior a la temperatura ambiente. Se necesitará poca protección para evitar que se produzcan pérdidas al ambiente y será preferible optimizar las ganancias térmicas. Sin embargo, si la aplicación es una máquina de absorción que requiere temperaturas de trabajo en torno a los 90 y 100oC, el fluido deberá estar convenientemente protegido ya que en este caso las pérdidas de calor al ambiente serían elevadas.

Como materiales de aislamiento se suelen emplear plásticos y las cubiertas de vidrio. En el interior de los captadores solares suelen emplearse absorbentes metálicos, aunque actualmente suelen sustituirse por recubrimientos selectivos.

El flujo energético y las pérdidas que se producen en un captador solar se muestran en la |Figura II-6|. La cubierta de vidrio sirve de protección al fluido. Sin embargo, el vidrio debe transmitir toda la energía que incide sobre él para garantizar que dicha energía llegue finalmente al fluido. Es un material que se caracteriza por transmitir la energía que incide sobre él en más del 90%. Los vidrios de ventana suelen tener transmisividades superiores al 90%, mientras que los vidrios solares alcanzan el 93%. A pesar de estos niveles de transmisividad de los vidrios, siempre se producen pérdi-das por reflexión en torno al 8%. Para conseguir reducir estas pérdidas por reflexión en el vidrio se realizan recubrimientos antirreflexivos similares a los recubrimientos que se aplican en las gafas. La energía se transmite por el vidrio y llega al absorbente.

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|Figura II-6| Flujos energéticos en un colector solar

100%

15%

8%

5%8%

60%

3%

1%

Reflexión en el vidrio

Absorción en el vidrio

ConvecciónReflexión en el absorbente

Emisión IR del absorbente

Pérdidas por conducción

Al igual que ocurría con el vidrio, es necesario que el absorbente sea capaz de trans-mitir toda la energía que incide sobre él. Los recubrimientos selectivos que se apli-can sobre los absorbentes son los artífices de que las pérdidas por emisión de energía por radiación de infrarrojos sean las menores posibles, en torno al 8%. Como en la cubierta de vidrio, se producen pérdidas por reflexión en los absorbentes que se traducen en pérdidas de aproximadamente el 5% de la radiación incidente. Además de las pérdidas por reflexión y emisión, entre la cubierta de vidrio y el absorbente se producen pérdidas por convección debidas al aire que se encuentra en el interior. Estas pérdidas pueden eliminarse, por ejemplo, empleando tubos de vacío. En un tubo de vacío se elimina precisamente este aire que se encuentra entre la cubierta de vidrio y el absorbente. Por último, se pueden producir pérdidas por conducción, por ejemplo, a través de la cubierta del aislamiento.

En la |Figura II-7| se muestran los distintos elementos de los que consta un captador solar y que ayudan a la comprensión de los flujos energéticos que se producen en el mismo.

Los recubrimientos selectivos empleados sobre los absorbentes para evitar las pérdidas por emisión han sufrido una evolución a lo largo de los años. Inicialmente, se trataba simplemente de pinturas negras. Estas pinturas conseguían grandes absortancias aun-que, por el contrario, producían pérdidas por emisión de infrarrojos superiores al 88%.

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Las primeras generaciones de recubrimientos selectivos consistían en recubrimientos obtenidos por baños electrolíticos de cromo negro, níquel negro y distintos óxidos me-tálicos. Con ellos se consiguió un aumento del rendimiento de los colectores del 18%, disminuyéndose las pérdidas por emisión hasta el 10%. Las nuevas generaciones de recubrimiento selectivo basadas en técnicas de “sputtering” consiguen disminuir estas pérdidas hasta el 5% consiguiendo un aumento adicional del rendimiento del 25%.

|Figura II-7| Detalles constructivos de un colector solar

Vidrio solar templado de 4 mm

Perfil de aluminio

Absorbente de Cu de placa continua Soldadura ultrasonidos

Recubrimiento selectivo en vacío

Aislamiento lateral de 20 mm

Aislamiento trasero de 60 mm

Los vidrios han sufrido también una evolución similar. Inicialmente, los vidrios que se podrían denominar “estándares” reflejaban el 8% de la radiación incidente. Los nuevos recubrimientos antirreflexivos disminuyen las pérdidas por reflexión hasta el 3% con el consiguiente aumento del rendimiento del captador.

En la |Figura II-8| se muestra el caso concreto de un mismo modelo de colector con dos tipos de recubrimientos. Se trata de un ensayo estándar de productividad. Se inicia el ensayo con un colector recubierto de cromo negro que posteriormente se cambia por un recubrimiento selectivo de última generación. En el último caso, se añade un vidrio antirreflexivo.

A nivel de eficiencia, el objetivo de un buen colector es, sencillamente, ganar mucho y per-der poco. Las curvas de rendimiento se obtienen de la relación que existe entre el calor útil obtenido y la radiación solar incidente, como se expresa en las siguientes ecuaciones:

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|Figura II-8| Mejora de la productividad de un colector según el recubrimiento y el tratamiento antirreflexivo

450

509546

600

500

400

300

200

100

0

Euro C20 Cromo negro

Euro C20 AR Con AR

Euro C20 HTF Recubrimiento en vacío

kWh/m2

Este rendimiento se expresa finalmente mediante un coeficiente de ganancias, de-nominado coeficiente de eficacias ópticas, que multiplica a la diferencia de tempera-turas que existe entre el fluido y el ambiente.

qu = = m Cp (Tsale – Tentra)Qu

Acol

qu = η0 Ia – UL (Tabs – Tamb) = F´η0 Ia – F´UL (Tflu – Tamb)

qu = FR η0 Ia – FR UL (Tent – Tamb)

UL = k1 + k2 (Tcol – Tamb)

η = = F´η0 – = FR η0 –qu

Ia

F´UL (Tflu – Tamb)

Ia

FR UL (Tent – Tamb)

Ia

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En función de la aplicación que consideremos, debemos seleccionar las curvas de rendimiento de los colectores, es decir, las aplicaciones que determinan el tipo de colector a emplear a través de su curva de rendimiento. Se comprende mejor si se observa la |Figura II-9|. La climatización de piscinas –que no requiere calentar el fluido a temperaturas muy superiores a la temperatura ambiente– podría funcio-nar correctamente con un colector sin cubierta de vidrio. Dicho colector tendría una gran eficacia óptica aunque, por otro lado, su coeficiente de pérdidas también es elevado. El coeficiente de pérdidas se refleja en la pendiente de la curva de ren-dimiento. El colector plano tiene un rendimiento más homogéneo a temperaturas que se pueden considerar estándares para la producción de ACS. Sin embargo, si trabajamos con máquinas de absorción, los colectores de tubo de vacío o los colectores planos con vidrios antirreflexivos son los que ofrecen un mayor y mejor rendimiento.

Si en lugar de hablar del rendimiento del colector estudiamos el rendimiento anual del sistema, además del colector solar, es imprescindible tener en cuenta el resto de elementos que forman parte de la instalación, así como el criterio de diseño. Por ejemplo, una instalación solar resulta más eficiente si se diseña para cubrir un 30% de la fracción solar de la demanda que si se diseña para un 80% de cobertura.

|Figura II-9| Adecuación de los colectores a la aplicación

Piscinas ACS y calefacción Absorción + AT

Rendimiento [%] Radiación apertura 800 W/m2

10090

807060

50

4030

20

10

00 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Difer. temperatura colector y ambiente [ºC]

Colector piscinas

Colector plano

Tubos de vacíoColector plano AR

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El criterio de diseño de una instalación convencional y de una instalación solar es com-pletamente distinto. Las instalaciones convencionales se diseñan para cubrir el pico de la demanda previsible. Si las condiciones de diseño más desfavorables se registraron un día de invierno de un año determinado, por ejemplo el trece de enero a las cinco de la madrugada, la instalación se debe calcular pensando en que esas condiciones podrían volver a repetirse con una probabilidad del 90% ó 95%. En cambio, el diseño de las instalaciones solares no se realiza en términos de potencia sino en términos de energía. El diseño de una instalación solar se realiza para cubrir un porcentaje de las necesidades energéticas con una aportación solar máxima que se obtiene en verano. En el caso con-creto de Madrid, el criterio de diseño es cubrir anualmente el 75% de la producción de ACS con aporte solar. Esta cobertura varía a lo largo del año desde el 40% en los meses más fríos de diciembre y enero, hasta el 100% en verano |Figura II-10|.

Uno de los elementos que introduce la nueva normativa es, precisamente, que ya no se expresa en términos de superficie a instalar sino en términos de energía a aportar. El Código Técnico exige aportar una proporción de la demanda con energía solar. No exige destinar dentro del edificio una superficie determinada a la instalación de colectores solares. Por este motivo, los constructores están cada vez más interesados en colectores con mayor productividad que permitan satisfacer la cobertura de la de-manda ocupando un menor espacio en terrazas y cubiertas. Esto se traduce en ma-yor superficie libre para la venta que compensa el aumento del coste del colector.

|Figura II-10| Distribución típica del ahorro solar producido en ACS

Distribución mensual del ahorro solar para un ahorro anual del 75%

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Ahorro solar mensual = cobertura solar mensual ACS

Aporte energético al ACS con energía convencional

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

%

50


Forma de acoplamiento de componentes

Disposición de componentes

Sistema de energía auxiliar

Sistema de protección antilegionela

|Figura II-11| Clasificación de los sistemas solares de baja temperatura

Criterio de clasificación

Principio de circulación

Sistema de intercambio

Acumulador solar

Sistema de expansión

Sistema de protección contra sobretemperaturas

Características funcionales

Instalación por termosifón Funcionamiento por convección natural

Sistemas directos Fluido del circuito primario igual al agua de consumo

Centralizado Un único acumulador solar

Sistema abiertos En comunicaión directa con la atmósfera

Con sistema de expansión cerrado Dimensionado para recibir el volumen de los colectores

Instalación por circulación forzada Funcionamiento por bombeo

Sistemas indirectos Intercambiador de calor entre circuito primario y de consumo

Distribuido Un acumulador en cada punto de consumo

Sistemas cerrados Circuito cerrado, con botellines de expansión

Sistemas de vaciado automático Vaciado del colector con temperatu-ra máxima en acumulador

Compacto Colector y depósito en la misma unidad

Integrados Colector y depósito en el mismo componente

Partido Colector y depósito a distancia física

Colector

Vertical Horizontal

Acumulador

Vertical Horizontal

Instantáneo Calentamiento al paso

Individual Para un único usuario

En acumulador Calentamiento del acumulador auxiliar

Colectivo Para un conjunto de usuarios

Ninguno Por no ser necesario

En el acumulador auxiliar Mantenido a más de 60º

Con acumulación solar entre intercambiadores El agua de acumula-ción solar no es agua de consumo

Las principales ventajas de los colectores con mayor productividad son las si-guientes:❙ Campos de colectores más pequeños:

– Estructuras soportes más ligeras con menores cambios en el tejado.– Menor diámetro de tubería. Menos cantidad de fluido, menor inercia térmica.– Pérdidas inferiores por enfriamiento nocturno.

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– Menos aislamiento.– Bombas más pequeñas: menor suministro de energía.– Menos mantenimiento.

❙ Operación a temperaturas más altas sin repercusión en el rendimiento:– Caudales más pequeños.– Menor diámetro de tubería.– Bombas más pequeñas.– Almacenamiento más pequeño (>∆T).– Intercambiadores de calor más pequeños (>∆T).– Menos mantenimiento.

Para finalizar este subcapítulo me gustaría exponer brevemente las distintas configu-raciones que existen de los sistemas solares para la producción de ACS, aplicación fundamental en la que estamos centrados.

Una posible clasificación de los sistemas solares en función del principio de circulación del fluido empleado, los sistemas de intercambio, el tipo de acumulador o el sistema de expansión utilizado, entre otras características, tal como se muestra en las |Figura II-11|.

Dentro de las instalaciones solares dedicadas a la producción de ACS se puede diferenciar entre las instalaciones para viviendas unifamiliares con equipos senci-llos e instalaciones para viviendas multifamiliares con grandes campos de colectores solares y separación de los circuitos de captación solar y el circuito principal del sistema.

Un esquema típico de instalación solar para la producción de ACS en una vivienda unifamiliar podría ser el mostrado en la |Figura II-12| .

La tecnología solar térmica para estas aplicaciones es muy sencilla. Todos los elementos son convencionales salvo uno, el generador solar. En este caso, el generador solar está formado por colectores solares en lugar de por una calde-ra convencional. Este generador solar tiene como ventaja un menor manteni-miento, aunque sus características intrínsecas llevan asociadas otro problema que es necesario tener en cuenta. El principal problema asociado al correcto funcionamiento de los colectores solares es el peligro de sobrecalentamiento. Este problema se agudiza especialmente en nuestro país y en las viviendas de nueva construcción. Generalmente, las viviendas de obra nueva se encuentran totalmente ocupadas al comienzo y sus instalaciones sobredimensionadas. Si, por cualquier motivo, no existe demanda y el depósito acumulador se en-cuentra lleno, los colectores dan la orden de parada a la bomba del circuito. Sin embargo, la radiación solar sigue incidiendo sobre los colectores, pudiendo llegar a evaporarse el fluido que se encuentra en el interior de los mismos.

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Este vapor no debería causar ningún tipo de inconveniente aunque, a veces, sí lo hace. Existen dos soluciones a este problema. La primera de ellas es una solución estandarizada, que consiste en la instalación de un vaso de expansión capaz de absorber el líquido expulsado por los colectores. Sin embargo, esta solución no puede aplicarse en todos los casos. Por ejemplo, en aquellos luga-res en los que por sus bajas temperaturas en invierno, -30oC ó -50oC, no existan anticongelantes capaces de aguantar estas condiciones extremas o en países, como Holanda, en los que por normativa de calidad de agua no se permiten au-mentos de presión en los circuitos de colector, es necesario encontrar otra so-lución. Nuestra solución consiste en utilizar los sistemas conocidos como “dra-in-back” o sistemas de vaciado. Estos sistemas permiten el vaciado del circuito de colectores en el momento en el que se produzca la parada de la bomba del circuito porque el tanque acumulador se encuentre lleno y no exista demanda en ese momento. De esta forma, se evita la formación de vapor en el interior de los colectores evitándose cualquier tipo de escape en la instalación.

|Figura II-12| Esquema de instalación para satisfacer la demanda de ACS de una vivienda unifamiliar

Agua caliente sanitaria para cocina y baño

Colectores solares EURO

Caldera

Grupo hidráulico CIRCO 5 con regulador solar SUNGO S

Agua red

Acumulador solar ECO plus

A diferencia de las instalaciones para viviendas unifamiliares, las instalaciones so-lares para la producción de ACS en viviendas multifamiliares tienen las siguientes características y configuraciones:

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❙ Instalación solar convencional para la producción de ACS centralizada con acumu-lador solar centralizado

❙ Instalación solar convencional individual para la producción de ACS:– Acumulación solar centralizada:

● Con contadores de agua adicionales para agua precalentada e intercambiador de placas acoplado a cada caldera mural.

● Sin contadores de agua adicionales para agua precalentada e intercambiador de placas acoplado a cada caldera mural.

– Acumulación solar descentralizada.

En cualquier caso, se recomienda siempre la separación de circuitos primario, cir-cuito de los colectores solares, y secundario. |❙|

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Antes de dar paso a los contenidos técnicos me gustaría hacer un breve comentario, por anteriores alusiones, acerca del marco regulatorio que existe en la actualidad. Se ha hablado en varias ocasiones sobre si es bueno o no que se intervenga un mercado como el energético a raíz de la inminente aprobación del nuevo Código Técnico de la Edificación, en el que se establece la obligatoriedad de instalar energía solar tér-mica en las edificaciones de nueva construcción y en las rehabilitaciones de edificios antiguos. Sin embargo, nos olvidamos de que ese mercado ya se encuentra interve-nido. Se trata simplemente, desde mi punto de vista, de realizar determinadas ac-ciones que tienen como misión el fomento de las energías renovables para poder así competir en un mercado que tradicionalmente ha favorecido a otro tipo de energías. En muchos casos, estos otros tipos de energías tienen subsidios escondidos o no se encuentran penalizadas por una serie de costes externos como son los medioambien-tales y que, recordemos, pagamos entre todos.

A la hora de criticar medidas gubernamentales que lógicamente no son deseables porque cualquier mercado distorsionado no funciona adecuadamente, siempre hay que tener en cuenta que hablamos de un mercado de por sí ya muy distorsionado.

El captador solar es únicamente una parte del sistema solar térmico a la que, en numerosas ocasiones, se le da una importancia excesiva. Si se realiza una evaluación de costes y en función del tipo de planta, el coste de los captadores dentro del total de la planta puede no alcanzar ni siquiera el 30%. Sin embargo, desde el punto de vista funcional, es un elemento esencial y gran parte de la investigación de desarrollo que se ha realizado en los últimos años en el campo de la energía solar térmica está enfocada a su optimización.

El sector está demandando captadores más eficientes, económicos y fiables. La efi-ciencia es importante, sobre todo en aplicaciones que requieran una mayor tempe-ratura que las aplicaciones tradicionales de agua caliente y climatización de pisci-nas. También es relevante cuando la ocupación de espacio tiene importancia. Pero el rendimiento debe conseguirse sin olvidar el coste, de modo que el parámetro

ADOLFO GONZÁLEZ GONZÁLEZ – GAMESA SOLAR

Captadores solares planos fabricados en España mediante tecnología de ‘sputtering’ y con barrera convectiva

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fundamental es la relación coste-rendimiento. La fiabilidad constituye el otro as-pecto fundamental, sobre todo a medida que los captadores solares van a gozar de una creciente implantación en el ámbito de la edificación. No se pueden considerar elementos estructurales, porque lógicamente no lo son, aunque tampoco podrían considerarse como un electrodoméstico más. Por ejemplo, una lavadora se estropea y se cambia. En cambio, reemplazar un captador solar resulta problemático. Se re-quiere subir a la cubierta, eliminar todos los anclajes, montar una grúa, etc. Por estos motivos, debemos asegurar y garantizar la vida de los captadores durante un largo periodo de tiempo.

Existen dos aspectos fundamentales que intervienen directamente en la eficiencia de un captador: el uso de absorbentes altamente selectivos y la minimización de pérdidas de calor. Mediante el uso de absorbedores altamente selectivos logramos captar el máximo de la irradiación incidente y minimizar la emisión de irradiación térmica. Las pérdidas de calor por convección son el otro gran caballo de batalla. Posteriormente veremos cómo minimizarlas mediante la utilización de barreras con-vectivas tipo TIM, que explicaremos posteriormente.

Una de las principales características que debe tener un absorbedor es, por tan-to, captar la mayor radiación posible. Esta propiedad óptica se mide a través de un parámetro denominado absortancia, cuyo valor alcanza habitualmente el 95% en los absorbedores del estado actual de la técnica. Hay que tener en cuenta que en los cap-tadores vidriados, que son casi el 100% de los que se venden hoy en día, también se producen pérdidas por reflexión del vidrio. Éstas se sitúan por debajo del 10% con la utilización de vidrios de bajo contenido en hierro. Otra característica importante y deseable en un buen absorbedor solar es una baja emitancia, es decir, baja emisión de energía por radiación térmica que emite al calentarse. Los primeros captadores solares que se utilizaron se pintaron de negro obteniéndose muy buenas absortan-cias, pero en cuanto se exigía al captador funcionar a una temperatura más elevada para aplicaciones que así lo precisan, la emisión de calor también aumentaba, afec-tando considerablemente al rendimiento.

Junto con unas buenas propiedades ópticas, es necesario que las propiedades de transmisión térmica del captador sean óptimas. El calor absorbido por la placa ab-sorbente debe transmitirse íntegramente al fluido de la forma más rápida posible para que la velocidad de transmisión de energía al fluido sea mucho mayor que la velocidad de transmisión de energía al ambiente, es decir, sea mucho mayor que las pérdidas.

Son también características deseables en un buen absorbedor la durabilidad –resis-tencia a la corrosión atmosférica y a las altas temperaturas–, los costes moderados, procesos de fabricación flexibles que permitan adaptarlo a cualquier tamaño, así como una fabricación respetuosa con el medio ambiente. La energía solar es una

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energía renovable y, por tanto, hay que evitar con mayor motivo que durante el ciclo de vida del producto se produzca cualquier tipo de emisión nociva.

Los absorbedores que fabricamos consisten en una serie de bandas que se fabri-can y tratan de manera separada. Para formar el absorbedor final se colocan las bandas paralelas unas a otras. Las bandas están formadas por tubos de cobre de diámetro interior de 10 mm embutidos en una lámina de aluminio de 0,5 mm de espesor. Las bandas se encuentran disponibles en distintas anchuras. Un aspecto importante dentro del proceso de fabricación es que los tubos ya vienen embu-tidos dentro de las aletas de aluminio, favoreciendo la transmisión de calor al fluido. Con respecto al ancho de banda, a medida que disminuye éste mayor es el rendimiento pero también el coste. El aluminio es un elemento mucho más ba-rato que el cobre. Por tanto, cuanto menor sea el ancho de banda, mayor será el número de tubos de cobre que se encuentran embutidos en un absorbedor de un determinado tamaño, lo que se traduce en un aumento del coste. Por otro lado, las propiedades térmicas del absorbedor mejoran, ya que aumenta la velocidad de transmisión de energía al fluido.

En el proceso de fabricación de las bandas, éstas se introducen en una máquina de alto vacío y se realiza sobre ellas una deposición de iones que quedan embebidos dentro del metal y le van a conferir las propiedades que se desean. Se depositan tres capas: una anticorrosión, una capa que proporciona las propiedades absor-bentes y una tercera antirreflectante. El resultado es un valor de absortancia del 96% y un valor de emitancia del 7%.

El proceso de fabricación que realizan la mayor parte de los fabricantes consis-te en realizar un tratamiento del absorbedor completo. Los captadores solares suelen tener un tamaño entre 2 y 2,5 m2. Normalmente el tratamiento se realiza sobre toda una placa sobre la que posteriormente se realiza la soldadura de los tubos. Una ventaja del uso de bandas es que al estar el tubo previamente embuti-do dentro de la banda de aluminio únicamente es necesario un soplado para ob-tenerlas, sin necesidad de realizar ningún tipo de soldadura. Sin embargo, sí hay que realizar una posterior soldadura para unir los tubos colectores con las ban-das, siendo éste el cuello de botella en este tipo de proceso de fabricación. Otra ventaja es la gran flexibilidad en tamaños de captador, ya que las bandas pueden adaptarse a cualquier longitud y se pueden colocar, paralelas unas a otras, tantas bandas como sean necesarias.

Por otro lado, las posibilidades de conexión hidráulica son múltiples. Permite la co-nexión hidráulica en paralelo y en serie, en la forma conocidas como “meandro”. Desde el punto de vista de transmisión de calor, la conexión hidráulica en serie tipo “meandro” logra una mayor caudal de agua y, por tanto, una mayor velocidad. Como consecuencia, se logra un régimen turbulento que mejora la transmisión de calor.

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La transmisión de calor también se ve favorecida por el hecho de que las bandas se encuentren embutidas en la banda de aluminio, ya que no existe resistencia térmica entre el tubo y la banda.

En cuanto a la durabilidad, se han realizado análisis de envejecimiento que mues-tran que al cabo de 25 años se produce una pérdida energética inferior al 5%. En cuanto al medio ambiente, el proceso productivo no genera ningún tipo de emi-sión. Por último, las unidades para realizar la fabricación mediante la tecnología de “sputtering” son relativamente pequeñas y manejables. Esto permite que sea una tecnología fácilmente escalable. Esta es una característica a tener muy en cuenta debido al aumento de demanda previsto a raíz de la aprobación del nuevo marco regulatorio.

La segunda de las tecnologías que aplicamos a la fabricación de captadores es la barrera convectiva tipo TIM (Transparent Insulating Material). El objetivo principal que persigue con esta tecnología es la reducción de las pérdidas por convección. Aplicaciones a media temperatura como pueden ser la calefacción, climatización o aplicaciones industriales requieren captadores con un mayor rendimiento. Actualmente, el mercado ofrece la alternativa de los captadores de tubos de vacío, si bien estos resultan excesivamente caros y su utilización no resulta rentable en la mayoría de los casos. En estos captadores se elimina el aire causante del proceso de transmisión de calor por convección y por tanto las pérdidas asociadas a él.

La barrera convectiva en captadores planos lo que consigue es estancar el aire dentro del captador gracias a una estructura transparente, dificultando su circulación y por tanto reduciendo la transmisión por conveccción. Esta tecnología se ha investigado durante muchos años. Sin embargo, muchos fabricantes se han encontrado con mul-titud de dificultades para encontrar un material que permanezca estable a las altas temperaturas que se alcanzan en el interior del captador. Este problema se agudiza en el caso de que se produzca estancamiento de agua del circuito, es decir, en el caso de que no exista demanda de calor y el sol siga incidiendo sobre los captadores. En estos casos, la temperatura en el interior del captador puede elevarse hasta cerca de los 200oC. Los materiales que actúan como barrera convectiva no sólo deben poseer una alta estabilidad ante las elevadas temperaturas sino también buenas propiedades ópticas –deben ser transparentes– durabilidad frente a los rayos UV, facilidad de fabricación y un coste moderado.

Se han realizado estudios con los plásticos policarbonatos. Su principal inconvenien-te es su falta de resistencia ante altas temperaturas. Uno de los materiales más pro-metedores y del que están obteniéndose mejores resultados es el acetato de celulosa con estructura de nido de abeja. La estructura de nido de abeja favorece el estanca-miento del aire en las distintas celdas que componen el material.

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El material que empleamos es un plástico comercial denominado TIMax® CA50-9/S con estructura de nido de abeja, diámetro equivalente de las cavidades de 9 mm. Características relevantes son también su combustión lenta y autoextingui-ble, transmisividad a la radiación directa de 0,99 y transmisividad a la radiación difusa de 0,86 (para un espesor de 80 mm). Tiene una temperatura de fusión de 190oC y una temperatura soportada en operación continua de 140oC.

Los parámetros anteriores se han obtenido de forma experimental. A la hora de rea-lizar un captador solar comercial es necesario, entre otras cosas, determinar el espe-sor que se va a aplicar a esta plancha con estructura de nido de abeja. Cuanto mayor sea el espesor de la plancha, mayor será la reducción de las pérdidas por convección y mejor será el rendimiento aunque también supone un mayor coste. Por otro lado, un mayor espesor de la plancha trae consigo dificultades en la construcción propia-mente dicha del captador.

Los diversos estudios y ensayos que hemos realizado arrojaron un espesor óptimo de esta cobertura de 15 mm con el que se lograba que la temperatura máxima que alcanzaba el plástico en casos de estancamiento no superara los 131oC, que es per-fectamente soportable por el material.

Otro de los problemas por el que algunos fabricantes descartaron este tipo de solu-ción es que hay que asegurar un perfecto adosamiento del TIM al vidrio, evitando cualquier riesgo de desprendimiento. En caso de producirse un desprendimiento, además de perderse las propiedades que confiere al colector, se puede terminar deteriorando y quemando. Se han estudiado múltiples soluciones, algunas de ellas sistemas bastante complicados –se han llegado a utilizar incluso cuerdas–.

Empleamos un laminado polimérico adhesivo que asegura el perfecto adosamiento del TIM al vidrio. Se ha logrado un funcionamiento óptimo y un pegado homogé-neo.

Por supuesto, todas estas soluciones se encuentran respaldadas por numerosos aná-lisis energéticos y de rentabilidad que indican en qué casos es rentable el uso de una barrera convectiva de este tipo. Para realizar estos análisis hay que conocer, en primer lugar, cual es el coste tanto del material como del proceso de fabricación. Otro elemento de juicio esencial es la curva de rendimiento del colector antes y después del empleo de la barrera convectiva. La |Figura II-13| muestra distintas cur-vas de rendimiento de colectores con o sin la utilización del TIM para dos modelos distintos de captadores. Como se puede observar, se produce una mejora sensible. La rentabilidad deberá estudiarse caso a caso, siendo favorecida cuanto mayor sea la temperatura de funcionamiento de los captadores en una aplicación concreta y cuanto menor sea el nivel de irradiación del emplazamiento. |❙|

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|Figura II-13| Mejora de las barreras TIM sobre el rendimiento de diferentes colectores

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

00 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1

Captador 1 con TIM

Captador 1 sin TIM

Captador 2 con TIMCaptador 2 sin TIM

(Tm - Ta)/l

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(p.u

.)

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El primer problema en el dimensionamiento del sistema de calefacción solar es el cálculo: existen pocos programas que permitan un acercamiento al comportamiento energético real del sistema.

Existen ingenierías que tienen programas que permiten acercarse más de un 90% al comportamiento real de un sistema tan complejo. Se tiene, por una parte, la aporta-ción solar al sistema, donde influye mucho la zona climática, el tipo de captador solar y la configuración del sistema. Por parte de la acumulación, existe la posibilidad de acumulación estacional, dada la complicación de que, en invierno, cuando se necesi-ta casi cuatro veces más de energía solar para utilizarla en la aplicación calefacción, no se tiene casi ni la mitad de la radiación obtenida en verano. Es una contradicción muy importante y existen sistemas, ensayos o proyectos piloto que han trabajado con varios tipos de acumulación estacional: acumulación de agua en depósitos gigantes, enterrados o acumulación en sólidos. Por ejemplo, hay un proyecto muy grande cer-ca de Stuttgart con un acumulador enterrado con zonas de hasta treinta metros de profundidad y un campo de colectores, de 7.500 metros cuadrados, con la perspec-tiva de aumentar a 15.000 metros cuadrados para unas 2.400 viviendas. Se consigue una autonomía en el promedio del año incluyendo calefacción y agua caliente para esas viviendas hasta el inicio de diciembre. La rentabilidad del sistema todavía es relativamente baja, pero quedan cosas por descubrir.

Normalmente, se opta por la acumulación diaria. En este caso se sufre también un desfase mayor que, por ejemplo, en aplicaciones de agua caliente. Cuando se enfoca un día soleado de febrero, se pueden alcanzar, dependiendo de la zona de España, temperaturas de más de 20oC. La demanda efectiva en calefacción es relativamente baja durante el día y cuando baja el sol y el cielo queda despejado por la noche, las temperaturas descienden a bajo cero. En esta situación la aportación solar durante el día funciona a un nivel relativamente alto, mientras que el sistema, como hay un consumo muy bajo, funciona a un nivel elevado, es decir, que el rendimiento del colector es relativamente bajo. Existe el problema de dónde podemos acumular, en principio, esta cantidad de energía durante el día. Existen también conceptos con

DETTA SCHÄFER – SONNENCRAFT - AIGUASOL BIOCO

Calefacción solar

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pilas de hormigón etc., pero el calor específico no va a favor de estos sistemas. Otro parámetro, por supuesto, es la demanda de calefacción que se determina, especial-mente, por las características del edificio. Hay que considerar que en España se está calculando en valor promedio para suelo radiante entre 70 y 90 W/m2, mientras que en Alemania esta cifra se reduce a 50 W/m2. Es decir, la influencia del comporta-miento pasivo del edificio influye muchísimo en el rendimiento de un sistema solar activo. Este es un campo que, por supuesto, el nuevo Código Técnico de la Edifi-cación va a cambiar, exigiendo otros tipos de aislamientos con otras características, aunque aquí queda, por parte de los arquitectos, todavía un campo muy amplio en la parte de la planificación del edificio para mejorar el concepto energético. Si mejora el concepto energético pasivo del edificio, mayor será la cuota que podremos aportar con energías renovables al concepto de la calefacción. De momento, la aportación solar oscila entre un 30 y un 40% a la calefacción y estos son porcentajes relativa-mente optimistas.

La regulación representa un problema grave también, puesto que ésta, en los siste-mas convencionales de caldera, actúa en función de la temperatura exterior, ya que el diseño esta orientado mayoritariamente al combustible convencional (gasóleo o gas natural), mientras que un sistema solar en principio tiene otra lógica, debido a que la disponibilidad de la energía es durante el día, mientras que el sistema con-vencional regula tratando de ahorrar al máximo la energía durante el día. Mientras tanto, se podría crear inercia con el sistema solar del edificio, pero la regulación con-vencional no lo permite. Por supuesto, hay autómatas que permiten hoy en día una regulación sofisticada pero los costes no se rentabilizan en ningún caso.

