Estudio de Un Parque Fotovoltaico

PROYECTO FIN DE CARRERA:

ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW

PROYECTO FIN DE CARRERA

ROCÍO RUIZ GUERRERO DNI: 53276822 J

INGENIERÍA INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW

ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL

- 1 -

PARTE I: INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. - 4 -

1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA ............................................................................ - 4 -

2. OBJETO......................................................................................................................................... - 5 -

3. PETICIONARIOS......................................................................................................................... - 5 -

4. NORMATIVA ............................................................................................................................... - 8 -

PARTE II: LA INSTALACIÓN .......................................................................................................... - 9 -

1. INSTALACIÓN SOLAR .............................................................................................................. - 9 -

1.1 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ...............................................................................................- 11 - 1.2 ESTRUCTURAS SOPORTE.......................................................................................................- 12 - 1.3 INVERSORES............................................................................................................................- 13 -

2. INSTALACIÓN ELÉCTRICA .................................................................................................. - 14 -

2.1 CABLEADO DC .........................................................................................................................- 15 - 2.2 CABLEADO AC.........................................................................................................................- 16 - 2.3 INFRAESTRUCTURAS COMUNES DE EVACUACIÓN EN BAJA TENSIÓN .....................- 17 - 2.4 EVACUACIÓN DE ENERGÍA..................................................................................................- 17 -

3. JUSTIFICACION DE LA DISTRIBUCIÓN DE MODULOS................................................ - 18 -

3.1 NÚMERO MÁXIMO DE MÓDULOS POR RAMAL ................................................................- 18 - 3.2 NÚMERO MÍNIMO DE MÓDULOS POR RAMAL..................................................................- 20 - 3.3 NÚMERO MÁXIMO DE RAMALES EN PARALELO.............................................................- 21 - 3.4 CONFIGURACION ADOPTADA..............................................................................................- 22 - 3.5 SEPARACIÓN MÍNIMA ENTRE ESTRUCTURAS..................................................................- 22 -

4. CÁLCULOS ELÉCTRICOS...................................................................................................... - 23 -

4.1 INTENSIDAD MÁXIMA CIRCULANDO POR RAMAL.......................................................... - 23 - 4.2 CAÍDAS DE TENSIÓN Y PÉRDIDAS DE POTENCIA........................................................... - 23 -

5. PROTECCIONES ....................................................................................................................... - 35 -

5.1 PROTECCIÓN GENERAL DE CORRIENTE CONTINUA..................................................... - 35 - 5.2 PROTECCIÓN GENERAL DE CORRIENTE ALTERNA........................................................ - 42 - 5.3 PROTECCIÓN CONTRA SOBREINTENSIDADES................................................................ - 44 -

6. PUESTA A TIERRA DE LA INSTALACIÓN......................................................................... - 47 -

PARTE III: ENERGÍA....................................................................................................................... - 56 -



- 2 -

1. DATOS DE PARTIDA PARA CALCULAR ENERGÍA PRODUCIDA POR PLANTA

FOTOVOLTAICA .............................................................................................................................. - 56 -

2. ENERGÍA BRUTA GENERADA.............................................................................................. - 57 -

3. CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE LA INSTALACIÓN ............................................................. - 62 -

PÉRDIDAS POR POTENCIA GARANTIZADA ............................................................................ - 62 - PÉRDIDAS DE CONEXIONADO................................................................................................. - 63 - PÉRDIDAS ANGULARES Y ESPECTRALES (IAM) ................................................................... - 65 - PÉRDIDAS POR CAÍDAS ÓHMICAS EN EL CABLEADO ......................................................... - 66 - PÉRDIDAS POR TEMPERATURA............................................................................................... - 67 - PERDIDAS POR SOMBREADO................................................................................................... - 68 - RENDIMIENTO DEL INVERSOR ................................................................................................ - 71 -

4. PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA ..................................................................................... - 72 -

5. COMPARACIÓN ENTRE INSTALACIÓN EN ESTRUCTURA FIJA Y CON SEGUIDORES

- 73 -

6. DIFERENCIAS DE INVERSIÓN ENTRE INSTALACIÓN EN ESTRUCTURA FIJA Y CON

SEGUIDORES..................................................................................................................................... - 83 -

7. COSTE DIFERENCIAL DE LAS DISTINTAS OPCIONES ................................................. - 87 -

8. COSTES DE EXPLOTACIÓN .................................................................................................. - 87 -

A. COSTE DE MANTENIMIENTO...........................................................................................- 87 - B. SEGURO ANUAL .....................................................................................................................- 91 - C. DISPOSITIVO DE SEGURIDAD Y VIGILANCIA..................................................................- 92 -

PARTE IV: ANÁLISIS DE VIABILIDAD ECONÓMICA DE LA PLANTA .............................. - 93 -

1. INVERSIÓN ................................................................................................................................ - 93 -

2. ESTRUCTURA FINANCIERA ................................................................................................. - 94 -

3. PRÉSTAMOS .............................................................................................................................. - 96 -

4. AMORTIZACIONES ............................................................................................................... - 100 -

5. PÉRDIDAD Y GANANCIAS................................................................................................... - 104 -

6. CASH FLOW............................................................................................................................. - 113 -



- 3 -

7. VALORACIÓN DEL PROYECTO......................................................................................... - 120 -

8. INFORME RESUMEN DE LA INSTALACIÓN................................................................... - 129 -

9. COMPARACIÓN DE LA VIABILIDAD ECONÓMICA DE LAS DOS POSIBILIDADES

VISTAS .............................................................................................................................................. - 134 -

PARTE V: PLANOS ......................................................................................................................... - 138 -

PARTE VI: ANEXOS, TECNOLOGÍA UTILIZADA .................................................................. - 139 -



- 4 -

PARTE I: INTRODUCCIÓN

1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA

La instalación fotovoltaica de conexión a red responde al esquema de la figura 1.1.

Cada Generador Fotovoltaico formado por una serie de módulos conectados entre sí, se

encarga de transformar la energía del sol en energía eléctrica. Sin embargo, esta energía está

en forma de corriente continua y tiene que ser transformada por el inversor en corriente alterna

para acoplarse a la red convencional.

En el caso particular de la instalación que nos ocupa, se colocarán 168 seguidores, equipos

que se mueven sobre dos ejes, para que los módulos de 220 Wp que se colocan sobre ellos

tengan en todo momento la orientación óptima, en cualquier caso se verán de forma más

detenida en apartados posteriores.

Se compondrá de 19 instalaciones independientes, siendo 18 de ellas de 100 kW y otra de 75

kW. Cada una de las instalaciones de 100 kW nominales tendrá una potencia pico de

100.880 Wp, y la instalación de 75 kW nominales será de 79.200 Wp.

El número total de módulos de será de 9.432, siendo la potencia pico total de 2.075.040 Wp.

El Generador Fotovoltaico se conectará a la red de Media Tensión de la compañía, por tanto

habrá que tener en cuenta la legislación vigente, para la conexión con la red.

Así pues, los módulos fotovoltaicos generan una corriente continua proporcional a la

irradiancia solar que incide sobre ellos. Esta corriente se conduce al inversor que la convierte

en corriente alterna a la misma frecuencia que la red eléctrica y de este modo queda disponible

para cualquier usuario.

Esta energía generada, se mide con su contador correspondiente y se venderá a la

empresa distribuidora.

Figura 1.1. Esquema de principio

GENERADOR

INVERSOR

RED ELÉCTRICA



- 5 -

En una misma instalación se pueden emplear varios inversores, cada uno con su

generador fotovoltaico de forma independiente. Esto confiere una gran modularidad al sistema

tanto para futuras ampliaciones como para realizar operaciones de mantenimiento, etc.

El proyecto que a continuación se presenta cumple con todas las consideraciones

técnicas requeridas en la Orden Ministerial de 12 de Septiembre de 1985 que se complementa

con el Real Decreto 661/2007 y establece las condiciones administrativas y técnicas básicas de

conexión a la red de Media Tensión de las instalaciones solares fotovoltaicas

2. OBJETO

Es objeto del presente proyecto, definir las principales características técnicas y de

funcionamiento de las instalaciones de un Parque Solar de 1,875 MW de potencia nominal,

compuesto a su vez por dieciocho instalaciones independientes de 100 kW nominales y una

instalación de 75 kW.

Asimismo, se justificarán en la medida de lo posible, la cantidad de energía que será

transferida a la red de distribución, evaluando para ella parámetros como Producción Bruta,

pérdidas por sombreado, orientación, cableado...etc., que finalmente conduzcan a la

evaluación cuantitativa de la Producción Neta inyectada a la red.

Se realizará una comparativa entre la planta con seguidores y otra de la misma potencia con

las placas colocadas en estructura fija.

De igual manera, se determinarán las variables financieras de ambos casos, necesarias para

evaluar económicamente la planta y estudiar la rentabilidad de cada una.

3. PETICIONARIOS

La empresa Energía Fotovoltaica S.L., realizará este proyecto junto a todos los trámites

administrativos necesarios para su ejecución, por petición del propietario de los terrenos en los

que irá instalada la Planta Solar.

La Planta Solar se dividirá en instalaciones de 100 kW y 75 kW, ya que hasta una potencia de

100 kW la energía inyectada en la red se pagará a un precio más alto. Cada una de estas

instalaciones será una sociedad diferente, de las que se detallan los datos a continuación:



- 6 -

INSTALACION Nº 1 2 3

NOMBRE EMPRESA JIMENA SOLAR S.C.P. JEREZ SOLAR S. C. P. GRAZALEMA SOLAR S.C.P

CIF G-91.560.458 G-91.560.441 G-91.560.433

POTENCIA NOMINAL (KW) 100 100 100

DIRECCION Pza Escuela Sevillana 47 Pza Escuela Sevillana 47 Pza Escuela Sevillana 47

POBLACION TOMARES TOMARES TOMARES

PROVINCIA SEVILLA SEVILLA SEVILLA

CODIGO POSTAL 41940 41940 41940

PERSONA DE CONTACTO PEDRO ALARCÓN DE LA LASTRA

ROMERO

PEDRO ALARCÓN DE LA LASTRA

ROMERO

PEDRO ALARCÓN DE LA LASTRA

ROMERO


NOMBRE EMPRESA EL GASTOR SOLAR S. C. P. ESPERA SOLAR S. C. P. CHIPIONA SOLAR S. C. P.

CIF G-91.560.425 G-91.560.417 G-91.560.409





CODIGO POSTAL 41940 41940 41940

PERSONA DE CONTACTO ROCIO RUIZ GUERRERO ROCIO RUIZ GUERRERO ROCIO RUIZ GUERRERO


NOMBRE EMPRESA CHICLANA SOLAR S. C. P. CONIL SOLAR S. C. P. CASTELLAR SOLAR S. C. P.