Referente a la configuración del sistema, en España la escuela tradicional de inge-niería opta por un sistema “high flow”, es decir, conexionados en paralelo para apro-vechar bien el mayor rendimiento del sistema de captación solar. Es evidente que si se montan los colectores en serie, los últimos no tengan el mismo rendimiento en una fila de seis que los dos primeros. Pero hay un criterio importante, tal como indi-caba inicialmente: la aportación al sistema, es decir, que provocando saltos térmicos altos al final de uno o varios grupos de colectores conexionados se alcancen en poco tiempo temperaturas más altas en la fase de acumulación.

Referente a los caudales de diseño del sistema, con la conexión en paralelo, tipo “high flow”, se consigue un buen rendimiento por parte del campo de colectores, pero precisa, ya que se trata de caudales elevados, dimensionamiento de tubería más elevada, sistemas de bombas más potentes, etc. En el “low flow” se aporta menos caudal a campos de colectores mayores, consiguiendo un rendimiento más bajo por parte del colector pero, normalmente, y los cálculos de simulación dinámica lo han justificado, una aportación al sistema normalmente más alta. Se puede trabajar con diámetros de las tuberías más pequeños y potencia reducida de las bombas, lo que reduce los costes. Nosotros optamos más por el “high flow” a caudal variable, es de-

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cir, que la centralita regule las revoluciones de las bombas circuladoras en función del salto térmico del sistema.

En España hay una gran variación en las características climáticas de las diferentes regiones. Por ejemplo, en Almería, el tiempo y la necesidad calorífica para calentar un edificio es mucho menor que en Salamanca o Burgos, donde se llega hasta siete u ocho meses.

Nosotros optamos por el sistema solar mixto, que consta de un módulo prefabricado, de carga estratificada, que viene completamente premontado y regula el circuito primario y el circuito secundario de la carga del acumulador. Hay una válvula de tres vías que carga el acumulador, siempre en relación con la capa de temperatura que encontramos. Por la parte de consumo de producción de agua caliente, se opta por un módulo de producción instantánea, evitando así el estancamiento del agua en un acumulador. |❙|

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Nuestra actividad se centra en diseñar soluciones energéticas eficientes que encajen en el contexto actual. Una de las tecnologías desarrolladas ha permitido comercia-lizar una unidad enfriadora basada en un ciclo de absorción de simple efecto, con la novedad de que ésta tiene lugar dentro de un entorno rotativo, logrando así un equipo de climatización más eficiente respecto a las referencias existentes en la ac-tualidad, que se activa con agua caliente que puede provenir, entre otras fuentes, de captadores solares. Este producto permite realizar instalaciones de las denominadas “refrigeración solar”.

Además del atractivo obvio que este producto puede tener por la aparente paradoja que desentraña (dar frío utilizando una fuente de calor), supone una solución a pro-blemas de disipación que plantean los sistemas solares térmicos en épocas estivales.

Transformadores térmicos

Los ciclos de sorción (absorción y adsorción) son procesos químicos que se co-nocen desde el siglo XIX y se han utilizado en diversas aplicaciones entre las que destaca la refrigeración, siendo el más común el ciclo de absorción. Sus bases, por tanto, no son nada novedosas, y aunque haya tenido sus momentos más o menos gloriosos, a la entrada del siglo XXI las tecnologías que aplicaban ciclos de absorción parecían hundirse en el ostracismo. Aunque constituía, en teoría, un auténtico revulsivo para obtener, entre otras, refrigeración solar, la práctica ha ido demostrando auténticas limitaciones en cuanto a la flexibilidad de sus aplicaciones e incluso rendimientos.

La adsorción y la absorción consisten en la afinidad de un absorbente con un refrige-rante. La diferencia entre las dos reside en que, en la adsorción, el absorbente es un sólido y en la absorción, un líquido. Hemos basado nuestra tecnología en el ciclo de absorción, concretamente haciendo uso del bromuro de litio, que es una sal, como absorbente, y del agua como refrigerante.

IÑIGO ALDEKOA-OTALORA CHINCHURRETA – ROTÁRTICA

Refrigeración solar

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|Figura II-14| Ciclo de absorción de simple efecto

evaporador7º C

condensador50º C

Calor

Refrigerante

Frío

Válvula de expansión

Generador

Absorbedor

Bomba

Refrigerante

Abso

rben

te

Solu

ción

La |Figura II-14| muestra un esquema del ciclo de absorción de simple efecto tra-dicional. En ella se ve además del conjunto evaporador condensador presente en el ciclo frigorífico con compresor mecánico, la pareja generador y absorbedor sus-tituyendo a dicho compresor, presente en los equipos de aire acondicionado eléc-trico.

El ciclo comienza en el generador, donde tenemos de partida la solución LiBr más agua (absorbente más refrigerante). Al calentar el generador a través del agua ca-liente proveniente por ejemplo del sol, se calienta indirectamente dicha solución de LiBr rica en refrigerante y evapora el agua (refrigerante) pasando al conden-sador. A su vez, la sal, en forma de solución pobre en refrigerante, pasa al absor-bedor. En el condensador el agua es condensada de nuevo, con lo que cede un calor que habrá que disipar generalmente con una torre de refrigeración húmeda. Debido a la diferencia de presiones el agua condensada pasa al evaporador y aquí es donde, debido a una muy baja presión, se evapora a temperaturas muy bajas, incluso a 7oC. Al evaporarse el refrigerante, “roba” calor con lo que tenemos el efecto contrario al condensador y se consigue refrigerar otro circuito, que servirá para enviar por ejemplo a un fan-coil para producir aire-acondicionado. Finalmen-te, el refrigerante evaporado es atraído por el LiBr que esperaba en el absorbedor, mezclándose de nuevo y volviendo al generador donde todo el ciclo ya cerrado, vuelve a comenzar.

En la |Figura II-15| se puede observar los circuitos resultantes que quedan de este proceso.

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|Figura II-15| Circuitos resultantes de la absorción de simple efecto

Energía de ACTIVACIÓN (desde captadores o energía residual)

FRÍO APROVECHABLE (para confort u otros procesos)

Ener

gía d

e DIS

IPAC

IÓN

(al m

edio

ambi

ente

)

Frío obtenidoCOP (Coefficient of Performance) =

Calor activación

EVAPORADOR

GENERADOR

CONDENSADOR Y ABSORBEDOR

Situación de mercado

El mercado que puede cubrir una tecnología basada en ciclos de absorción, repre-senta actualmente un porcentaje muy pequeño de toda la necesidad de climatiza-ción existente en el mundo. Esto es debido, sobre todo, a varias limitaciones de las máquinas disponibles en este momento, entre las que se encuentran:

❙ Potencias muy elevadas (la unidad más pequeña conocida ofrece 35kW de frío), que limitan su campo de acción a ubicaciones con altas cargas térmicas.

❙ Necesidad de una gran infraestructura (espacio para captadores, sala de máquinas, etc.).

❙ Torre de refrigeración húmeda indispensable con lo que esto conlleva (controles de mantenimiento anuales de alto coste, peligro sanitario, consumo de agua, etc.).

Con estas características queda desierta la oferta al gran público a través del sector residencial y también a otras aplicaciones que no concuerdan con lo especificado.

Según datos obtenidos del estudio Climasol, el grupo de autores que redactó la guía consiguió localizar un total de 67 instalaciones de refrigeración solar. Este dato se dio el año 2004. En todo el mundo existen alrededor de 120 instalaciones de refrige-ración solar. De estos datos se concluye la dificultad de penetración en el mercado que sufre la refrigeración solar, teniendo en cuenta que el mercado total de frío mueve, según datos de ACNielsen, millones de equipos anualmente sólo en España.

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Absorción rotativaTomando como partida el ciclo de absorción, hemos desarrollado la absorción rotativa que, básicamente, consiste en el mismo ciclo de absorción teniendo lugar en una cáma-ra estanca sellada al vacío y girando a más de 300 rpm. La fuerza centrífuga generada en la solución y unas bombas mecánicas que están dentro de la unidad (en realidad son rodamientos con contrapesos) permiten optimizar todos los procesos de transferencia de masas y calor. Con esto, las ventajas respecto a otros equipos de absorción son:

❙ El peso y tamaño de la unidad disminuye.❙ El rendimiento del sistema se incrementa.❙ Se accede a potencias más pequeñas de una manera eficiente.❙ El gradiente térmico se incrementa, con lo que se puede funcionar con otras

formas de disipación que no sean la torre de refrigeración húmeda.

La tecnología de absorción rotativa realmente acerca la limitación de funcionamien-to práctico de los equipos de absorción hasta los albores de los resultados ideales que marca la termodinámica con su primer y segundo principio.

En las siguientes figuras se puede observar un corte transversal de la unidad rotativa donde tiene lugar dicha absorción rotativa y su funcionamiento.

|Figura II-16| Corte transversal de la unidad rotativa

GENERADOR

CONDENSADOR

ABSORBEDOR

EVAPORADOR

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La unidad rotativa son básicamente dos caparazones de acero inoxidable que están soldados entre sí, creando una cámara sellada al vacío y rotativa. Como se puede ver en la |Figura II-16|, nuestra unidad contiene los mismos elementos descritos anteriormente en el ciclo de absorción, es decir: generador, conden-sador, absorbedor y evaporador, además de los diferentes intercambiadores, que son los circuitos que se comunican con el exterior y unas bombas de im-pulsión, que son básicamente rodamientos con un contrapeso, que aprovechan la fuerza centrífuga generada en la rotación para, a través de unos tubos de pi-tot, lanzar la solución a los intercambiadores o vencer la diferencia de presión entre cámaras. Gracias a que el ciclo gira, se intensifica y se completa el ciclo sin perder grado de concentración de refrigerante, con lo que el gradiente térmico entre los focos caliente y frío es más elevado que en los sistemas de referencia.

|Figura II-17| Funcionamiento de la unidad rotativa (I)

Como se puede observar en la |Figura II-17|, el ciclo da comienzo al pasar agua ca-liente por el intercambiador en espiral que existe en el generador. Esto provoca el calentamiento de la solución de LiBr con agua, evaporando el agua y pasando al condensador, mientras que el LiBr pasa al absorbedor.

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|Figura II-18| Funcionamiento de la unidad rotativa (II)

GENERADOR

CONDENSADOR

|Figura II-19| Funcionamiento de la unidad rotativa (III)

ABSORBEDOR

EVAPORADOR

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El refrigerante vuelve al estado líquido en el condensador como se ve en la |Figura II-18|, cediendo calor al líquido que contiene el intercambiador en forma de espiral que se aprecia dentro del condensador.

Como se observa en la |Figura II-19|, el refrigerante pasa debido a diferencia de presiones al evaporador, donde debido una baja presión se evapora fácilmente y absorbe calor del líquido que circula del intercambiador en espiral correspon-diente al evaporador y por ende es el refrigerado y utilizado para este propósito a su vez.

Una vez que se ha evaporado el agua (refrigerante), el LiBr que esperaba en el ab-sorbedor, atrae el refrigerante y se vuelve a mezclar.

|Figura II-20| Funcionamiento de la unidad rotativa (IV)

GENERADOR

Ya en forma de solución de LiBr rica en refrigerante, el compuesto vuelve al gene-rador, donde todo el ciclo vuelve a comenzar (ver |Figura II-20|).

Como resultado, de la misma manera que se apreciaba en la Figura II-15, ob-tenemos tres circuitos: circuito solar o de activación, circuito frío y c ircuito de agua caliente residual que hay que disipar. Este último es el que en las máquinas de absorción tradicionales se conecta a una torre de refrigeración por disipación húmeda.

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ProductoPartiendo de la unidad generadora observada, se ha diseñado una solución comer-cial para poder implantar esta tecnología a través de ingenierías e instaladores, sin que su implantación suponga una excesiva complicación. Concretamente son dos las posibles configuraciones si atendemos al transformador térmico, aunque la instala-ción completa de refrigeración solar puede tener varias configuraciones y distintos componentes (captadores, acumuladores, valvulería, etc.)

Las características de las dos configuraciones de unidad enfriadora comentadas son:

❙ Solar 045v: el circuito de disipación, proveniente del condensador y absorbedor de la unidad, es refrigerado a través de un intercambiador exterior que se encuen-tra integrado en el mismo equipo y forzando el aire a través de un ventilador tam-bién incluido en la propia carcasa del equipo. En este caso y cara a la instalación “llave en mano”, la temperatura exterior o de ambiente determinará de manera importante el rendimiento de todo el sistema.

|Figura II-21| Solar 045v

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❙ Solar 045: es un modelo más abierto que el anterior, cara a la instalación. En este caso, la disipación queda a determinar dependiendo de las necesidades y caracte-rísticas de la propia ubicación.

El comportamiento de la unidad enfriadora dentro del conjunto de la instalación, depende enteramente de las características del fluido con que se alimentan los tres circuitos que se aprecian en la |Figura II-15|. Esto significa que hay que medir rendimientos y eficiencias de todo el conjunto pues la calidad y características de los elementos que se instalan (sobre todo captadores, acumulador, sistema de disi-pación, etc.) así como su dimensionamiento y diseño del conjunto es el que marca las capacidades finales. |❙|

|Figura II-22| Solar 045

CAPÍTULO IIIInstalaciones térmicas de baja temperatura

1. Introducción

Autor: José Ignacio Linares HurtadoTitulación: Doctor Ingeniero Industrial Cargo: Director de la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías EnergéticasEmpresa: Universidad Pontificia Comillas

2. Paneles Solares Térmicos para producción de ACS en bloques de viviendas. Comparativa energética

Autor: Daniel González i CastellvíTitulación: Ingeniero Industrial Cargo: Coordinador del Equipo de Sistemas Energéticos Empresa: AIGUASOL INGENIERÍA

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Esta introducción se basa en la presentación que el profesor Alberto Coronas realizó en la II Jornada Anual de la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas dedicada a la energía solar y que se puede descargar de http://www.upcomillas.es/catedras/crm/report05-2.html.

Es previsible que la energía solar térmica como fuente de energía primaria para aplicaciones de aire acondicionado desempeñe un papel muy destacado en un futuro próximo debido al incremento en el consumo que ha experimentado el sector servicios, como muestra la |Figura III-1|. Dentro del consumo energético de dicho sector, el conjunto de la climatización (calefacción y aire acondicionado) y ACS puede suponer un 71%, como se ilustra en la |Figura III-2| para un hotel de la costa de Cataluña.

Estos fuertes incrementos en la demanda de climatización tienen sus causas en la mayor exigencia de confort y en el aumento de las cargas térmicas internas debido a la introducción masiva de las nuevas tecnologías en las oficinas (puestos de ordenador, fotocopiadoras, servidores…). Debido a que la alimentación de los equipos de aire acondicionado se realiza de forma eléctrica, este nuevo escenario de consumo produce puntas de consumo eléctrico en verano y efectos sobre el clima debido al incremento de las emisiones de gases de efecto invernadero derivados de la sobreproducción eléctrica. Por otra parte, muchas de estas instalaciones aún funcionan con HCFCs, lo que presenta también impactos sobre la capa de ozono.

Como alternativa al empleo de electricidad para la activación de los equipos de aire acondicionado surge la denominada “climatización solar” que consiste en emplear el calor del sol recogido en captadores adecuados para activar equipos adecuados que producen el agua fría necesaria para las necesidades de climatización. La ventaja del empleo de la energía solar para luchar contra la carga térmica en verano radica en el buen acoplamiento entre disponibilidad del recurso y demanda energética.

Introducción

JOSÉ IGNACIO LINARES HURTADO – UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

ktep

|Figura III-1| Consumo del sector servicios por sectores (1980-2000)

4%

30%

22%

11%

33%

5%17%

32%7%

40%

Oficinas Hospitales Comercio Restaurantes y alojamientos Educación

Fuente:IDAE/Ministerio de Economía

|Figura III-2| Distribución del consumo energético de un hotel de la costa (Cataluña)

Lavandería1%

Iluminación13%

Aireacondicionado

13%

Calefacción12%

ACS28%

Cocina15%

Las principales tecnologías de refrigeración más habituales son:

❙ Refrigeración por compresión mecánica de vapor. Se trata de la forma “clásica” de refrigeración. Son sistemas activados normalmente por energía eléctrica.

❙ Absorción. Son sistemas accionados por calor, ya sea mediante “lama directa”, es decir, desarrollando una combustión en el propio equipo, por ejemplo con gas

79

Instalaciones térmicas de baja temperatura | AVANCES DE INGENIERÍA

natural, o de forma indirecta mediante agua caliente, vapor… que puede ser generado mediante el aprovechamiento de calores residuales o mediante energía solar. Existen dos grandes tipos de máquinas de absorción en función del fluido de trabajo que empleen: las de agua/bromuro de litio, donde el refrigerante es el agua, que se emplean en el sector de la climatización y las de amoniaco/agua, donde el refrigerante es el amoniaco y se emplean normalmente en el sector de la refrigeración, aunque algunas variantes (máquinas GAX) se pueden usar en el sector de la climatización.

❙ Adsorción. También se activan por calor, siendo en esto similares a las máquinas de absorción, si bien el principio físico se basa en la adsorción/desorción del refrigerante en un sólido (por ejemplo, agua en sílica gel). También son susceptibles del empleo de energía solar.

❙ Refrigeración por sistemas desecantes, también susceptible de accionamiento solar.

La |Figura III-3| muestra el esquema básico de una enfriadora de absorción de simple efecto agua/bromuro de litio. La diferencia con una máquina de compresión es precisamente que se reemplaza el compresor mecánico por uno de tipo térmico, constituido por un conjunto de absorbedor/desorbedor, de modo que el refrigerante recibe el incremento de presión en forma líquida, a través de una bomba, siendo así transportado en una disolución desde el nivel de baja presión hasta el de alta. La única demanda eléctrica es la de esta bomba, que es pequeña, mientras que el consumo principal de energía se realiza a través del calor que es preciso suministrar al desorbedor. Las disipaciones de calor se producen en el condensador y en el absorbedor, y se realizan mediante una torre de refrigeración.

|Figura III-3| Esquema básico de un sistema de absorción de simple efecto de agua/bromuro de litio

Dilute Solution

Concentrated Solution

Refrigerant Vapor

Refrigerant Liquid

Cooling Water

Chiled Vater

Heat Medium

FAN COIL UNIT

WATER FIRED CHILLER-HEATER

* Cooling/Heating Changeover Valvesupplied on Chaler-Heaters only

COOLING TOWER

Heat Medium

80


La |Figura III-4| muestra el esquema de una máquina de adsorción, siendo similar al de la máquina de absorción, si bien ahora el transporte del refrigerante se realiza mediante su adsorción/desorción en un sólido, para lo que es preciso refrigerar el adsorbedor y calentar el desorbedor. Las enfriadoras de agua comerciales emplean el sistema agua/sílica gel para aplicaciones de aire acondicionado entre 70 y 400 kW.

|Figura III-4| Esquema básico de un sistema de adsorción

CONDENSER Cooling Water

ADSORBER

Cooling Water

EVAPORATORChilled Water

DESORBER

Firing Water

SilicaGel

Como ventajas de las máquinas de adsorción sobre las de absorción destacan:

❙ Pueden funcionar con temperaturas de activación más bajas, entre 60 y 100ºC, lo que es una ventaja desde el punto de vista de la energía solar.

❙ Pueden funcionar con temperaturas de agua de torre más bajas.

Entre las desventajas destacan:

❙ La eficiencia es algo menor (COP < 0,6).❙ El coste económico es algo más elevado.

81


❙ La oferta comercial es más limitada (sólo tres fabricantes).❙ El equipo tiene un funcionamiento discontinuo, lo que requiere mayor esfuerzo

en el diseño y control.❙ Las máquinas son mas grandes y pesadas.

La |Figura III-5| recoge la eficiencia de las diferentes tecnologías respecto a la temperatura del agua caliente de activación. Esto es importante, pues dicha temperatura condicionará el tipo de captador solar. Así, las máquinas de absorción de doble efecto deberán emplear paneles con tubo de vacío, mientras que las de adsorción podrán emplear colectores planos convencionales; las de absorción de simple efecto requerirán tubo de vacío o planos pero de prestaciones mejoradas. Como contrapartida las de doble efecto presentan casi el doble de rendimiento que las otras.

1.80

1.60

1.40

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

0.20

0.0045 60 75 90 105 120 135 150

Hot water inlet [ºC [

ideal

1-effectabsosrption

2-effectabsosrption

adsorption

|Figura III-5| COP de enfriadoras de agua de absorción y adsorción en función de la temperatura de activación (la temperatura del agua fría producida es de 8ºC y

la del agua de enfriamiento suministrada de 24ºC)

COP

En la |Figura III-6| se representa un esquema básico del empleo de desecantes con enfriamiento evaporativo integrado en un sistema de distribución y acondicionamiento de aire.

No quisiera terminar esta introducción sin mencionar que la refrigeración solar es un campo donde la investigación está ganando actividad, generándose nuevos desarrollos como la máquina de Rotártica explicada en el capítulo anterior, donde se intensifican los procesos de absorción/desorción mediante campos centrífugos

82


se logran unas condiciones de operación más favorables, equipos más compactos y se elimina la necesidad del empleo de torre de refrigeración, lo que facilita la introducción de estas tecnologías en el sector doméstico. |❙|

|Figura III-6| Esquema básico de un sistema de desecantes con enfriamiento evaporativo

Producción solar

Distribucióninterior

Building/Room Conditioned Air

Generación de agua

fría

Distribucióny acond. de

aire

exhaustair

ambientair

returnair

supplyair

Heat Supply System Chilled Water

bufferstorage backup

heater chiller

he at

reco

very

whe

el

desic

cant

whe

el

83

Actualmente, los sistemas de Agua Caliente Sanitaria (ACS) de alimentación solar mediante paneles, respaldados por una legislación favorable, están experimentando un fuerte aumento en el número de instalaciones (100.000 m2 en España el año pasado, fundamentalmente en edificios de viviendas). Estas circunstancias coinciden con un vacío legal en cuanto a garantías de resultados y metodología de cálculo que deriva en el uso de métodos de cálculo demasiado sencillos y simplistas que se diseñan para instalaciones concretas y se emplean para cualquier otra instalación. Así se está incurriendo en un incumplimiento generalizado de los valores de fracción solar requeridos en algunas ordenanzas municipales, además de obtener estimaciones erróneas de ahorro en emisiones de CO2 y cierta insatisfacción en los usuarios.

Por este motivo presentamos los resultados de este estudio en el que se analiza mediante simulación dinámica el comportamiento energético de distintas opciones de diseño para una instalación típica real en un edificio de viviendas.

El análisis se realiza a partir de un modelado simplificado y simulación numérica de las distintas opciones y variantes de diseños contempladas. La demanda se caracteriza con perfiles tipo como el ilustrado en la |Figura III-7|.

En cuanto a las configuraciones consideradas, en Cataluña se demandan sistemas muy individuales, especialmente en lo referido a facturación. Ello complica la consecución de diseños eficientes. Así, lo más frecuente es que las instalaciones se ajusten a un esquema “Sistema de acumulación descentralizada y sistema auxiliar en serie” según la |Figura III-8|.

El sistema consta de un campo de captadores, una recirculación por un anillo sin ningún tipo de control, y un acumulador en cada vivienda con un serpentín que

Paneles solares térmicos para producción de ACS en bloques de viviendas. Comparativa energéticaDANIEL GONZÁLEZ I CASTELLVÍ – AIGUASOL INGENIERÍA

84


consume su propia agua en serie con la caldera. A este diseño se le puede incorporar un controlador a la entrada del acumulador para evitar redistribuciones de flujo no deseadas, como muestra la |Figura III-9|.

|Figura III-7| Perfil tipo de caracterización de demanda

0,2

0,18

0,16

0,14

0,12

0,1

0,08

0,06

0,04

0,02

01 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Perfil 1 Festiu Perfil 2 Festiu Perfil 3 Festiu Perfil 4 Festiu MITJA Festiu

Un posible enfoque alternativo, buscando la innovación, sería emplear un sistema de captación y acumulador centralizado con sistema de distribución posterior a cada vivienda en el que el elemento terminal en cada vivienda fuese un pequeño acumulador (acumulación mixta). Se emplea también un controlador asociado a los depósitos individuales que pilota una válvula de tres vías que funciona como bypass |Figura III-9|.

Para analizar sus efectos, en el sistema de la |Figura III-10|, la válvula de tres vías se puede sustituir por una válvula de corte, según muestra la |Figura III-11|.

Finalmente el esquema que planteamos, de incipiente introducción en el mercado, se recoge en la |Figura III-12|.

La filosofía subyacente en este esquema es instalar una central solar controlable, cuya operación se pueda optimizar y hacer lo propio con el sistema de distribución,

85


en el que los esfuerzos se centren en evitar problemas de estratificación y excesivas pérdidas.

|Figura III-8| Instalación SADSC

Escalfador modulanttemostátic

Acumulardor dambserpenti,

de 100 litres

Collectorssolars

Radiaciósolar

Consum ACSPerfil tipus 1

Consum ACSperfil tipus 2


Acumulardor dambserpenti,

de 100 litres

Aigua de xarxa

Aigua de xarxa

CTRL

CTRL

CTRL

M

M

TT

T

T

T

I

T

La simulación se realiza considerando una promoción real de vivienda con las siguientes características:

❙ Posibles demandas

– 22 viviendas en 6 alturas a 4 viviendas por rellano excepto planta baja (2).– 10 viviendas de 4 personas (140 litros diarios).– 6 viviendas de 5 personas (175 litros diarios).– 6 vivendas de 6 personas (210 litros diarios).– Demanda total de 3.710 litros diarios a 45ºC.– Perfiles de consumo, según consumo tipo.

86


|Figura III-9| Instalación SADCCC

Radiaciósolar

Collectorssolars



Acumulador dambserpenti, de 100 litres Aigua de xarxa

CTRL T

CTRL

MT

T

I

|Figura III-10| Instalación SAMCCB

Radiaciósolar

Acumulardor de doble envolventde 60 litres

Comsum ACSPerfil tipus 1

Escalfador modulanttemostàtic

Aigua de xarxa

Collectorssolars

T

T

CTRL

T

T

T

CTRL

M

❙ Estructura de distribución

– 2 bajantes de distribución de 36 m.– 6 alturas.– Longitud media de derivación de 22 m.

87


❙ Sistema solar

– 36,21 m2 de captadores tipo Made Unisolar 4.000 E.– Acumulación total de 2.800 litros.

|Figura III-11| Instalación SAMCCC

RadiacióSolar

CollectorsSolars


Escalfa dor modulanttermostàtic

Aigua de xarxa

CTRL

TT T

CTRLTI

T

Acumulador de doble envolvente de

60 litres

MT T

T

|Figura III-12| Instalación SAMCCCC

Radiaciósolar

CollectorsSolars


Escalfa dor modulanttermostàtic Aigua de xarxa

CTRLMT

TT T

CTRLT

I

c

T

88


Los resultados obtenidos en el estudio se pueden resumir en la |Figura III-13|.

|Figura III-13| Partidas energéticas resultantes del estudio en cada configuración

Calor auxiliar domésticoPérdidas distribución

Aporte solar a demandaPérdidas acumulación centralizada

Pérdidas sistema domésticoPérdidas primario solar

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00

SACCCC

SAMCCC

SADCCC

SAMCCB

SADSC

Energía (GJ)

Siste

ma

En la |Figura III-13| la flecha indica el aporte energético realizado a cada unidad de consumo y se desglosan el resto de partidas energéticas implicadas: aporte realizado con energía solar, energía auxiliar aportada por las calderas individuales en cada vivienda y las distintas pérdidas en las que es posible que incurra cada diseño de instalación: pérdidas térmicas en el sistema doméstico (tubos de distribución y acumuladores donde los haya), pérdidas térmicas en el sistema de distribución, pérdidas en los elementos de acumulación centralizada en los sistemas que la emplean y las pérdidas del sistema primario solar.

Se aprecia que el SACCC es el sistema que menos aporte energético requiere y que más energía solar aporta. La menor energía total producida en esta opción es fruto de la optimización del sistema de regulación que este diseño conlleva.

En todas las instalaciones se comprometían fracciones solares entre el 70 y el 80%. La |Figura III-14| ilustra las fracciones solares que obtienen los sistemas con la superficie de captación y especificaciones planteadas en el caso. Así, ninguno de los sistemas se acerca al 60%.

89


|Figura III-14| Fracciones solares conseguidas en los distintos sistemas

1,00

0,90

0,80

0,70

0,60

0,50

0,40

0,30

0,20

0,10

0,00 SADSC SAMCCB SADCCC SAMCCC SACCCC

Sistema

Este estudio muestra cómo en el sector es frecuente el uso de herramientas de diseño inadecuadas para el diseño de este tipo de instalaciones, empleando algunas excesivamente simplistas y que no consideran ni la complejidad del comportamiento dinámico de las instalaciones y la energía solar ni las peculiaridades de las distintas opciones de diseño. Esta situación genera sistemas mal dimensionados en los que el aporte energético solar conseguido finalmente por las instalaciones no alcanza las estimaciones que se realizan durante la fase de diseño.

Desde nuestra experiencia planteamos la necesidad de emplear herramientas y modelos adecuados, empleando sistemas de simulación dinámica en los que las configuraciones calculadas coincidan con las del diseño realizado. En esa línea, hemos desarrollado el sistema TRANSOL, que contempla configuraciones clásicas de ACS y sus aspectos dinámicos para hacerlos asequibles a un usuario medio que introduzca parámetros y evitando las complejas simulaciones requeridas en TRNSYS.

En cuanto a las instalaciones de calefacción los componentes más importantes de un sistema solar son:

Cálculo:

❙ Carencia de métodos que se acerquen al comportamiento real y dinámico del problema. Aiguasol basado en TRNSYS se acercará en un 90% al comportamiento de un sistema complejo: aportación solar al sistema mal cuantificada, sólo como

90


aportación al colector sin diferenciar pérdidas antes de la aportación real al sistema.

Acumulación:

❙ Estacional: mayor radicación con menor demanda y viceversa. Existen ensayos y proyectos pilotos con distintos sistemas:

– Acumulación de agua en depósitos gigantes enterrados.– Acumulación en sólidos con sondas hasta 30 m de profundidad para parques

de acumuladores. Se consigue autonomía energética hasta inicio de septiembre incluyendo calefacción. Actualmente no resultan rentables pero queda mucho campo para la investigación.

❙ Diaria: solventar conflicto oferta/demanda diurna/nocturna. En España, en febrero con 20ºC de temperatura diurna hay demanda baja de calor, que aumenta al disminuir la temperatura en la noche incluso por debajo de 0ºC. Posibles sistemas con pilas de hormigón, etc. pero con bajo calor específico.

Calefacción:

❙ A determinar según las características constructivas de cada edificio. Por ejemplo, en España la demanda de energía para una calefacción por suelo radiante puede estar entre 70 y 90 W/m2. Alemania: 50W/m2. El diseño del edificio influye mucho en este parámetro. Son posibles modificaciones positivas por nuevo código técnico de edificación. Surge, por tanto, la necesidad de mejora del diseño energético pasivo de los edificios. Actualmente se puede conseguir una aportación renovable solar del 30-40% de las necesidades térmicas siendo optimistas.

Regulación:

❙ Solapamiento del sistema tradicional con el sistema solar. Reguladores diseñados para sistemas tradicionales de combustión. La lógica del sistema solar es distinta al tener sólo disponibilidad energética diurna. Se podría aprovechar para crear una inercia térmica en el edificio, pero los reguladores convencionales no consideran esta posibilidad. Aunque existen autómatas programables que permitirían regulaciones más sofisticadas, sus costes son elevados.

Configuración del sistema:

❙ Sistema High Flow conectado en paralelo para obtener el mejor rendimiento de captación solar. Si los colectores se colocan en serie, los últimos módulos no consiguen el rendimiento de los primeros módulos. Provocando grandes saltos

91


térmicos en grupos de colectores conexionados se pueden conseguir rápidos saltos térmicos en la fase real de aprovechamiento de la energía del sistema.

– Problemas del enfoque (hacia 12:00)– Acumuladores de ACS 300-200 l con grandes inercias: reducen pérdidas causadas

por el volumen del acumulador.– Caudales de diseño del sistema: caudal elevado consigue buen rendimiento del

campo de colectores, pero requiere tuberías mayores, mayores acumuladores, bombas más potentes, etc.

❙ Sistema Low Flow de bajo caudal. Se aporta menos caudal a campos de colectores más grandes. Se consigue un menor rendimiento de los colectores pero las simulaciones dinámicas explican que se obtiene normalmente una aportación mayor al sistema y se puede trabajar con menor potencia de bombas y diámetros de tubería reducidos que inciden directamente sobre el coste del sistema.

❙ Sistemas de caudal variable. La centralita regula las revoluciones de las bombas que varían el caudal en función de las necesidades de salto térmico.

En las instalaciones se recomiendan inclinaciones alrededor del 70% para aplicaciones de calefacción. España presenta la peculiaridad de zonas climáticas muy diferentes. En Burgos la temporada de calefacción se extiende hasta los ocho meses mientras en Almería es mucho menor. En Bilbao en invierno se llega a un 7% de la aportación necesaria. Hay un gran desfase entre demanda térmica y aportación solar.

❙ Sistema Solar Mixto: se tiene un módulo prefabricado de carga estratificada. Regula el circuito primario y en el secundario la carga del acumulador. Por la parte del consumo de producción de agua caliente se opta por producción instantánea en función de la demanda. Se limita la temperatura a 50ºC para evitar incrustaciones en los intercambiadores.

❙ Filosofía de la empresa: facilitar los montajes y su seguridad de la forma más compacta.

❙ Módulo de agua caliente: producción de 35 l/min. La demanda de un chalet se cubre perfectamente con ese módulo.

❙ Sobre regulación solar: por seguridad del sistema en verano a partir de 60ºC en la superficie de los colectores se frena la carga del acumulador, enfriando el colector para no alcanzar la temperatura de evaporación. Por la noche cuando la centralita reconoce que la temperatura del colector está 10ºC por debajo de la temperatura de acumulación, el sistema funciona al revés: se va disipando la energía sobre del acumulador a través de los colectores para conseguir estabilidad en el sistema. |❙|

CAPÍTULO IVEquipos e instalaciones fotovoltáicas

1. Introducción

Autor: Eduardo Lorenzo PigueirasTitulación: Doctor Ingeniero Telecomunicación Cargo: CatedráticoEmpresa: IES-Universidad Politécnica de Madrid

2. Tecnología fotovoltaica en BP Solar España

Autor: Juan Manuel Fernández Fernández Titulación: Doctor Ciencias FísicasCargo: Director de Tecnología de Células Fotovoltaicas Empresa: BP SOLAR

Autor: José Luis Corbacho MargalloTitulación: Doctor en Ciencias QuímicasCargo: Ingeniero Senior de DesarrolloEmpresa: BP SOLAR

3. Energía fotovoltaica, algo más que una alternativa

Autor: Francisco Ramírez JiménezTitulación: Proyectista industrialCargo: Gerente Difusión Técnica Empresa: ISOFOTON

4. El módulo fotovoltaico como elemento constructivo

Autor: Emilio Alfonso Álvarez

Titulación: Ingeniero Técnico Industrial/Master en Dirección de Marketing y Comercial (E.O.I.)Cargo: Responsable del Dpto. de Ingeniería de Clientes Empresa: Aplicaciones Técnicas de la Energía - ATERSA (GRUPO ELECNOR)

5. Instalaciones solares relevantes de Aesol. Huertasolar

Autor: Luís Gordo PalaciosTitulación: Ingeniero Técnico Aeronáutico Cargo: Director de Eficiencia Energética en EdificaciónEmpresa: ACCIONA SOLAR

6. Central Fotovoltaica Sevilla-PV

Autor: Juan Enrile MedinaTitulación: Ingeniero Industrial Cargo: Ingeniero de ProyectosEmpresa: ABENGOA SOLAR NT

Autor: Valerio Fernández QueroEmpresa: SOLUCAR

7. Central fotovoltaica Toledo-PV

Autor: Eloy Álvarez Pelegry Titulación: Doctor Ingeniero de Minas y EconomistaCargo: Director de Calidad, Medio Ambiente e I+D Empresa: UNIÓN FENOSA

95

Contabilizar la energía meramente en términos económicos ha llevado a errores significativos en el pasado. Por ello, actualmente se considera más indicado emplear unidades energéticas en sí mismas. Una pregunta fundamental sobre un sistema energético es cuánta energía es necesario invertir en él hasta que se obtiene la pri-mera unidad de energía del mismo. Así, al evaluar la bondad de una fuente energé-tica, es esencial considerar su rentabilidad energética, o la energía libre del proceso dividida por la energía que es necesario invertir para obtenerla. Para considerar a un sistema como energéticamente sostenible, es requisito indispensable que su rentabilidad energética sea mayor que la unidad. Otra variable a analizar al conside-rar la sostenibilidad de una tecnología energética es el dimensionado de su entrada energética. Es decir, es fundamental considerar de cuánta energía se dispone en la entrada y cuánto cuesta energéticamente hablando, hacer esta fuente útil.

En el caso de la energía solar fotovoltaica la rentabilidad energética se sitúa entre 4-5 unidades a lo largo de un periodo de 40 años. Este valor es semejante al que obtiene el uso de petróleo, si bien su uso se acota en el entorno de 9 meses. La ventaja de la opción solar reside en el tamaño de la fuente. Se estima que con instalar el 2% del territorio español se satisfarían todas las necesidades energéticas. Comparativamen-te, la agricultura explota el 30% de la superficie del país.

En cuanto a la situación actual, se puede decir que se está muy lejos aún de un mun-do capaz de prescindir de las fuentes energéticas de naturaleza fósil. La |Figura IV-1| recoge el caso español.

El Real Decreto 436/2004 destapó la posibilidad de venta directa de la energía producida mediante su vertido directo a la red. En el mismo se fija un valor lí-mite de potencia instalada de 150MW que una vez alcanzado llevará a la redefi-nición del marco legal y las condiciones de fomento que en él se establecen. Es decir, una vez conseguidos los objetivos del plan fotovoltaico español se tendrá un 0,3% de potencia instalada y se estará generando el 0,1% de la electricidad

Introducción

EDUARDO LORENZO PIGUEIRAS – IES-UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID

96


demandada en el país. A pesar de que esta vía implica un crecimiento anual del 30% en la potencia instalada, se evidencia la necesidad de un esfuerzo adicio-nal si se pretende conseguir que el fotovoltaico resulte un vector energético serio. Comparativamente la energía eólica, que comienza a mostrar signos de saturación, representa un 5% de la potencia instalada y un 1% de la energía producida.

|Figura IV-1| Principales magnitudes del sistema eléctrico español

La |Figura IV-2| ilustra el estado actual de la tecnología con algunas cifras de instala-ciones reales.

|Figura IV-2| Caracterización de instalaciones reales

Pinceladas de la realidad, en kWh/kW:

Toledo-PV 1.269Con seguimiento, en la “huerta solar“ de Arguedas 1.745Aparcamiento en Mallorca 1.396Terraza (la mía) en Madrid 1.000Otra terraza en Madrid 1.150Universidad de Comillas 881

De entre los proyectos que se encuentran publicados, la propia Universidad Comillas tiene una de las instalaciones más pequeñas en potencia instalada, que documenta en una magnífica página web (Ver “central solar” en http://www.iit.upcomillas.es/). En esta página se puede apreciar que la instalación produjo el año pasado 881 kWh por cada kW pico, que representa aproxima-damente un 40% menos de los 1.200 kWh por cada kW pico que se utilizan como cifra oficial. La dispersión que muestran los resultados de las distintas instalaciones es índice de que existe aún necesidad de encauzamiento de la tecnología para evitar rendimientos tan por debajo de las posibilidades exis-tentes. |❙|

El sistema eléctrico español

Total Por persona % totalPotencia instalada 50 GW 1.300 W 100Energía anual 200 TWh 5.000 kWh 100

El plan fotovoltaico (RD 436/2004)

Potencia prevista 150 MW 4 W 0,3Energía estimada 180 GWh 5 kWh 0,1

97

A continuación se presentan los trabajos de desarrollo tecnológico en energía foto-voltaica que realizamos en España, resumiendo los logros conseguidos recientemen-te y su impacto en la mejora de los resultados del proceso productivo.

El principal objetivo corporativo enfocado en conseguir un aprovechamiento viable de la energía solar es el de equiparar el coste de la energía solar fotovoltaica al precio de consumo de otras opciones energéticas. Se estima que en mercados de elevado consumo y dificultades de suministro, como el californiano o el japonés, tal paridad se alcanzará en aproximadamente una década, gracias a la reducción de costes provocada por eco-nomía de escala y los avances tecnológicos (mejora del aprovechamiento energético de la radiación solar o eficiencia de conversión); la energía fotovoltaica será entonces una opción competitiva incluso en ausencia de las subvenciones que fomentan su consumo y, consecuentemente, su desarrollo actualmente. La |Figura IV-3| ilustra tales perspectivas de reducción de costes, hacia la que se dirigen nuestros desarrollos tecnológicos.

Actualmente, operamos instalaciones de fabricación de células fotovoltaicas en Tres Cantos y de ensamblado de las mismas en módulos fotovoltaicos en San Sebastián de los Reyes (Madrid), entre otras similares en EEUU, India y Australia. Con una capacidad de producción actual de 30 MW, su potencial de expansión supera los 100 MW anuales1. Parte del desarrollo tecnológico se realiza en EEUU., aunque el producto tecnológica-mente más avanzado de la compañía es el desarrollado y fabricado en Tres Cantos.

Las tareas de I+D en Tres Cantos están dirigidas tanto a la mejora del material de partida (mediante colaboraciones con fabricantes de silicio purificado y de obleas del mismo material) como a la mejora del proceso de fabricación de células y módulos. Como logro reciente de estas actividades puede mencionarse la obtención, a finales del año 2004, del primer módulo de 190 Wp con tecnología Saturno de contactos enterrados con láser.

Tecnología fotovoltaica en BP Solar EspañaJUAN MANUEL FERNÁNDEZ FERNÁNDEZ Y JOSÉ LUIS CORBACHO MARGALLO – BP SOLAR

1 Los planes actualizados a fecha de esta edición apuntan a 500 MW anuales para el año 2010 (nota del autor).

98


|Figura IV-3| Perspectivas de coste de la energía fotovoltaica

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Solar PV costs versus retail electricity prices

Commercial

Low insolation High insolation

Retail electricity prices (2004)

Solar PV generation cost

Elec

tricit

y pric

es (U

S cen

ts/k

Wh)

Residential

1990

2004

2015

Los trabajos de desarrollo en la fabricación de células persiguen la optimización, tanto de los aspectos particulares de cada proceso individual de producción como de la correcta integración de todos ellos. Como consecuencia reciente, por ejem-plo, demostramos en 2004, a través de un laboratorio de evaluación independiente, eficiencias de conversión del 18,2% |Figura IV-4| en células fabricadas sobre obleas de silicio de 154 cm2, es decir, de dimensiones habituales a escala industrial, con la dificultad añadida de reducir la ocurrencia de defectos en un área elevada frente a la escala de laboratorio.

Adicionalmente, existen líneas de trabajo dirigidas a la mejora del aprovechamiento del silicio, mediante la utilización de obleas cada vez más delgadas. En el año 2004 se alcanzó el hito de equiparación de las industrias fotovoltaica y electrónica en cuanto a consumo de silicio purificado, para el que la capacidad de producción mundial era de unas 30.000 Tm, lo que ha dado lugar a la necesidad de optimizar el uso de una materia prima que ha pasado a convertirse en escasa, al menos temporalmente. En Tres Cantos, y a pesar de la menor eficiencia de conversión inherente al uso de un silicio más delgado, se han llegado a obtener módulos del 16% de eficiencia fabrica-dos con células de 150 micras de espesor, lo que supone una utilización del 60% del silicio empleado en la producción convencional.

99

Equipos e instalaciones fotovoltaicas | AVANCES DE INGENIERÍA

|Figura IV-4| Mejoras conseguidas en nuestras células de silicio

Ag plated contacts

Ag plated contacts Cu plating

SiN

laser cut groove p type waterAl Si alloyed back contact

n++

Procesos optimizados - Emisor - Tiempo de vida en sustrato - Velocidad de recombinación posterior - Reflectividad posterior

Células en silicio Cz estándar18,2% Eff

Confirmado por laboratorio independiente

= 10,4 µs

= 115 µs (560 µm)

Groove diffusion DOE

R^2 = 88%

Tdept_dep

160696867666

900 920 940 960 1.000980 40 50 60 70 80

n+

Por otro lado, como material encapsulante en la fabricación de los módulos se está comenzando a introducir el uso de vidrios con capas antirreflectantes que consi-guen disminuir la cantidad de energía reflejada y no aprovechada por el módulo. La modificación superficial del vidrio mediante la inclusión de una capa porosa de óxido da lugar a una mayor transmitancia para todas las longitudes de onda aprovechables por el silicio, y en particular en la banda infrarroja del espectro. La reducción que se consigue en la reflectividad de los módulos se traduce en un incremento del 4% en la potencia de salida medida en el inversor, que puede llegar al 5% en condiciones de baja irradiancia por luz difusa, en las que nuestra tecno-logía Saturno demuestra un comportamiento excepcional frente a otros módulos fotovoltaicos.

Finalmente, aunque no desarrollamos ni comercializamos actualmente produc-tos que incorporen tecnologías de concentración solar, sí colaboramos con otras entidades en el desarrollo de tales tecnologías. En particular, y en colaboración con el Instituto de Energía Solar de la UPM, entre otros, hemos demostrado la posibilidad de incorporar modificaciones a su proceso productivo y dentro de sus líneas de fabricación para obtener células utilizables en módulos de concentra-ción, con las que se han conseguido eficiencias de conversión del 18,25%, que exceden el objetivo del 17% con que se acometió el proyecto, tal y como ilustra la |Figura IV-5|. |❙|

uPCD

Life

time (

usec

)

100


|Figura IV-5| Optimización de la eficiencia de conversión en células de concentración

30

25

20

15

10

5

00,5 0,54 0,58 0,62 0,66 0,7

Depth = 32,0

Contours of Estimated Response Surface

– 16,24– 16,48– 16,72– 16,96– 17,2– 17,44– 17,68– 17,92– 18,16

Non Unif_eff

Fingers pitch

Cu th

ickne

ss

DOE de optimizaciónSeparación de surcos Espesor de cobre

Predicción del modeloEficiencia 18,4 % +

– 0,2 %

Resultados obtenidosConcentración 40x:Eficiencia media = 18,25 % (objetivos del proyecto: 17 %)Status: Fabricación de módulos y evaluación en Q3 2005

101

Nuestra compañía se dedica a la fabricación de módulos fotovoltaicos y comenzó su actividad en 1982. Actualmente la compañía es considerada líder en su sector desde diversas perspectivas, tales como la calidad de sus productos así como la capacidad de producción anual.

Nuestra fábrica se encuentra en Málaga (Parque Tecnológico de Andalucía PTA) y abarca toda la secuencia estándar de una fabricación de este tipo, tanto lo que se conoce como línea húmeda (la parte inicial dedicada a las operaciones de corte, tex-turado, dopado de boro y serigrafiado) como la sección de encapsulado, laminado y enmarcado final, con la que concluye el proceso.

La gama de módulos fabricados es amplia y va desde los 5 a los 200 Wp (Watios pico) utilizando en su fabricación células de 4, 5 y 6 pulgadas. La producción real de 2004 fue de 50 MWp y se espera concluir el 2006 con un total próximo a los 100 MWp.

Una de las aplicaciones más actuales y en boga para los módulos de mayor potencia son los sistemas fotovoltaicos para conexión a red. Cada vez más estos sistemas son instalados en entornos industriales y grandes ciudades, superando prácticas anterio-res según las cuales se empleaba esta tecnología principalmente en medios rurales.

La conexión a red consta de los elementos que muestra la |Figura IV-6|.

El sistema de conexión a red consta de un campo de paneles fotovoltaicos determi-nado que, a través de un inversor, convierte la energía eléctrica generada en ellos en corriente alterna “inyectable” en la red eléctrica, un cuadro de contadores registra la cantidad de energía entregada. De este modo se consigue ayudar a cumplir los compromisos medioambientales de fomento de las energías renovables y reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Para facilitar cumplir con estos com-promisos, existen primas para la producción de los kW “limpios”, que logran que las instalaciones fotovoltaicas sean una alternativa real y disponible.

Energía fotovoltaica, algo más que una alternativaFRANCISCO RAMÍREZ JIMÉNEZ – ISOFOTÓN

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|Figura IV-6| Sistema fotovoltaico de conexión a red

Las instalaciones conectadas a la red se dividen en tres sectores:

❙ El doméstico (unifamiliar) ha sido históricamente el típico en conexión a red por el tamaño (rara vez por encima de 5 kWp nominales).

❙ El industrial donde se dispone de mayores superficies y por ende mayores po-tencias instaladas (15, 20, 50 o 100 kWp), si bien hasta hace poco la economía y la ausencia de legislación adecuada frenaban su crecimiento. En este sector, el tinte ecológico que añade una instalación de este tipo a la imagen corpora-tiva de las empresas ha sido en muchas ocasiones uno de los impulsos para su instalación.

❙ Finalmente el último sector de presencia de estas instalaciones es el de las grandes centrales o plantas de producción energética. El precio actual del kWh generado es de 0,44 euros y ha supuesto que este tipo de instalaciones sean consideradas como atractivas opciones de negocio.

No obstante, los módulos fotovoltaicos presentan otras opciones de utilización ade-más de las ya comentadas, especialmente en un mundo con la distribución de dispo-nibilidad energética mundial que ilustra la |Figura IV-7|.

Existen zonas en el mundo que carecen de acceso a la energía eléctrica, tal es el caso de grandes zonas de Sudamérica, la mayoría de África y una gran parte de Asia.

En este sentido la energía fotovoltaica puede realizar una importante aportación mediante instalaciones de electrificación rural. Estas aplicaciones fueron además históricamente el origen de la aplicación terrestre de los módulos fotovoltaicos. En este ámbito también se pueden diferenciar dos sectores de aplicación: doméstico y comunitario.

Inversor

Contadores

Red Eléctrica

Campo fotovoltaico

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|Figura IV-7| Disponibilidad energética mundial

Seguidamente se describen someramente cada uno de estos tipos de instalación.

Los sistemas domésticos suelen ser instalaciones sencillas, generalmente de un solo módu-lo cuya potencia pico se sitúa en torno a 50-100 Wp. Suelen satisfacer demandas familiares de iluminación y radio, como muestra la |Figura IV-8|. Como ejemplo se puede considerar el proyecto Waspan, en Nicaragua. En la región de Waspan las viviendas generalmente son unifamiliares y dispersas. La carencia de electricidad impide no sólo la iluminación de los hogares, sino el desarrollo de otras actividades como educación, talleres, etc. En el proyec-to se electrificaron 1.400 viviendas con energía fotovoltaica. Las inundaciones frecuentes endurecen las condiciones de vida y la disponibilidad de energía cambia las posibilidades de este hábitat. También se electrificaron centros educacionales y de salud, permitiendo el acceso a medios como televisión y vídeo así como la utilización de refrigeradores para la conservación de vacunas.

En Senegal, en la región de Fatick se acometió un proyecto similar para 10.000 viviendas.

|Figura IV-8| Elementos básicos de una instalación fotovoltaica doméstica

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Otra filosofía de instalación es la construcción de centrales que permitan suminis-trar energía a poblaciones completas que suelen estar muy alejadas de las redes convencionales y donde las inclemencias atmosféricas abocan a su población a la emigración.

En Senegal funcionan desde hace seis años las centrales de Dionewar, Djirnda y Bassoul que tienen una potencia de 30 kWp.

También en Marruecos, en Edboukhtir e Iferd, funcionan dos plantas de 10 kWp cada una.

Este tipo de instalaciones constan todas de elementos muy semejantes: campo foto-voltaico, regulador de carga, acumulador eléctrico e inversor de corriente. Con estos elementos se consigue electrificar mediante líneas trifásicas de transporte eléctrico las poblaciones en cuestión, con una disponibilidad de suministro eléctrico de 24 horas al día. |❙|

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Introducción

Desde que el físico francés Edmund Becquerel, allá por el año 1839, observara que la energía procedente de la luz solar, al incidir en determinados materiales, estos po-dían generar energía eléctrica –efecto fotovoltaico– hasta nuestros días, la evolución de estos materiales semiconductores conocidos como células fotovoltaicas, y por lo tanto la unión de estas –agrupación a la que denominamos módulo fotovoltaico–, han mejorado considerablemente sus características técnicas y han evolucionado en función de su aplicabilidad.

Las primeras aplicaciones directas de los módulos fotovoltaicos se realizaron en la industria aeroespacial, para alimentación eléctrica a satélites. Posteriormente empe-zaron a utilizarse para proporcionar energía en aquellos lugares donde la red eléctri-ca no existía o era complicado y costoso llevarla, alimentando sistemas de telecomu-nicaciones y consumos básicos en viviendas aisladas.

En la actualidad, debido a la gran dependencia energética de los combustibles fósi-les y los problemas que estos producen en el medio ambiente, casi todos los países del mundo han adquirido compromisos políticos, tanto a nivel individual como co-lectivo (cumbre de Kioto, “libros blancos”, etc.) para reducir las emisiones de efecto invernadero y aumentar la cuota de energías renovables sobre la cuota de genera-ción eléctrica.

Asimismo, algunos gobiernos como el español, han establecido primas económicas a la denominada “energía verde” lo cual ha llevado a un notable aumento de las insta-laciones fotovoltaicas que inyectan la energía generada a la red, adquiriendo las compañías eléctricas el compromiso de compra.

En España, además contamos con el nuevo Código Técnico de la Edificación (R. D. 314/2006, de 17 de marzo) de aplicación tanto en obra nueva como en rehabilita-

El módulo fotovoltaico como elemento constructivoEMILIO ALFONSO ÁLVAREZ – ATERSA (GRUPO ELECNOR)

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ción, en el cual se establece la contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica en edificios en su capítulo III, artículo 15.5. Exigencia Básica HE-5.

Las empresas fotovoltaicas han tenido que desarrollar soluciones a las necesidades que se han planteado a lo largo del tiempo, de tal manera que, en el marco actual se está trabajando para conseguir un producto fotovoltaico que, además de producir electricidad sea capaz de sustituir elementos convencionales de construcción y pue-dan integrarse en los edificios.

El módulo fotovoltaico

Conozcamos los materiales necesarios básicos para fabricar un módulo fotovoltaico y su conformación para posteriormente ver los desarrollos y modificaciones sobre algunos de sus componentes con el fin de adaptarlo a la construcción.

Imaginémonos el módulo fotovoltaico como si este fuese un sándwich.

En la parte central colocaremos las células –el jamón del sándwich–. Como se ha apuntado anteriormente, las células han de ir conectadas entre sí de tal forma que consigamos las condiciones necesarias de tensión y potencia necesarias para su uso.

Las células más utilizadas en la industria fotovoltaica son las construidas a base de silicio, que dependiendo del proceso de fabricación empleado, serán de silicio poli-cristalino o monocristalino. En menor medida se fabrican módulos de silicio amorfo, los cuales tienen como principal ventaja un menor coste de fabricación que los an-teriores, aunque eléctricamente sufren una importante degradación con el tiempo de exposición al sol.

El queso del sándwich es nuestro encapsulante. El encapsulante se encarga tanto de proteger las células y las interconexiones de los agentes externos que pueden causar fallos en la conexión, como para estabilizar la células ante golpes o vibraciones. El encapsulante más usado es el Etil-Vinilo-Acetileno (EVA).

“La tapa” posterior proporcionará protección y cerramiento al módulo. El material más usado es el tedlar, material con una gran capacidad de no absorción de la hu-medad y que con el fin de mejorar el rendimiento de los módulos, suele utilizarse de color blanco.

En la cara expuesta al sol (tapa anterior de nuestro sándwich) se utilizan vidrios transparentes y de bajo contenido en hierro para permitir el paso de la radiación solar, siendo además templados para mejorar su resistencia y dar mayor protección a las células.

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Al conjunto vidrio-EVA-células-EVA-tedlar se le somete a un proceso de laminación, donde se someten a presión y temperatura con el fin de conseguir una perfecta compac-tación de los diferentes materiales y evitar posibles burbujas de aire entre las capas.

Para finalmente obtener lo que denominamos módulo fotovoltaico ensamblaremos un marco metálico para dar mayor rigidez mecánica y facilitar el montaje. Los ma-teriales usados en la fabricación de los marcos, suelen ser el acero inoxidable y el aluminio anodizado.

Instalaciones fotovoltaicas en edificios

Cuando empezaron a ejecutarse las primeras instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica, los técnicos se encontraban con que los módulos debían instalarse sobre edificios ya construidos y en los cuales no se había previsto el montaje de los mismos, por lo que a menudo resultaba complicado encontrar superficies o zonas con una buena orientación sur o con capacidad para alojar un cierto número de módulos. Se recurría a estructuras metálicas que se diseñaban específicamente para cada construcción.

Las situaciones y soluciones más habituales eran las siguientes:

❙ Cubierta plana. Los soportes sobre los que se montaban los módulos estaban formados por perfiles metálicos con un ángulo de inclinación sobre la horizon-tal de 30º (inclinación de máxima producción anual en la Península Ibérica) |Figura IV-9|.

El principal problema que temían los pioneros en conexión a red era la aparición de goteras. Para evitarlas, se evitaba taladrar cubiertas, empleándose como medio de anclaje de las estructuras, bancadas y contrapesos de hormigón.

❙ Cubierta inclinada. En el caso de que la vivienda dispusiera de una cubierta orientada al sur y con una inclinación próxima a la óptima de 30º (se admitían pe-queñas desviaciones en ambos parámetros) los paneles solares se colocaban en la propia cubierta |Figura IV-10|.

La fijación de los módulos era un poco más complicada, ya que al colocarlos sobre la cubierta, el espacio entre ambos no permitía la manipulación de herramienta ni el cableado de módulos. La manera habitual de proceder era colocar en la cu-bierta una subestructura que se trataba de fijar en la medida de lo posible a los muros y cumbreras (para evitar taladrar en cubierta) y los módulos eran montados y precableados en el suelo, en una segunda subestructura. Ambas subestructuras encajaban perfectamente una en la otra, por lo que bastaba con izar la segunda subestructura hasta la cubierta y ensamblarla con la que ya teníamos.

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|Figura IV-9| Montaje en cubierta plana

|Figura IV-10| Montaje en cubierta inclinada

Posteriormente y a medida que la fotovoltaica a ido creciendo en su uso y era más conocida en los diferentes sectores, se trataba de integrar en las construcciones los módulos, de forma que estos elementos, además de producir energía limpia, pudieran sustituir elementos de construcción tradicionales a la vez que no “des-entonaran” en la medida de lo posible con el conjunto del edificio. Este último considerando era complicado de ejecutar, ya que el aspecto visual del módulo prácticamente no había evolucionado: robustos marcos de aluminio y predominio del color azul o gris, que es el de las células fotovoltaicas y dan el color caracterís-tico al módulo.

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Entre estas primeras aplicaciones de integración en la construcción, podemos con-siderar:

❙ Parasoles. Es una de las aplicaciones más directas y sencillas de integrar en los edificios los módulos fotovoltaicos, en lo que estos, sustituyen un elemento –el típico toldo de lona– se consigue así una doble función: producir electricidad y sombra.

Destacar que la inclinación dada al módulo para conseguir su máxima productivi-dad energética (30º) permite que el sol entre a través de las ventanas en los meses de invierno, en los que el sol está mas bajo, y lo evita en los de verano, precisamen-te cuando menos nos interesa que entre.

❙ Integración en cubierta. Fueron las primeras consideraciones en las que se tra-taba al módulo fotovoltaico como un elemento constructivo, sustituyendo a las empleadas tradicionalmente (cubiertas de chapa, tejas, etc.). Para ello, en el dise-ño inicial del edificio, se consideraban los parámetros de orientación e inclinación óptimos de los sistemas solares así como se solucionaba la parte correspondiente al montaje y aspecto final de edificio.

En cuanto al montaje se refiere, éste se realizaba en dos fases: una, en la que durante la ejecución del forjado de la cubierta, en la que se colocaban pernos de anclaje sobre los que posteriormente y en la 2ª fase, antes de colocar la teja, se montaría la estructura soporte con los módulos. De esta manera, se conseguía de-jar al mismo nivel la parte de la teja y la del módulo, a la vez que se aplicaban los mismos elementos aislantes e impermeabilizantes.

Paralelamente se han realizado aplicaciones en las que la funcionalidad de la ins-talación no tiene tanto peso como el mero hecho de realizar montajes con carácter emblemático o significativo.

Entre este tipo de montajes podemos reseñar marquesinas para aparcamientos, en los que el módulo realiza la doble función de dar sombra y producir electricidad. Qué mejor aplicación que ésta: el sol incide directamente sobre el panel solar a la vez que evita que de el sol sobre los coches.

También se han realizado diferentes marquesinas o pérgolas con diferentes funcio-nes: sobre pistas deportivas, en parques públicos, etc., al igual que se han realizado algunos montajes singulares en los que primaban otros valores por encima de pro-ducir electricidad.

En cualquiera de los casos hablados se han empleado módulos de los denominados convencionales (cristal/tedlar blanco + marco de aluminio).

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Modificaciones en los módulos convencionales Sin ánimo de reiterarme, recordaré de nuevo que denominamos “módulos conven-cionales” a aquéllos construidos con cristal en la parte anterior y tedlar blanco en la posterior, todo ello reforzado por un marco de aluminio anodinado (color gris).

Con las políticas y compromisos que han favorecido la implantación de las ener-gías renovables a nivel mundial, (en España, R.D. 2818/1998, R.D. 1663/2000, R.D. 841/2002, RD 436/2004 y el reciente RD 314/2006 –nuevo CTE–) las instalaciones fotovoltaicas que inyectan la energía generada a la red eléctrica han aumentado con-siderablemente. Este hecho ha ido obligando a los fabricantes a modificar los dife-rentes componentes del módulo para conseguir una mejor estética e integración en las diferentes construcciones a la vez que se mejora la eficiencia.

Las modificaciones que se han ido realizando afectan a algunos de los elementos que conforman el módulo:

❙ Marcos de aluminio con perfiles que permiten camuflar las sujeciones a la vez que facilitan y estandarizan el montaje.

❙ Sustitución del aluminio anodinado por aluminio pintado con poliéster, que ade-más de presentar mejor comportamiento y durabilidad, permite el uso de diferen-tes colores con el fin de adaptarlos a la estética general del edificio.

❙ Uso de tedlar de color con fines estéticos. ❙ Empleo de tedlar translúcido, lo que permite el paso de la luz. Se juega con la dis-

tribución de las células y el tamaño del cristal para dejar pasar más o menos luz.❙ Se elimina el marco de aluminio para poder utilizar el módulo fotovoltaico como si

de un vidrio convencional se tratase.❙ Vidrios de mayor espesor para conseguir mayor resistencia mecánica que permita

la eliminación del marco (que, entre otras funciones, dotaba de rigidez al conjunto que conforma el módulo).

❙ Las cajas de conexiones reducen su tamaño.

El empleo de estas modificaciones sobre el módulo -en conjunto o por separado- ha permitido integrar las instalaciones fotovoltaicas y sustituir elementos convencional-mente empleados en la construcción por módulos fotovoltaicos, realizándose lucer-narios, muros cortina y segundas pieles.

En cualquier caso, repito, se han empleado elementos modificados del denominado convencional. Lo que demanda el sector de la construcción a la industria fotovol-taica es un material del que se conozcan todas sus características, no sólo físicas y eléctricas, sino también mecánicas, térmicas, etc., y que todos los valores estén pa-rametrizados, de tal forma que puedan diseñar y calcular como si se tratase de cual-quier otro elemento constructivo, que estéticamente permita la integración y que a

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mayores, produzca electricidad con el mejor rendimiento. Esto resulta complicado, ya que en ocasiones existen incompatibilidades.

El módulo fotovoltaico como material de construcción

Tras múltiples experiencias en diferentes tipos de instalaciones, se ha comprobado que el uso de módulos fotovoltaicos en fachadas ventiladas posiblemente sea la apli-cación más lógica como integración arquitectónica.