CIF G-91.560.391 G-91.560.383 G-91.560.375





CODIGO POSTAL 41940 41940 41940




- 7 -


NOMBRE EMPRESA CADIZ SOLAR S. C. P. ALCALA DEL VALLE SOLAR S. C. P. ZAHARA SOLAR S. C. P.

CIF G-91.560.367 G-91.560.201 G-91.560.748





CODIGO POSTAL 41940 41940 41940



NOMBRE EMPRESA BORNOS SOLAR S. C. P. BENACOAZ SOLAR S. C. P. BENALUP SOLAR S. C. P.

CIF G-91.560.342 G-91.560.326 G-91.560.318





CODIGO POSTAL 41940 41940 41940



NOMBRE EMPRESA LOS BARRIOS SOLAR S. C. P. BARBATE SOLAR S. C. P. ARCOS DE LA FRONTERA SOLAR S. C.

P.

CIF G-91.560.300 G-91.560.292 G-91.560.268





CODIGO POSTAL 41940 41940 41940




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4. NORMATIVA

Las normas que habrá que tener en cuenta a lo largo del proyecto se resumen a

continuación:

• Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) y sus instrucciones

complementarias.

• Directivas Europeas de seguridad y compatibilidad electromagnética.

• Ley 88/67 de 8 de noviembre “Sistema Internacional de Unidades de medida SI”

• Ordenanzas de Seguridad e Higiene en el Trabajo y Reglamento de Prevención de

Riesgos laborales, así como toda la normativa que la complemente.

• Ley 54/1997 de 27 de noviembre del sector eléctrico

• Real Decreto 2818/1998 de 23 de diciembre sobre producción de energía eléctrica por

recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración.

• Real Decreto 1454/2005 de 2 de diciembre por el que se regulan las actividades de

transporte, distribución, comercialización suministro y procedimientos de autorización

de instalaciones de energía eléctrica.

• Real decreto 661/2007 de 25 de mayo por el que se regula la actividad de producción

de energía eléctrica en régimen especial

INSTALACION Nº 19

NOMBRE EMPRESA SAN FERNANDO SOLAR S. C. P.

CIF G-91.560.599

POTENCIA NOMINAL (KW) 75

DIRECCION Pza Escuela Sevillana 47

POBLACION TOMARES

PROVINCIA SEVILLA

CODIGO POSTAL 41940

PERSONA DE CONTACTO ROCIO RUIZ GUERRERO



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PARTE II: LA INSTALACIÓN

1. INSTALACIÓN SOLAR

El Parque Solar estará formado por 19 Generadores independientes. Cada una de

las instalaciones de 100 kW estará formada por 9 seguidores con 56 módulos de 220 Wp de

potencia cada uno, teniendo un total de 504 módulos por instalación. El conexionado de los

módulos fotovoltaicos sigue las reglas básicas de la electricidad. Se pueden conectar módulos

fotovoltaicos en serie, paralelo y combinaciones de las anteriores por tal de sumar la potencia

de los módulos conectados y a la vez adaptar el funcionamiento al voltaje de funcionamiento

del inversor (ver figura 1.3).

La conexión en serie se basa en conectar el terminal positivo de un módulo con el

negativo del siguiente, y así sucesivamente, hasta obtener la serie completa. La conexión de

salida de la agrupación será entre el terminal positivo del último módulo conectado y el

negativo del primero (ver figura 1.1).

Figura 1.1. Conexión de módulos en serie

La conexión en paralelo se basa en conectar juntos los terminales positivos de todos

los módulos y por otra parte todos los terminales negativos. La salida será entre el terminal

positivo común y el negativo también común (ver figura 1.2).



- 10 -

Figura 1.2. Conexión de módulos en paralelo

La distribución en las instalaciones de 100 kW será de 4 ramales de 14 módulos por

ramal en cada seguidor, siendo un total de 36 ramales para cada instalación, ya que habrá 9

seguidores en cada una.

Figura 1.3. Conexión de módulos en cada seguidor de la instalación de 100 kW

De forma análoga, la instalación de 75 kW la constituirán seis seguidores, con 60 módulos

cada uno distribuidos en 4 ramales de 15 módulos en cada seguidor.

Veremos más adelante que esta distribución se calcula teniendo en cuenta unos límites

máximos y mínimos del número de módulos en seria y de ramales en paralelo.

La potencia pico de las dieciocho instalaciones constituidas por nueve seguidores es de

110.880 Wp y (se corresponderá con una potencia nominal de 100 kW) de 79.200 Wp

(correspondiente a 75 kW nominales). La disposición de cada instalación en el terreno

disponible se muestra en plano nº 01.

La potencia total será de 2.075.040 Wp.



- 11 -

A continuación se desarrollarán las características de los elementos que componen la

instalación:

- Módulos Fotovoltaicos

- Estructuras soporte

- Inversores

1.1 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Las características del módulo tipo que se propone para realizar esta instalación, en las

tres opciones, son las siguientes:

• CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DEL MÓDULO

o Anchura (mm) 995

o Altura (mm) 1.667

o Peso (Kg) 18,50

• CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL MÓDULO

o Potencia (Wp) 220

o Corriente de Cortocircuito ICC(A) 7,85

o Corriente de Máxima Potencia IMP (A) 7,33

o Tensión de Circuito Abierto UCA (V) 36

o Tensión de Máxima Potencia UMP (V) 30

o Temperatura Normal de Operación 48 ± 2ºC

o Coeficiente de Tª de Intensidad de CC + 0,09 ± 0,01 %/K

o Coeficiente de Tª de Tensión -0,34 ± 0,01 %/K

o Coeficiente de Tª de Potencia -0,37 ± 0,05 %/K

Interesa insistir en que la tecnología de fabricación de estos módulos debe superar

unas pruebas de homologación muy estrictas que permiten garantizar, por un lado, una gran

resistencia a la intemperie y, por otro, un elevado aislamiento entre sus partes eléctricamente

activas y accesibles externamente.



- 12 -

Se relacionan a continuación las características eléctricas de cada uno de estos

ramales de 14 módulos en serie (para las instalaciones de 100 kW):

• Corriente de Cortocircuito ICC (A) (STC) 7,85

• Corriente de Máxima Potencia IPMP (A) (STC) 7,33

• Tensión de Circuito Abierto UCA (V) (STC) 504

• Tensión de Máxima Potencia UMP (V)(STC) 420

• Número de Módulos en Serie 14

Se relacionan a continuación las características eléctricas de cada uno de los ramales

de 15 módulos en serie (para la instalación de 75 kW):

• Corriente de Cortocircuito ICC (A) (STC) 7,85

• Corriente de Máxima Potencia IPMP (A) (STC) 7,33

• Tensión de Circuito Abierto UCA (V) (STC) 540

• Tensión de Máxima Potencia UMP (V)(STC) 450

• Número de Módulos en Serie 15

NOTA: STC: condiciones estándar,

- tª célula: 25 ºC

- AM : 1,5

- Irradiancia: 1000 W/m2

1.2 ESTRUCTURAS SOPORTE

El equipo de seguimiento considerado para las instalaciones del parque solar al que

se refiere el presente proyecto posee seguimiento tanto acimutal como en elevación,

resumiéndose sus características a continuación:

• Ángulo de giro Azimutal 360º

• Ángulo de elevación 0 – 65º

• Potencia de módulos admitida Aprox. 12 kWp

• Cimentación Zapata de hormigón

• Accionamiento azimutal y altura Cilindros hidráulicos

• Generador de potencia Equipo hidráulico

• Consumo aproximado 60 Wh por día

• Equipo de control Armario eléctrico IP 67 PLC Industrial

• Sistema de seguimiento Automático

• Sistema de salvaguarda Programable

• Alimentación eléctrica 240 V (monofásico y tierra)



- 13 -

1.3 INVERSORES

Se instalarán equipos inversores de 100 y de 25 kW nominales de potencia (resto de

características se listan más adelante) que serán los encargados de convertir la energía en

ellos inyectada de corriente continua a corriente alterna.

Se instalarán tres inversores de 25 kW para la instalación de 75 kW para que sean del

mismo fabricante, ya que éste nos dispone de inversores de 75 kW nominales.

Este inversor tiene microprocesadores de control, y un PLC para la comunicación de

datos, que se adaptará a los requisitos particulares del proyecto. El inversor elegido para esta

instalación trabaja conectado por su lado DC a un generador fotovoltaico, y por su lado AC a un

transformador elevador que adapta la tensión de salida del inversor, 220V/230 V, hasta la

tensión de la red. El microprocesador es el encargado de garantizar una curva senoidal con

una mínima distorsión. La lógica de control empleada garantiza además de un funcionamiento

automático completo, el seguimiento del punto de máxima potencia (MPP) y evita las posibles

pérdidas durante periodos de reposo (Stand-By).

El inversor es capaz de transformar en corriente alterna y entregar a la red toda la

potencia que el generador fotovoltaico genera en cada instante, pero hay un umbral mínimo de

radiación solar para que funcione, que vendrá dado por el fabricante que definirá una tensión

mínima en el punto de máxima potencia.

INVERSOR DE 100 kW

o CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DEL INVERSOR

• Anchura (cm) 120

• Altura (cm) 200

• Espesor (cm) 60

• Peso (Kg) 250

o CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL INVERSOR

o Mínima Tensión DC de Entrada 305 -- 650 V

o Máxima Tensión DC de Entrada 700 V

o Máxima Corriente DC de Entrada 335 A

o Potencia Nominal del Inversor 100.000 W

o Potencia Máxima de Salida 110.000 W



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o Tensión de Red 3x400 V

o Frecuencia 50 Hz ±0,2

o Distorsión Máxima de Intensidad CA inyectada red < 3,5 %

o Rendimiento aproximado > 94 %

o Euro-Rendimiento >94,6%

INVERSOR DE 25 kW

o CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DEL INVERSOR

• Anchura (cm) 80

• Altura (cm) 200

• Espesor (cm) 60

• Peso (Kg) 25

o CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL INVERSOR

o Mínima Tensión DC de Entrada 300 -- 650 V

o Máxima Tensión DC de Entrada 700 V

o Máxima Corriente DC de Entrada 84 A

o Potencia Nominal del Inversor 25.000 W

o Potencia Máxima de Salida 27.000 W

o Tensión de Red 3x400 V

o Frecuencia 50 Hz ±0,2

o Distorsión Máxima de Intensidad CA inyectada red < 3,5 %

o Rendimiento aproximado > 94 %

o Euro-Rendimiento >94,6%

2. INSTALACIÓN ELÉCTRICA

Cada uno de los seguidores estará formado por cuatro ramales que se unificarán en

un cuadro de protección general y seccionamiento mediante dispositivos de características

adecuadas.