Ha podido comprobarse que la fachada ventilada permite la disipación del calor que se genera en el módulo, lo que hace que trabaje en mejores condiciones y mejore la producción (con el calor, esta disminuye).

Otro problema que presentaban las instalaciones de integración era cómo y por dón-de cablear. Se trataba de escamotearlos entre la perfilería o cualquier otro elemento, pero no resultaba fácil. En el caso de las fachadas ventiladas, la interconexión eléc-trica es fácil de realizar y se consigue ocultar totalmente ya que se lleva por el hueco entre módulo y cerramiento.

Una de los inconvenientes de este tipo de instalaciones es que, al colocar módulos a 90º (en vertical), disminuye la producción frente a la inclinación ideal, que recorde-mos que para España es de 30º. Este déficit se ha corregido empleando, en vez de vidrio liso, un vidrio con texturizado piramidal, el cual permite un aprovechamiento mayor de la radiación que incide sobre el módulo.

En la actualidad se ha conseguido fabricar y comercializar un módulo fotovoltaico que permite su uso en fachadas ventiladas tanto en obra nueva como en rehabilita-ción o la sustitución de piezas de porcelánico técnico habitualmente utilizadas en fachadas ventiladas. Se trata de un autentico elemento de construcción que puede sustituir a cualquier otro elemento constructivo de los empleados como cerramiento de fachadas ventiladas.

Este módulo coincide en dimensiones con las de una pieza porcelánica de las exis-tentes en el mercado, siendo compatible con el sistema de anclaje y fijación.

Pero se sigue trabajando para posibilitar mayor número de aplicaciones. Se está estudiando la posibilidad de aprovechar el calor generado mediante ventilación for-zada, alimentándose directamente de uno de los módulos. Cuanto más sol haya, el aire será más caliente y el módulo producirá más.

Se estudia también el incorporar al módulo materiales con aislamiento acústico y térmico sin que perjudique su funcionamiento.

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También se está tratando de fabricar células en diferentes colores de una forma in-dustrial, lo que facilitaría la integración, pero en la actualidad, las conseguidas tienen rendimientos poco competitivos y resulta difícil repetir los colores con exactitud.

La industria fotovoltaica es una industria joven, y aunque está madurando con rapi-dez, aún le queda mucho por desarrollar. |❙|

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Nuestra empresa lleva nueve años trabajando en el sector. Cuenta actualmente con una plantilla de sesenta personas. La central se encuentra en Tafalla (Navarra) y actualmente tenemos delegaciones en País Vasco, Madrid, Castilla-León y Canarias. Contamos con la certificación ISO9001 desde el año 2000 y somos miembro activo en diferentes asociaciones y organizaciones del sector. Por un lado, somos miembros del Comité de Dirección de la Asociación de la Industria Fotovoltaica Española, así como de la Asociación de la Industria Térmica, y por otro, somos miembros del comité de dirección y ostentamos actualmente la presidencia de la sección fotovol-taica de APPA (Asociación de Productores de Energías Renovables). Hasta hace muy poco, nuestro ámbito de actuación era principalmente Navarra, donde hemos desarrollado casi toda nuestra actividad pero actualmente estamos inmersos en una estrategia de expansión para llegar a hacer proyectos en el resto de las comunidades autónomas españolas.

Por el trabajo y la actividad desarrollada por la empresa en los últimos años, recien-temente hemos recibido algunos premios. Entre ellos, destaca una mención especial en la modalidad de energía renovable de los premios Príncipe Felipe, también el premio Sol y Paz por el desarrollo del concepto de la huerta solar que explicare más adelante. En el 2004 recibimos el premio Eurosolar, por nuestra actividad desarro-llada durante nueve años, este es un premio bastante importante para nosotros aun-que no fue directamente entregado a nuestra empresa sino a la asociación de propie-tarios de huertas solares que nosotros promovemos y que estamos desarrollando.

En diciembre de 2004 teníamos instalados cerca de 8,5 MW conectados a red y en funcionamiento, de los cuales cerca del 85% son sobre seguidores solares y también cerca de 7 MW están monitorizados con información regular de la producción que están recibiendo. En breve estará disponible una página web para que todos los usuarios y propietarios de estas instalaciones puedan consultar con su password par-ticular cómo están funcionando y que rendimiento están teniendo sus instalaciones. Somos una empresa que también hace instalaciones de energía solar térmica como

Instalaciones solares relevantes de Aesol. HuertaesolarLUÍS GORDO PALACIOS – (ACCIONA SOLAR)

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empresa instaladora, de forma que estamos trabajando en ambos sectores. Tenemos cerca de 13.000 m2 ya instalados y muchos de ellos también monitorizados. Para no-sotros es un reto a medio plazo el desarrollo en esta tecnología porque, aparte de la visión que tenemos, creemos que va a ser una tecnología con un amplio desarrollo. Una empresa de nuestro grupo tiene el empeño de incorporar el sistema de energía solar en todas sus nuevas promociones, con lo cual tenemos que darle apoyo para que esto se convierta en una realidad. Nuestra progresión ha sido grande los últimos años: en 2004 llegamos a superar los 30 millones de euros de facturación, y este año tenemos la aspiración de instalar 10 MW de potencia de módulos y seguramente podríamos llegar a instalar más si fuera posible encontrar los módulos. Pero parece que es un año especial y con 10 MW creo que podemos estar satisfechos.

Como se apunta en el subcapítulo de introducción, hay unos objetivos que se habían marcado en el año 2010 en el Plan de Fomento de Energía Renovables. Concretamente a nivel nacional, estábamos hablando de 135 MW instalados, y más concretamente en la Comunidad de Navarra en la que me gustaría detenerme un poco para ver cómo ha incidido nuestra actividad en el sector de la energía solar, eran 7,7 MW. A finales del 2004, mientras que en todo el estado español se llevan instalados y conec-tados a red unos 25 MW, en Navarra ya se han conectado e instalado a red cerca de 8,5 MW. Eso quiere decir que mientras a nivel español estamos al 19% del Plan de Fomento, cuyos objetivos seguro que se cumplirán por el desarrollo que está tenien-do ahora el sector, en Navarra estamos ya al 109% del objetivo que tendríamos que cumplir en el año 2010 y esto evidentemente es porque una empresa ha empujado muy fuerte el sector en esta comunidad autónoma y ha desarrollado un concepto de proyecto –las huertas solares– con mucho éxito y que está teniendo una gran acepta-ción tanto por los usuarios como por las diferentes administraciones.

En las instalaciones fotovoltaicas hay dos grandes aplicaciones: las aisladas de la red eléctrica y los sistemas conectados a la misma. Mientras que en las primeras la ener-gía producida se almacena en baterías y se utiliza cuando hay una demanda de con-sumo en las segundas la energía se invierte inmediatamente en la red eléctrica y se consume allí donde hay demanda. Las instalaciones aisladas constituían en el pasado la aplicación típica donde se desarrollaba prácticamente el 100% de la actividad, que tiene importancia incluso a día de hoy. No podemos olvidar que, según datos del Banco Mundial, cerca de 2.000 millones de personas que no tienen electricidad actualmente y que aproximadamente para la mitad de ellos la energía solar puede ser la única oportunidad de tener electricidad y conseguir un mínimo bienestar. Por lo tanto, se puede decir que los avances que está experimentando la energía solar en los países desarrollados también se notan en los países en vías de desarrollo.

Las motivaciones de un sistema conectado a la red son totalmente diferentes que a los de un sistema aislado. Así, mientras que en un sistema aislado la principal motivación es la necesidad de energía eléctrica, en un sistema conectado a red las

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motivaciones principalmente son medioambientales y económicas. Las medioam-bientales son producir energía limpia, evitar emisiones de CO2 y contribuir al desa-rrollo de la tecnología. El aspecto económico es fundamental ya que hay un precio firmado por este tipo de energía que varía de instalaciones de menos de 100 kW o de más de 100 kW entre 27 a 42 c€/kWh producido, con una garantía de una serie de años y con un compromiso de revisión de este precio en función del precio medio de la energía en España o el precio de referencia.

Voy a clasificar las instalaciones conectadas a la red en tres tipos de instalaciones: fijas, con seguimiento solar e integradas en edificio.

Las instalaciones fijas son aquellas en las que se utiliza una estructura convencional, en muchos casos las propias cubiertas de las viviendas, cubiertas de naves, marque-sinas de aparcamiento y en ellas se superponen los paneles fotovoltaicos. En algunos casos con más o menos integración, pero principalmente con superposición sobre un sistema fijo. Cuando hablamos de terrazas planas se puede optimizar los ángulos de inclinación y cuando son tejados ya inclinados, lo normal es aprovechar la propia inclinación de esos tejados o cubiertas. Este es un campo de aplicación con bastante desarrollo, tenemos que ser conscientes de la cantidad de tejados, de los metros cuadrados de tejados y naves industriales que hay en España perfectamente soleadas y orientadas que pueden ser el soporte de muchos megavatios a instalar en nuestro país.

En su momento apostamos por los sistemas con seguidor, consciente de que era una forma de sacarle mucho más rendimiento al panel solar. Evidentemente, un sistema conectado sobre un sistema con seguimiento en un eje tiene un coste algo mayor pero también tiene un rendimiento bastante mayor, aproximadamente un 30% más que el sistema fijo. Esto quiere decir que el periodo de retorno de la inversión pue-de verse reducido. No obstante, no en todos los sitios es conveniente ni adecuado emplear un sistema con seguidor.

En cuanto a las instalaciones integradas, es preciso entender que el concepto de in-tegración es el de sustitución de los elementos convencionales por otros elementos constructivos que ya incorporan desde su diseño las células solares. Es muy impor-tante tener en cuenta que, a pesar del desarrollo que se prevé de la energía solar en las ciudades, si no se cuida la integración puede ser peligroso, pudiendo producir rechazo de la sociedad. Por tanto, hay que cuidar bien esto desde el principio en los diseños de los edificios, de las viviendas y los elementos de mobiliario urbano para lograr que la energía solar forme parte de la cultura, de las propias ciudades y no sea un añadido a posteriori. Cuando hablamos de integración, hay que ser conscientes de que no se le puede pedir lo mismo a un sistema fotovoltaico integrado que a un sistema convencional, ya que éste forma parte de la construcción. Evidentemente, va a ser más costoso y tal vez su rendimiento sea menor, ya que no siempre vamos

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a tener cubiertas o fachadas orientadas al sur y con 30º de inclinación. Esto es una realidad, ya que es un elemento constructivo. La instalación solar no sólo es un ele-mento de costo sino que está produciendo energía. En España es muy común cons-truir fachadas acristaladas orientadas al sur; éstas tienen un rendimiento energético muy bajo y por tanto, enfriar esos edificios cuesta mucho dinero. Bueno, ¿y por qué se le exige tanto a un sistema fotovoltaico constructivo o integrados en el edificio? Es una de las preguntas que siempre nos hacemos. En cualquier caso, yo creo que los profesionales de la arquitectura e incluso las promotoras, que son los que finalmente tienen que tomar las decisiones, están cada vez más abiertos y entienden mejor este concepto, lo cual es fundamental para que este sector se desarrolle.

Nuestro Grupo construyó hacia el año 2000 una planta de 1,2 MW en Tudela la que después de la planta Toledo PV ha sido la mayor planta de producción que hay en España. Para nosotros esto fue un hecho importante porque tuvo la oportunidad de ser la empresa que realizara la ejecución e instalara esta planta. Se trataba de una oportunidad porque esta planta fue en cierto modo experimental. Este proyecto nos permitió experimentar con módulos, inversores y por supuesto desarrollar su con-cepto de seguidor solar, cuyos prototipos le han permitido tener ahora un parque de unas 1.500 unidades funcionando por toda España. Respecto de los módulos, esta planta nos permitió en su día evaluar diferentes fabricantes, diferentes tecnologías, diferentes tipos de módulos: concretamente analizamos e instalamos once tipos de módulos de nueve fabricantes diferentes con cinco tecnologías también diferentes. Esto ha sido importante para ser también conscientes de cómo esta el sector. Al mismo tiempo, también en colaboración con una empresa fabricante del sector, fue también la planta piloto la que permitió desarrollar ese nuevo inversor que ahora es uno de los que más se utilizan en toda España. Es importante comentar que en aquel momento se apostó por el seguidor, se pensó que era idóneo un seguidor en un solo eje. Actualmente estamos trabajando en nuevos desarrollos en dos ejes. Creo que ahora nadie concibe una planta de producción sin seguidor solar, pero entonces no había nadie que apostara por ello, y nosotros estamos muy satisfechos de la visión que tuvimos en su día.

Me gustaría también hablar del concepto de huerta solar. Tal fue la visión que en su día tuvimos por este concepto de plantas que registramos la visión de huerta solar y huerta aesolar. Ahora lo utiliza todo el mundo, pero tanto una marca como la otra son propiedad de la empresa, ya que en su día pensó que iba a tener el éxito que está teniendo actualmente.

A simple vista, una huerta solar parece técnicamente similar a una planta con seguidor, pero hay una diferencia entre ambas. Así, en una instalación de segui-dor convencional todas las instalaciones son propiedad de una sola empresa y la energía que se vende es la suma de todos los paneles solares que hay instalados. En la huerta solar el concepto es diferente, en tanto que la instalación no es de

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un solo propietario, sino que se venden instalaciones a diferentes propietarios, y cada uno es dueño de una instalación de 5 kW. Por lo tanto, el concepto de huerta solar es el de agrupaciones de pequeñas instalaciones fotovoltaicas en el mismo terreno que comparten los habitantes de una ciudad o de una región. Y ¿por qué el concepto de huerta solar? Para nosotros era una cosa clara que, tal y como estaba la normativa en España, pensábamos que se estaban siguiendo los pasos del mercado alemán, que empezó con el proyecto de los 1.000 tejados y luego siguió con el de los 5.000 tejados. Alemania es un buen referente y un país a seguir en estos temas. Pero se pensaba también que en España no se podía bus-car el desarrollo, sin pensar que aquí abundan menos las viviendas unifamiliares, la gente vive más en bloques de viviendas y sinceramente, no es sencillo plantear en una comunidad de vecinos un acuerdo para poner una instalación de energía solar. Por lo tanto, queríamos dar la oportunidad desde nuestra empresa a todas esas personas que les gustaría tener una instalación, que tienen todo el derecho del mundo a convertirse en productores de energía solar, a tener su instalación y generar una renta por la venta de la energía, igual que el señor que tiene un tejado o igual que el gran inversor que quiere montar una central de producción eléctrica. Además tiene la particularidad de que al ser una agrupación de instala-ciones nos ha permitido como empresa, gestionar financiaciones atractivas para estos usuarios y nos está permitiendo negociar con las administraciones ayudas fiscales adicionales a las que hay tradicionalmente. Esto está sirviendo para eli-minar barreras con las compañías eléctricas, aunque estas son cada vez menores. Esta idea nos permite una economía de escala importante, reducción de costes y al final una gestión integral. Al final, lo que estamos ofreciendo es que, además de ocuparnos de la instalación, como empresa estamos ofreciendo la gestión y la operación de la planta.

También preparamos la cuenta de resultados a final de año para que puedan hacer sus declaraciones de renta. En definitiva, les damos todo a los propietarios para que no tengan ningún tipo de preocupación. Además, las huertas solares proponen un concepto que a nosotros nos gusta, que es la generación distribui-da. Están situadas a uno o dos kilómetros de los municipios, con lo cual la ener-gía que se genera en estas plantas normalmente se consume en el municipio, con lo que estamos ahorrando en muchos casos ese transporte de electricidad por las líneas gracias a que el consumo tiene lugar en aquellos núcleos urbanos más próximos.

Actualmente tenemos 1.233 instalaciones de 1.233 usuarios diferentes, que dan lugar a una potencia instalada de 7,5 MW generando más de 13 GWh al año y dando lugar a una reducción de CO2 considerable del entorno: 12.000 toneladas de CO2/año. Para conseguir depurar esas toneladas de CO2 hubiera sido necesario plantar casi 800.000 árboles, con la extensión del terreno a la que esto hubiera dado lugar. |❙|

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Me gustaría hablar de la actividad que realizamos en nuestra empresa y también dedicar un poco de tiempo a una planta que está ahora en fase de construcción. Nos dedicamos a la energía solar con dos líneas principales, una que es la solar térmica a alta temperatura y otra fotovoltaica. En esta ocasión vamos a hablar solo de la fo-tovoltaica.

Hemos participado en el proyecto Toledo PV, a través de los helióstatos. Durante estos años se han desarrollado varios tipos de helióstatos debido a que en el contexto de la energía solar térmica se requiere mucha precisión. Estos conocimientos son los que se han trasladado a las fotovoltaicas con concentración. Ahora mismo existe un proyecto de investigación donde en vez de poner un receptor, en este caso un motor Stirling, se va a intentar sustituirlo por células fotovoltaicas. En la |Figura IV-11| se ve un helióstato con concentración cinco por donde se ven los espejos y además giran los módulos.

|Figura IV-11| Campo de helióstatos en nuestras instalaciones

Central fotovoltaica Sevilla-PVJUAN ENRILE MEDINA Y VALERIO FERNÁNDEZ QUERO – ABENGOA SOLAR/SOLUCAR

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El proyecto en Sevilla PV consta de una planta pero sería más interesante hablar de la financiación, la construcción o la producción de la misma. En este proyecto, en el que se está colaborando con AFTERSE, ISORTON, ASETE, SANT-GOBAIN y con FIMAT, se basa en dos conceptos fundamentales: primero, la concentración que entre módulos llevara dos ejes a los lados, es decir cada dos metros cuadrados de radiación se meten en un metro cuadrado y el mismo módulo produce más energía; el otro concepto es el seguimiento en dos ejes.

El emplazamiento ha sido seleccionado con las condiciones de que tenga agua, que el terreno sea llano y que se pueda acceder por carretera. Para los estudios topográ-ficos de las cimentaciones hay que valorar la situación de cada helióstato en función del relieve del terreno. Así, conviene evitar las vaguadas del terreno. Por otro lado, el diseño del helióstato conlleva ensayos en túnel de viento y algunas simulaciones aerodinámicas.

El proceso técnico de principio a fin se puede apreciar en la |Figura IV-12|, donde podemos ver el seguimiento del sol, la concentración, llegando hasta la venta de la energía eléctrica y el cálculo del balance energético mediante la pérdida y la pro-ducción esperada.

|Figura IV-12| Descripción técnica de los diferentes procesos

Lo primero que se hizo fue montar un prototipo que lleva ya casi un año funcionan-do y continúa probándose. En la |Figura IV-13| se pueden ver claramente los espejos y los módulos. Los módulos fueron medidos antes de ser instalados para ver cual era la degradación que sucedía a lo largo del tiempo.

Concentración2x

Captaciónradiación solar

Sistema de seguimiento al Sol en dos ejes

Producción de energía elécrica

en forma de corriente

continua

Conversión en corriente alterna mediante inversores

Elevación de la tensión mediante transformador de potencia

Venta a la red electrica

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|Figura IV-13| Prototipo de helióstato fotovoltaico

Otro desarrollo fue elaborar un sistema de control con coordenadas calculadas, heredado de la experiencia en energía solar térmica. Para los cálculos en casos de doble concentración se debe considerar una pérdida de la reflectividad del espejo y también bastantes pérdidas debido a que la temperatura de trabajo será más alta. Todas esas pérdidas al final hacen que el efecto de la producción suponga aproximadamente un 70% más de lo que obtendría con los dos módulos sin espejos, sin concentración. Sobre los inversores, nos decidimos por grandes inversores en lugar de emplear un inversor para el helióstato, aunque esta úl-tima opción tenía algunos inconvenientes. Para la financiación se ha hecho una sociedad-proyecto que va a ser la dueña de la planta y va a recibir el dinero de la energía generada. Esta sociedad-proyecto encarga una construcción “llave en mano”, que llevamos a cabo en Sevilla PV (empresa promotora del proyecto). La financiación se ha hecho con ayuda de bancos (“project-finance”), con capital so-cial que ha habido que poner y una subvención en una ayuda para unos terrenos. También hubo unos seguros que gestionar. La operación de mantenimiento está muy ligada, sobre todo, a los tres primeros años del contrato “llave en mano”.

Fue necesario negociar con la compañía eléctrica el punto de enganche, los permi-sos de licencia y sus correspondientes seguros, etc. El programa de ejecución fue he-cho en su día, pero tuvimos un retraso en el comienzo; entonces hubo que desplazar todas las distintas tareas. Las ventajas medioambientales y sociales de la fotovoltaica son claras en este tipo de proyectos. |❙|

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Central fotovoltaica Toledo-PVELOY ÁLVAREZ PELEGRY – UNIÓN FENOSA

Estamos operando una planta en Toledo de 1 MW. Ésta es una planta que lleva ya diez años funcionando, aunque cuando se hizo fue la segunda planta más grande que había en toda Europa y tecnológicamente representó un salto muy grande. Como particularidades podemos decir que es una planta donde se empezó a trabajar con corriente continua de 800 voltios de operación, donde anualmente se reciben mu-chas visitas y donde también se trabajan mucho las cuestiones de seguridad. Esta planta, cuando se hizo, tenía un grado de novedad importante con respecto al estado del arte del momento. Fue todo un hito en el mundo fotovoltaico y es una planta que actualmente sigue funcionando.

Toledo PV es por tanto una de las pioneras del tema fotovoltaico; trataré de dar algu-na referencia y opinión al respecto y señalaré en qué situación se encuentra ahora.

En primer lugar, hay que decir, la gestión y la operación de la planta la lleva el área de I+D dentro de nuestro grupo. Por otro lado, Toledo PV es una agrupación euro-pea de interés económico constituida por otros dos socios también muy importantes que son Endesa Cogeneración y Renovables (inicialmente fue Endesa y como con-secuencia de los cambios regulatorios y de la creación del régimen especial, paso a ser, lógicamente, Endesa Cogeneración y Renovables de la misma manera que inicialmente fue Unión Fenosa y ahora es Unión Fenosa Generación) y Harpen Aersa que es una filial de la empresa alemana RWE Energie. Realmente el proyecto lleva once años de operación desde el comienzo de la puesta en marcha de la planta y costó nueve millones de euros, lo que se corresponde aproximadamente con un millón por MW instalado. Como se ha dicho, la potencia instalada de la planta es nominalmente 1,0 MW. Fuimos, hasta la creación de la planta de Tudela, la planta más grande en España y hemos acumulado una producción de más de 14 GWh. La |Figura IV-15| muestra la evolución de las producciones y sabemos que ha sido la ma-yor central fotovoltaica en Europa hasta el año 1995. Comparada con otras plantas en el mundo, es la segunda por antigüedad tras una que existe en Estados Unidos desde 1984 y la número uno en Europa. En Europa, por potencia instalada (ha habi-

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do desarrollo de potencias de tamaños mayores) estamos en el puesto 19 de un total de más de 30 instalaciones de 1 MW o más. La planta realmente está situada en unos terrenos de Unión Fenosa, cerca de un canal que alimenta a la central hidráulica de Castrejón (Puebla de Montalbán). Este pueblo, que vio nacer a Fernando de Rojas, el escritor español autor de La Celestina, está situado a una hora y media de Madrid en una ubicación que, desde el punto de vista de la insolación, conexión a la red y situación de infraestructuras, es adecuada.

La planta cuenta con un campo de paneles de 450 kW, de fabricación alemana, con otro cam-po de paneles fijos de potencia similar y, por último, el campo de paneles móviles, capaces de seguir la declinación del sol y realizar, por tanto, una optimización de la producción.

Existe una sala de control desde donde se lleva el seguimiento de la producción y donde también están situados los inversores y los transformadores, uno por cada campo, que salen a una línea de 15 kV. También se dispone de dos pequeñas instalaciones: el laboratorio solar y la casa solar, que serán comentadas más adelante. Cada campo conlleva un inversor de tiristores, cada uno de 450 kVA con sus respectivas unidades de compensación de reactiva. Para el campo móvil se ha utilizado un inversor de IGBT de 100 kVA, que en su momento fue bastante novedoso y que nos ha hecho vivir algunas interesantes experiencias a lo largo de la explotación de la planta, pero que constituye un campo de innovación. Por otra parte, hemos instalado un pequeño laboratorio de medidas y de pruebas de equipos y paneles. Entre las distintas cosas probadas están, por una parte, los inversores (acciones en colabo-ración con las universidades de Vigo y Castilla La Mancha) y por otra, el seguimiento de las mediciones de radiación, las mediciones de paneles en explotación (colaboración con el CIEMAT) y otros muchos paneles experimentales, entre ellos uno de seguidor similar a los de Solucar. Respecto a la casa Solar, responde a un proyecto europeo de I+D con una línea de investigación de instalaciones que puedan ser autosuficientes en el sentido de que pro-duzcan calefacción, agua caliente sanitaria, refrigeración de la propia generación eléctrica y potabilización del agua. Se trata de un proyecto que ya ha concluido.

Uno de los elementos donde Toledo PV puede aportar más dentro del campo foto-voltaico, aparte de poder “presumir” con justicia de ser veteranos en este campo y por tanto de haber sido pioneros en la energía fotovoltaica en España, son los as-pectos de explotación. Los productores de paneles participaron con el suministro de los mismos, la planta tuvo en su momento subvenciones y apoyos por una parte del programa europeo y de I+D, del Banco Alemán de Desarrollo, del extinto programa PIE, Programa de Investigación y Desarrollo Tecnológico Electrotécnico (donde había un porcentaje de la tarifa que se dedicaba a sus menesteres). Ese conjunto de ayudas supuso un adecuado porcentaje de la inversión total de la planta.

A nivel de explotación, en la |Figura IV-14| se refleja cual es el nivel de la irradiancia de los diferentes campos y podemos mostrar cómo, salvo a lo largo de 1994 (año de puesta en marcha de la planta), en el resto de los años la irradiancia anual es como sigue:

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|Figura IV-14| Irradiancia anual en kWh/m2

2.5002.3002.1001.9001.7001.5001.3001.100

900700500

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Irradiancia Media Campos NK y BP Irradiancia Campos Seguimiento

962

806

2.09

62.

002

1.88

2 2.06

8

1.84

4 2.07

3

1.95

92.

068

1.96

9 2.17

5

2.01

22.

377

1.96

52.

330

1.92

42.

279

1.92

12.

246

2.01

7 2.31

2

lógicamente es mayor en los campos de seguimiento debido al aprovechamiento desde primera hora de la mañana la irradiación solar.

Por otra parte, nosotros creemos que las compañías eléctricas saben operar y mantener bien las instalaciones y como buenos operadores hemos tratado de ir mejorando la dispo-nibilidad de la planta para que fuese capaz de producir más la mayor parte de las horas del año pudiendo decir que hemos llegado a una asíntota donde es difícil optimizar más. Podemos llegar a estimar la producción anual alrededor de 1.100 MWh |Figura IV-15|.

|Figura IV-15| Producción anual en MWh

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

01994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

456

1.16

4

901

1.09

7 1.19

4

1.26

3

1.26

9

1.18

6

1.13

5

1.15

0

1.13

3

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Uno de los méritos que tiene la energía fotovoltaica, y que se utiliza para promover-la, es el CO2 que ahorra. Realmente, este es un hecho del que no cabe duda, pero si comparamos las cantidades que ahorra la energía fotovoltaica con las necesidades que tiene el sector energético y el sector industrial en España como consecuencia del protocolo de Kioto para el sector eléctrico y para nuestra empresa en particular, realmente son cantidades marginales. Así, la asignación al sector eléctrico se ha re-ducido un 10% sobre las emisiones del año 2000, que una empresa como la nuestra, con una situación de hidraucidad media y no seca –como este año– tiene que com-prar en el mercado del orden de tres millones de toneladas de CO2; por tanto, el tema de las renovables no creo que sea la solución completa.

Una de las cosas que nosotros consideramos importantes de la planta fotovoltaica es que tiene que ser un foro no sólo de desarrollo de I+D, o de aportación a la comu-nidad científica universitaria y al resto de instituciones de la experiencia de explota-ción, sino que también debe ser un centro de acogida y de visitas. Así, a lo largo de estos años se ha llegado a tener del orden de 3.000 visitantes/año.

Conclusiones

Creemos que Toledo PV como agrupación está comprometida con la energía foto-voltaica, teniendo muy claro la economía de lo que ello significa, las dificultades que supone poner en marcha estas instalaciones con esta potencia conectada directa-mente a la red.

La planta está ubicada dentro del área de I+D de Unión Fenosa, lo que muestra que consideramos que es una instalación más ligada al tema de I+D y, hoy, menos en el campo de la operación comercial. Hay que mencionar por su importancia el Laboratorio Solar, donde ofrecemos un lugar a todos aquellos que tengan interés en promover o en realizar ensayos o algún tipo de experimentación sobre energía solar. Este laboratorio es un campo de pruebas idóneo para múltiples experimentos; sus características de ubicación, instalaciones e infraestructura permiten optimizar la irradiancia y sacar el máximo partido a la irradiación. Por otro lado, fomentamos el acercamiento del público y la divulgación de la tecnología solar. |❙|

CAPÍTULO VCentrales solares termoeléctricas

1. Introducción

Autor: Manuel Romero ÁlvarezTitulación: Doctor Ingeniero QuímicoCargo: Jefe de la División de Energías RenovablesEmpresa: CIEMAT

2. La central solar PS10

Autor: Valerio Fernández QueroEmpresa: SOLUCAR

3. Central termosolar Andasol-1

Autor: Antonio Gómez Zamora Titulación: Ingeniero IndustrialCargo: Director General de ANDASOL I y IIEmpresa: ANDASOL I y II - ACS Cobra

4. Iberdrola y la energía solar termoeléctrica

Autor: Álvaro Ramos SoláEmpresa: IBERDROLA ENERGÍAS RENOVABLES

5. Energía solar térmica para generación eléctrica: estado actual y perspectiva inmediata

Autor: Juan Carlos Ballesteros AparicioTitulación: Doctor Ingeniero de MinasCargo: Subdirector de I+DEmpresa: ENDESA Generación

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El CIEMAT es un centro del Ministerio de Educación y Ciencia. Se trata del or-ganismo público de investigación más importante relacionado con la investigación energética, y donde precisamente se encuentra encuadrada la plataforma solar de Almería, que probablemente sea un buen referente para las centrales eléctricas ter-mosolares o centrales solares termoeléctricas.

La energía solar termoeléctrica se encuentra ahora mismo en nuestro país en un momento muy excitante, muy interesante, porque después de muchos años de larga espera parece que podemos estar ante el alumbramiento de nuevos proyectos co-merciales en nuestro país, en Europa y en el mundo después de muchos años con esta tecnología. Como todo alumbramiento, en el que además muchos son primeri-zos, están los problemas del primero donde, además de que no saber si va a ser niño o niña, tampoco se sabe cómo va a ser todo el parto.

Quizás el gran problema al que se enfrenta cualquier nueva tecnología renovable es que tiene, por lo menos en nuestro país, como elemento de partida, toda la experiencia de la energía eólica, y ya de entrada se va a tener a mucha gente va a demandar que no sólo hay que llegar a cumplir el mismo tipo de prestaciones, sino mejorarlas en muchos sentidos. Eso es relevante cuando se analiza cuál es la demanda que hay que cubrir.

En la |Figura V-1| se muestran los datos de una asociación europea eléctrica que se llama VGB, donde se ve en la Europa de los 25, la previsión demandado eléctrica de los próximos años. Se observa que va a haber un crecimiento importante de la demanda, sobre todo en ciertos países, como España, donde todavía hay un creci-miento económico, pero además otro problema importante es que hay que sustituir capacidad instalada. Esa capacidad instalada, en muchos casos, y pasa en España, es capacidad en carbón y de otros combustibles fósiles, por lo que si se pretende susti-tuir con otras tecnologías, como por ejemplo las renovables, se deben mantener las mismas prestaciones. Cuando se analiza el tipo de plantas y cómo se utilizan, se ve que mientras la energía eólica puede dar de promedio unas 1.700 a 2.000 horas/año,

Introducción

MANUEL ROMERO ÁLVAREZ – CIEMAT

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|Figura V-1| Previsión de demanda eléctrica en la UE-25

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Grwth1000TWh

Replacement1000 TWh

3.000

2.000

1.000

0

Fuente: VGB

2002 2020Wind 1%Other (oil, wood, waste) 8%Gas 18%Hard coal/lignite 30%Nuclear energy 32%Hydropower 11% TWh

es decir un 19, un 20%, en muchas de estas plantas de combustible fósil realmente superan las 4.000 horas. Se necesita, por tanto, no sólo dar capacidad, sino también adaptarse a la curva de demanda. Pero además, si se llega a conseguir tener cierta flexibilidad en la cobertura de la demanda, se va a producir una electricidad reno-vable, con un valor añadido adicional y que va a ser mucho mejor recibida por los clientes y por los distribuidores eléctricos.

Este es el típico caso que se observó en la última experiencia de “blockout” que se tuvo el 1 de marzo de 2005. El 28 de febrero de 2005 se produjeron unos picos de demanda eléctrica debidos a un temporal en el Mediterráneo que se combinó con una fuga en el gaseoducto de Argel y ni siquiera podían llegar los tanques a Tarrago-na. La eólica pasó de estar produciendo 4.500 MW en una sola noche, a bajar al 10% y hubo problemas de cierres de contrato de gas en algunas industrias.

Esquema fundamental de trabajo de estas plantas

Se tiene una concentración fuerte de la radiación solar, una caldera o un intercam-biador y la posibilidad de utilizar en modo térmico esa energía, lo cual permite almacenarla bien, o hibridar con otras renovables o con otros combustibles fósiles, añadiendo, de alguna manera, cierta fiabilidad al despacho eléctrico. Otro de los temas importantes es si hay abundante recurso para llegar a cubrir una experiencia parecida a la eólica, y en España lo hay. Aunque se hable de plantas que necesi-tan terrenos importantes, se puede comprobar que haciendo análisis de radiación directa normal, existen al menos cuatro grandes zonas en nuestro país donde, en

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Centrales solares termoeléctricas | AVANCES DE INGENIERÍA

principio, resulta muy atractivo introducir este tipo de plantas. Creo que con me-nos de un cinco, un seis por ciento del terreno en esas cuatro regiones, sería sufi-ciente para cubrir casi toda la demanda energética nacional, de modo que no sería un problema de falta de espacio ni de recursos. Ahora bien, ¿cuál es la situación actual? Todo el mundo, cuando se refiere a este tipo de energía solar termoeléctri-ca, siempre habla de la única experiencia en alumbramientos que fue el “parto de la bisabuela” en el año 1982 y, desde entonces, no ha vuelto a nacer ningún hijo. La experiencia siempre es muy renombrada, muy importante, hay más de 100 años equivalentes de operación comercial, es decir, nueve plantas funcionando con más de 300 MW instalados.

En California, en aquellas condiciones de radiación y de hibridación, se habla de precios por electricidad producida entre 120 y 150 $/MWh, se habla de altas efi-ciencias en la conversión, que son reportadas por los operadores en las plantas, y también se dice que, ahora mismo, la electricidad solar inyectada a red es la más barata que se produce y además con una alta disponibilidad, por encima del 99%, en operación real. Pero, sin embargo, a pesar de todo eso, cuando se analiza la experiencia de California, vemos que ha habido un negocio que se ha ido man-teniendo a lo largo de los años. Si se analiza la cantidad de energía anual que se ha ido produciendo cada año y la acumulada, se concluye que ha habido más de 1.400 millones de dólares de ventas y más de 11.000 millones de kWh producidos. Pero, a pesar de eso, la última planta fue construida en el año 1991. Y ahí sí que se ha aprendido lo importante que es que una tecnología como ésta, emergente, no esté en manos de un solo tecnólogo y de una sola industria, porque si la industria tiene problemas, se pierden una o dos generaciones en volver a intentarlo. En ese sentido, en nuestro país tenemos la ventaja de que hay más de dos agentes, lo cual diversifica de alguna manera la capacidad.

Después de todos estos años, la actividad ha comenzado de nuevo, han empezado a surgir pequeñas plantas en algunos países como Egipto, se está montando una pequeña planta en Italia, en Estados Unidos se está comenzando una planta de 50 MW en Nevada, y Abengoa ya tiene desarrollada una parte del campo de helióstatos de su primera planta. Es decir, que ha empezado en distintos puntos del mundo, tímidamente, a recuperarse la actividad.

Y nuestro país, ahora mismo está siendo un poco el polo de atracción de esta tecnolo-gía. Desde el verano pasado han empezado a aparecer algunas noticias en la prensa, relacionadas con diversas empresas que anuncian la promoción de algunos proyectos comerciales. Si se contabilizan al menos las que han ido apareciendo en distintos medios, probablemente más de 500 MW de plantas estarían en distintos estados, latentes de promoción o de comienzo de construcción en nuestro país. Esto, que no es todavía muy relevante, si lo comparamos con el estado de otras renovables, ya empieza a ser de cierto peso. El problema reside en qué retos nos vamos a encontrar en este tipo de plantas.

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Cuando se hace un análisis de como están estas tecnologías, se ve que no son tec-nologías que estén optimizadas; son las primeras tecnologías que se han decidido implantar en el mercado con un grado suficiente de conservadurismo, pero al mismo tiempo con un cierto sentido económico. Pero es evidente que hay un determinado espacio para la innovación a corto plazo, no el I+D y la investigación, sino la innova-ción más a corto plazo. En un reciente estudio que CIEMAT ha realizado para la Co-misión Europea, dentro de una hoja de ruta que se llama “Ecostar”, precisamente se han tratado de cuantificar un poco esos aspectos y al final lo que ha salido, consultan-do con las empresas, con los tecnólogos y los investigadores, es que probablemente de aquí al año 2020 sería factible llegar al 60% de reducción del coste de la electri-cidad producida, pero que eso se tendrá que conseguir combinando por un lado, en un 40% lo que sería la producción más en serie, en un 17% el aumento del tamaño de alguna de las instalaciones que se están proponiendo y en un 30% la reducción podría ser debida a la introducción de innovación tecnológica, fundamentalmente en el campo de concentración solar pero también en aspectos de almacenamiento e intercambio de calor en las calderas. |❙|

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Nuestro comienzo en la actividad de promoción de plantas termosolares fue en el año 1999, con el lanzamiento de la planta PS10. En este tiempo se han hecho mu-chas cosas, y se ha cambiado de tecnología varias veces hasta llegar al modelo de-finitivo de planta. En la actualidad tenemos una planta de 11 MWe, que es PS10, que ya está construyéndose: todos los pedestales del campo de helióstatos ya están puestos. Son 624 helióstatos en una superficie de aproximadamente 55 ha.

Además, tenemos lanzados otros 90 MW, con permisos ya concedidos, para la cons-trucción de dos plantas de 20 (PS 20 y Aznarcóllar 20, de torre y de la misma tec-nología que PS10, |Figura V-2|) y una de 50, de tecnología cilindro-parabólica, cons-tituyendo así 90 MW adicionales que con PS10 hacen más de 100 megavatios, que constituyen la primera fase del Plan Estratégico.

|Figura V-2| Esquema de una central termosolar de torre

1 - Receptor2 - Campo Helióstatos3 - Torre4 - Almacenamiento5 - Generador vapor6 - Turbo alternador7- Condensador8 - Línea eléctrica

1

2

34

5

76

8

La central solar PS10VALERIO FERNÁNDEZ QUERO – SOLUCAR

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Nuestra actividad en energía solar termoeléctrica comienzan como colaboraciones en la construcción de la Plataforma Solar de Almería en los años ochenta. Se hicie-ron facetas para ambos campos de helióstatos, y en la torre se montó el receptor de vapor sobrecalentado de inicio de la planta. Posteriormente se siguieron desarrollan-do actividades, junto con CIEMAT, para tecnologías solares. Ya en los años 1994 a 1995, a iniciativa de SODEAN (Sociedad de Desarrollo Energético de Andalucía), se empiezan a promover los proyectos Solgás y Colón-Solar, promovidos por empre-sas de Andalucía, Ercisa y Sevillana Electricidad, que posteriormente fue Endesa, y para ello se empezaron a estudiar aportes térmicos en forma de vapor saturado a ciertos procesos industriales. En un caso era un proceso industrial que necesitaba vapor y en otro caso era un aporte de vapor saturado a una caldera de recuperación de un ciclo combinado.

Ninguno de estos proyectos tuvo un final feliz, pero participamos en ellos, y pu-dimos desarrollar algunos componentes, como fue el helióstato Colón 70, que se instaló en la Plataforma Solar de Almería y que fue el inicio de nuestra actividad en solar térmica. Con el cierre del proyecto Colón-Solar, decidimos continuar con estos desarrollos en los que ha participado, sobre todo en el desarrollo de helióstatos y comienza a promover, ya en los años 1988 a 1989, la planta PS10.

La planta PS10 es una planta de torre y campo de helióstatos y se basa, específica-mente, en el uso de los helióstatos que se habían desarrollado |Figura V-3|.

|Figura V-3| Esquema de la central PS10

PS10

Para dar continuidad a las actividades de I+D y poder aprender más en con-junto de lo que es la tecnología, se participó durante muchos años, y de hecho se sigue haciendo, en proyectos de concentración termosolar en las diferentes tecnologías: generación directa de vapor en la plataforma solar de Almería y generación directa o con aceite. Estos proyectos introducían una componente de competencia en el mercado de los colectores cilindros parabólicos, que en esta época era muy cerrado. Todos los componentes es-taban en manos de empresas israelíes y alemanas. Con idea de introducir una cierta competencia en este mundo, se desarrolló el EUROTRAF junto con

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CIEMAT. Y se desarrolló también la tecnología de discos parabólicos con motor Stirling. Posteriormente, se prosiguió con el desarrollo de los heliós-tatos, y se desarrollaron los modelos San Lúcar 90 y San Lúcar 120. El San Lúcar 90 es un modelo evolucionado del Colón 70 en el que se incrementaba la superficie. Aún con esa superficie, en el año 2000 no había todavía tarifa para la solar termoeléctrica, pero si había una tarifa que podía intuirse: eran los 12 c€/kWh generado, frente a los 18 actuales, lo que supone un 30% más. Entonces, se dio paso a la creación de un helióstato más grande para reducir costes, el San Lúcar 90, y posteriormente, como no salían las cuentas todavía, se dio paso al San Lúcar 120. Ambos helióstatos están en la Plataforma Solar de Almería, donde se han ensayado y validado.

En tecnologías de generación de vapor, para la turbina que genera la electri-cidad finalmente en el generador eléctrico, se comenzó con el desarrollo de receptores volumétricos de aire. De hecho PS10, en su inicio, tenía un recep-tor de origen alemán volumétrico metálico –con unas mallas en la superficie absorbedora, donde incidía la radiación solar y se calentaba a muy alta tempe-ratura–. Al absorber el flujo de aire a través de estas mallas, se conseguía que el aire llegase a temperaturas en torno a 700ºC y con este aire caliente, en un generador de vapor, se conseguía generar vapor sobrecalentado a 460ºC para la turbina de vapor. La tecnología se llamaba tecnología PSA. Es un receptor que ha estado funcionando muchos años en la plataforma solar de Almería y era caro. Con objeto de introducir también competencia en el sector, se desa-rrolló un receptor volumétrico cerámico, que es el receptor Solair 3000. Este receptor cambia simplemente las mallas metálicas por mallas cerámicas, lo que permite trabajar a más altos flujos y además la circulación de aire se hace de forma distribuida con lo que el rendimiento puede verse incrementado. En todo caso, PS10 llegó a tener toda su ingeniería desarrollada con este tipo de receptores, con el volumétrico de mallas metálicas y con el volumétrico cerámico. Sin embargo, cuando se pidió ya la oferta definitiva sobre el coste de estos componentes, que incluían no solamente el receptor sino también un generador de vapor y un sistema de almacenamiento térmico, los números no volvieron a salir, por lo que se tuvo que deshacer el camino andado y pensar en nuevas soluciones.

Hemos participado, y estamos participando, en algunos proyectos de concentración fotovoltaica en el entorno de la baja concentración 2x, la media concentración 30x y la alta concentración 1000x. Son proyectos en los que participa muy activamente CIEMAT-Plataforma Solar de Almería o CIEMAT-Instituto de Energías Renova-bles de Madrid, y desde luego, los programas marco de la Comisión Europea. Se ha participado también en proyectos de desalación por energía solar térmica y en otras iniciativas, pero vamos a terminar ya con un poquito más de detalle de la planta PS10.

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PS10 finalmente abandonó las tecnologías de aire para centrarse en una tecnolo-gía en la que no había pensado, que es una tecnología hasta el momento mucho más barata, la generación directa de vapor. De hecho, los proyectos Colón-Solar y Solgás ya consideraban esta generación directa de vapor saturado. Lo único es que en el proyecto Solgás el vapor saturado se aportaba a un consumo térmico de calor que no importaba que fuera vapor saturado, y en el proyecto Colón-Solar el vapor saturado era introducido en la caldera de recuperación de calor de los gases de escape de una turbina de gas, sobrecalentándose en esa caldera de recupera-ción. De momento no se puede sobrecalentar el vapor en la central solar, produ-ciéndose vapor saturado, y por eso no se había seleccionado la tecnología de vapor saturado, porque la ley anterior no permitía el uso de gas para ningún concepto. Se decidió dar el paso de utilizar el vapor saturado en la turbina y, aunque no es una fórmula demasiado habitual en plantas pequeñas, sí se usa en las grandes como las nucleares y, sobre todo, lo único que tiene como desventaja es una pérdida de rendimiento por una turbina más robusta, de mayores inercias, porque tiene que aumentar las condensaciones en las últimas etapas, pero es posible a costa de un poco de descenso de rendimiento. Una vez seleccionada la tecnología del vapor saturado se lanzó, en junio del año pasado, la construcción de la planta PS10 con un acto de puesta de la primera piedra, y desde entonces la planta ha estado con muy intensa actividad en la construcción.

En la |Figura V-4| se ve el ciclo de PS10: un campo de helióstatos concentra la radiación solar sobre el receptor, que genera vapor saturado y va a una turbina de vapor. Del condensador se vuelve al receptor y, en el medio, vemos un tanque de almacenamiento térmico que emplea la tecnología de agua a presión, es decir, se está generando vapor saturado a 45 bares y 257ºC y se puede llenar el tanque de almacenamiento con agua a presión en el entorno de esa presión y de esa temperatura. Cuando se quiera utilizar energía del tanque de almacenamiento, lo único que se hace es abrir las válvulas y se va descargando bajando la presión, funcionando con la turbina en presión variable, sin ninguna dificultad. Evidente-mente, estos tanques de agua a presión a 40, 45 bares, son robustos y puede ser que no sea la tecnología de almacenamiento más barata, pero se han selecciona-do unos tamaños de almacenamiento bastante pequeños, en el entorno de una hora a producción media de la turbina, lo cual permite cubrir perfectamente los transitorios solares y no utilizar el almacenamiento, por ejemplo, para despla-zar la producción en horas nocturnas, que no se puede hacer con esta primera aproximación.

En primer lugar, lo que se pretende es estar seguros de que el concepto general de planta funciona, que se integran bien los sistemas campo de helióstatos, receptor, turbina y luego más adelante en sistemas de almacenamiento mayores, si es que es necesario, porque si se pudiera combinar con gas para suplir ciertos momentos, tampoco sería completamente necesario.

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|Figura V-4| Ciclo termodinámico de la central PS10

Solar Receiver SteamDrum

Turbine

11.0MWe

Condenser0,06 bar, 50ºC

Steam Storage System

Steam40 bar, 250ºC

Heliostat Field

La |Figura V-5| muestra el campo de helióstatos de la planta PS10. Es un campo de helióstatos de 624 unidades de 120 m2 cada una, es decir, aproximadamente, 75.000 m2 de espejo, que concentran la radiación solar en un receptor de unos 200 m2. La concentración media viene a ser de 300 kW/m2 en el receptor. El helióstato que se desarrolló en San Lúcar 120, con su sistema de control basado en autómatas pro-gramables, es una solución muy robusta completamente industrial; no se ha querido desarrollar nada específico, sino trabajar con autómatas que se han programado y cuando ha sido necesario se ha depurado el programa. Con tarjetas hubiera sido, a lo mejor, más barato, pero hubiera requerido mayor esfuerzo en el desarrollo inicial. En el futuro es una de las opciones para reducir costes.

|Figura V-5| Campo de helióstatos de la central PS10

-500 -400 -300 -200 -100 100 0.0 200 300 400 500

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0,0

[m]

[m]

138


El estudio de los mapas de flujo sobre el receptor indica que cuando éste funciona a plena potencia inciden sobre él en torno a 55 MW térmicos de energía: parte de la energía va al sistema de almacenamiento y parte de la energía va a generar 11 MW de potencia eléctrica; por otra parte, cuando el sol no está a medio día con alta radiación presenta flujos variables. El receptor ha sido diseñado para que sea capaz de manejar estas variaciones de flujo con total normalidad y con soluciones bastante sencillas y comerciales. La empresa que está desarrollando toda la energía y, ahora, la fabricación del receptor es TÉCNICAS REUNIDAS que ya participó haciendo el receptor original de la Plataforma Solar de Almería. |❙|

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Central Termosolar Andasol IANTONIO GÓMEZ ZAMORA – ANDASOL I Y II (ACS COBRA)

Andasol I es la primera de las dos fases que estamos promoviendo en la provincia de Granada. Se trata de una central termosolar con una capacidad nominal de 50 MW y que, en 2004 estaba en fase de tramitación de los últimos permisos.

El principio de una central de éste tipo se muestra en la |Figura V-6| y consiste en la concentración de energía de la radiación solar directa a través de una superfi-cie cilindro-parabólica en unos elementos receptores, en éste caso unos tubos para transmitir la energía a un fluido térmico que posteriormente se lleva a un ciclo de generación de vapor con turbina y alternador convencional.

|Figura V-6| Seguimiento solar de los captadores cilindro-parabólicos

Paso diario del sol de Este a Oeste

ReflectoresCilindroParabólicos

Tubo Absorbedor Radiación Dire

cta

En este tipo de conjunto de concentradores se habilita un sistema de seguimiento del sol cuya finalidad es la concentración máxima de energía en el foco.

140


En las centrales Andasol I y Andasol II se distinguen tres partes:

❙ Campo solar.❙ Almacenamiento térmico, formado por dos tanques metálicos con sales fundidas

para almacenar energía que sobra durante el día y que se puede aprovechar cuan-do baja la radiación.

❙ Ciclo de vapor que tiene una caldera de apoyo con quemador de gas natural.

En cuanto al campo solar, en Andasol I se va a ocupar una superficie de 195 ha, que representa unas 270 veces el campo Santiago Bernabéu, en donde se van a disponer 156 lazos paralelos formados por cuatro elementos de 150 metros de lon-gitud. La unidad fundamental es un submódulo de doce metros, en el que están dispuestos:

❙ La superficie reflectante parabólica (es muy importante que su forma se ajuste perfectamente a una parábola para que el rendimiento de recepción y transmisión sea lo mayor posible).

❙ Los tubos absorbedores que son los que transmiten la energía reflejada al fluido térmico.

❙ La superficie metálica que va a conseguir dotar de rigidez a todo para no afectar al rendimiento de producción de la planta.

Como elementos complementarios se habilitan sensores de posición e inclinación que actúan sobre unos mecanismos hidráulicos para lograr el adecuado seguimiento del sol.

Uno de los elementos fundamentales de la planta son los espejos, de forma parabó-lica curvados en caliente, y que suponen uno de los elementos principales en cuanto a la tecnología que posee la planta. En su fabricación se parte de un vidrio cuya de-nominación comercial es “optiwhite” que es un vidrio blanco con una transmisividad mayor del 98% en el que posteriormente se disponen unas capas reflectivas de plata y cobre y unas resinas protectoras que evitan que se dañe la capa protectora que confiere cierta resistencia mecánica al conjunto, sobre todo en caso de inclemencias del tiempo tipo granizo donde las resinas permiten resistir impactos de granizo de hasta 23 metros por segundo de velocidad.

Otro de los elementos fundamentales son los tubos absorbedores, que concentran la energía reflejada y la transmiten a un fluido que va a estar funcionando entre 292 y 392ºC. No se supera la temperatura antes indicada ya que no existen fluidos en el mercado que garanticen la no degradación del mismo por encima de 400ºC de ahí que aunque supondría aumento del rendimiento no se utilice. En Andasol se van a disponer de 92 km de estos tubos, lo que da una idea de lo extensivo del proyecto. Son tubos de acero inoxidable alrededor de los cuales se dispone un tubo

141


de vidrio en el que se practica el vacío, en primer lugar para hacer de invernadero evitando la irradiación y también para minimizar las pérdidas térmicas, ya que aunque la temperatura del fluido esté en 392ºC, la temperatura externa del vidrio está en 60ºC.

En cuanto al sistema de almacenamiento, existen unas horas centrales del día en que la radiación es mayor, en que la energía térmica que entrega el campo solar en forma de fluido a 392ºC es mucho más grande que la que podemos aprovechar en la turbina. En esos periodos se procede a circular parte de ese fluido térmico a través de unos intercambiadores de calor de carcasa y tubos, donde el fluido térmico cede calor a unas sales que circulan por el secundario entre dos tanques, uno frío (291ºC) y uno caliente (384ºC). En cada tanque, que tienen 36 metros de diámetro y 14 de altura, se van a disponer 28.000 m3 de una mezcla eutéctica de nitrato de sodio y nitrato de potasio de manera que hace de almacén aprovechando su energía de cam-bio de fase. Esto representa una manera de que la planta funcione 7,5 horas a plena carga sin radiación externa, con lo que el funcionamiento de la planta se garantiza a lo largo de la tarde e incluso noche sobre todo en verano. La capacidad de almace-namiento térmico de los tanques es de 1.000 MW.

Este sistema de almacenamiento da una garantía importante en las planificaciones de energía eléctrica que se van a entregar a la red a pesar de los problemas técnicos que supone todo el trasiego de sales, drenajes, etc.

El ciclo de vapor es un Rankine convencional, con las siguientes características téc-nicas: vapor sobrecalentado a 100 bar con una turbina de condensación y potencia nominal de 50,49 MW.

El marco legal de estas centrales permite quemar una cierta cantidad de gas al año como apoyo a la generación, y eso es importante desde el momento en que éstas centrales van a poder vender no solo con tarifa fija, sino también en el mercado eléc-trico. Desde este punto de vista, gracias a este apoyo se va a poder programar con bastante fiabilidad la energía que se va a vender a la red.

Las características de los emplazamientos de las centrales, como se dijo anterior-mente, estarán en la provincia de Granada ocupando 195-200 ha cada una. Se dispone de un punto de conexión de 400kV a la red eléctrica con una subestación cercana a unos once km. El suministro de agua es a través de pozos locales. Se dispone de 510.000 m2 de reflector. El rendimiento radiación-producción de vapor es de un 43%. El rendimiento radiación-producción de energía eléctrica es del 16%.

En la |Figura V-7| se da la previsión de producción de Andasol I, reflejándose la curva de carga en la |Figura V-8|. |❙|

142


|Figura V-7| Previsión de producción de la central Andasol I

300

250

200

150

100

50

0Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Radi

ació

n No

rmal

Dire

cta [

kWh

por m

2 y m

es] 30.000

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

0

Elec

tricid

ad G

ener

ada [

MW

h/m

es]

9.204

13.392

16.888 16.681

26.001

20.331

14.00611.741

5.710

3.0994.111

25.028

|Figura V-8| Curvas de carga diferenciando verano-invierno de la central Andasol I

60

50

40

30

20

10

0

Pote

ncia

[MW

]

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

Verano Primavera Otoño Invierno

Hora del día (h)

143

Iberdrola y la energía solar termoeléctricaÁLVARO RAMOS SOLÁ – IBERDROLA ENERGÍAS RENOVABLES

Somos la sexta eléctrica europea con apuesta clara por las energías renovables y tecnologías emergentes como la solar termoeléctrica, la asociada a las olas y la de los parques eólicos “off-shore”.

Esta actividad se desarrolla no sólo en España, sino que Iberdrola está comprando y promocionando centrales renovables también fuera del territorio español, como en Francia, Brasil, Inglaterra y recientemente en Grecia.

Estamos trabajando para incluir las renovables en el sistema energético mejorando la eficiencia de las mismas. Tenemos instalado el CORE (Centro Permanente de Operaciones de Energías Renovables) en Toledo, dirigido a integrar las energías re-novables que tiene en el sistema. En este centro se recibe la información de todas las plantas de renovables que tenemos, minihidraúlicas y eólicas, y se permite controlar dichas plantas mediante un sistema de telemetría y telecomando.

Estamos también viendo tecnologías emergentes aparte de la termoeléctrica como la energía de las olas, donde se está iniciando un proyecto pionero en Santoña con-sistente en boyas que tienen una turbina cada una con una potencia de 125 kw por boya; el proyecto cuenta en total con diez boyas. El emplazamiento está a 1.500 metros de la costa y la extensión total del proyecto será de 2.000 m2.

La tecnología termoeléctrica recurre a la concentración solar para elevar la tempe-ratura de los fluidos. Como sólo se puede concentrar radiación directa, estas tec-nologías recurren a sistemas de seguimiento, habiéndose implantado tres tipos de soluciones: colectores cilindro-parabólicos, de torre central y los discos parabólicos para accionar motores Stirling |Figura V-9|.

144


|Figura V-9| Tecnologías de colectores de concentración

TECNOLOGÍAS TERMOELÉCTRICAS

Reflector

Absorber Tube

Solar Field Piping

Central Receiver

Heliostats

Receiver/Engine

Reflector

Cilindro-Parabólico

Torre central Disco Stirling

En cuanto al sistema de torre central, la concentración está entre 200 y 1.000 veces, se utilizan seguidores en dos ejes y se concentra la radiación en una torre.

Los discos parabólicos Stirling concentran en un foco caliente la radiación y median-te un receptor (con seguidor de dos ejes) y un intercambiador se calienta fluido, el cual a alta presión y temperatura se expande a un motor de ciclo Stirling y se genera electricidad. Los prototipos existentes son de 10 y 25 kW, llegando a alcanzarse con-centraciones entre 1.000 y 4.000 veces.

Los concentradores cilindro-parabólicos sólo tienen seguimiento en un eje. La con-centración es de entre 30 y 80 veces. Existen dos tipos de tecnologías: la HTF y la generación directa de vapor. En la HTF se calienta un fluido intermedio (aceite), mientras que en la otra el calor procedente del sol calienta el agua directamente, transformándola en vapor. La radiación incide en el espejo reflectante, y del espejo incide en el tubo concentrando la radiación hacia el aceite en el caso de la HTF o el agua en el caso de la generación directa de vapor.

En el Plan de Fomento de las Energías Renovables se establece llegar a los 200 MW de potencia solar en el 2010, habiendo una previsión de elevar esa cifra a 500 MW debido a la demanda de proyectos de promoción. La aprobación del RD 436, que mejora las primas a las plantas termosolares así como la modificación de diciembre

145


de 2004, que ya establece un marco de hibridación para estas plantas con combusti-ble fósil, hace que sean rentables.

Nuestra posición frente al mercado solar es de promoción de varias plantas, instalan-do varias estaciones meteorológicas y utilizar las medidas de satélites para analizar radiaciones en distintas zonas. Con estos datos se desarrollan correlaciones entre las distintas medidas obtenidas en las distintas estaciones y las medidas mediante satélite. En las distintas estaciones se incorporan equipos como el perirreómetro para medir la radiación directa, el piranómetro para medir la radiación global y el termohidrómetro para medir humedad relativa y temperatura, así como equipos para medir velocidad de viento y dirección. Tener datos fiables es muy importante para poder predecir el funcionamiento posterior de la planta, así como establecer el año metereológico.

Estamos analizando los riesgos tecnológicos de este mercado que aún no está desa-rrollado, entre otras causas, por la falta de profesionales bien preparados. Además, se estudia en detalle la problemática de los tubos absorbedores, las estructuras de los espejos y el almacenamiento térmico. Se optimizan tamaños de planta y las posi-bilidades de la generación directa de vapor.

En cuanto a las plantas HTF, se están promocionando plantas tipo consistentes en superficies de 250 Ha con un campo solar de 488.000 m2, bloque potencia de 50 MW, un almacenamiento de 6,9 horas y una producción anual de 3.100 horas equi-valentes, aunque estos datos pueden variar dependiendo del tamaño y del almace-namiento de cada planta.

En cuanto a la generación directa de vapor, difiere del HTF en que el sistema de al-macenamiento y el generador de aceite desaparecen ya que los colectores hacen de propio generador de vapor. Estamos trabajando en varios proyectos de éste tipo. |❙|

147

Energía solar térmica para generación eléctrica: estado actual y perspectiva inmediataJUAN CARLOS BALLESTEROS APARICIO – ENDESA

Dentro de la electricidad de origen solar se dispone de dos sistemas básicamente: los sistemas fotovoltaicos (fuimos promotores de la planta fotovoltaica mayor de Europa en su día, que es el megavatio eléctrico de Toledo, junto con Unión Fenosa y Air B, la eléctrica alemana) y los sistemas térmicos. Dentro de éstos últimos básicamente se distinguen dos tipos: los campos solares y la tecnología de disco Stirling. Los campos solares, sean espejos o colectores, permiten producir vapor que se expansiona en turbinas de forma similar a como ocurre en una central térmica convencional. Un aspecto positivo es que se pueden diseñar para almacenar energía, pudiendo operar más horas al día. En cuanto a la tecnología de disco Stirling, que consiste básica-mente en concentradores solares de diseño circular parabólico, donde se calienta un fluido y éste se expansiona en un motor de combustión externa.

Nos vamos a centrar en la energía solar térmica, que es el tema de este capítulo. El recurso energético solar en España es muy amplio, debido a que la radiación solar incrementa su valor a medida que se baja en latitud terrestre. En este sentido, Es-paña es un país con muy buenos valores energéticos. Se pueden contar del orden de 1.200 a 1.500 horas equivalentes a plena carga y existen municipios en nuestro territorio con lugares amplios no utilizados, en agricultura principalmente, que son factibles para instalar plantas de varias decenas de megavatios de potencia. La ne-cesidad de agua de refrigeración puede ser una restricción en este tipo de plantas, si bien en la mitad sur del país existen nudos en la red eléctrica donde se podrán conectar plantas de pequeña potencia sin necesidad de plantearse el incremento de infraestructuras eléctricas en transporte y distribución. Dentro de la generación so-lar termoeléctrica, la producción de electricidad mediante un ciclo térmico de vapor alimentado por energía solar, se piensa que es una de las alternativas de aprovecha-miento de energías renovables que menor nivel de comercialización ha alcanzado hasta el momento. El Plan de Fomento de las Energías Renovables incluye un capí-tulo específico dedicado a este área, fijando el objetivo de instalación de este tipo de plantas en 200 MW eléctricos para el año 2010. Se piensa que se va a conseguir este objetivo e incluso ampliarlo a 500 MW.

148


|Tabla V-1| Potencia eléctrica por áreas tecnológicas

1990 ** 1998 1999 2000 2001* 2010

Hidráulica (>10MW) Potencia (MW) 16.553,0 16.220,9 16.378,9 16.378,9 16.399,3 16.570,9 Producción (GWh/año) 23.481,4 32.079,7 23.580,6 27.356,1 38.991,3 31.128,8

Hidráulica (<_10MW) Potencia (MW) 611,8 1.511,9 1.548,4 1.582,1 1.618,7 2.229,7

Producción (GWh/año) 2.139,5 5.615,3 4.419,4 4.449,9 4.872,7 6.912,1

Eólica Potencia (MW) 6,6 834,8 1.476,7 2.274,4 3.243,0 8.974,1 Producción (GWh/año) 13,2 1.438,2 2.612,8 4.797,6 6.689,0 21.537,8

Biomasa*** Potencia (MW) 106,0 141,8 147,5 150,3 167,0 1.896,8 Producción (GWh/año) 615,9 771,4 818,9 841,0 969,1 13.949,1

Biogás Potencia (MW) - 33,2 41,2 46,2 51,3 78,0 Producción (GWh/año) - 195,1 252,9 290,7 328,1 546,0

Residuos Sólidos Urbanos Potencia (MW) 27,2 94,1 94,1 94,1 94,1 262,1 Producción (GWh/año) 139,2 585,8 660,3 667 ,0 667,0 1.845,8

Solar Fotovoltaica Potencia (MW) 3,2 8,7 9,4 12,1 15,7 143,7 Producción (GWh/año) 5,7 13,1 14,1 18,1 23,5 217,8

Solar temoeléctrica Potencia (MW) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 200,0 Producción (GWh/año) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 458,9

Total Potencia (MW) 17.307,8 18.845,5 19.696,4 20.538,0 21.589,1 30.355,3 Producción (GWh/año) 26.394,9 40.698,6 32.359,8 38.420,5 52.540,8 76.596,4

*Datos provisionales.** Datos de energía hidroeléctrica relativos a centrales > y <_ 5 MW.*** En 1990, Biomasa incluye biogás.Los datos de potencia eólica incluyen la nueva potencia en proyectos eólicos-fotovoltaicos.Fuente: IDAE.