Los cables que resultan de unificar los ramales de cada seguidor, se volverán a

unificar, antes de entrar en el cuadro general de corriente continua, de tres en tres, por lo que a

este cuadro de corriente continua llegarán seis cables unipolares (ver planos 02 y 03).



- 15 -

Por su parte cada seguidor, estará compuesto por 4 ramales en paralelo, cada uno

de ellos compuesto por 14 módulos fotovoltaicos en serie.

2.1 CABLEADO DC

El cableado que habrá de corriente continua, se divide en varios tramos de los que en

el apartado siguiente se determinarán sus secciones, y que se describen a

continuación. Estos tramos serán iguales para todas las instalaciones que componen

la planta fotovoltaica.

• TRAMO 1. RAMALES. Se refiere al cableado que une los módulos entre sí

formando ramales de 14/15 módulos en serie (según instalación). Sobre cada

seguidor se colocarán cuatro de estos ramales, es decir un total de 56/60

módulos por cada seguidor. El cableado utilizado para este tramo será de cobre

del tipo RV – 0,6/1 KV con aislamiento de polietileno reticulado (XLPE), tanto

para el positivo como para el negativo. Estos ramales terminarán en la caja de

protección de los ramales en corriente continua, situada junto a cada uno de los

seguidores

• TRAMO 2. CAJA DE PROTECCIÓN DE RAMALES – CAJAS DE CONEXIÓN INTERMEDIAS. Estos tramos servirán para unificar el cableado que llega desde

los distintos seguidores, de tres en tres, para llegar al inversor con mayor

comodidad y seguridad. El cableado utilizado para este tramo será de cobre del

tipo RV – 0,6/1 kV con aislamiento de polietileno (XLPE), tanto para el positivo

como para el negativo.

• TRAMO 3. CAJAS DE CONEXIÓN INTERMEDIAS (C1, C2, C3, C4) – CUADRO GENERAL DE CORRIENTE CONTINUA. Este tramo se refiere al cableado que

conecta la salida de las cajas de conexión intermedias con la entrada de la caja de

protección y unificación de corriente continua situada en el monolito del inversor

para cada una de las instalaciones. El cableado utilizado para este tramo será de

cobre del tipo RV- 0,6/1 kV, tanto para el positivo como para el negativo, con

aislamiento polietileno reticulado (XLPE).



- 16 -

• TRAMO 4. CUADRO GENERAL DE CORRIENTE CONTINUA - INVERSOR. Es el

tramo que llega a los inversores con el cableado ya unificado desde la caja general

de protección de corriente continua. La distancia existente será muy pequeña, ya

que ambos elementos se encontrarán situados en el mismo monolito. El cableado

utilizado para este tramo será de cobre del tipo RV-0,6/1 kV con aislamiento de

polietileno reticulado (XLPE), tanto para el positivo como para el negativo.

Las conexiones para todos los tramos de corriente continua tendrán que realizarse

con mucho cuidado, ya que una mala conexión puede dar lugar a arcos indeseables. Para que

esto no ocurra se utilizan los terminales multicontacto, que tienen, conexiones a prueba de

contactos.

Por otro lado, los conductores de la instalación deben ser fácilmente identificables,

para ello los colores de los aislamientos serán Rojo para el positivo y Negro para el negativo.

2.2 CABLEADO AC

El cableado de corriente alterna se divide también en dos tramos, que describiremos a

continuación.

• TRAMO 1. INVERSOR- CUADRO GENERAL DE CORRIENTE ALTERNA. Este

tramo unirá la salida en alterna de cada uno de los inversores con la caja de

protección de corriente alterna de cada instalación. El cableado será de cobre con

aislamiento de tipo RV-0,6/1 kV y sección adecuada a cada uno de los tramos (se

determinará en el siguiente apartado).

• TRAMO 2.CUADRO GENERAL DE CORRIENTE ALTERNA – CONTADORES. Este tramo será el que una cada uno de los cuadros de protección de alterna de

cada instalación con la centralización de contadores. Dependiendo del tramo que

se trata, esta canalización llevará un determinado número de tubos de distinto

diámetro dependiendo de la sección de cableado que alojen en su interior (cada

tubo se corresponde con cada uno de los circuitos de cada instalación). Dichos

conductores serán de cobre del tipo RV-FV 0,6/1 kV (aislamiento de polietileno

reticulado con cubierta de PVC y protección contra roedores) de una sección

determinada (adecuada para cada uno de los tramos distintos).



- 17 -

2.3 INFRAESTRUCTURAS COMUNES DE EVACUACIÓN EN BAJA

TENSIÓN

Este es el tramo que transcurre desde la salida del monolito de centralización de

contadores hasta la entrada en el Cuadro General de Baja Tensión del Centro de

Transformación que posteriormente se cederá a la compañía distribuidora.

Dicho tramo estará formado por conductores de aluminio y las caídas de tensión y

pérdidas de potencia serían prácticamente igual para todas las instalaciones, ya que el trazado

es el mismo para ellas.

La estructura, materiales y montaje estarán de acuerdo con las Normas Particulares y

Especificaciones Técnicas de la Compañía Distribuidora.

2.4 EVACUACIÓN DE ENERGÍA

La evacuación de energía para las diecinueve instalaciones, y por tanto para el

Parque Solar será común, es decir, se tendrá que construir TRES Centros de Transformación

de 2x630 kVA de potencia, que posteriormente deberán ser cedidos a la Compañía

Distribuidora, aunque los gastos del mismo deberán ser repartidos entre los promotores de las

diecinueve instalaciones.

Posteriormente al Centro de Transformación, habrá que realizar una línea de

evacuación en Media Tensión hasta el punto de conexión concedido por la misma compañía

distribuidora. Los gastos de esta línea también correrán por cuenta de los titulares de cada una

de las instalaciones de la huerta solar.

El centro de transformación, a través del cual se aumentará el nivel de tensión al

requerido por la empresa distribuidora hasta el nivel existente en la zona, será objeto, junto con

el tramo existente hasta realizar el enganche en el punto indicado por la distribuidora, de

proyecto independiente, a partir de las consideraciones que esta considere oportunas.



- 18 -

3. JUSTIFICACION DE LA DISTRIBUCIÓN DE MODULOS

3.1 NÚMERO MÁXIMO DE MÓDULOS POR RAMAL

El número máximo de módulos en serie dependerá de las tensiones máximas del inversor y del

módulo.

El valor máximo de la tensión del módulo corresponde a la tensión en circuito abierto del

generador fotovoltaico cuando la temperatura y la irradiancia del módulo son mínimas. La

temperatura del módulo mínima corresponde con una temperatura ambiente mínima, que suele

corresponder a Invierno y que para climas como el de España se puede considerar de –5ºC y

para una irradiancia mínima de 100 W/m2.

Ambas tensiones se relacionan de la siguiente forma:

min)(

)max(max,

TCA

INVserie U

UN =

Para obtener la tensión máxima del módulo, tendremos que calcular la temperatura del módulo

en las condiciones anteriormente expuestas.

Se determina mediante la siguiente expresión general:

ITONCTT aP ·800

20⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+= (1)

Siendo:

TP : Temperatura del Módulo (ºC)

Ta: Temperatura Ambiente (ºC)

I : Irradiancia (W/m2)

TONC: Temperatura de Operación Nominal de la célula (48ºC)

Para una temperatura ambiente de –5ºC y una irradiancia de 100 W/m2, se obtiene un valor de

TP= -1,5ºC



- 19 -

El número máximo de módulos por ramal conectados en serie se determina como se citó

anteriormente, como el cociente entre la tensión máxima de entrada del inversor y la tensión a

circuito abierto del módulo a su temperatura mínima, que son estos –1,5 ºC obtenidos

anteriormente. Se tendría entonces:

min)(

)max(max,

TCA

INVserie U

UN =

siendo

Nmax,serie : Nº máximo de módulos por ramal conectados en serie.

Umax(INV): Tensión Máxima de entrada en el Inversor (V)

U CA (Tmin): Tensión a circuito abierto del módulo en condiciones de mínima temperatura.

La tensión en circuito abierto del módulo a la mínima temperatura se obtiene a partir de la

siguiente expresión:

UCA (-1,5ºC) = UCA(STC) - (26,5ºC·ΔU) (2)

Para los módulos escogidos se tienen los siguientes valores:

UCA(STC) = 36,00 V

ΔU = -0,34 ± 0,01 % /K

Sustituyendo estos valores en (2) se obtiene

UCA(-1,5ºC)=39,25 V

Por otro lado, la tensión máxima que soporta el inversor considerado a la entrada es de

UMax(INV)= 700 VDC

Se obtiene entonces, que el número máximo de módulos en serie por ramal es de

83,1725,39

700max, ==serieN



- 20 -

Puesto que este número debe ser entero, se limitará entonces a

17max, ≤serieN

3.2 NÚMERO MÍNIMO DE MÓDULOS POR RAMAL

El número mínimo de módulos en serie lo limitarán también las tensiones del inversor y del

módulo, pero esta vez serán las tensiones en el punto de máxima potencia (PMP).

Nos tendremos que fijar en el valor mínimo de esta tensión.

La tensión disminuye cuando aumenta la temperatura, por tanto el valor buscado será el

calculado cuando la temperatura del módulo sea máxima.

El punto corresponde a una situación de una irradiancia de 1.000 W/m2 y la temperatura

ambiente máxima, que suele darse en verano, es para climas como el de España de 45ºC.

Para obtener la temperatura de funcionamiento del módulo para la nueva temperatura

ambiente de 45 ºC aplicamos (1) obteniéndose un valor de:

TP = 80 ºC

Así pues, el valor de la tensión mínima se alcanzará cuando los paneles lleguen a esta

temperatura, y utilizando una expresión análoga a (2) pero para otra temperatura:

UPMP (80 ºC) = UPMP(STC) - (-55ºC·ΔU) (3)

Sustituyendo en (3) obtendremos:

UPMP (1000W/m2,80ºC) = 24,39 V

Teniendo todos estos datos, el número mínimo de módulos conectados en serie en un ramal se

obtiene a partir del cociente entre la tensión mínima de entrada del inversor en el Punto de

Máxima Potencia y la Tensión mínima del módulo en este mismo punto de máxima potencia, es

decir:

)ª(

)(min,

MAXTPMP

INVPMPserie U

UN =

Por el otro lado el inversor escogido, en el punto de máxima potencia tendrá el siguiente valor

de tensión:

UPMP (INV) = 300 VDC



- 21 -

Sustituyendo valores se obtiene:

3,12min, =serieN

Puesto que este número debe ser entero, se limitará a:

3.3 NÚMERO MÁXIMO DE RAMALES EN PARALELO

El número de ramales en paralelo dependerá ahora de la corriente máxima de entrada del

equipo inversor considerado y de la de cortocircuito de los módulos, de la siguiente manera:

INVMAXRamalCCParaleloRamales IIN ,,, · ≤

El valor máximo de la intensidad circulando por un ramal de forma independiente, es aquel que

se obtiene en situación de cortocircuito y para la máxima temperatura de funcionamiento.

La corriente de cortocircuito de cada ramal, para el valor de temperatura máxima obtenido

anteriormente viene dado entonces por la siguiente expresión:

ICC (80ºC) = ICC(STC)+(55ºC·ΔI) (4)

Para los módulos que se han escogido, se tienen los siguientes valores:

ICC(STC) = 7,85A

ΔI = 0,09 ± 0,01 %/K

Sustituyendo valores, se obtiene:

ICC (80ºC) = 8,24 A

Por su parte, según catálogo, la intensidad máxima admisible para el equipo inversor en el lado

de Corriente Continua será de IMAX,INV= 335 A, en el caso de los inversores de 100 kW y de 84 A

para los inversores de 25 kW.

Sustituyendo valores, queda entonces

Instalaciones de 100 kW: 40≤RamalesN

Instalaciones de 75 kW: 10≤RamalesN

13min, >serieN



- 22 -

3.4 CONFIGURACION ADOPTADA

Para cada una de las instalaciones, se adopta la siguiente configuración, teniendo en cuenta

los resultados anteriores:

Potencia Módulo: 220 Wp INSTALACION DE 100 kW Nº de seguidores por instalación : 9 Nº Total de Módulos seguidor : 56 Potencia Total Seguidor Fotovoltaico : 12.320 WP Nº de Ramales en Paralelo : 4 Nº de Módulos en Serie por Ramal : 14

INSTALACION DE 75 kW ( 3 inversores de 25 kW) Nº de seguidores por instalación : 6 Nº Total de Módulos seguidor : 60 Potencia Total Seguidor Fotovoltaico : 13.200 WP Nº de Ramales en Paralelo : 4 Nº de Módulos en Serie por Ramal : 15

Tensión de Ramal (PMP, 80º C) : (14 /15) x 23,88 V Intensidad de Ramal (PMP, 80º C) : 7,69 A

3.5 SEPARACIÓN MÍNIMA ENTRE ESTRUCTURAS

Para el caso de las estructuras que se pretenden utilizar en este proyecto, se ha proyectado

unas separaciones mínimas entre ejes para evitar el efecto de los sombreados de unas sobre

otras de:

• Separación N-S 20 m

• Separación E-O 30 m



- 23 -

4. CÁLCULOS ELÉCTRICOS

4.1 INTENSIDAD MÁXIMA CIRCULANDO POR RAMAL

El caso más desfavorable de circulación de intensidad por un ramal es cuando se

produce una situación de sombreado en el mismo. Debido a este sombreado, el ramal va a

pasar a una situación en la que va a estar disipando energía en lugar de estar produciéndola,

es análogo a una situación de circuito abierto para ese ramal, de manera que va a recibir por

ella toda la intensidad del resto de los ramales situados en paralelo con él. Así pues, en

principio, esta intensidad vendría dada por la expresión:

IMAX, RAMAL=ICC, seguidor - ICC, RAMAL

En nuestro caso como cada seguidor estará compuesto de 4 ramales, esta máxima

intensidad sería de 24,72 A

Ahora bien, se puede asegurar un valor límite para esta intensidad, colocando adecuadamente

protecciones en cada uno de los ramales, que tendrán la doble función de limitar esta

intensidad por un lado y por otro la de servir de elemento de corte para situaciones de

mantenimiento. Así, escogiendo un fusible de 10 A de calibre para cada ramal (superior a la

máxima intensidad que puede proporcionar el Módulo FV en la situación más desfavorable), se

fuerza a que esta sea precisamente la máxima intensidad que tendría que soportar el cableado

de los ramales en la situación de sombreado descrita anteriormente.

4.2 CAÍDAS DE TENSIÓN Y PÉRDIDAS DE POTENCIA

4.2.1 LADO DE CORRIENTE CONTINUA

En este apartado estudiaremos las secciones de cada uno de los conductores que

constituyen los tramos descritos en apartados anteriores.

La fórmula utilizada para obtener las secciones teóricas de los distintos conductores

que componen los tramos de corriente continua es la siguiente:

UkIL

mmS PMPMT Δ

=···2

)( 2



- 24 -

Se van a tener en cuenta las siguientes consideraciones:

Los valores que se han tomado para el punto de máxima potencia han sido a unas

condiciones de 1.000 W/m2 de irradiancia y a 45 ºC de temperatura ambiente.

La resistividad del cable, y por tanto la conductividad, se corregirá para tener en cuenta

el efecto de la temperatura, de forma que se tendrá:

))20·(00392,01)·(º20()º( −+= TCCT ρρ )º(/1)º( CTCTk ρ=

A partir de la sección teórica elegida, se calculan las pérdidas de potencia en cada uno

de los tramos, a partir de la siguiente expresión:

CP

PMPCPCC Sk

ILWP

···2

)(2

=Δ

- Para el TRAMO 1, se detallan a continuación las secciones y pérdidas , y para ello se han

utilizado los siguientes datos del módulo fotovoltaico y del esquema de conexión:

Tensión Punto de Máxima Potencia (V) (80 ºC, 1000 W/m2)

UMPP = 24,39 V

Corriente Punto de Máxima Potencia (A) (80 ºC, 1000 W/m2)

ICC = 7,71 A

Longitud de cada Ramal (m)

LR = 25 m

Tensión del Ramal (PMP; 80 ºC, 1000 W/m2)

UR = 341,46 V ( para instalación de 100 kW)

365,85 V ( para instalación de 75 kW)

Por otro lado, para el tipo de montaje del que se trata (Conductores unipolares aislados

en tubos sobre pared) se muestran los valores característicos de intensidad según secciones y

los coeficientes de reducción según el Reglamento de Baja Tensión.



- 25 -

Sección Conductor (mm2)

Imax (A) K12 K12·Imax (A)Diam. Ext. de Tubos PVC (mm)

6 46 0,768 35,33 25

10 64 0,768 49,15 32

16 86 0,768 66,05 32

25 120 0,768 92,16 40

35 145 0,768 111,36 50

50 180 0,768 138,24 50

70 230 0,768 176,64 63

95 285 0,768 218,88 75

120 335 0,768 257,28 75

150 385 0,768 295,68 75

Los coeficientes de corrección para los casos más desfavorables que se han empleado

son:

K1 =0,84 Temperatura ambiente 80 ºC

K2 = 0,8 Agrupamiento de varios conductores

Habiendo tenido todo esto en cuenta, se obtienen los resultados que se muestran en

las tablas siguientes:



- 26 -

RAMAL TIPO

1 SEG 1 - C1 SEG 2 - C1 SEG 3 - C2 SEG 4 - C1 SEG 5 - C1 SEG 6 - C2 SEG 7 - C3 SEG 8 - C3 SEG 9 - C4

LONGITUD (M) 25 45 12 12 45 12 12 45 12 12

TIPO DE CONDUCTOR CU CU CU CU CU CU CU CU CU CU

VALOR DE CONDUCTIVIDAD 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56

INTENSIDAD MAX DE PMP,(A) 7,69 30,76 30,76 30,76 30,76 30,76 30,76 30,76 30,76 30,76

INTENSIDAD PMP, STC (A) 7,33 14,66 14,66 14,66 14,66 14,66 14,66 14,66 14,66 14,66

TENSIÓN PMP (V) 341,46 341,46 341,46 341,46 341,46 341,46 341,46 341,46 341,46 341,46

CAIDA DE TENSIÓN DESEADA (%) 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50%

Tª DE FUNCIONAMIENTO (ºC) 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00

COEF. DE VAR.POR TEMP. DE LA RES. 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392

RESISTIVIDAD CORREGIDA 0,022 0,022 0,022 0,022 0,022 0,022 0,022 0,022 0,022 0,022

SECCIÓN TEÓRICA SEGÚN ∆U (mm2) 4,97 35,77 9,54 9,54 35,77 9,54 9,54 35,77 9,54 9,54 SECCIÓN COMERCIAL UTILIZADA

(mm2) 6 50 10 10 50 10 10 50 10 10

CAIDA REAL DE TENSIÓN (V) 1,14 0,99 1,32 1,32 0,99 1,32 1,32 0,99 1,32 1,32

CAIDA REAL DE TENSIÓN (%) 0,34% 0,29% 0,39% 0,39% 0,29% 0,39% 0,39% 0,29% 0,39% 0,39%

PÉRDIDA DE POTENCIA (W) 10,87 37,57 50,09 50,09 37,57 50,09 50,09 37,57 50,09 50,09

PÉRDIDA DE POTENCIA (%) 0,01% 0,03% 0,05% 0,05% 0,03% 0,05% 0,05% 0,03% 0,05% 0,05%



- 27 -

C1 - C2 C2 - CGCC C3 - C4 C4 -CGCC CGCC - INV

LONGITUD (M) 35 32 35 34 3

TIPO DE CONDUCTOR CU CU CU CU CU

VALOR DE CONDUCTIVIDAD 56 56 56 56 56

INTENSIDAD MAX DE PMP,(A) 61,52 92,28 61,52 92,28 276,84

INTENSIDAD PMP, STC (A) 14,66 14,66 14,66 14,66 14,66

TENSIÓN PMP (V) 341,46 341,46 341,46 341,46 341,46

CAIDA DE TENSIÓN DESEADA (%) 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50%

Tª DE FUNCIONAMIENTO (ºC) 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00

COEF. DE VAR.POR TEMP. DE LA RES. 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392

RESISTIVIDAD CORREGIDA 0,022 0,022 0,022 0,022 0,022

SECCIÓN TEÓRICA SEGÚN ∆U (mm2) 55,64 76,30 55,64 81,07 21,46

SECCIÓN COMERCIAL UTILIZADA (mm2) 120 120 120 120 35

CAIDA REAL DE TENSIÓN (V) 0,64 0,88 0,64 0,93 0,85

CAIDA REAL DE TENSIÓN (%) 0,19% 0,26% 0,19% 0,27% 0,25%

PÉRDIDA DE POTENCIA (W) 48,70 100,18 48,70 106,44 289,79

PÉRDIDA DE POTENCIA (%) 0,04% 0,09% 0,04% 0,10% 0,26%



- 28 -

Ramal tipo 2 S1 - CS2

CS2 - CGCC 19a S3 - CS4

CS4 - CGCC 19b S5 - CS6

CS6 - CGCC 19c CGCC - 19i

LONGITUD (M) 26,00 25,00 20,00 25,00 20,00 25,00 20,00 3,00

TIPO DE CONDUCTOR CU CU CU CU CU CU CU CU

VALOR DE CONDUCTIVIDAD 56,00 56,00 56,00 56,00 56,00 56,00 56,00 56,00

INTENSIDAD MAX DE PMP,(A) 7,69 30,76 61,52 30,76 61,52 30,76 61,52 61,52

INTENSIDAD PMP, STC (A) 7,33 14,66 14,66 14,66 14,66 14,66 14,66 14,66

TENSIÓN PMP (V) 365,85 365,85 365,85 365,85 365,85 365,85 365,85 365,85

CAIDA DE TENSIÓN DESEADA (%) 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