En la |Tabla V-1| se puede apreciar la evolución de potencia prevista para el 2010 en general de todas las renovables, y ya en particular, en la penúltima fila se aprecia que la potencia solar termoeléctrica para el 2010 será de 200 MW, apreciándose también que hoy en día no hay prácticamente nada.

Dentro de las tecnologías de generación solar termoeléctrica existen dos: las de me-dia temperatura y las de alta temperatura. Las de media temperatura están basadas

149


en colectores de cilindros parabólicos, y las de alta temperatura son centrales de concentración y torre integradas por campos de espejos orientables.

Dentro de los sistemas térmicos basados en un ciclo termodinámico, se tienen los sistemas de conversión térmicos con receptor central, los sistemas de recep-ción térmica con receptores distribuidos y los sistemas de recepción híbridos, que combinan un calentamiento solar con un ciclo de gas adicional o cualquier otro.

Sistema de conversión térmico con receptor central

Consiste en un espejo dotado de helióstatos, que dirigen y concentran la energía del sol sobre un receptor central situado en lo alto de una torre. Los helióstatos se desplazan controladamente de forma individual o por grupos siguiendo al sol en la mayor parte de su movimiento diurno y, en el receptor, la energía se absorbe en un fluido circulante que puede ser agua u otro medio que pasa el calor a un ciclo de Rankine. El sistema puede incorporar almacenamiento térmico para las horas de noche o donde haya predominio de nubes. Responden básicamente a un esquema del tipo reflejado en la |Figura V-10|.

|Figura V-10| Esquema de una central de receptor central

Torre

T

Condensador de Contacto

G

Campo Solar de helióstatos

Torre de Condensación

Acumulador

150


Tecnología de colectores cilíndricos parabólicos

Este concepto se contrapone al de receptor central. En vez de centenares de espejos enfocando hacia el colector central, el sistema térmico está disperso o distribuido. Se emplea un gran número de colectores llamados concentradores y cada concentrador enfoca la energía que recibe en su propio receptor, o calienta localmente a un siste-ma fluido de transporte térmico. Básicamente estos sistemas son de dos tipos: con foco lineal o con foco puntual.

Aspectos económicos de la energía solar

La inversión específica en la construcción de centrales es muy elevada, oscilando entre los 3.000 a 4.500 €/kW instalado. La primera razón es la necesidad de una gran superficie de captación. Se necesita mucha superficie por MW de potencia instalada (entre 2 y 4 ha/MW).

La energía solar también depende de la disposición de los receptores y de la radia-ción que exista en el emplazamiento. Esto, además, supone un volumen importante de materiales de soporte y una amplia superficie de los captadores, siendo otro fac-tor limitante el bajo rendimiento de la transformación solar. Desde que la radiación incide hasta que se produce la electricidad neta, se está hablando de un rendimiento que oscila entre el 8 y el 18%, más o menos y dependiendo, lógicamente, de las tecnologías. También es preciso que se alcance un gran avance en el desarrollo de nuevos diseños, materiales, proceso de concentración, etc. Queda bastante por in-vestigar con el objetivo final de reducir la superficie de captación y los costes. Las horas equivalentes a plena carga se podría decir que estarían entre las 1.500 y 1.600 horas anuales, lo que implica un elevado coste de generación, que se está compen-sando con las primas, con los reales decretos que regulan en régimen especial (el RD 436/2004 y el RD 2531/2004 que corrige al anterior en algunos puntos).

Nosostros, en tanto que usuarios de tecnología, vemos un gran potencial de desa-rrollo a medio o largo plazo. España tiene unas condiciones muy buenas para la ubi-cación de este tipo de plantas, sobre todo en el sur y, por tanto, se están analizando todas las tecnologías. Este análisis es dual, desde el punto de vista técnico y econó-mico. Se busca la propiedad de la planta y su operación. También Endesa tiene un espíritu claro de apoyo a la tecnología nacional. En este sentido somos socios de la Asociación Protermosolar, al parecer va a ser importante un encuentro entre empre-sas eléctricas, usuarios, fabricantes… donde poder analizar varias propuestas que se nos hagan en un futuro y poder también actuar en este sentido. |❙|

CAPÍTULO VIMarco regulatorio, legislación y financiación

1. Introducción

Autor: Valeriano Ruiz Hernández Titulación: Doctor Ciencias FísicasCargo: DirectorEmpresa: Instituto Andaluz de Energías Renovables

2. Visión desde el IDAE

Autor: Julio Artigas Cano de Santayana Empresa: IDAE

3. Visión desde la Agencia Local de Energía de Sevilla

Autor: Enrique Belloso Pérez Empresa: Agencia Local de la Energía de Sevilla

4. Visión desde la Asociación Solar de la Industria Térmica

Autor: Juan Fernández San José Titulación: Ingeniero IndustrialCargo: PresidenteEmpresa: Asociación Solar de la Industria Térmica (ASIT)

5. Visión desde la Asociación de la Industria Solar Fotovoltaica

Autor: Javier Anta FernándezTitulación: Ingeniero IndustrialCargo: PresidenteEmpresa: Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF)

153

Confusión, improvisación, desorganización, desorientación

A nivel de la Unión Europea, existe una gran confusión a nivel normativo. Así, se tienen los libros verdes y blancos (se habla en singular del Libro Verde y el Libro Blanco, pero en realidad hay dos de cada clase); una gran cantidad de directivas, todas muy interesantes pero en exceso en cuanto a número; muchos programas y planes pero, sin embargo, no hay una política energética común en la Unión Euro-pea, no hay una decisión común de toda la Unión Europea que ponga en claro cuál es el modelo energético en el que estamos encaminados. Se vislumbra sobre todos esos documentos uno que en mi opinión es muy interesante, uno de los libros verdes que recomiendo a los que tengan interés por el tema de la política energética de la UE. Estudiarlo a fondo es sumamente sugerente.

En España existen numerosas leyes, la más graciosa de todas es la Ley de la Con-servación de la Energía, del año 80 (ese es el primer principio de la termodinámica, aunque echo en falta el segundo principio en el Boletín Oficial del Estado); o la Ley del Sector Eléctrico que, desde luego, para las renovables ha sido muy importante con la introducción del concepto de régimen especial, etc., y toda la normativa de-rivada: decretos, planes, Plan de Fomento de Energías Renovables, Código Técnico de Edificación, RITE, E4, y otros. Se echa en falta algo más, algo que englobe un poco todo y es una ley de calidad de la energía o ley de conservación en el sentido exergético de la energía (salió ya el segundo principio).

Además, cada comunidad autónoma tiene su propio planteamiento, su propia política específica, etc. Y al final está el nivel local, que últimamente está resultando tremenda-mente activo: ayuntamientos que han puesto en marcha sus célebres ordenanzas, mag-níficas ordenanzas, algunas de ellas mejores que otras. Como un ejemplo claro de éstas se podría citar la ordenanza del Ayuntamiento de Sevilla, que siendo una ordenanza ejemplar lo difícil es hacerla cumplir, pero en el papel está muy bien. En ese orden de cosas también han proliferado las agencias locales y provinciales de energía, etc.

IntroducciónVALERIANO RUIZ HERNÁNDEZ – INSTITUTO ANDALUZ DE ENERGÍAS RENOVABLES

154

AVANCES DE INGENIERÍA | Energía solar: estado actual y desafíos tecnológicos

Puede verse, pues, que la situación normativa está bastante confusa y sería muy deseable que se produjera una coordinación de todas las iniciativas.

La energía solar en España

La situación en España puede calificarse de lamentable, penosa, pues a pesar de innumerables esfuerzos no acaba de despegar. Esta situación de precariedad se tras-lada hasta los datos, discrepando los del IDAE de otras entidades. Aunque esto no sea excesivamente importante, sí da una idea de la situación general, dejando claro que estamos muy por debajo de nuestras capacidades y de nuestras posibilidades desde todos los puntos de vista, tanto desde el aprovechamiento del recurso como de nuestra capacidad tecnológica. El IDAE estima que en térmica de baja tempera-tura hay instalada una superficie de captación de 700.000 m2, y una potencia de 37 MW en fotovoltaica. La |Figura VI-1| y la |Tabla VI-1| muestran datos de instalaciones solares en el mundo.

|Figura VI-1| Instalaciones solares térmicas en diversos países del mundo (m2 por cada 1.000 habitantes)

700

600

500

100

300

200

0

Austria

AlemaniaGrecia

Italia

Portugal

España

Australia

IndiaIsr

aelJapón

Turquía USA

100

En mi opinión, las cifras reales son bastante más bajas, quizás el 25% (en términos coloquiales, diría aquello de “lo que te diga aquel divídelo por 4 y réstale 40”), pero insisto en que da igual, lo importante es que claramente estamos muy por debajo en nuestras posibilidades y que tenemos que hacer un gran esfuerzo, que en mi opinión se va a producir.

155

Marco regulatorio, legislación y financiación | AVANCES DE INGENIERÍA

se va a producir.

|Tabla VI-1| Potencia fotovoltaica acumulada instalada en diversos países. 1992-2003 (MW)

Fuente: IEA Photovoltaic Power Systems Programme

Country 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

AUS 7,3 8,9 10,7 12,7 15,7 18,7 22,5 25,3 29,2 33,6 39,1 AUT 0,6 0,8 1,1 1,4 1,7 2,2 2,9 3,7 4,9 6,6 9 CAN 1 1,2 1,5 1,9 2,6 3,4 4,5 5,8 7,2 8,8 10 CHE 4,7 5,8 6,7 7,5 8,4 9,7 11,5 13,4 15,3 17,6 19,5 DNK 0 0,1 0,1 0,1 0,2 0,4 0,5 1,1 1,5 1,5 1,6 DEU 5,6 8,9 12,4 17,8 27,9 41,9 53,9 69,5 113,8 194,7 277,31 ESP 4 4,6 5,7 6,5 6,9 7,1 8 9,1 9,12 16,03 16,04 FIN 0,9 1 1,2 1,3 1,5 2 2,2 2,3 2,6 2,7 3,1 FRA 1,8 2,1 2,4 2,9 4,4 6,1 7,6 9,1 11,3 13,9 17,2 GBR 0,2 0,3 0,3 0,4 0,4 0,6 0,7 1,1 1,9 2,7 4,1 ISR 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,4 0,4 0,5 0,5 ITA 8,5 12,1 14,1 15,8 16 16,7 17,7 18,5 19 20 22 JPN 19 24,3 31,2 43,4 59,6 91,3 133,4 208,6 330,2 452,8 636,8 KOR 1,5 1,6 1,7 1,8 2,1 2,5 3 3,5 4 4,8 5,4 MEX 5,4 7,1 8,8 9,2 10 11 12 12,9 13,9 15 16,2 NLD 1,3 1,6 2 2,4 3,3 4 6,5 9,2 12,8 20,5 26,3 NOR 3,8 4,1 4,4 4,7 4,9 5,2 5,4 5,7 6 6,2 6,4 PRT 0,2 0,2 0,3 0,3 0,4 0,5 0,6 0,9 1,1 1,2 1,7 SWE 0,8 1 1,3 1,6 1,8 2,1 2,4 2,6 2,8 3 3,3 USA 43,5 50,3 57,8 66,8 76,5 88,2 100,1 117,3 138,8 167,8 212,2

Total 109,9 136,2 163,9 198,6 244,7 314 395,7 520 725,8 990 1.327,7

En el discurso de envestidura, nuestro actual presidente del Gobierno, D. José Luis Rodríguez Zapatero, manifestó claramente su apoyo a las energías renovables, del cual cito textualmente: “En materia de energía me limitaré a señalar nuestra opción por fomentar el recurso a energías alternativas que permitan reducir las emisiones de ga-ses de efecto invernadero, de acuerdo con el Protocolo de Kioto, y, progresivamente, abandonar la energía de origen nuclear”. Es de esperar que esta declaración se cum-pla, y por tanto, que funcionen todos los mecanismos que un gobierno de un país como el nuestro tiene en su mano para hacer realidad el fomento del uso de energías que él llama alternativas, y que yo me permito corregirle diciendo renovables.

Expectativas

Al hablar de las expectativas, parece de justicia empezar recordando el pasado, y en éste hay que resaltar la importancia de la Plataforma Solar de Almería, centro de formación y experimentación de iniciativas que en estos momentos están cuajando. Es agradable ver que se produce de nuevo un entusiasmo por el tema y comprobar

156


que están presentes muchas de las empresas que estaban también en aquella época. Y claro, tecnólogos hay muchos, pero gracias a la Plataforma Solar de Almería, pode-mos recurrir ahora a los muchos ingenieros que se han formado en estas tecnologías a lo largo de todos estos años en sus instalaciones.

También, en plan anecdótico, señalar que sí hay solar térmica conectada a la red de Endesa: 10 kW, con un rendimiento de un 20%. Hay que recordar que las pri-meras máquinas de vapor tenían un rendimiento del 0,73% y que ahora estamos en el principio del desarrollo de esta energía, por lo que alcanzar ya en el 20% es un buen comienzo. Quiero decir también sobre esto que la necesidad de agua para la refrigeración puede ser un tema importante, pero se dispone de una tec-nología que no la requiere, que es precisamente el disco parabólico con el motor Stirling. Una de las grandes cosas que tiene esa tecnología es que es muy modular y se puede colocar en muchos sitios donde, efectivamente, la necesidad de agua es significativa.

En cuanto al tamaño de la planta es importante ubicarlo en el contexto de un sistema eléctrico que está evolucionando, y debe evolucionar más con la idea de la generación distribuida. Ahí tiene mucho más sentido que en grandes centrales de 300 a 1000 MW. Seguramente tendrá más sentido si pensamos en unidades más adaptables al sistema, y yo creo que iremos caminando y que ya se está im-pulsando este nuevo modelo desde la Unión Europea. Por tanto, éste va a ser un proceso en el que no hemos hecho más que empezar, sin dar la sensación de que no hemos hecho nada antes ni de que hemos terminado. Al revés, yo creo que estamos en un proceso de gestación en el que se van viendo las primeras roturas de aguas.

Y, para terminar, la idea de la hibridación. Parece haber empeño en machacar la idea de almacenamiento térmico. Personalmente, a mí como termodinámico no deja de parecerme una situación “poco elegante”. Yo prefiero la idea de la hibridación con otras fuentes energéticas almacenables, sean fósiles o renovables, pues es lícito es-tablecer un camino de transición hacia la solar pura de alta temperatura en el que colaboren con ella otras energías almacenables sean del tipo que sean, que permitan reducir costes y faciliten así el despegue de la tecnología.

Como un argumento, para mí demoledor, a favor de la apuesta por la energía solar en España, quiero cerrar este breve subcapítulo con el mapa de radiación solar anual de Europa, que se indica en la |Figura VI-2|, en el que la situación de nuestro país respecto al recurso queda patente. |❙|

157


|Figura VI-2| Mapa de irradiación solar anual en Europa

Global Irradiation: year [kWh/m2] METEONORM 4.0

Region: Europe

950 .. 10001000 .. 10501050 .. 11001100 .. 12001200 .. 13001300 .. 14001400 .. 15001500 .. 16001600 .. 17001700 .. 1750

60

55

50

45

40

35

-10-5

0 5 10 1520

25

30

Fuente: Meteotest

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Visión desde el IDAEJULIO ARTIGAS CANO DE SANTAYANA - IDAE

Introducción

En el contexto actual, hablar de marco regulatorio o normativo de la energía solar no es posible sin considerar las aplicaciones de solar térmicas, la de fotovoltaica y el Código Técnico de la Edificación, y todo bajo el denominador común de las ayudas que la Administración plantea para promover su desarrollo. Así los tres temas a de-sarrollar a continuación serán:

❙ Ayudas públicas en energía solar.❙ Requisitos mínimos de aplicación de las secciones HE4 y HE5 del Código Técnico

de la Edificación.❙ Ordenanzas solares y beneficios fiscales.

Las ayudas públicas

Con relación a las ayudas publicas, comenzaremos por analizar el cuadro de la |Tabla VI-2| en el que se muestra la evolución desde el año 2000 de los fondos que hasta el año 2004 ha gestionado el IDAE para aplicar tanto en energía solar térmica como en energía fotovoltaica, gran parte de los cuales han sido aportados por el Ministerio de Industria, y en menor parte por el Ministerio de Economía.

Con el año 2000 se inicia la última era de ayudas de IDAE, empezando con la energía solar térmica, aunque anteriormente existieron otros programas. En la |Tabla VI-2| apa-recen reflejados los metros cuadrados de instalación que se han presentado a solicitud de ayudas, los metros cuadrados de instalación a los que se les han aprobado ayudas y, por último, los metros cuadrados de instalación que se han ejecutado, teniendo en cuenta que aquí se recoge únicamente lo correspondiente a los años 2000, 2001 y 2002 en el caso de la energía solar térmica y 2001 y 2002 en el caso de energía solar fotovoltaica. Los datos correspondientes a los años 2003 y 2004 están pendientes de certificación.

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|Tabla VI-2| Ayudas públicas en el período 2000-2004. Los datos de 2004 son provisionales. Los proyectos realizados no incluyen los años 2003 y 2004

Solar térmica (2000-2004)

Número de Sperficie Inversión Ayuda Energía sustituida instalaciones [m2] [M€] [M€] [tep/año]

Presentados 6.238 302.308 165 49 22.069Aprobados 4.240 207.750 116 38 15.166Realizados 1.525 69.282 33 13 5.058

Solar fotovoltaica (2001-2004)

Número de Potencia Inversión Ayuda instalaciones [MWp] [M€] [M€]

Presentados 9.515 115 790 164Aprobados 4.963 42 325 65Realizados 871 7 40 13

Las diferencias entre los datos consignados para cada tipología de superficie sur-gen como consecuencia de que algunos proyectos que son aprobados luego no se materializan en una instalación real, pues pedir ayuda es algo realmente sencillo y algunos luego no han tenido detrás un proyecto que se haya ejecutado. Este, entre otros motivos, ha dado lugar a que a partir del año 2003 los fondos del IDAE se ha-yan asociado a los fondos del ICO (Instituto de Crédito Oficial), para configurar una línea de financiación, de manera que el esquema clásico de conceder ayudas a fondo perdido, que una vez concedida no es fácil seguir su aplicación al proyecto concreto, se transforma ahora y pasa a concederse un crédito o préstamo.

Lo que realiza el IDAE, que está empezando a ser una realidad en la que denomi-namos línea 2005, es aplicar una amortización parcial inicial de la financiación. Las características generales del nuevo sistema de financiación ICO-IDAE se traducen para el solicitante en:

❙ Una simplificación en la tramitación de la ayuda, ya que nos salimos un poco de los cauces administrativos más convencionales.

❙ Más flexibilidad a la hora de los plazos para terminar los proyectos. ❙ Un apalancamiento a su vez porque a los fondos del IDAE se suman otros fondos

del ICO.

Así, a través de esta línea de mediación se pone a disposición del titular de la instala-ción cierto volumen de dinero con un coste financiero bastante interesante.

En la línea ICO-IDAE del año 2005 se diferencian a su vez tres apartados o tres líneas diferentes, una dedicada a la energía solar; otra dedicada al resto de energías renovables y eficiencia energética, en la cual hay una gran variedad de tipologías

161


pues caben proyectos de biomasa, de ahorro eficiencia energética, etc.; y una tercera línea, y esta es la novedad, de innovación energética; línea que, como luego veremos, tiene su repercusión económica y que pretende impulsar proyectos que supongan un cierto avance tecnológico y que produzcan pues nuevos sistemas de energías re-novables y de eficiencia energética.

En cuanto a la tramitación, intervienen 4 agentes:

❙ El propio solicitante.❙ La entidad financiera (es decir, los bancos).❙ El ICO.❙ El IDAE.

Así, en este esquema, a diferencia de años anteriores, la solicitud se realiza a través de la entidad financiera que lo remite al ICO y éste a su vez la remite al IDAE; y recorriendo el camino inverso le llegan al solicitante las noticias sobre su préstamo y sobre su financiación de IDAE. La |Figura VI-3| esquematiza el proceso.

|Figura VI-3| Esquema de tramitación de la línea ICO-IDAE para el año 2005

Madrid, 13 de mayo de 2005Fuente: IDAE

INST

ALA

DO

R

SOLI

CIT

AN

TE

ENTI

DA

D

FIN

AN

CIE

RA

ICO

IDA

E

Solicitud

Aprobación prestamo

Aprobación finaciación

Comprobación ICO

Comprobación IDAE

Remisión solicitudes (25/semana y línea)

Remisión solicitudes

Evaluacción en 30 días hábiles

Aprobación ayudas

Línea Solar

Línea de innovación

Línea de EE yER

Plazo de presentación de solicitudes

Desde firma Convenio ICO-Entidades Beneficiarias hasta

1 Octubre o 1 de Noviembre para línea de innovación

Las condiciones generales de la línea resultan más simplificadas respecto a otros años en los que era más complicada, estaba más compartimentada y había más casos par-ticulares dependiendo del tipo de proyecto. Así, a la convocatoria de ayudas se puede presentar cualquier tipo de persona física o jurídica, disponiendo de un plazo de dos años para la realización del proyecto, el préstamo puede alcanzar el 80% de la inversión o coste de referencia –o, como se llamaba en otros años, coste máximo financiable–, el préstamo máximo es de 6 millones de euros por beneficiario y año, excepto para la energía solar fotovoltaica en que son 600.000 euros para una instalación conectada a la red y solo hay una posibilidad de presentar una solicitud por beneficiario y año.

162


|Tabla VI-3| Costes de referencia solar fotovoltaica

Cuantía de la ayuda por Tecnología Coste de referencia 1.000€ de préstamo/% de ayuda respecto al 100% proyecto

Eólico-solar (mixtas) 8 €/Wp 375 €/30%

Fotovoltaica no conectada a la red 12,6 €/Wp (con concentración) 375 €/30% 8,1 €/Wp (sin acumulación)

Fotovoltaica conectada hasta 10 kWp 7 €/Wp 250 €/20% 7,7 €/Wp (con seguimiento solar)

Fotovoltaica conectada de más 10 kWp 6 €/Wp 125 €/10% 6,6 €/Wp (con seguimiento solar)

Fuente: IDAELos proyectos de innovación admitirán incrementos de hasta el 50% del coste de referencia.Los proyectos de demostración de ayuntamientos tendrán un 20% más del coste de referencia

|Tabla VI-4| Costes de referencia solar térmica

Tecnología Coste de referencia Cuantía de la ayuda por 1.000€ de préstamo/% de ayuda respecto al 100% proyecto

Térmica: Sistemas prefabricados 1.160 €/kW 375 €/30%

Térmica: Sistemas prefabricados Hasta 14 kw 1.160 €/kW Mas de 14 kw 1.015 €/kW 375 €/30% Aplicaciones especiales 1.450 €/kW

Solar de concentración: Termoeléctrica 2.625 €/kW 187,5 €/15% Térmica 315 €/kW

Fuente: INMLos proyectos de innovación admitirán incrementos de hasta el 50% del coste de referencia.Los proyectos de demostración de ayuntamientos tendrán un 20% más del coste de referencia

En cuanto a los plazos de amortización, se puede optar entre ocho años (incluido uno de cadencia) o diez años (con uno de carencia), y el tipo al que las entidades de crédito con fondos del ICO ponen a disposición el dinero será el Euribor + 1%.

Hay una serie de costes de referencia según las topologías, tal como muestran las |Tablas VI-3| y |Tabla VI-4|. Sobre esos costes de referencia, el IDAE aplica una ayuda que supone un porcentaje diferente según el tipo de tecnología del que se trate. Para el caso de la energía solar fotovoltaica, la ayuda supone el 30% en insta-laciones mixtas aisladas eólico-solares o instalaciones fotovoltaicas no conectadas.

163


Para el caso de instalaciones conectadas de hasta 10 kWp, el 20% y si son de más de 10 kWp, el 10%.

También el coste de referencia varia en función de otros parámetros, como pueden ser en el caso de la energía solar fotovoltaica si tiene o no seguimiento, y si tiene o no acumulación.

Los proyectos de innovación admiten incrementos en el coste de referencia de hasta el 50% sobre los que aquí se indican, precisamente por el hecho de ser de innova-ción, y para el caso de proyectos de demostración de ayuntamientos, el 20%.

En el caso de la energía solar térmica, este año el coste de referencia aparece refe-rido a kW, en lugar de referido a m2, y las ayudas son el 30% en el caso de térmica de baja temperatura y del 15% en el caso de concentración, empleándose frecuente-mente en diversos ámbitos internacionales la equivalencia 1 m2 ~ 0,7 kW.

La dotación económica de lo que son las aportaciones de IDAE al conjunto de las tres líneas es de 60 millones de euros, de los cuales trece van para la línea solar, seis para la fotovoltaica y siete para térmica. Para el resto de las líneas de eficiencia, 35 y para la línea de innovación doce millones euros, con posibilidad de redistribución una vez que llegue la fecha asignada para ello y que se vea dónde hay remanentes y dónde hay carencias.

El Código Técnico de la Edificación

El Código Técnico de la Edificación (CTE) surge como consecuencia de la Ley 38/99 de Ordenación de la Edificación. En esta ley se autoriza al Gobierno para que reglamente un nuevo texto que derogue todas las que son normas básicas de la edifi-cación, aunque conviva con otro tipo de reglamentaciones como es el reglamento de baja tensión o el de Instalaciones Térmicas en Edificios (RITE) que, por otro lado, también está en revisión.

El nuevo CTE está en la línea de los códigos semejantes europeos, dando un enfo-que más prestacional que prescriptivo, es decir, respondiendo más a qué hay que conseguir o adónde hay que llegar que a cómo hay que llegar. De manera que, de esa forma, se da más cabida al desarrollo tecnológico y a que, para conseguir una misma consecuencia, se puede llegar a través de diferentes soluciones.

En estos momentos, el CTE está prácticamente pendiente de decisión. Tras su mar-cha a Bruselas, su paso por las comunidades autónomas y después de haber recibido algunos comentarios adicionales, contamos con que salga en los próximos meses.

164


El CTE se ocupa de aspectos de seguridad y de habitabilidad en la edificación, y dentro del apartado de habitabilidad uno de los aspectos es el de ahorro de energía, en relación con el cual hay en total cinco líneas con una serie de exigencias:

❙ La primera es una excepción sobre la banda energética, que está bastante desa-rrollada, habiéndose hecho un trabajo bastante importante por la Universidad de Sevilla.

❙ La segunda se refiere a instalaciones y dentro de ella, lo que son rendimientos de instalaciones, se refiere al RITE. Un RITE que, como decía antes, está en proceso de revisión, especialmente en los temas relativos a la eficiencia energética.

❙ La tercera se refiere a la iluminación, existiendo una sección dedicada a esta lí-nea.

❙ Las líneas cuarta y quinta se refieren a la energía solar, desarrollándose ésta en dos secciones, una de energía solar térmica y otra de energía solar fotovoltaica. Referente a la energía solar térmica, el CTE marca por un lado lo que es la con-tribución solar mínina a la que hay que llegar, es decir, cuanto hay que aportar. Así, el CTE plantea unas hipótesis de cálculo, es decir, especifica el aporte solar al que hay que llegar, pero no nos dice de qué demanda debemos partir según la zona climática en la que estamos; estas son dos variables que influyen en esa contribución solar y que sirven como hipótesis de cálculo. Y por último, incorpora unas prescripciones técnicas de energía solar que, debido a que el RITE y el CTE tienen ritmos diferentes, se han introducido en éste último unas prescripciones de obligado cumplimiento que garanticen técnicamente las instalaciones de energía solar, al objeto de que no haya una reglamentación del alcance del CTE que esté desnuda de energía solar, como está ahora la legislación a nivel estatal.

La exigencia del CTE se establece en su sección HE-4 en los términos siguientes:

❙ Siempre que haya una prescripción de consumo de agua caliente sanitaria es nece-sario que se incorpore energía solar hasta alcanzar un determinado aporte.

❙ También, en el caso de una piscina cubierta en la que sea necesario el calentamien-to del agua, la climatización del agua de la piscina debe realizarse con un determi-nado aporte de energía solar térmica.

Existen en el CTE una serie de situaciones en las que se permite reducir el aporte solar de energía térmica. Tales son los casos en que existe otra fuente de energía re-novable que cubre ese aporte, que típicamente podrían ser la biomasa o la geotérmi-ca, o cuando se puede cubrir ese aporte mediante cogeneración o fuente de energía residual externa a la propia instalación de generación del edificio. Es decir, no valen recuperadores de calderas o recuperadores de maquinas de climatización. También, cuando el edificio no cuente con acceso al sol por sombras de otros edificios o por la orografía, cuando en el caso de rehabilitación el edificio tenga una configuración que no permita incorporar toda la superficie de captación, cuando la normativa

165


urbanística lo impida, y cuando el edificio tenga un carácter singular y gozando de una protección histórico-artística el órgano competente así lo dictamine. En todos estos casos hay que plantear medidas que conduzcan a soluciones energéticamente equivalentes, que en el caso de energía solar térmica se corresponderían con aisla-mientos u otras soluciones que vayan por la vía térmica.

También el CTE respalda, de alguna manera, lo que son las ordenanzas municipales a nivel jurídico, ya que habla de la posibilidad de complementarse con estas orde-nanzas municipales, que luego comentaremos brevemente.

La exigencia en cuanto a aporte mínimo anual de la energía solar térmica (es decir, la fracción entre los valores anuales de la energía solar aportada al consumo y la de-manda energética anual, obtenidas mes a mes) varía entre el 30 y el 70%. Menos del 30% es muy poco, sería muy poco relevante, incluso en las condiciones más desfavo-rables en cuanto a aplicación, y más del 70% podría suponer en algunas zonas cierto riesgo de sobrecalentamiento.

Con respecto al combustible sustituido por el aporte solar, simplificándolo mucho, en cuanto a eficiencia energética se consideran dos casos, hay que separar lo que es el consumo eléctrico por efecto Joule, en el cual se es más exigente precisamente por su baja eficiencia desde el punto de vista energético, del resto de los combusti-bles líquidos y gases.

La contribución se establece a través de unos porcentajes sobre la demanda total en función de la zona climática y de la demanda total del edificio, de manera que a mayor demanda del edificio o conjunto de edificios la exigencia es mayor; si tenemos una climatología más favorable la exigencia también es mayor.

Para el cálculo de la demanda, existen dentro del CTE unas tablas de consumos unitarios, cuya temperatura de referencia es de 60º, ya que es la que marca la legis-lación en el decreto de la legionelosis para todos los usos, excepto para el doméstico, que está fuera del ámbito de dicho decreto, por lo que en esta aplicación se puede diseñar con otra temperatura.

Hay una fórmula para adaptar esa temperatura de diseño, que se recoge en una norma UNE recientemente aprobada, y en ella se supone que en todos los casos el edificio tiene ocupación plena, salvo en edificios de uso turístico, en los cuales puede haber actividad hotelera de temporada con desequilibrios más grandes. Así, a efec-tos de calculo, dentro de un mismo recinto se agruparían diferentes proyectos que puedan tener lugar en diferentes viviendas, con diferentes usos, etc.