Tª DE FUNCIONAMIENTO (ºC) 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00

COEF. DE VAR.POR TEMP. DE LA RES. 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392

RESISTIVIDAD CORREGIDA 0,022 0,022 0,022 0,022 0,022 0,022 0,022 0,022

SECCIÓN TEÓRICA SEGÚN ∆U (mm2) 4,82 18,55 29,67 18,55 29,67 18,55 29,67 4,45

SECCIÓN COMERCIAL UTILIZADA (mm2) 6 35 35 35 35 35 35 10

CAIDA REAL DE TENSIÓN (V) 1,19 0,78 1,26 0,78 1,26 0,78 1,26 0,66

CAIDA REAL DE TENSIÓN (%) 0,33% 0,21% 0,34% 0,21% 0,34% 0,21% 0,34% 0,18%

PÉRDIDA DE POTENCIA (W) 11,30 29,81 95,41 29,81 95,41 29,81 95,41 50,09

PÉRDIDA DE POTENCIA (%) 0,01% 0,03% 0,09% 0,03% 0,09% 0,03% 0,09% 0,05%



- 29 -

4.2.2 LADO DE CORRIENTE ALTERNA

Las pérdidas en el lado de corriente alterna, se producirán igualmente en dos tramos

perfectamente diferenciados que se describieron en el apartado anterior:

La salida del inversor será en trifásica, por lo que ahora calcularemos las pérdidas en

ambos tramos de forma similar a los tramos de corriente continua pero con algunas

modificaciones.

Para el cálculo de estas pérdidas, se utilizan las siguientes fórmulas:

UkIL

mmS INVnCACA Δ

=·

·cos··3)( )(2 ϕ

siendo

LCA : Longitud del circuito trifásico de corriente alterna.

In(INV) : Intensidad del Inversor en funcionamiento nominal.

Cos ϕ : Factor de Potencia. Se ha tomado Cos φ=1

ΔU : Caída de Tensión con respecto a la nominal (400 V)

k : Valor de la conductividad, ya corregido para la temperatura de funcionamiento.

Al tomar el factor de potencia como la unidad, no habrá inductancia para el cálculo de las

secciones.

Al igual que en el caso de los cálculos para el lado de corriente continua, a partir de un

porcentaje de caída de tensión deseada (buscando minimizarla), se obtiene un valor teórico para

la sección mínima del cableado. A partir entonces de la sección más cercana por encima, y

compatible con la intensidad a soportar, se obtienen entonces las pérdidas de potencia, a partir de

la siguiente fórmula:

CA

INVnCACA Sk

ILWP

··cos··3

)(2

)( ϕ=Δ



- 30 -

Para el tipo de montaje del que se trata (Conductores unipolares aislados en tubos

enterrados compartiendo canalización con otros tubos) se muestran los valores característicos de

intensidad según secciones y los coeficientes de reducción según el Reglamento de Baja Tensión.

Sección Conductor (mm2)

Imax (A) K12 K12·Imax (A)

6 66 0,664 43,82

10 88 0,664 58,43

16 115 0,664 76,36

25 150 0,664 99,60

35 180 0,664 119,52

50 215 0,664 142,76

70 260 0,664 172,64

120 310 0,664 205,84

150 355 0,664 235,72

185 400 0,664 265,60

240 450 0,664 298,80

300 520 0,664 345,28

Todas las instalaciones son iguales, y para cada una de ellas habrá una tabla idéntica a la

siguiente:



- 31 -

INV-i A CGAC INV-19a A

CGAC

INV-19b A

CGAC

INV-19c A

CGAC

LONGITUD (M) 2,00 2,00 2,00 2,00

TIPO DE CONDUCTOR CU CU CU CU

VALOR DE CONDUCTIVIDAD 56 56 56 56

NUMERO DE FASES 3 3 3 3

POTENCIA (W) 110.000 28.000 28.000 28.000

INTENSIDAD (A) 158,77 40,41 40,41 40,41

TENSIÓN (V) 400 400 400 400

FACTOR DE POTENCIA 1,00 1,00 1,00 1,00

CAIDA DE TENSION DESEADA (%) 1,00% 1,00% 1,00% 1,00%

CAIDA DE TENSION DESEADA (V) 4,00 4,00 4,00 4,00

Tª DE FUNCIONAMIENTO (ºC) 80,00 80,00 80,00 80,00

COEF. DE VAR.POR TEMP. DE LA RES. 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392

RESISTIVIDAD CORREGIDA 0,022 0,022 0,022 0,022

SECCIÓN TEÓRICA SEGÚN ∆U (mm2) 3,03 0,77 0,77 0,77

SECCIÓN COMERCIAL UTILIZADA (mm2) 70,00 6,00 6,00 6,00

Nº DE CONDUCTORES POR FASE 1 1 1 1

SECCION EFECTIVA (mm2) 70,00 6,00 6,00 6,00

RESISTENCIA CORREGIDA (OHMS) 0,001 0,007 0,007 0,007

INDUCTANCIA CORREGIDA (OHMS) 0,00 0,00 0,00 0,00

CAIDA DE TENSIÓN REAL (V) 0,17 0,51 0,51 0,51

CAIDA DE TENSIÓN REAL (%) 0,04% 0,13% 0,13% 0,13%

PÉRDIDA DE POTENCIA (W) 47,66 36,03 36,03 36,03

Veremos ahora los cálculos para cada grupo de 6 instalaciones de 100 kW nominales que

llegan al centro de transformación correspondiente y a continuación los mismos cálculos pero para

la instalación de 75 kW:



- 32 -

CGAC 1 - CONT CGAC 2 - CONT CGAC 3 - CONT CGAC 4 - CONT CGAC 5 - CONT CGAC 6 - CONT

LONGITUD (M) 340,00 150,00 50,00 240,00 140,00 50,00

TIPO DE CONDUCTOR CU CU CU CU CU CU

VALOR DE CONDUCTIVIDAD 56 56 56 56 56 56

NUMERO DE FASES 3 3 3 3 3 3

POTENCIA (W) 110.000 110.000 110.000 110.000 110.000 110.000

INTENSIDAD (A) 158,77 158,77 158,77 158,77 158,77 158,77

TENSIÓN (V) 400 400 400 400 400 400

FACTOR DE POTENCIA 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

CAIDA DE TENSION DESEADA (%) 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00%

CASIDA DE TENSION DESEADA (V) 12,00 12,00 12,00 12,00 12,00 12,00

Tª DE FUNCIONAMIENTO (ºC) 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00

COEF. DE VAR.POR TEMP. DE LA RES. 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392

RESISTIVIDAD CORREGIDA 0,022 0,022 0,022 0,022 0,022 0,022

SECCIÓN TEÓRICA SEGÚN ∆U (mm2) 171,86 75,82 25,27 121,31 70,77 25,27

SECCIÓN COMERCIAL UTILIZADA (mm2) 240,00 240,00 150,00 240,00 240,00 150,00

Nº DE CONDUCTORES POR FASE 1 1 1 1 1 1

SECCION EFECTIVA (mm2) 240,00 240,00 150,00 240,00 240,00 150,00

RESISTENCIA CORREGIDA (OHMS) 0,031 0,014 0,007 0,022 0,013 0,007

INDUCTANCIA CORREGIDA (OHMS) 0,01 0,00 0,00 0,01 0,00 0,00

CAIDA DE TENSIÓN REAL (V) 8,59 3,79 2,02 6,07 3,54 2,02

CAIDA DE TENSIÓN REAL (%) 2,15% 0,95% 0,51% 1,52% 0,88% 0,51%

PÉRDIDA DE POTENCIA (W) 2363,10 1042,54 556,02 1668,07 973,04 556,02



- 33 -

CGAC 19a - C19 CGAC 19b - C19 CGAC 19c - C19 C19 - CONT

LONGITUD (M) 120,00 70,00 10,00 30,00

TIPO DE CONDUCTOR CU CU CU CU

VALOR DE CONDUCTIVIDAD 56 56 56 56

NUMERO DE FASES 3 3 3 3

POTENCIA 28.000 28.000 28.000 84.000

INTENSIDAD 40,41 40,41 40,41 121,24

TENSIÓN 400 400 400 400

FACTOR DE POTENCIA 1,00 1,00 1,00 1,00

CAIDA DE TENSION DESEADA (%) 3,00% 3,00% 3,00% 3,00%

CASIDA DE TENSION DESEADA (V) 12,00 12,00 12,00 12,00

Tª DE FUNCIONAMIENTO (ºC) 80,00 80,00 80,00 80,00

COEF. DE VAR.POR TEMP. DE LA RES. 0,00392 0,00392 0,00392 0,00392

RESISTIVIDAD CORREGIDA 0,022 0,022 0,022 0,022

SECCIÓN TEÓRICA SEGÚN ∆U (mm2) 15,44 9,01 1,29 11,58

SECCIÓN COMERCIAL UTILIZADA (mm2) 25,00 25,00 25,00 25,00

Nº DE CONDUCTORES POR FASE 1 1 1 1

SECCION EFECTIVA (mm2) 25,00 25,00 25,00 25,00

RESISTENCIA CORREGIDA (OHMS) 0,106 0,062 0,009 0,026

INDUCTANCIA CORREGIDA (OHMS) 0,00 0,00 0,00 0,00

CAIDA DE TENSIÓN REAL (V) 7,41 4,32 0,62 5,56

CAIDA DE TENSIÓN REAL (%) 1,85% 1,08% 0,15% 1,39%

PÉRDIDA DE POTENCIA (W) 518,78 302,62 43,23 1167,26



- 34 -

4.2.3 TOTAL DE PÉRDIDAS

Se está ya en disposición de determinar las pérdidas totales máximas que se tendrán

para cada instalación:

Pérdidas DC (W)

Pérdidas AC (W)

Total Pérdidas(W)

Total Pérdidas (%)

Instalación 1 1398,34 2410,76 3809,1 3,44%

Instalación 2 1398,34 1090,2 2488,54 2,24%

Instalación 3 1398,34 603,68 2002,02 1,81%

Instalación 4 1398,34 1715,73 3114,07 2,81%

Instalación 5 1398,34 1020,7 2419,04 2,18%

Instalación 6 1398,34 603,68 2002,02 1,81%

Instalación 7 1398,34 2410,76 3809,1 3,44%

Instalación 8 1398,34 1090,2 2488,54 2,24%

Instalación 9 1398,34 603,68 2002,02 1,81%

Instalación 10 1398,34 1715,73 3114,07 2,81%

Instalación 11 1398,34 1020,7 2419,04 2,18%

Instalación 12 1398,34 603,68 2002,02 1,81%

Instalación 13 1398,34 2410,76 3809,1 3,44%

Instalación 14 1398,34 1090,2 2488,54 2,24%

Instalación 15 1398,34 603,68 2002,02 1,81%

Instalación 16 1398,34 1715,73 3114,07 2,81%

Instalación 17 1398,34 1020,7 2419,04 2,18%

Instalación 18 1398,34 603,68 2002,02 1,81%

Instalación 19 1398,34 1007,32 2405,66 3,04%

Total 26568,42 23341,57 49910,03 2,41%



- 35 -

5. PROTECCIONES

Para dimensionar las protecciones será necesario averiguar la tensión y la intensidad a

la que van a estar sometidos. En el caso de la intensidad, será la correspondiente a cada caso,

sea ramal, grupo o conjunto de grupos. En el caso de la tensión, será la mayor diferencia de

tensión posible, es decir entre la tensión en circuito abierto y la tensión en el punto de máxima

potencia.

La tensión de uno de los módulos en el punto más desfavorable, es decir a bajas temperaturas,

será de:

UCA(-1,5ºC)=39,25 V

Para el caso de un ramal con 14 módulos en serie se tendrá una tensión total en circuito

abierto de

UMAX, RAMAL= 549,41 V (39,25 x 14) / 588,75 V ( 39,25 x 15)

Para el caso de la tensión en el punto de máxima potencia se realiza un cálculo similar.

UPMP, RAMAL= 341,46 V / 365,85 V

Al final resulta que la diferencia de tensiones antes mencionada será de:

ΔU= 207,95 V / 222,9 V

Se escogerán entonces protecciones con una tensión nominal de 500 V.

5.1 PROTECCIÓN GENERAL DE CORRIENTE CONTINUA

El RD 1663/2000 en su artículo 11 establece que el sistema de protecciones de los

sistemas fotovoltaicos debe incluir un interruptor diferencial con el fin de proteger a las

personas en el caso de derivación de algún elemento de la parte de continua de la

instalación. Pero la instalación de estos interruptores en la parte de corriente continua será

difícil por las siguientes razones:



- 36 -

- Si se incluye un interruptor en el lado de continua, es decir a la entrada del

inversor, estos interruptores para DC no son equipos estandarizados en el

mercado actual y carecen de homologación oficial que garantice su correcta

operación. Al menos por el momento son caros y difíciles de encontrar.

- Por otro lado para que la protección resulta eficaz es necesario aterrar uno de los

polos del generador e instalar el interruptor entre el terminal de este polo y el

enlace a tierra (ver figura 5.1). De este modo la ocurrencia de un defecto se

manifiesta en la aparición de una corriente Id, por este enlace, que se utiliza para

provocar la apertura automática del interruptor, interrumpiendo el camino para el

paso de Id . Es decir la protección exige que el generador esté puesto a tierra y

que el interruptor elimine este aterramiento.

Figura 5.1. Colocación de interruptor diferencial en CC

Para un mejor entendimiento de todo lo anterior, vemos el funcionamiento de un

interruptor diferencial. Los interruptores diferenciales de corriente alterna, los comunes en

el mercado, funcionan por la fuerza electromotriz que en un circuito auxiliar del interruptor,

induce la corriente diferencial residual de los hilos activos que llegan a la instalación que se

quiere proteger. La intensidad residual es la suma instantánea de las intensidades de todos

los hilos que llegan a esa instalación. Si la instalación a la que protege el interruptor

diferencial no tiene corrientes de defecto a tierra ni corrientes de fuga, la intensidad residual

es cero. Si existen esas corrientes de defecto o fuga, y las intensidades de los hilos activos

son sinusoidales de la misma frecuencia, la intensidad residual es también sinusoidal de la

misma frecuencia. Esta intensidad induce una tensión que se aplicará a la bobina del relé

para que, cuando alcance un determinado valor, abra los contactos del interruptor

diferencial.

Pero las intensidades de la parte de continua de una instalación fotovoltaica, son

constantes, no dependen del tiempo, por lo que la intensidad residual también lo es, y su

derivada será cero, no induce tensión y el interruptor diferencial no la detecta, cualquiera

que sea su valor.



- 37 -

En principio pueden diseñarse interruptores diferenciales para intensidad continua, aunque

no estén homologados. Sin embargo como veremos enseguida, la inclusión de estos

interruptores en la parte de continua de las instalaciones fotovoltaicas habituales también

sería inútil para la protección de personas en el caos de derivación de algún elemento de

esa parte de la instalación.

La protección que proporciona el interruptor diferencial en las instalaciones habituales de

corriente sinusoidal consiste en separar la instalación que está protegida por él, de la parte

de la instalación de la que proviene la energía. De esta forma, incluso si toda o parte de la

corriente de defecto circula ya por el cuerpo de la persona, esa corriente cesa cuando el

interruptor diferencial desconecta la parte de la instalación protegida. En estas

instalaciones la fuente de energía es la red exterior, la red pública.

Pero en una instalación fotovoltaica la fuente de energía de la parte de continua son

las lacas fotovoltaicas.

Por tanto aunque pongamos un interruptor diferencial en la parte de continua, las placas

fotovoltaicas que son el componente principal de la parte de continua, no pueden ser

separadas de la fuente de energía por ningún interruptor, pues ellas mismas son la fuente

de energía.

Por otro lado si se considera la inclusión de un interruptor diferencial en el lado de

alterna de la instalación es decir, a la salida del inversor, ocurre que su actuación no está

relacionada en modo alguno con posible derivaciones en el lado DC, debido a la

obligatoriedad de garantizar la separación galvánica entre ambas partes, por lo que en

ningún caso representa una protección para las personas. Sin embargo esta es la solución

que se va a adoptar, para el cumplimiento del artículo, pero utilizando otra forma de

protección para la parte DC, como se explicará a continuación.

La manera de proteger DC será con la configuración flotante del generador, es decir

que sus dos polos estén aislados de tierra. Esta configuración consistirá en conectar todas

las partes metálicas entre sí, para que sean equipotenciales, y además se conectarán a

tierra como medida de seguridad frente a descargas atmosféricas. De día, cuando hay luz

solar, cada placa fotovoltaica es un generador de corriente continua. Cada conjunto de

varias placas, es decir cada ramal, equivale a un generador cuya tensión es la suma de las

tensiones de las placas que lo forman. De los dos terminales de cada ramal, del terminal

positivo y del terminal negativo, parten dos conductores activos, el conductor positivo y el

conductor negativo, que van aislados entre sí y aislados de tierra.

Con esta disposición, si uno cualquiera de los hilos que parten de las placas, positivo o

negativo, se pone en contacto eléctrico con una parte metálica, que está puesta a tierra, el

único efecto es que los potenciales de ese hilo, de la parte metálica y de tierra son los

mismos, y no hay ninguna corriente de derivación a tierra. Si ahora una persona toca la



- 38 -

parte metálica, no hay ninguna corriente de derivación por su cuerpo, pues la diferencia de

potencial a la que está sometida es cero, que es la diferencia entre de potencial entre la

parte metálica y tierra (ver figura 5.2). Esto es así incluso si la puesta a tierra fuera

defectuosa, en cuyo caso la conexión a tierra se realiza por el cuerpo de la persona. Por lo

tanto, con dos hilos activos aislados entre sí y de tierra, un primer defecto a tierra no es

peligroso para las personas.

Figura 5.2.Primer defecto

Si ahora se produce un nuevo contacto del otro conductor con la parte metálica, tampoco

se produce ninguna corriente de fuga a tierra por ella, sino un cortocircuito, pies, como se

ha dicho, toda la parte metálica es una superficie equipotencial (ver figura 5.3). Si ahora

una persona toca la parte metálica, tampoco se produce ninguna corriente de fuga a tierra

por ella, pues la diferencia de potencial entre la parte metálica y tierra sigue siendo cero. El

cortocircuito tampoco produce una avería en las placas, pues la intensidad de cortocircuito

de éstas es solo escasamente superior a su intensidad nominal. El efecto del cortocircuito

es anular la tensión en la entrada de la parte continua del inversor, por lo que éste

desconectará automáticamente de la línea de continua que le llega, siendo esto una señal

de aviso de la avería.

Figura 5.3. Segundo defecto, cortocircuito.

Solo puede haber peligro para la persona si el segundo defecto a tierra se produce a través

de ella (ver figura 5.4). Pero esto sólo ocurre si ya se ha producido un primer defecto a

tierra de uno de los hilos, si este defecto no ha sido reparado, y si la persona toca

directamente el otro hilo. Esta situación equivale al contacto directo de la persona con los



- 39 -

dos hilos activos, contacto cuyas consecuencias no puede evitar ningún interruptor

diferencial, tampoco en las instalaciones de alterna, si la persona está aislada de tierra.

Para evitar esto se instalará el Controlador Permanente de Aislamiento que avisará cuando

se produzca el primer fallo. Esto se detallará más en el siguiente apartado de P.A.T.

Figura 5.4. Contacto directo con hilo

PROTECCIÓN EN CASO DE SOMBREADO

El hecho de que los módulos estén distribuidos en ramales como vimos anteriormente,

implica que la corriente de cada agrupación de módulos circule a través de todos los que la

forman. En caso de sombreado de un módulo este tendría que absorber la potencia generada

por el resto.

El hecho de convertirse en consumidora de energía en vez de productora provoca un

sobrecalentamiento considerable en la célula fotovoltaica sombreada. Este calentamiento

llamado “punto caliente” puede llegar a deteriorar el material encapsulado e incluso a fundir las

pistas conductoras y/o las soldaduras de conexión.

Para evitar este problema el instalador debe colocar diodos de derivación o bypas en

antiparalelo con el módulo o grupo de células a proteger o vendrán incluidos en las placas

como es nuestro caso.

Funcionamiento de los diodos de paso.

l. Cuando los módulos son iluminados por el sol el flujo de electrones pasa a través de las

células que integran el módulo. Los electrones no pueden pasar a través del diodo dado que su

polaridad es inversa puesto que tiene el ánodo (+) a un voltaje inferior al cátodo (-)

2. Cuando un grupo de células es cubierto por una sombra severa (mancha, nieve, etc.) el

módulo pasa a ser consumidor, por lo tanto resta voltaje en vez de sumar. Entonces el diodo

queda correctamente polarizado y sirve de puente al paso de los electrones.