En cuanto a la climatología, se ha dividido el territorio en cinco zonas, echándose mano de una fuente homogénea a nivel de España. Tal como se ve en el mapa de la

166


|Figura VI-4|, se plantean cinco zonas en función del mapa de radiación solar global anual sobre superficie horizontal con unos intervalos, de manera que las zonas que-dan delimitadas por las isolíneas.

|Figura VI-4| Zonas climáticas, H en kWh/m2

• La Coruña

• Lugo

• Orense• Pontevedra

• Oviedo

• León

• Zamora

• Salamanca • Segovia

• Valladolid

• Palencia• Burgos

Santander Bilbao• •

San Sebastián•

• Vitoria • Pamplona• Logroño

• Lérida• Zaragoza

• Tarragona• Barcelona

• Gerona

• Teruel• Cuenca

• Guadalajara•

• Madrid

• Toledo

• Ávila

• Cáceres

Ciudad Real • • Badajoz

Córdoba • • Jaén• Sevilla• Huelva • Granada Almería

• • Cádiz

Murcia•

• Alicante

• Valencia

• CastellónPalma deMallorca

• Albacete

• Soria

• Huesca

Santa Cruz deTenerife Las Palmas de

Gran Canaria CeutaMelilla

Málaga•

Zona V

Zona V

Zona IV

Zona V

Zona VZona V

Zona IV

Zona V

Zona IV Zona I

Zona III

Zona IV

Zona I

Zona III

Zona III Zona IV

Zona I Zona IIZona IIIZona IVZona V

Fuente: INMZona 1, H<3,8 | Zona 2, 3,8<H<4,2 | Zona 3, 4,2<H<4,6 | Zona 4, 4,6<H<5 Zona 5, H>5

Con objeto de predecir el impacto asociado a la reacción del CTE se ha realizado un estudio en el que se ha supuesto que, en principio, el código técnico se va a publicar en los próximos meses –a mediados de 2005–, y es muy probable que des-de su publicación hasta su entrada en vigor lleve doce meses de plazo, con lo que estaríamos situados en ese estadio a mediados del 2006. Teniendo en cuenta que en ese momento ya tendrían que empezar a entregarse los proyectos edificatorios con las exigencias del código técnico, y que esos edificios se construirían aproxi-madamente en 18 meses, estaríamos ya a finales del 2007, con lo cual nos que-darían tres años (2008, 2009, 2010) dentro del marco del Plan de Fomento cuyo plazo de horizonte es hasta el 2010. Para esos tres años, suponiendo que el ritmo edificatorio marchara en torno a 450.000 viviendas/año, pensamos que el impacto que puede tener el código técnico es del orden de 2.500.000 m2 en esos tres años, siempre bajo esas hipótesis.

En cuanto a la energía solar fotovoltaica, el desarrollo en el CTE es muy parecido. Úni-camente señalar que aquí la exigencia, en vez de expresarla en términos de aporte, se expresa en términos de potencia que debe instalarse. La exigencia tiene lugar siempre

167


que estemos hablando de un edificio con un elevado consumo eléctrico, es decir, ha-blamos solamente de determinados usos y a partir de determinado tamaño.

Como en el caso de la solar térmica, hay una serie de factores que pueden ocasionar una disminución de esa potencia que es necesario instalar, en cuyo caso hay que practicar soluciones eléctricas equivalentes.

En definitiva, la aplicación viene asociada a los proyectos de grandes centros consu-midores eléctricos que tengan usos tales como hipermercados, multitiendas, naves de almacenamiento, oficinas, hoteles, hospitales y pabellones. Igualmente está con-dicionada a una determinada superficie o de un determinado número de plazas.

La potencia a instalar crece linealmente con la superficie construida que se va pon-derando, de manera también proporcional, en función de las zonas y los coeficientes, pues dependen del tipo de uso.

En relación con el impacto del CTE en la energía solar fotovoltaica, únicamente decir que, con la misma secuencia de fechas que para el caso de la energía solar térmica, estaríamos hablando entre 90 y 100 MW.

Las ordenanzas municipales y beneficios fiscales

En cuando a las ordenanzas solares municipales, cabe decir que, según la infor-mación de que disponemos en IDAE, aproximadamente el 20% de los españoles vivimos en municipios en los cuales hay una ordenanza en vigor. En Cataluña hay una concentración bastante fuerte de poblaciones que tienen ordenanzas solares en vigor, además de bastantes capitales de provincia como Sevilla, Barcelona, Madrid, Valencia, Granada y Burgos.

Hay una iniciativa que nos parece interesante y que no se ha estudiado mucho, pero que que puede tener en el futuro cierta relevancia. Es la que ha llevado a cabo el Ayuntamiento de San Sebastián de los Reyes1, y consiste en que, en su plan de ordenación urbana, incrementa la edificabilidad de aquellas parcelas o de aquellos edificios que incorporen energía solar para calefacción. Así, al amparo de ello, se ha construido un edificio de oficinas y algunas viviendas unifamiliares que se han acogi-do a esta posibilidad y que tienen por ese motivo energía solar.

Por último, en cuanto a beneficios fiscales, primero señalar que dentro del tramo autonómico del IRPF, hay algunas comunidades autónomas como Murcia y Valencia que ya permiten a los particulares tener una desgravación al instalar energía solar

1 Plan general de ordenación urbana de San Sebastián de los Reyes (Madrid) (BOCM 19/03/2002).

168


térmica y fotovoltaica. Por otro lado, la reforma del impuesto de sociedades permite que, para el caso de la energía solar fotovoltaica conectada a la red, haya una deduc-ción del 10%, ya que aunque sea un particular, tributa no en función de su natura-leza jurídica, sino en función de la actividad, de manera que, como esta ejerciendo una actividad empresarial, puede tener también esa deducción.

También existe una posibilidad de que los ayuntamientos establezcan bonificaciones tan-to en el impuesto de construcciones como en el impuesto de bienes e inmuebles. |❙|

169

Introducción

El objetivo de las siguientes líneas es presentar los trabajos que en el ámbito de la energía solar hemos ido desarrollando en Sevilla en los últimos años.

Los logros conseguidos en los últimos tres o cuatro años y las actuaciones previstas desde el Ayuntamiento de Sevilla para aprobar en el mes de junio la estrategia local contra el cambio climático a nivel municipal, que tiene como base el desarrollo de las políticas energéticas de la ciudad, constituirán el contenido fundamental de esta comunicación.

La Agencia Local de la Energía

La Agencia de Energía del Ayuntamiento de Sevilla viene de antes del año 1997, construida con la colaboración de numerosas personas, entre otros el profesor Vale-riano Ruiz Hernández y sobre la experiencia del programa Prosol, aprobado en los años 80 por la Junta de Andalucía. Este programa contribuyó a impulsar iniciativas de aprovechamiento de la energía solar térmica para edificios, y esto facilitó el tra-bajo de la Agencia, ya que cuando nos planteamos poner en marcha una ordenanza pensamos que no merecía la pena hacer una ordenanza sólo solar, teníamos que ver o hacer una visión menos global dentro del ámbito urbano, y hablábamos ya de po-ner en marcha una ordenanza sobre la gestión urbana de la energía, una ordenanza para la gestión local de la energía.

La Agencia cuenta con dos instrumentos básicos que son:

❙ La Ordenanza para la Gestión Local de la Energía2 y❙ El Plan Energético de Sevilla.

Visión desde la Agencia Local de Energía de SevillaENRIQUE BELLOSO PÉREZ- AGENCIA LOCAL DE LA ENERGÍA DE SEVILLA

2 Aprobado por acuerdo del Pleno Municipal, celebrado el 29 de mayo de 2002 (BOP de Sevilla nº 154 de 5 de julio de 2002) tras contar con la colaboración, a través de consultas, de más de 100 entidades.

170


Son éstos dos documentos del año 2002 que ya están en ejecución avanzada, y que básicamente son las dos estructuras sobre las que la agencia de energía de la ciudad ha desarrollado todo su trabajo.

La Ordenanza para la Gestión Local de la Energía En relación con la legislación sobre energía solar, en la Agencia hemos tenido que innovar desde el punto de vista normativo, porque no teníamos cobertura legal clara para poder plantear esta ordenanza. El Ayuntamiento de Barcelona, que fue el pri-mero, tenía la Ley de Barcelona y la Ley de la Vivienda que le permitía y daba una cobertura más o menos lógica; sin embargo, en el ámbito local del resto del Estado español, menos Cataluña, no contábamos con una cobertura clara. Así, en la Agencia nos planteamos la ordenanza con contenido energético-ambiental, y con la Ley Re-guladora de las Bases de Régimen Local establecimos que era una norma que rayaba las competencias municipales, porque tenía en cuenta las competencias ambientales del ayuntamiento y sobre todo, porque era de interés general para la ciudad aprove-char un recurso como la energía solar, un recurso que teníamos a plena disposición.

La ordenanza se aprobó en mayo del 2002 y se publicó en julio un proceso de participación, que fue de gran importancia. En Sevilla hemos intentado que to-dos los sectores implicados (constructores, arquitectos ingenieros…) estén por la labor de impulsar la ordenanza, y así se aprobó por unanimidad de todos los grupos políticos del ayuntamiento. La ordenanza de Barcelona, que era la pre-cedente, tuvo un problema serio en la tramitación y a la hora de su aprobación tuvo que aplicar una moratoria. También en Sevilla tuvimos que aplicar una moratoria interna, sobretodo por el tema de los tramites urbanísticos, ya que había una cierta disfunción entre lo que era el procedimiento urbanístico para otorgar la licencia, y el proceso para dar el informe de idoneidad energética y así estuvimos un año trabajando en la puesta en marcha de una ordenanza que tuviera futuro.

La ordenanza tiene cuatro patas fundamentales, una es el reglamento interno del ayuntamiento, a cuyo amparo se ha hecho un plan de optimización energética. Ahora vamos a sacar al mercado la licitación de todo el consumo eléctrico mu-nicipal; se han hecho auditorias de todos los edificios municipales, etc. Otra pata es la de la energía solar térmica, obligatoriedad en alto nivel, que trataremos más adelante. La tercera pata es la de la calificación energética de los edificios. Comen-zamos así una aventura que ha dado frutos muy positivos. Hicimos obligatorio el Certificado Energético, el instrumento que el IDAE y el Ministerio de Fomento puso en marcha hace años y que nos parecía que teníamos, siguiendo ese hilo competencial, capacidad para hacerlo obligatorio. Por último, la cuarta pata, fue el inicio de los procesos en movilidad y eficiencia energética.

171


El Plan Energético de Sevilla

El Plan Energético3, se desarrolla en cuatro líneas fundamentales:

❙ Comunicación y concienciación.❙ El ahorro de energía.❙ El uso de energías renovables❙ La gestión de la energía.

El proyecto cabecera es en estos momentos el llamado Sevilla Ciudad Solar, con un alcance de 53 instalaciones fotovoltaicas de 5 kW en 52 colegios y una instalación singular, el árbol solar. En el cuadro de la |Tabla VI-5| se muestran los datos.

|Tabla VI-5| Proyecto Sevilla Ciudad Solar. Instalaciones fotovoltaicas en edificios municipales

Producción Ingresos Inversión Reducción 2º sem 2004 2º sem 2004 total emisiones (kWh) (€) (€) TmCO2/año

1ª fase 23 instalaciones 109.033 43.254 1.149.927 107,65

2ª fase 30 instalaciones 123.195 56.400 1.383.448 117

Total 232.228 99.654 2.533.375,00 224,65

Para la Agencia no es importante únicamente la producción de electricidad, sino también la reducción de emisiones de efecto invernadero. Estas actuaciones datan de hace dos años, y pueden considerarse incipientes, pero en nuestra opinión pesará mucho en los próximos años nuestra capacidad para reducir efectos potenciadores del cambio climático.

Bien es verdad que éstas son instalaciones para edificios muy homogéneos, 52 son colegios, con las que apuntamos a cubrir tres objetivos fundamentales: producir electricidad, dejar de emitir determinados gases de efecto invernadero a la atmós-fera por la utilización de otras fuentes energéticas y el tercero, y no por ello menos importante, ser un ejemplo de concienciación; fíjense el efecto positivo que supo-nen esos colegios en todas las viviendas del entorno en cuanto a la aplicación de la ordenanza de energía solar. Ellos no saben si esto es fotovoltaico o si es térmico; los vecinos solo ven que hay unos paneles que sus hijos tienen en sus colegios y que eso es bueno. Este efecto de concienciación ha resultado muy positivo.

3 II Plan Energético de Sevilla (2002-2006), aprobado por el Pleno del Ayuntamiento el 28 de noviembre de 2002.

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En breve iniciaremos la tercera fase con doce instalaciones más de 15 y 20 kW y apunta-mos a realizar instalaciones en el casco antiguo de Sevilla. Esto último es complejo pues Sevilla tiene, como ya saben, muchísimos edificios históricos; pero se debe abordar con decisión e imaginación. Así, como ejemplo, en la casa consistorial, en la plaza nueva, donde está el ayuntamiento, las dos monteras de cristal que hay las vamos a sustituir por monteras fotovoltaicas, esperando alcanzar unos 500 kW a finales de este año.

Desde el punto de vista de las bonificaciones fiscales no hemos podido hacer nada vía IRPF debido a que no tenemos competencias en el ámbito de la comunidad autónoma, aunque nos hubiera gustado. Yo creo que debemos ir más en la línea de los impuestos estatales y regionales que en las bonificaciones fiscales, porque una bonificación fiscal para un ayuntamiento significa reducir aún más el porcentaje de ingresos, y eso creo que es una injusticia que debe solventarse pronto. Nosotros lo vamos a mantener, pero también creemos que es interesante que las bonificaciones fiscales en el ámbito municipal se transformen en otro tipo de deducciones de los impuestos de las personas y de las sociedades.

No obstante, hemos querido ser valientes y en el año 2004 pusimos en marcha re-ducciones en los cuatro impuestos municipales que se indican en el cuadro de la |Tabla VI-6|: IBI, IVTM, IAE e ICIO. En este año 2005 se han incrementado estas bonificaciones situándose por encima del 50%, menos en el ICIO. Así, en el IVTM las hemos elevado al 75%, y tanto en el IAE como en el IBI al 50%. Ya saben que el IAE se aplica a empresas que facturan más de un millón de euros al año y tenía una doble bonificación: una para las empresas que pusieran energías renovables, y otro porcentaje para las que plantearan planes de movilidad, en este contexto integral que estamos planteando. En cuanto al ICIO, que es el que ve menos claro, hemos sido menos valientes, únicamente hemos ampliado hasta el 30%.

|Tabla VI-6| Política de bonificaciones fiscales del Ayuntamiento de Sevilla

2005

IBI (Impuesto sobre Bienes Inmuebles) Ampliación del 25% al 50% Real Decreto-Ley 2/2003, de 25 de abril, de medidas de reforma económica

IVTM (Impuesto sobre Vehículos de Tracción Mecánica) Ampliación del 50% al 75% Ley de Haciendas Locales tras su reforma por la Ley 51/2002

IAE (Impuesto sobre Actividades Económicas) Se amplia el máximo de Ley de Haciendas Locales tras su reforma por la Ley 51/2002 bonificación del 20% al 50%

ICIO (Impuesto sobre Construcciones, Instalaciones y Obras) Ampliación del 10% al 30% Ley de Haciendas Locales tras su reforma por la Ley 51/2002

Regulación en las Ordenanzas fiscales de reducciones en la cuota de Impuestos municipales por el buen uso de la energía

173


Las políticas indicadas están dando sus frutos. Así, todos los automóviles que se han matriculado del modelo Prius (Toyota) u Honda Civic, que son híbridos, tienen una bonificación del 75% del impuesto de tracción mecánica. Hay otras comunidades autó-nomas como Castilla y León que han realizado mucho esfuerzo también en vehículos de tracción mecánica, y yo espero que los próximos años se extiendan las acciones que ahora son bonificadas, y que estas bonificaciones fiscales en los ayuntamientos desaparezcan.

En cuanto al balance de los resultados de la aplicación de la ordenanza, lo tenemos realizado para el periodo 2004 y primer cuatrimestre del 2005, ya que realmente la ordenanza no empieza a aplicarse tajantemente hasta enero del 2004, fecha a partir de la cual ningún proyecto entra en la agencia de urbanismo si no lleva el informe de idoneidad energética. Lo que creíamos que no iba a ser posible hoy día está funcio-nando prácticamente en su totalidad.

Para el proceso de implantación de la ordenanza nos pareció muy importante que, aparte de esta, aprobáramos un texto consensuado con los colegios profesionales, la gerencia de urbanismo y los constructores, como guía para el cumplimiento y procedimiento de la aplicación de la ordenanza; y además, que esta guía se presen-tara mediante una serie de actuaciones de difusión en los colegios de profesionales, actuaciones que todavía estamos teniendo: anteayer fue una de las últimas en el Colegio de Arquitectos Técnicos.

Actividad de la Agencia

La Agencia ha tenido que cubrir dos ámbitos, por un lado el ámbito informativo, formativo y concienciador de todo este grupo de entidades y personas y luego la eje-cución propia con unos medios muy escasos, un poco de forma aventurada. Quienes han estado viviéndolo de cerca saben de las dificultades dentro de una estructura municipal para poder llevar a cabo todo esto.

Algunos datos de la actividad realizada por la Agencia en el periodo indicado pueden verse en los cuadros y datos mostrados en las |Figuras siguientes|.

En las tablas y gráficos de |Figuras VI-5 y VI-6| se dan los datos sobre consultas y proyec-tos tramitados por la Agencia. En relación con los proyectos se ha de decir que esto al principio era bastante distinto, porque realmente los documentos en espera de do-cumentación se situaba entre el 55 y el 60%, porque muchos se presentaban un poco para pulsar el funcionamiento del sistema, iban un poco a ver cómo se respiraba en la Agencia, pero ya se ha reducido a un 25%, lo que creo que es un éxito importante.

4 Guía para el cumplimiento y procedimiento de aplicación de la Ordenanza para la Gestión Local de la Energía de Sevilla, portada en Figura VI-5

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|Figura VI-5| Números de consultas telefónicas (lunes a jueves de 8:30 a 10:30) y presenciales (martes a viernes de 12:00 a 14:00) realizadas a la Agencia

Nº %

Consultas telefónicas 1.390 71,43

Consultas presenciales 556 28,57

Total 1.946 100,00

28,57%

71,43%

|Figura VI-6| Número de proyectos tramitados ante la Agencia

Nº %

Total de Proyectos 246 74,32

Conformados

En espera de 85 25,68

documentación anexa

Total de proyectos 331 100,00

25,68%

74,32%

En la |Figura VI-7| se aportan datos sobre la tipología de los proyectos, donde en “otros usos” estamos refiriéndonos a hoteles, locales comerciales, centros de salud, centros deportivos, piscinas, etc.5

En la |Figura VI-8| se da información sobre la actividad realizada en cuanto a la Califi-cación Energética de Viviendas (CEV). Estas son realmente algo más elevadas, ya que de manera preventiva, y pactado un poco con todos los sectores, pensamos que en un primer momento, que ya hemos dado por terminado, el casco histórico de Sevilla tenía que excluirse de la aplicación de la ordenanza para evitarnos problemas en su puesta en marcha. Pero ha sucedido que en el centro de la ciudad también se construyen muchas viviendas que no tienen obligación de instalar paneles solares, hasta que refor-memos la ordenanza, lo que sucederá pronto, pero sí es obligatorio el CEV.

Cabe aquí reseñar que la implantación del CEV fue muy criticado en su momento por los arquitectos y promotores, pero ahora una gran mayoría están encantados porque esto es como una preparación, un precalentamiento para la que se les viene

5 El grupo “otros usos” comprende hoteles, hostales, locales comerciales, bares, restaurantes, naves industriales, centros de salud, gimnasios, centros deportivos, piscinas, mercados, edificios de oficinas, aulas y guarderías.

175


|Figura VI-7| Tipología de los proyectos tramitados ante la Agencia

Nº %

Viviendas Propiedad Horizontal 3.571 94,20

Nueva planta y Unifamiliar 148 3,90

rehabilitaciones

Total 3.719

Otros usos 72 1,90

Total 3.791 100

3,90%

94,20%

1,90%

|Figura VI-8| CEV’s tramitados ante la Agencia

91,94%

8,56%

Nº %

Total de viviendas con CEV 3.241 91,44

Total de viviendas exentas 327 8,56

Total de viviendas registradas 3.819 100,00

encima con el código técnico, la calificación energética de edificios, etc. En el perio-do analizado la calificación energética media es 8,5.

Los datos sobre energía solar térmica pueden verse en la tabla y gráfico de la |Figura VI-9| que, como se ve, corresponden a 3.241 viviendas y unas 268 que están exentas. La superficie total de paneles es de aproximadamente 7.399 m2 |Figura VI-10|. La im-portancia de estas cifras radica en la actividad que notamos en este sector en Sevilla, que nos está llevando a preparar ya un proyecto de inspección con la gerencia de urba-nismo, que empezaremos en breve para que las instalaciones se hagan según se tiene planteado y para que el proceso se normalice, en un plazo entre dos a cuatro años.

Volviendo al impacto medioambiental podemos decir que, con estas acciones sobre las viviendas, vamos a reducir al año unas 4.300 toneladas de CO2, cifra que consideramos im-portante. En nuestra opinión y en un futuro próximo, las ciudades, y no sólo las empresas, tendrán cosas que decir en relación con la comercialización de los derechos de emisión, ya que aquellas tienen una parte muy importante de los sectores difusos y así, las primeras o aquellas que estén mejor posicionadas, quizá puede ocurrir que puedan vender derechos de emisión. Aunque sea solamente una hipótesis, parece importante apuntarla.

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|Figura VI-9| Nº de viviendas con energía solar térmica registrada ante la Agencia

92,36%

7,64% Nº %

Total de viviendas con EST 3.241 92,36

Total de viviendas exentas 268 7,64

Total de viviendas registradas 3.509 100,00

Por último, quisiera reseñar que la web de la Agencia dispone de información actuali-zada y también indicarles que, aunque la ordenanza está en vigor, tenemos en marcha un proceso para reformarla en paralelo a la aprobación del plan general de urbanismo de Sevilla que se aprobará definitivamente a finales de julio. Esta reforma, en el ámbi-to solar, pretenderá abrir el casco histórico, el conjunto monumental, a la solar térmica. Este año se ha concedido el galardón de los premios Ciudad de Sevilla a una vivienda en la calle Placentín, a unos 50 metros de la Giralda. Está absolutamente integrado y no tiene ningún problema. Entendemos que es una cuestión de abrir también el tema de la energía solar térmica, no sólo a la calefacción sino también al uso obligatorio de agua caliente sanitaria en las cocinas, y otros servicios que demanden agua caliente. |❙|

|Figura VI-10| Superficie de captación de energía solar térmica registrada ante la Agencia para viviendas y otros usos

Superf. (m2) % Volumen (m3) %

Viviendas 6.732 90,99 477 90,51

Otros usos 667 9,01 50 9,49

Total 7.399 100,00 527 100,00

90,99%

9,01%

Reparto de superficies viviendas/otros usos

90,51%

9,49%

Reparto de volúmenes viviendas/otros usos

Nº total de Proyectos para otros usos: 72Total de informes conformados: 59 (81,94%)Total de exenciones: 13 (8,06%)

Demanda de consumo cubierta: 7.709 MWh/añoAporte solar por radiación: 5.782 MWh/año% aporte medio de Energía Solar: 75%Emisiones de CO2 evitadas: 4.327 Tm/año

177

Visión desde la Asociación Solar de la Industria TérmicaJUAN FERNÁNDEZ SAN JOSÉ - ASIT

Introducción

La presente comunicación se plantea como punto de partida el reto energético, anali-zando los aspectos que nos condicionan, para plantear después cómo la energía solar tér-mica de baja temperatura puede contribuir a la consecución de los objetivos energéticos, para finalmente analizar las herramientas de que se dispone para conseguirlo.

El reto energético

En estos momentos nuestro reto energético tiene un horizonte no muy lejano, el año 2010 y hemos de abordarlo desde el presente, un presente que en el año 2003 se muestra como puede verse en la |Figura VI-11| donde quedan reflejadas lo que las diversas energías primarias están aportando al consumo.

|Figura VI-11| Consumo de energía primaria en España, 2003 (fuente DGPEM)

Gas Natural15,6%

Nuclear11,8%

Hidráulica2,6%

Otras EnergíasRenovables

4%Carbón14,9%

178


En relación con esta situación de partida querría destacar un par de factores que se pueden considerar críticos acerca de la dependencia del abastecimiento energético. Uno de ellos es el origen externo. Estamos por encima del 75% de dependencia energética externa, con una tendencia clara a incrementarse por aumento del consumo. Realmente se está hablando que en un horizonte de diez años llegaría el 85%, con las consecuencias que tiene eso. El otro factor crítico es, por supuesto, el origen agotable, ya que estamos en el entorno del 93% de utilización de combustible fósiles, que en términos de planificación energética es como situar en pasado mañana su fecha de caducidad de estos recursos.

En definitiva, tenemos una conclusión que es bastante obvia, y que todo el mundo comparte, que tenemos un modelo energético que no es sostenible y por lo tanto, resulta imprescindible poner en práctica urgentemente determinadas políticas que favorezcan no sólo la eficiencia y el ahorro energéticos, sino también el uso masivo de las energías renovables.

El escenario en Europa |Figura VI-12| se mueve en los mismos ratios, con las mismas tendencias y con el mismo futuro. De hecho el Libro Verde de la Comisión Euro-pea del año 2000 estaba planificando este escenario hacia el año 2030 en donde el consumo se incrementa de forma importante, se reduce la producción interna y lógicamente se incrementa el importe externo.

|Figura VI-12| Escenario energético europeo (fuente: Green Paper of the Commission, 2000)

Europe-30: total energy (reference scenario in mtoe)

24002200200018001600140012001000

800600400200

01990 2000 2010 2020 2030

production

net imports

consumption

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Tomando como referencia para el consumo de energía primaria abastecido con re-novables la cifra del 12% (cifra sobre la que hay serias objeciones, pues si se hubie-ran hecho los cálculos correctamente estaríamos hablando del 18%), se plantea el siguiente análisis:

❙ La situación de cumplimiento en la Europa de los 15 a finales de 2003, según EREC, es del entorno del 8%, aunque hay otras fuentes que lo sitúan mucho más bajo.

❙ La situación en España, según el propio IDAE, es del 6,5% a finales de 2004, pero con un matiz importante, y es que vamos hacia atrás: el año 2003 estábamos en el 7%. El aumento desmesurado del consumo nos ha hecho reducir la aportación en términos relativos de la renovable, y por lo tanto estamos en la mitad del cumpli-miento prácticamente de esa ratio del 12%.

Ahora bien, ciñéndonos a la energía solar térmica, podemos ver en el cuadro de la |Tabla VI-7| el reto planteado con el citado horizonte de 2010, tanto para Europa como para España. Así, para conseguir ese 12% en solar térmica de baja temperatura para el conjunto de la Europa de los 15 se habla de 100 millones de m2, o lo que es lo mismo 70.000 MW térmicos, y la situación a finales del 2004 es que estamos aproximadamente en el 14% del cumplimiento. En España, el Plan de Fomento establece que tenemos que alcanzar los 4,8 millones de m2 instala-dos o, lo que es lo mismo, 3.395 MW térmicos. La situación a finales del 2004 es muy similar a la de Europa: estamos en el entorno del 13,5% de cumplimiento de ese objetivo.

|Tabla VI-7| Escenario energético europeo en solar térmica (fuentes diversas)

• 12% del consumo de energía primaria abastecido con energías Renovables - Solar Térmica de Baja Temperatura:

– Para el conjunto de la Europa de los 15:100.000.000 M2 instalados <> 70.000 MWth

– Situación a finales de 2004: 14.000.000 M2 <>9.800 MWth (14% de cumplimiento)

– Para España: s/Plan de Fomento de las Energías Renovables (PFER): 4.850.000 M2 instalados<>3.3950MEth

– Situación a finales de 2004: 650.000 M2 <> 455 MWth (13,5% de cumplimiento)

Cuando analizamos la situación en términos relativos sobre utilización, valoramos los metros cuadrados instalados por cada 1.000 habitantes, y vemos |Figura VI-13| que en España realmente estamos en una posición bastante negativa comparada con la Euro-pa de los 15 en la que la media está en los 37 m2; nosotros estamos aproximadamente

180


en los 12 m2, dato que refleja el escaso aprovechamiento que se hace en España de este recurso energético.

|Figura VI-13| Mercado Europeo de la energía solar térmica

Mercado europeo Solar Térmica

m2 instalados / 1.000 hab.,finales de 2003*

>250 m2 (Austria/Grecia)

> 50 m2 (Dinamarca/Alemania)

> 20m2 (Holanda/Portugal/Suecia)

> 10 m2 (España/Francia/Finlandia)

< 10 m2 (Italia/Bélgica/Reino Unido/Irlanda)

Media 15 UE: 37,3 m2

Media España: 12 m2

(*) Fuente: Barometro Observer

Lo que ha sucedido en España en estos últimos años puede verse en la |Figura VI-14|, aunque no se refleja la cifra del año 2004 (corresponde en torno a los 250.000 m2). Observamos que, respecto del objetivo, en los últimos seis años hemos crecido el 15% y para alcanzar el objetivo que tenemos planteado según el Plan de Fomento de llegar a 4,8 millones de m2, tendríamos que crecer en términos del 65% anuales, lo cual es, evidentemente, un reto muy importante hoy por hoy. Ahora se trata de introducir los cambios necesarios (luego hablaremos de las herramientas), pero en cualquier caso el reto es absolutamente espectacular.

La contribución de la energía solar térmica

De la amplia lista de sectores y aplicaciones en que la energía solar térmica de baja temperatura puede contribuir al reto energético, hay uno que en estos momentos resulta especialmente relevante y es el sector edificación (residencial y terciario, en resumen, la vivienda) con un consumo que supone casi el 20% del total nacional, destinado a:

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❙ ACS y otros consumos de electrodomésticos.❙ Climatización de la vivienda y la piscina.

|Figura VI-14| Superficie instalada de solar térmica BT en España

a)

a) Superficie total instalada y previsiones PFER 2010 en miles m2 acumulados (fuente IDAE)

b) Previsión de desarrollo del mercado español. (¡El reto que tenemos que superar!) (fuente ASIT)

5000,0

4500,0

4000,0

3500,0

3000,0

2500,0

2000,0

1500,0

1000,0

500,0

0,0 1990 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2010

Crecimiento últimos 6 años, 15%

261,8341,3 364,0 405,5 461,3 518,9 580,8

4841

6.000.000

5.000.000

4.000.000

3.000.000

2.000.000

1.000.000

02004 2005 2006 2007 2008 2009 20010

650.000 800.000 1.000.0001.300.000

1.800.000

2.800.000

4.800.000

m2 instalados/año 72.000 150.000 200.000 300.000 500.000 1.000.000 2.000.000

m2 acumulados 650.000 800.000 1.000.000 1.300.000 1.800.000 2.800.000 4.800.000

Crecimiento Anual PFER, 65%

B

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Tomando como referencia los datos ofrecidos por el IDAE, vemos en la |Figura VI-15| el reparto del consumo en los diversos usos de una vivienda habitual en el año 2000, aunque en los últimos años se está produciendo una fuerte evolución al alza en relación con el consumo del aire acondicionado en verano.

|Figura VI-15| Distribución el consumo energético en viviendas en España

Aire Acondicionado

Iluminación

Cocina

Electrodomésticos

Agua Caliente, ACS

Calefacción

100%

80%

60%

40%

20%

0% Fuente: IDAE 2000

Así, analizando estos usos encontramos que en las aplicaciones en agua caliente sani-taria y otros consumos de electrodomésticos se pueden ahorrar entre el 30 y el 70% de la demanda, según aportes mínimos de acuerdo a lo que recoge el CTE. En las aplicaciones de climatización para viviendas y piscinas estimamos que se puede aho-rrar un 50% de la demanda. En calefacción mediante la instalación de suelo radiante, aplicación que está absolutamente clara y que está cumpliendo con las expectativas, y si se utilizan radiadores, instalando captadores solares planos de alta eficiencia e incluso los tubos de vacío, tecnología emergente que constituye un nuevo nicho que se abre. En la climatización de piscinas sustituyendo el uso de otras energías, y en refrigeración y frío solar, a través de las maquinas de absorción, siendo esta una de las grandes novedades que esta surgiendo ahora de la tecnología.

En definitiva, que el desarrollo de tecnología que ha tenido la solar térmica de baja temperatura ha abierto puertas nuevas a aplicaciones más eficientes, que permiten reducir el coste de la energía generada, llevando asociado una reducción del consu-mo de energías contaminantes, por lo tanto de las emisiones de gases de efecto in-vernadero y llevando aparejada una reducción de la dependencia energética externa, porque en fuentes renovables somos realmente una potencia.