- 40 -

PROTECCIÓN FRENTE A CORTOCIRCUITO Y SOBRECARGA EN DC

El cortocircuito es un punto de trabajo no peligroso para el generador fotovoltaico, ya

que la corriente está limitada a un valor muy cercano a la máxima de operación normal del

mismo. El cortocircuito puede, sin embargo, ser perjudicial para el inversor.

Como medio de protección se incluyen fusibles con función seccionadora en cada ramal

así como en las cajas de conexión intermedias y en la caja general de corriente continua,

en cada tramo de calibre adecuado como se indica en los planos de esquemas unifilares.

Los fusibles que existen al final de cada ramal evitarán que cualquier fallo que pueda existir

en el ramal, como pueden ser sobreintensidades por la caída de un rayo, se propague

hasta las cajas de conexión intermedias

Estos fusibles serán del tipo NH (fusibles de alta capacidad de ruptura y baja tensión) gR

(fusibles que serán capaces de cortar cualquier sobrecorriente que lo funda y que protege

semiconductores de potencia).

- Puesto que como ya se ha visto en un apartado anterior, la máxima corriente

circulando por un ramal va a ser de 8,24 A (situación de cortocircuito, a 80 ºC), se

escoge para este caso una protección mediante Fusible para corriente continua con

función seccionadora, con un calibre de 10 A y una tensión de funcionamiento de hasta

500VDC.

- En la Caja de seccionamiento, el calibre de los fusibles deberá ser tal que aguante la

intensidad de cortocircuito de todos y cada uno de los ramales de su instalación.

ICC,RAMAL=8,24 A ICC,GRUPO = 32,96 A

Habrá que escoger entonces fusibles de 40 A de calibre, con su base correspondiente.

- En el cuadro general CC, de forma análoga a los anteriores el calibre deberá ser de

315 A para la instalación de 100 kW y de 80 A en el cuadro general de CC de cada uno

de los tres inversores que componen la instalación de 75 kW, ya que se unirán todos

los conductores de los seguidores que componen la instalación.

Para las personas es peligrosa la aparición / eliminación de un cortocircuito franco en el

campo generador, por pasar rápidamente del circuito abierto al cortocircuito, lo que

produce un elevado arco eléctrico, por la variación brusca en la corriente. Como medida de

protección a las personas frente a este caso es, sin embargo recomendable, la conducción

separada del positivo y del negativo. Así se evita la aparición / eliminación accidental de un

cortocircuito producido por daños en el aislamiento del cable.

Respecto a la protección frente a sobrecargas se utilizarán los mismos fusibles que

protegen frente a cortocircuito.



- 41 -

PROTECCIÓN CONTRA CONTACTO DIRECTO

Esta protección consiste en tomar las medidas destinadas a proteger a las personas

contra los peligros que pueden derivarse de un contacto con las partes activas de los

materiales.

a. Protección por aislamiento de las partes activas.

Las partes activas deberán estar recubiertas de un aislante que no pueda ser eliminado más

que destruyéndolo.

Las pinturas, barnices, lacas y productos similares no se considera que constituyan un aislante

suficiente en el marco de la protección contra contactos directos.

b. Protección por medio de barreras o envolventes.

Las partes activas deben estar situadas en el interior de las envolventes o detrás de barreras

que posean, como mínimo, el grado de protección IPXXB. Si se necesitan aberturas mayores

para la reparación de piezas o para el buen funcionamiento de los equipos, se adoptarán

precauciones apropiadas para impedir que las personas sean conscientes del hecho de que las

partes activas no deben ser tocadas voluntariamente.

Las barreras o envolventes deben fijarse de manera segura y ser de una robustez y durabilidad

suficientes para mantener los grados de protección exigidos.

Cuando sea necesario suprimir las barreras, abrir las envolventes o quitar partes de éstas, esto

no debe ser posible más que con la ayuda de una llave o herramienta.

c. Protección complementaria por dispositivo de corriente diferencial residual.

Esta medida de protección está destinada solamente a complementar otras medidas contra los

contactos directos.

El empleo de dispositivos de corriente diferencial residual (Interruptores diferenciales), cuyo

valor de corriente diferencial asignada de funcionamiento sea inferior o igual a 30 mA, se

reconoce como medida de protección complementaria en caso de fallo de otras medidas de

protección contra contactos directos o en caso de imprudencias de los usuarios.



- 42 -

5.2 PROTECCIÓN GENERAL DE CORRIENTE ALTERNA

La intensidad máxima circulando por el circuito de corriente alterna, a la tensión nominal de

400 V será 158,77 A. para las instalaciones de 100 kW y de 36,08 A para cada inversor de 25

que compone la instalación de 75 kW. Las características de estos elementos de protección

serán entonces:

INOM =160 A / 50 A

UNOM =400 V.

CORTOCIRCUITOS Y SOBRECARGA

Según RD 1663-2000 es necesario incluir un interruptor general manual, que será un

interruptor magnetotérmico omnipolar con poder de corte superior a la corriente de

cortocircuito indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión.

Este interruptor, que se ubica en el cuadro de contadores de la instalación fotovoltaica,

será accesible sólo a la empresa distribuidora, con objeto de poder realizar la desconexión

manual, que permita la realización, de forma segura, de labores de mantenimiento en la red

de la compañía eléctrica. Esta inaccesibilidad al mismo nos obliga a introducir un segundo

magnetotérmico omnipolar en la instalación, de menor intensidad nominal, que sea el que

realmente proteja a la instalación de las sobrecargas y cortocircuitos.

Así, este segundo magnetotérmico actuará antes que el interruptor general. Se utilizarán

magnetotérmicos tipo C, los más utilizados cuando no existen corrientes de arranque de

consumo elevadas, es decir para aplicaciones generales.

El magnetotérmico seleccionado será de 160 A de corriente asignada y con un poder de

corte mínimo de 36 kA.

Cálculo del poder de corte necesario

Para ello resolveremos dos circuitos (figuras 5.5 y 5.6), para obtener las impedancias

de red y del transformador. Una vez que las tengamos, resolvemos un nuevo circuito con

ambas, obteniendo la intensidad de éste, que será el poder de corte necesario.

Figura 5.5.Circuito de red



- 43 -

42

"

6

22

1053,3000.20

420

8,010500

000.20

3/33

3/

−⋅=⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

=⋅

==

⋅⋅=⋅⋅=

=

RR

cc

nR

R

nnccncc

R

ncc

XX

SU

X

XU

UIUS

XU

I

Figura 5.6. Circuito del transformador

12,128,0410630

4203

22" =⋅=

⋅== cc

n

ncccc S

UX εε

A estas dos impedancias habrá que añadir la del cable:

( ) º5,8715,115,105,0)0272,01053,312,1(05,0

º55,28057,00272,005,00272,0150

340022,0)08,0(

4"" ∠=+=+⋅++=⋅++=

∠=+=+⋅

=⋅+⋅

=+=

− jjjXXZZ

jjjLS

LjXRZ

ccRcTOTAL

cccρ

Por último resolvemos el circuito con la impedancia total (ver figura 5.7)

Figura 5.7.Circuito total.

AZ

UcortedePoderI

T

n 45,1922,1

3/4003/===⋅⋅=



- 44 -

Por tanto el poder de corte del magnetotérmico seleccionado cumple con la condición, ya

que será muy superior al límite.

OTRAS PROTECCIONES

- La instalación contará con un interruptor diferencial de 30 mA de sensibilidad en la

parte de corriente continua, tal y como obliga el RD 1663/2000, ya indicado en

apartado anterior.

5.3 PROTECCIÓN CONTRA SOBREINTENSIDADES

DIRECTAS

Las instalaciones fotovoltaicas, en sí, no aumentan el peligro de rayos de los edificios

de los alrededores.

Para saber si será obligatoria esta protección nos apoyaremos en el Nuevo Código técnico de

la Edificación en su Documento Básico SU-8 de protección frente al rayo, según el cual para

que no haya que disponer de dispositivos de protección contra el rayo, se debe cumplir que la

frecuencia esperada de impactos sea menor que el riesgo admisible. Se tiene entonces:

Frecuencia esperada de Impactos Ne = Ng·Ae·C1·10-6 Nº de Impactos /año

o Ng: Densidad de impactos sobre el terreno (nº impactos/año,km2)

o Ae: Superficie de captura equivalente del edificio aislado, en m2, delimitada por

una línea trazada a una distancia 3H de cada uno de los puntos del perímetro

del edificio, siendo H la altura del edificio en el punto del perímetro

considerado. En este caso se considerará la superficie de ocupación total de la

planta (120.141 m2) y como altura la más elevada de uno de los seguidores (9

m).

o C1 : Coeficiente relacionado con el entorno.

Riesgo admisible de Impactos 3

5432

10··

5,5 −=CCCC

Na Nº de Impactos /año

o C2: Coeficiente según el tipo de construcción.



- 45 -

o C3: Coeficiente en función del contenido del edificio.

o C4: Coeficiente en función del uso del edificio.

o C5: Coeficiente en función de las necesidades de continuidad en las

actividades que se desarrollan en el edificio.

Para asemejar la instalación a alguno de los casos que aparecen contemplados en el Código

Técnico, se supondrá esta como una nave con la misma superficie que la de ocupación de la

planta vallada 120.141 m2 y altura la máxima de las estructuras (~ 9 m) y los coeficientes se

obtendrán de este mismo documento.

Ng : 1,5 (según la zona en el mapa)

Ae : 120.141 m2

C1 : 1 (Aislado)

Ne : 0,1802 Impactos /Año C2 : 0,5 (estructura y cubiertas metálicas) C3 : 1 (normalmente inflamable) C4 : 1 (uso no público) C5 : 1 (no interrumpe servicios imprescindibles) Na=0,011 Impactos /Año

Puesto que se cumple que Ne > Na, SI será necesaria la incorporación de equipos de

protección frente al rayo.

ELECCIÓN DEL DISPOSITIVO DE PROTECCIÓN EMPLEADO

La eficiencia del dispositivo de protección vendrá dada por la expresión:

NeNaE −=1

Sustituyendo valores, resulta E=0,939, por lo que el Dispositivo deberá tener un Nivel de

Protección de Clase 3.



- 46 -

INDIRECTAS

Cada impacto de rayo origina unos efectos indirectos en sus alrededores que afecta a un radio

de 1 Km aproximadamente. La probabilidad de que un rayo afecte indirectamente a una

instalación es, por tanto, mucho mayor a que se produzca un impacto directo sobre la mima

instalación.