Entonces como conclusión de este aspecto cabría destacar que ante la necesidad de dar respuesta al reto energético, la industria solar térmica en España está

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respondiendo creando una oportunidad, la de cubrir una parte muy importante de la demanda energética de las viviendas, que estimamos en torno al 50% con energía solar térmica de baja temperatura. Por ello lanzamos el mensaje a las instituciones y a todos los que somos competentes en este sector, de evitar caer en la grave irres-ponsabilidad de dejar pasar esta oportunidad sin aprovecharla.

Una referencia interesante de la importancia que a esta problemática del consumo energético en viviendas se está dando en Europa, es que el pasado siete de abril, una amplia coalición de asociaciones empresariales europeas de energías renovables, in-tegradas en EREC, presentaron en el Parlamento Europeo una declaración conjun-ta que promueve la creación de una directiva de la UE en el campo de la calefacción y refrigeración de origen renovable (solar térmica, biomasa…). La declaración está basada en que casi la mitad del consumo de energía europeo se origina en el sector de calefacción, así como en que una acción legislativa de esta naturaleza contribuirá a la reducción de la dependencia energética exterior de la UE, a la reducción de gases de efecto invernadero y a la creación de empleo de calidad y sostenible.

Las herramientas para enfrentarnos al reto energético

Las herramientas que disponemos en estos momentos para enfrentarnos al reto energético con unas ciertas probabilidades de éxito son las siguientes:

❙ Programas de ayudas, tanto de ámbito nacional como autonómico.❙ Incentivos fiscales❙ Normativas de obligado cumplimiento – Ordenanzas solares – Código técnico de la edificación

❙ La industria del sector

Programas de ayudas

En relación con los programas de ayuda cabe decir que el más importante es el co-rrespondiente a la financiación a través de la llamada línea ICO-IDAE. Esta línea, que es tratada ampliamente en otra comunicación, en su planteamiento del año 2005 resulta positiva en términos generales, desde el punto de vista de la industria solar térmica. Se configura en estos momentos como la única herramienta de promoción a nivel nacional, fundamental para cambiar el actual ritmo de atonía del mercado, mejorando determinados aspectos que le hagan más ágil y atractiva para la industria del sector y para sus potenciales usuarios. En las |Tabla VI-8 y VI-9| se dan dos tablas con la propuesta presupuestaria de la línea ICO-IDAE.

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|Tabla VI-8| Propuesta de presupuesto de la línea ICO-IDAE para el año 2005

Propuesta Plan 2005 (en evaluación por la CE):

❙ Presupuesto Total: 60MM€

• Renovables: 24MM€

− Térmica de BT 7MME (10,8 MM€ en 2004)• Eficacia Energética 24MM€

• Innovación Tecnológica 12MM€ (50% renov. y 50% Efic.)

❙ Objetivo de IDAE: 100.0002 a instalar (52.500 m2 realizados en 2004)

❙ Grado Total de Intensidad de la Ayuda Directa:

• 30% ⇔ 300€ / 1.000€ de inversión, hasta un máximo del coste elegible

❙ Financiación:

• 80% del presupuesto, hasta un máximo del coste elegible• 20% restante, pago con cargo al usuario

El presupuesto planteado tiene un aspecto que crea incertidumbres en la industria del sector, ya que de los 24 millones de euros presupuestado para renovables, a la térmica de baja temperatura se destinan siete millones con un objetivo de instalación de 100.000 m2, cuando en el año 2004 la cifra de negocio fue próxima a los once millones con los cuales se instalaron 52.500 m2. Así, el gran problema para el sector es la incertidumbre de saber si podemos hacer los 100.000 m2 (90% de incremento respecto del año pasado) con siete millones de euros (65% del presupuesto que el año pasado). Este es un reto importante y aunque desde el IDAE se nos comunica que éste es un presupuesto de referencia, y que puede haber un reajuste y se puede incrementar si no se agotan los destinados a otras tecnologías, en el sector tenemos el convencimiento de que todas las tecnologías van a agotar su presupuesto, dadas las elevadas carencias que hay en todas ellas, con lo que pensamos que difícilmente vamos a hacer 100.000 m2 previstos.

Así, reiteramos que valoramos muy positivamente los planteamientos del IDAE, su ten-dencia a mejoras las cosas, su actitud muy positiva pero seguimos pensando que falta aún una acción determinante, una decreto para la energía solar térmica similar al 436 de fotovoltaica, que realmente nos abra las puertas a poder cumplir las previsiones que además nos hemos comprometido y el Estado y todos se han comprometido, y en este aspecto seguimos pidiendo un golpe de timón a la administración española.

En el cuadro mostrado en la |Tabla VI-9|, se presenta un ejemplo de cálculo de las ayudas que puede recibir una determinada instalación de energía solar térmica.

185


|Tabla VI-9| Ejemplo de cálculo de ayudas totales en una instalación solar térmica.

❙ Precio total de la Instalación: 116.000,00

• 100.000€ = Precio instalación (sin IVA)• 16.000€ = 16% IVA, a pagar por el usuario al instalador

❙ Porcentaje financiable, 80%

• 80.000€ = 80% financiado con cargo a la Línea• 20.000€ = 20%, a pagar por el usuario a la impresa instaladora

❙ Ayuda total IDAE, 30%

• 30.000€ = Ayuda Directa del 30% sobre el precio total de la instalación (100.000E)• 50.000€ restantes = Préstamo ICO al Euribor + 1

Con relación al cumplimiento de los objetivos del 2004 con un presupuesto de ayu-das a la térmica de 10,8 millones de euros, cabe decir que no se han consumido en su totalidad. Únicamente se han concedido ayudas por el 85% del presupuesto dispo-nible, por lo que probablemente nos han castigado y nos han bajado la dotación para el año 2005 porque si en el año 2004 no fuimos capaces de agotar el presupuesto habrán pensado que en este año tampoco. Sin embargo, eso es un contrasentido por-que además la administración sabe perfectamente si no se cumplió el presupuesto del año 2004 fue porque la línea no era la más adecuada para poder cumplir eso. Este año pensamos que sí lo es y que por lo tanto vamos a agotar o vamos a superar el presupuesto disponible.

|Tabla VI-10| Resultados de la aplicación de ayudas de la línea ICO-IDAE en el año 2004 (por comunidades autónomas; fuente: IDAE)

CCAA kWth Nº Prov. m2 m2/proy .

Castilla y León 5.959 180 8.513 47,29Cataluña 5.884 157 8.406 53,54Valencia 3.359 111 4.799 43,23Madrid 3.291 115 4.701 40,87Andalucía 3.074 326 4.391 13,46Canarias 2.797 63 3.996 63,42Baleares 2.391 19 3.416 179,78Murcia 1.476 95 2.109 22,20Galicia 1.283 82 1.833 22,96Navarra 862 27 1.231 45,59Resto 4.968 303 7.097 23,42

TOTALES 36.744 1.478 52.491 35,51

186


En el cuadro de la |Tabla VI-10| se indica el resultado de la aplicación por comunida-des de las ayudas ICO-IDAE y es relevante la columna que indica el tamaño de los proyectos. Así en Baleares se hacen proyectos del orden de casi 180 m2 por proyecto y en Andalucía no se llega a 14 m2/proyecto. Ello indica las características de las aplicaciones más comunes en cada comunidad.

|Tabla VI-11| Dotaciones presupuestarias de las CC AA para la promoción de la energía solar térmica. (Año 2004)

CCAA 2004

Andalucía 6.000.000 €Castilla y León 3.000.000 €Comunidad Valenciana 1.000.000 €Comunidad de Madrid 700.000 €Región de Murcia 600.000 €Islas Baleares 500.000 €Asturias 500.000 €Cataluña 450.000 €Castilla la Mancha 300.000 €Cantabria 300.000 €Canarias 300.000 €Navarra 250.000 €La Rioja 200.000 €País Vasco 150.000 €Extremadura 150.000 €Galicia 100.000 €Aragón 100.000 €Ciudad Autónoma de Ceuta 0 €Ciudad Autónoma de Melilla 0 € 14.600.000 €

En la |Tabla VI-11| se dan los datos de las dotaciones presupuestarias que las comu-nidades autónomas habían previsto para el año 2004 y que añadiéndose a la línea ICO-IDAE supuso cerca de 15 millones de euros.

Incentivos fiscales

Los incentivos fiscales a la inversión constituyen una de las herramientas de promo-ción que se han revelado más eficaces a la hora de fomentar la utilización de este tipo de instalaciones. Sin embargo, para el caso concreto de la energía solar térmica, continúa siendo una de las asignaturas pendientes en la mayor parte de los planes de ayuda de ámbito regional y, en particular, para la línea ICO-IDAE de ámbito

187


estatal. Como contrapunto, cabe destacar la iniciativa emprendida en la Comunidad de Murcia, donde las inversiones realizadas en instalaciones de energías renovables, pueden deducir un 10% en el tramo autonómico del IRPF, que supone el 15% del total de la base imponible del IRPF.

Ordenanzas municipales

Las ordenanzas municipales están llamadas a jugar un papel muy importante en el desarrollo del sector, apoyando actuaciones complementarias a las contempladas en el Código Técnico (que es una norma de mínimos), incidiendo en aspectos tales como:

❙ La edificación singular y las situaciones no sometidas al CTE en la edificación ya existente.

❙ Las nuevas aplicaciones: las de climatización en general.❙ La calidad, seguridad y mantenimiento de las instalaciones.

Así pues, las ordenanzas municipales van a ser una herramienta fundamental como actuaciones complementarias a los requerimientos del CTE.

En la |Tabla VI-12| se muestra la lista de los 53 municipios (en España hay unos 8.000) que tienen ordenanzas municipales de captación solar para usos térmicos, con una población de cerca de ocho millones de ciudadanos (20% de la población españo-la).

El Código Técnico de la Edificación (CTE)

La Directiva Europea de Eficiencia Energética en Edificación, 2002/91/CE ve re-flejo en la legislación española mediante tres nuevos Reales Decretos que se están desarrollando por parte de los Ministerios de Industria y Vivienda, con la participa-ción del IDAE:

❙ RD de implantación del Código Técnico de la Edificación,❙ RD de Revisión del Reglamento de Instalaciones Térmicas en Edificios (RITE)❙ RD de Certificación Energética de Edificios.

El CTE define, desarrolla y contempla, en cuanto a ahorro energético se refiere, cinco exigencias básicas:

❙ Exigencia básica HE1: Limitación de la demanda energética.❙ Exigencia básica HE2: Rendimiento de las instalaciones térmicas.

188


❙ Exigencia básica HE3: Exigencia energética de las instalaciones de iluminación.❙ Exigencia básica HE4: Contribución solar mínima de agua caliente sanitaria❙ Exigencia básica HE5: Contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica.

|Tabla VI-12| Municipios españoles con ordenanzas de captación solar para usos térmicos.(Fuente IDAE/FEMP y ASIT. Febrero 2005)

Abrera (Barcelona)Albacete (en proceso)Altafulla (Tarragona)Badalona (Barcelona)Barberá del Vallés (Barcelona)BarcelonaBurgosCalldetenes (BCN, en proceso)Cambrils (Tarragona)Cardedeu (BarcelonaCastell de Castells (Alicante)Cerdanyola del Vallès (BCN)CeutaCornellà de Llobregat (BCN)Espulgues de Llobregat (BCN)Fuengirola (Málaga)Gavá (Barcelona)Getafe (Madrid)

GranadaGranollers (Barcelona)IbizaLa Garriga (Barcelona)La Secuita (Tarragona)Lleida (en proceso)L´Hospitalet de Llobregat (Barcelona)MadridMálaga (en proceso)Manresa (Barcelona)Martorell (Barcelona)Montcada i Reixac (Barcelona)Montgat (BCN, en proceso)Olesa de Montserrat (Barcelona)Onil (Alicante)Puebla de don Fabrique (Granada)Ripollet (BCN, en proceso)Rivas-Vaciamadrid (Madrid)

Rota (Cádiz)Sabadell (Barcelona)San Sebastián de los Reyes (Madrid)Sant Boi de Llobregat (Barcelona)Sant Cugat del Vallés (Barcelona)Sant Feliu de Llobregat (Barcelona)Sant Joan Despí (Barcelona)Sant Just Desvern (Barcelona)Santa Coloma de Cervelló (Barcelona)SevillaSoto del Real (Madrid)Terrassa (Barcelona)Tona (BCN, en proceso)Torredembarra (Tarragona)ValenciaVic (Barcelona)Vilafranca del Penedès (Barcelona

El tema que nos ocupa nos lleva a observar con detenimiento la exigencia básica HE4: contribución solar mínima de agua caliente sanitaria. Así, podemos resumir que esta contribución solar mínima será:

❙ Una fracción entre los valores anuales de la energía solar aportada a la demanda y la demanda energética anual.❙ Según la zona climática y los diferentes niveles de demanda de ACS, la contribu-ción solar mínima anual oscila entre el 30% y el 70%. Una exigencia con carácter de mínimos, por lo que estos valores podrán ser ampliados voluntariamente o por disposiciones.

Con relación al desarrollo de la energía solar térmica quería hacer una referencia que consideramos es importante, y es que los industriales del sector estamos con-vencidos que el CTE, hacia finales de 2007 puede jugar en relación a la energía solar térmica un papel similar al que está jugando el RD 436 en el desarrollo de la energía solar fotovoltaica, es decir, el CTE es realmente una norma que nos va a permitir acercarnos al cumplimiento, o quizás conseguirlo, del Plan de Fomento de la Ener-gías Renovables.

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Sin embargo hay aspectos que son fundamentales, entre ellos el de su adecuada explicación y promoción entre todos los colectivos que están involucrados en ello. Como toda norma, también sucede con las ordenanzas municipales, el CTE tiene sus vías de escape. Por ello el problema es de concienciación. En estos momentos, en el sector solar la térmica está viviendo y sufriendo ataques: por un lado se ataca con el efecto que va a tener una instalación térmica en un edificio, por otro con el incremento de los precios de la vivienda y así con otros aspectos; es decir se está resaltando en demasía la parte negativa. Por ello si no somos capaces de explicar los beneficios reales: el ahorro energético y todos los aspectos que lleva asociado esto, los promotores y los constructores pueden tender a lo que es más cómodo, y ello es buscar las puertas de salida, es decir las vías de escape a las que aludía antes.

Así, en el sector pensamos que la administración no tiene que poner encima de la mesa un código de obligado cumplimiento, y decir apáñese usted y cúmplalo, porque eso no es la solución. La solución es decir a todo el colectivo, a todos los colectivos que participan en esto, cuáles son las ventajas, que las tiene y están claras, explicar-las, promocionar el CTE y por supuesto ponerlo en vigor de forma inmediata.

Desde el IDAE se dice que el CTE se publicará a mediados de este año 2005, y que tendrá un año de carencia. Esto, en opinión de los industriales del sector, parece que es una pérdida de tiempo, ya que la aplicación del CTE es el fruto de la trans-posición de una normativa europea existente cuyo cumplimiento exige la entrada en vigor del CTE el 4 de enero del año 2006.

La industria del sector

Es importante resaltar que sin sector industrial capacitado y estructurado a las nece-sidades del mercado no sería posible el cumplimiento del PFER. En la actualidad el sector de la energía solar térmica es el que corresponde a la situación del mercado español, si bien no debe caber duda alguna acerca de su compromiso con los obje-tivos del PFER, ni de su capacidad innovadora para dar adecuada respuesta a las necesidades de crecimiento del mercado.

En ASIT somos conscientes del importante papel que debemos desempeñar, pro-moviendo:

❙ Una adecuada formación de calidad para el correcto desarrollo de nuestro sector, ante una demanda de técnicos cualificados que se producirá.❙ Una conducta profesional y un código ético tendentes a asegurar la calidad en las instalaciones.Igualmente es objetivo de ASIT el promover un compromiso firme con:❙ La garantía de una tecnología madura y de una empresas especializadas y confiables.

190


❙ La reducción efectiva de los costes elegibles por la repercusión favorable de un tamaño mayor de mercado y la mejora de la tecnología.❙ La creación de empleo neto, a través de la dotación de infraestructuras estables de mercado.❙ La capacitación permanente de técnicos cualificados.❙ Las instituciones del Estado involucradas en los planes de fomento, prestando toda la colaboración que sea requerida y que pueda contribuir a la mejora del sector. |❙|

191

Introducción

La energía solar fotovoltaica, consiste en la transformación directa de energía solar en electricidad, es una transformación inmediata, funciona simplemente por la ex-posición al sol de un panel estático, con mínimas servidumbres, de ahí sus grandes y excepcionales características que justifica los esfuerzos que está haciendo la socie-dad y la industria en apoyarla.

Aprovechando esta sencilla generación podemos incorporar esa electricidad a la red a través de una conexión también sencilla. Simplemente necesitamos un aparato electrónico, el inversor, que adapte esa generación eléctrica en corriente continua a la red por la que circula corriente alterna de 50 Hz, resultando así un sistema simple y de gran fiabilidad |Figura VI-16|.

|Figura VI-16| Esquema de una instalación fotovoltaica acoplada a la red

sin ruidossin humossin partes móviles

Red eléctrica

contadorinversor

Módulos fotovoltaicos

Visión desde la Asociación de la Industria Solar Fotovoltaica JAVIER ANTA FERNÁNDEZ – ASIF

192


Este subcapítulo se estructura en tres partes: el contexto actual; el marco regulato-rio, legislación y financiación y, por último, resúmenes y conclusiones.

El contexto actual

El contexto actual mundial es de rápido crecimiento del número de instalaciones a un ritmo del orden de más del 40% cada año con respecto al anterior, alcanzando en el año 2005 la cifra de 1400 MWp de potencia instalada a nivel mundial |Figura VI-17|.

|Figura VI-17| Potencia instalada cada año en el mundo.

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

Aplicaciones conectadas Aplicaciones aisladas Aplicaciones de consumo

2 18

40

70

250

1400 MWMercado FV mundial (MW)

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

En España las cifras pueden verse en el cuadro de la |Figura VI-18|, resultando un importante crecimiento, superior al ritmo mundial.

Desde el ámbito profesional apostamos por un crecimiento anual alto para cumplir los objetivos del vigente Plan de Energías Renovables; en términos comparativos con otros sectores, el sector fotovoltaico se considera privilegiado, ya que no todos lo sectores industriales pueden presentar unas tasas de crecimiento anual de esos órdenes de magnitud.

Si comparamos a España con lo que sucede en el mundo |Figura VI-19| vemos que el contexto ya no es tan positivo porque apenas somos relevantes, hay otros países (Alemania, Japón, estados Unidos) con mucho mayor peso que nosotros.

193


|Figura VI-18| Nuevas instalaciones realizadas cada año en España

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Años

Instalaciones FV en España 1980-2010

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

MW

|Figura VI-19| Potencia instalada en el mundo y en España

1500

1250

1000

750

500

250

0

Años

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

España Mundo

MW

Estamos hablando de un orden de magnitud del porcentaje de lo que instalamos en España con respecto a lo que instalamos en el mundo |Figura VI-20|, del orden del 1,5 %, que teniendo en cuenta que ése es el porcentaje de nuestro PIB comparado con el PIB mundial, resulta así que estamos en el mismo orden que el cemento o que el hierro que producimos, etc. Ello nos lleva plantear, basados en nuestra pri-vilegiada insolación solar, la necesidad de no conformarnos con lo que actualmente tenemos, planteando el reto de mayores crecimientos.

194


|Figura VI-20| Relación entre la potencia instalada en España respecto de la instalada en el mundo

2,0%

1,5%

1,0%

0,5%

0,0%

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Desde el punto de vista industrial, la fabricación de generadores fotovoltaicos se hace principalmente en Japón |Figura VI-21| al que corresponde cerca del 50%, pero Europa ocupa un segundo lugar, siendo Alemania quien ocupa el primer lugar en Europa y España el segundo, con una cuota del 9% de lo que se produce en Europa y el 3% de la producción mundial. Así, la industria fotovoltaica está industrialmente y en términos comparativos mejor que la media de las industrias en España.

|Figura VI-21| Fabricación a) mundial y b) europea de células PV en el año 2006. Total en el mundo 2.535 MWp.

Otros; 103,3; 4%

Taiwan; 170,4; 7%India; 35,1; 1%

Australia; 33,4; 1%

China; 383,4; 15%

EEUU; 173,6; 7%

Europa; 715,1; 28%

Japón; 922,2; 37%

Otros; 23,15; 3%

Rusia; 4,1; 1%

Bélgica; 18; 3%

Suiza; 4,5; 1%

Italia; 11; 2%Noruega; 40; 6%

Francia; 33,5; 5%España; 73,25; 9%

Alemania; 507,6; 70%

Alemania España Francia Noruega Italia Suiza Bélgica Rusia Otros

Japón Europa EE.UU China Australia Índia Taiwan Otros

Fuente Photon

195


Este desarrollo de la industria fotovoltaica se produce sobre los siguientes tres pilares:

❙ Una sociedad que es consciente de la problemática del medio ambiente y solidaria con el tercer mundo, desarrollando este tipo de energías.

❙ Una administración que atiende este deseo solidario de la sociedad y lo administra correctamente apoyando su desarrollo con planificación, ayudas, etc.

❙ Y una industria que tiene el compromiso de mejora continua y reducción de costes.

En relación con los aspectos tecnológicos, en el momento actual se corresponde con las tecnologías mostradas en la |Figura VI-22| silicio cristalino, concentradores, silicio amorfo, capa delgada, etc.

|Figura VI-22 | Tecnologías actuales de fabricación celular PV. Fabricación de células en el año 2004

Sicilio cristalino(200-300 micras):ConcentradoresSicilio amorfo:(1-2 micras)Capa delgada (TeCd, Cu-Se-In…)Células electroquímicas/nanocristalografíaCélulas solares orgánicas

Total Mundial en el año 2006 > 2.536,6 MWp

Sicilio cristalino: 89,9%

Sicilio amorfo: 4,7%

Teluro de Cadmio 2,7%

Cobre Selenio Indio: 0,2%

Otras tecnologías 2,6%

Total en España en el año 2006 > 73,25 MWp

Sicilio cristalino: 100%

En España, se produce aprox. el 3% de la producción mundial

(En España, la producción industrial, en términos genera-les… es de un orden de magnitud del 1-2% mundial)

a) Tecnologías actuales de fabricación de células

Fuente: ASIFb) Fabricación de células PV en el año 2004

En la |Figura VI-22| también se muestra el panorama actual de las diversas tecnologías en el conjunto de los más de 2.500 MWp fabricados en el mundo, viéndose cómo prácticamente todo es tecnología de silicio cristalino (90% de la producción mun-dial, que en España asciende al 100%). Así pues, en estos momentos la tecnología dominante es la del silicio cristalino, tecnología que nace en un polisilicio creado por la industria metalúrgica y química a partir de la cuarcita de la arena. Este polisicilio se transforma en lingotes, y a su vez estos se transforman en obleas, las obleas en células y las células en módulos.

196


Actualmente la industria fotovoltaica tiene un cuello de botella en ese polisicilio, ya que el desarrollo de la industria fotovoltaica ha llevado a que en dos años se ha pasado a demandar tanto polisicilicio como necesita la industria electrónica, con la que se comparte esa materia prima.

Así pues, hay cierta desazón entre los titulares que quieren hacer instalaciones fotovoltaicas y se encuentran con que no hay suficientes módulos, y eso desde la asociación de fabricantes de sistemas fotovoltaicos está causado por diversas razones:

❙ Primera, porque el nivel de inversión económica para la industria de obtención del silicio es muy alto, estimándose en tres o cuatro veces la inversión requerida por una fábrica de células.

❙ Segunda, porque la rentabilidad no estaba asegurada, ya que hasta ahora es-tábamos compitiendo con el rechazo de la industria electrónica, es decir, que el polisilicio que nosotros usábamos era el que rechazaba la industria elec-trónica y por tanto, con costes muy bajos. Poner una fábrica exclusiva para polisilicio solar competiría con ese rechazo o con el polisilicio barato que la industria electrónica producía utilizando su capacidad extra (la capacidad extra con que se diseñó la industria electrónica, que en vez de estar parada, en espera de usarla en puntas de demanda electrónica, se dedicó a producir polisilicio para la industria solar). Es decir, la industria fotovoltaica no podría instalar una fábrica para competir con ese polisilicio que solamente tiene costes variables.

❙ En tercer lugar, porque existía una incertidumbre acerca de los apoyos del progra-ma alemán, o del japonés, o del gobierno en España.

❙ En cuarto lugar, por la falta de experiencia de la industria fotovoltaica en la fabri-cación de polisilicio

Todos estos factores han hecho que ahora nos encontremos en medio de un proble-ma coyuntural, pero hemos de decir que estamos en vías de solucionarlo, porque dentro de unos meses se volverá a disponer de ese polisilicio y esos módulos, ya que, ahora, como el polisilicio ha subido de precio, merece la pena invertir y se están haciendo bastantes inversiones. Lo que pasará es que seguiremos la curva de experiencia con un polisilicio solar más caro, pero con una industria fotovoltaica más madura; habremos superado lo que antes era el cuello de botella: depender de un subproducto, de una industria que no era la nuestra.

El marco regulatorio, legislación y financiación

El régimen económico fotovoltaico se está desarrollando básicamente por el apoyo que ha representado el Real Decreto 661/2007 que siguió al RD 436/2004, que prima

197


la generación fotovoltaica conectada en la red, estando la instalación en el tejado de nuestras casas o en cualquier otro lugar. Así, el kWh inyectado a la red desde insta-laciones con potencia de hasta 100 kW tiene una tarifa de 44 céntimos de euro por kWh inyectado a la red en el año 2007 durante los primeros 25 años de la instalación y a partir de los 25 años, una tarifa un 205 inferior hasta el fin de la vida de la insta-lación. Para las instalaciones entre 100 kW y 10 MW, la tarifa durante los primeros veinticinco años es de 0,41 céntimos por kWh. Estas tarifas van aumentando con los años indexadas a un porcentaje de la inflación, al índice de precios al consumo.

Se busca una rentabilidad razonable, pero ¿qué es una rentabilidad razonable para una inversión en energías renovables, concretamente en energía fotovoltaica? Cada uno tiene su idea de lo que es una inversión razonable, ya que hay quien considera que no vale la pena si no tiene el retorno de esta inversión en tres o cuatro años, lo que sería un criterio muy exigente. En este sentido, hay que tener en cuenta que estas inversiones se hacen con apoyo de la sociedad, por lo que no parece muy razo-nable estar pagando de nuestro bolsillo para que un inversor privado haga un nego-cio en dos o tres años; pero por otro lado, tampoco es razonable exigir a un inversor privado que recupere su dinero en veinte o treinta años.

Se considera algo razonable que un período de retorno de la inversión sea del orden de diez años, y una tasa interna de retorno de proyecto (sin apalancamiento financie-ro) del orden del 7%, lo cual está alineado con otras inversiones reguladas. La indus-tria, a pesar de la escasez coyuntural de silicio y otros problemas, está reduciendo los precios del orden del 4% cada año y llegará un momento en que no sean necesarias estas retribuciones bonificadas.

Otro tema de la normativa actual es que el actual marco regulatorio plantea las condi-ciones de apoyo hasta que en España haya 400 MWp instalados, lo que resulta efecti-vamente una amenaza porque esa potencia instalada se puede alcanzar dentro de poco tiempo y es una incógnita lo que entonces pueda decir la legislación futura.

Por último resulta interesante el resultado de un análisis DAFO sobre el mercado fotovoltaico español realizado por la Industria agrupada en la Asociación de la In-dustria Fotovoltaica (ASIF):

Debilidades❙ Legislación dispersa ❙ Ausencia de normativa técnica / Certificado de profesional fotovoltaico❙ Falta de uniformidad en las Comunidades Autónomas.

Amenazas❙ Falta de polisilico en cantidades suficientes para atender la demanda mundial.❙ Compromiso de mantener las condiciones actuales hasta los 400 MW instalados.

198


❙ Opinión de que las instalaciones fotovoltaicas en suelo rural tienen un impacto visual acusado.

Fortalezas❙ Alta insolación❙ Apoyo de la sociedad española al desarrollo de la energía solar❙ Fuerte industria fotovoltaica

Oportunidades❙ Se ha establecido una retribución razonable para el kWh inyectado en la red❙ Voluntad institucional de apoyar, independiente del partido en el gobierno, la

energía solar fotovoltaica.❙ Una industria unida y trabajando coordinadamente dentro de ASIF.

Conclusiones

Como resumen y conclusión, puede decirse que el marco regulatorio actual está propiciando un claro desarrollo del mercado fotovoltaico en España, que puede ha-cer que el objetivo del Plan de las Energías Renovables de tener instalados 400 MWp en el 2010 se quede corto. También propicia la adaptación de la normativa complementaria, como puede ser la conexión a red, ya que ahora las instalaciones son de más de 100 kW, con conexiones a la red eléctrica de media tensión, proyectos de mayor entidad que los anteriores, cuya reglamentación técnica se ha quedado corta.

Puede concluirse también que la industria fotovoltaica española está madura para afrontar los problemas de un desarrollo rápido y sostenido abastecimiento: como se ha mostrado, es uno de los líderes mundiales. Estamos preparados para afrontar los problemas que razonablemente se puedan presentar, como es el del silicio, pro-blema propio de un crecimiento exponencial mundial del 40% y nacional del 85% durante los últimos años, que es un crecimiento muy fuerte. Para que la industria solar fotovoltaica mantenga el liderato que ahora mismo ostenta, pedimos a la socie-dad y a la administración que se siga apoyando esta nueva tecnología energética que proporciona la forma más sencilla de generar electricidad. |❙|

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Editan:


Desde la Asociación de Ingenieros del ICAI se lleva trabajando varios años en la publicación de monografías, incluidas en la colección “Avances de Ingeniería”, que contribuyan a diseminar los avances que en diversos terrenos de la Ingeniería se vienen produciendo, ayudando así a la formación permanente de profesionales que de esta manera se mantienen al día en la vanguardia tecnológica.

La Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas de la Universidad Pontificia Comillas tiene la vocación de servir al debate y la reflexión acerca del problema de las fuentes de energía, el abastecimiento energético y su sostenibilidad en el medio y largo plazo junto con la contribución que a la resolución de estos problemas brindan las nuevas tecnologías energéticas reduciendo las emisiones inherentes a las transformaciones energéticas e incrementando la eficiencia de tales transformaciones, redundando así en un menor consumo de recursos. Así, la creación de una serie de monografías desarrolladas a partir de la jornada anual que desarrolla la Cátedra ofrece un material de excepcional importancia para tener una visión del estado del arte de las tecnologías energéticas más relevantes del momento, como punto de partida para el debate y la reflexión.

Este volumen, “Energía solar: estado actual y perspectiva inmediata” es el tercero de la serie “Análisis de situación y prospectiva de nuevas tecnologías energéticas” que pretende ser una de las respuestas que tanto desde la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas como desde la Asociación de Ingenieros del ICAI se plantean a la problemática descrita.

C O L E C C I Ó N : A V A N C E S D E I N G E N I E R Í AAnálisis de situación y prospectiva de nuevas tecnologías energéticas3 3

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Editores:José Ignacio Linares HurtadoBeatriz Yolanda Moratilla SoriaAntonio Arenas AlonsoLeo Miguel González GutiérrezPablo Ruiz CastellóRaquel de Francisco Fernández


Editan:


Autores:Fernando Sánchez SudónXavier García CasalsIgnacio Ajona MaeztuAdolfo González GonzálezDetta Schäfer Íñigo Aldekoa-Otalora ChinchurretaJosé Ignacio Linares HurtadoDaniel González i CastellvíEduardo Lorenzo PigueirasJuan Manuel Fernández FernándezJosé Luis Corbacho MargalloFrancisco Ramírez JiménezEmilio Alfonso ÁlvarezLuís Gordo PalaciosJuan Enrile MedinaValerio Fernández QueroEloy Álvarez Pelegry Manuel Romero ÁlvarezAntonio Gómez ZamoraÁlvaro Ramos SoláJuan Carlos Ballesteros AparicioValeriano Ruiz HernándezJulio Artigas Cano de SantayanaEnrique Belloso PérezJuan Fernández San JoséJavier Anta Fernández

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