Los efectos de impactos indirectos son acoplamientos galvánicos, inductivos y capacitivos. Los

acoplamientos producen sobretensiones, de las cuales habrá que proteger las instalaciones. La

protección interna contra rayos incluye todas las medidas e instalaciones del Generador FV,

que se encargan de la protección de los efectos indirectos de los rayos, pero también de la

conexión a la red pública de distribución. En el caso de la instalación que describe este

proyecto, se tiene un aislamiento galvánico entre la instalación fotovoltaica y la red de

distribución.

Por otro lado, una condición previa para una adecuada función de una protección interna contra

rayos es una buena conexión equipotencial.

En el caso de una instalación fotovoltaica, para proteger los elementos en los que se pueden

producir los acoplamientos inductivos de los rayos se tomarán las siguientes medidas:

Módulos Fotovoltaicos: en el caso de los módulos con marco metálico el acoplamiento

inductivo es menos de la mitad que en el caso de módulos sin marco. Los módulos que

se han escogido para este proyecto poseen marco metálico

Cables de los Módulos: deben situar los cables del polo positivo y del polo negativo de

la parte de corriente continua del ramal lo más cerca posible.

Circuito Principal de Corriente Continua: al igual que en el cableado de los módulos se

deberán situar los cables del polo positivo y negativo lo más cerca posible, además de

usar cables individuales apantallados (es la medida que tomaremos nosotros). En el

caso de no utilizarlos se deberá colocar un varistor con una corriente nominal en la red

activa.



- 47 -

6. PUESTA A TIERRA DE LA INSTALACIÓN

La masa conductora de la tierra constituye un potencial eléctrico de referencia único.

Bajo este concepto puede definirse a una toma de tierra, como aquella constituida por un

electrodo conductor en tierra o conjunto de ellos interconectados, que aseguren una conexión

eléctrica con la tierra, formando de esta manera una red de tierra.

Las placas de tierra que sirven para interconectar a los equipos y los cables que vinculan estas

placas con las tomas de tierra deben ser consideradas como parte de la red de tierra.

Sus funciones son garantizar:

• La seguridad de las personas.

• Un potencial de referencia único a todos los elementos de la instalación. De esta

manera se logrará la protección adecuada y el buen funcionamiento de los equipos.

• El camino a tierra de las corrientes de fallo.

Para cumplir con los objetivos arriba mencionados, una instalación debe contar con dos

características fundamentales:

• Una red de tierra de protección, para la parte de continua y de alterna, única y

equipotencial.

• Un bajo valor de impedancia.

Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000

(artículo 12) sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas

a la red de baja tensión.

Todas las masas de la instalación fotovoltaica (módulos y estructuras soporte), tanto de la

sección continua como de la alterna, estarán conectados a una única tierra de protección.

La red de tierra está constituida

- Toma de tierra

• Electrodo: Masa metálica, permanentemente en buen contacto con el terreno, para

facilitar el paso de las corrientes de defecto.

• Líneas de enlace con tierra: Varios conductores que unen los electrodos con el punto de

puesta a tierra. La sección de los conductores no debe ser inferior a 35 mm2 si el cable

es de cobre.

• Puntos de puesta a tierra: Puntos situados fuera del suelo que sirven de unión entre las

líneas de enlace con tierra y las líneas principales de tierra.



- 48 -

- Líneas principales de tierra:

Cables que unen los puntos de puesta a tierra con las derivaciones necesarias para la

puesta a tierra de las masas a través de los conductores de protección. La sección de los

conductores no debe ser inferior a 16 mm2 si el cable es de cobre.

- Derivaciones de las líneas principales de tierra:

Conductores que unen las líneas principales de tierra con los conductores de protección.

- Conductores de protección:

Sirven para unir eléctricamente las masas con los elementos citados anteriormente para la

protección al contacto indirecto.

El color del aislante de este cable en una instalación es amarillo-verde.

En el caso de la instalación que describe el presente proyecto, la puesta a tierra tendrá

la característica de que todas y cada una de las estructuras de las 19 instalaciones estarán

unidas entre sí mediante un cableado de cobre desnudo de 50 mm2 de sección enterrado,

excepto algunos tramos, bajo el cableado de potencia de dichas instalaciones.

ESQUEMA DE CONEXIÓN A TIERRA (TIERRA DE SERVICIO)

El esquema de conexión a tierra utilizado para la parte de continua será como generador

flotante, como se anticipó en un apartado anterior. Es análogo al esquema IT que se suele

utilizar en la parte de alterna de muchas instalaciones, pero con algunas diferencias que se

citan a continuación:

- En el esquema IT, el neutro del transformador no está conectado a tierra. En teoría

está aislado de la tierra. Pero está naturalmente conectado a tierra a través de las

capacidades parásitas de los cables. En el “generador flotante” no podemos hablar de

neutro, ya que es la parte de continua, serán los conductores los que están aislados de

tierra.

- Las masas de los receptores eléctricos están conectadas a tierra. En nuestro caso

serán los módulos fotovoltaicos los que estarán conectados a tierra

Con este tipo de esquema conseguimos que el primer defecto de aislamiento que se produzca

sea inofensivo, así pues no será necesario disparar y la instalación puede continuar. Se

desarrolla una pequeña corriente debido a capacidades parásitas de la red. La tensión de



- 49 -

contacto que aparece en la toma de tierra de las masas de algunos voltios, no presenta ningún

peligro.

Dejar un defecto a tierra en tal red es equivalente a dejar una conexión directa entre la red y la

tierra. En este caso la aparición de un segundo defecto de aislamiento en otra fase, crea una

corriente peligrosa que debe provocar un disparo.

A este tipo de red de neutro flotante solamente se le considera interesante si se detectan los

verdaderos defectos de aislamiento en cuanto aparecen, mediante un CPA (Controlador

Permanente de Aislamiento) que permitirá detectar automática e inmediatamente las salidas

defectuosas, como se indicó anteriormente.

Se elige este tipo de esquema porque tendrá las mismas ventajas que el esquema IT:

- Protección contra choques eléctricos: permite asegurar la protección contra choques

eléctricos, a condición de que se instale y utilice conforme a las normas, pero los

demás tipos de conexiones también lo harán de forma idéntica.

- Protección contra riesgo de incendios de origen eléctrico: Durante el primer defecto de

aislamiento, la intensidad de la corriente ocasionada por dicho defecto es

respectivamente muy baja y el riesgo de incendio es mínimo. En el esquema TT ocurre

lo mismo pero no en los demás.

- Continuidad de alimentación: La selección del esquema IT evita todas las

consecuencias nefastas de un defecto de aislamiento. Sólo el esquema IT permite

continuar sin riesgo de explotación al aparecer el primer defecto de aislamiento. Esta

es la razón principal por la que se ha escogido este esquema, ya que para la planta

fotovoltaica será muy importante la continuidad en la producción de energía.

- Protección contra sobretensiones: En todos los esquemas puede ser necesaria una

protección. Para elegirla hay que tener en cuenta el nivel de exposición del lugar, la

clase de instalación y su actividad. Hay que decidir el número y la calidad de las zonas

equipotenciales necesarias para instalar las protecciones adecuadas. En el esquema IT

la protección contra sobretensiones debidas a defectos de MT deberá realizarse con un

limitador de sobretensión.

- Protección contra las perturbaciones electromagnéticas: Puede satisfacer todos los

criterios de compatibilidad electromagnética.



- 50 -

El Controlador Permanente de Aislamiento se debe conectar a una tierra de referencia.

Estará integrado en el inversor y detectará la aparición de un primer fallo. Tal como su

nombre indica, es un equipo destinado a determinar en forma permanente el valor de

aislamiento que presenta la instalación eléctrica establecida. Cuando la magnitud de

aislamiento desciende por debajo de un cierto nivel, es decir ante la detección de un fallo

de aislamiento, el inversor detendrá su funcionamiento y se activará una alarma visual en el

equipo entre otras funciones que se detallan a continuación:

o Debe generar una señal de alarma tanto visual como acústica, de manera que

el personal de mantenimiento esté avisado de la situación de peligro si tuviera

que realizar cualquier inspección.

o Debe cortocircuitar los polos positivo y negativo para forzar una tensión nula en

el generador fotovoltaico que elimine la posibilidad de existencia de cualquier

nivel de tensión peligroso.

o El circuito de control debe prever la posibilidad de disparos intempestivos, de

manera que se puedan realizar reenganches del sistema, cuando se

compruebe la ausencia de peligro.

Sin embargo la instalación de Tierra de Servicio de cada inversor, será independiente

de la del generador fotovoltaico. Se conectará a un conductor aislado 0,6/1 kV que bajo un

tubo de PVC unirá los neutros involucrados con los electrodos de Tierra de Servicio del

Centro de Transformación. Esta instalación a tierra se realizará con esquema TT, debido a

las normativas de la empresa distribuidora.

INVESTIGACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DEL SUELO

Por otro lado, si partimos de la premisa que una red de tierra es la encargada de

derivar la energía a la masa conductora de la tierra, la misma será más efectiva, cuanto menor

sea la impedancia que presente en su unión eléctrica con la masa de la tierra. Esta

característica dependerá de la resistividad del terreno, de su ionización y de la geometría de los

conductores de tierra.

La resistividad del terreno es variable de un terreno a otro, depende de su contenido de

humedad y de su temperatura, pudiendo variar la impedancia de tierra medida en distintos

lugares del mismo terreno, como así también hacerla variar con el transcurso del tiempo.



- 51 -

Según la investigación previa del terreno donde se instalará la Planta Solar, se determina una

resistividad media superficial:

• Terreno natural = 150 Ω·m.

• Terreno caseta inversor (hormigón) = 1000 Ω·m.

Con este valor de resistividad, podrán utilizarse ecuaciones y tablas que nos permitirán conocer

con cierta aproximación el valor de resistencia de tierra a obtener.

CÁLCULO DE LAS TENSIONES APLICADAS

La tensión máxima de contacto aplicada, en voltios, que se puede aceptar, según el reglamento

MIE-RAT, será:

nCA tKU =

Siendo:

UCA = Tensión máxima de contacto aplicada en Voltios.

K = 78,5.

n = 0,18.

t = 1 s

Aunque aquí no sería necesario ya que no estamos en alta tensión, lo tendremos en

cuenta para una mayor seguridad.

Se obtiene el siguiente resultado:

UCA = 78,5 V

Para calcular los valores máximos admisibles de la tensión, tanto de contacto como de paso se

utilizan las siguientes expresiones:

TENSIÓN DE CONTACTO : )000.1·5,1

1·( SnC t

KUρ

+= (5)

TENSIÓN DE PASO : )000.1·61·(·10 ρ

+= nP tKU (6)



- 52 -

Tensión de contacto en Estructura Soporte VU C 16,96=

Tensión de Paso junto a Estructura Soporte VU ESP 50,1491)( =

El piso de los Locales de los Inversores estará constituido por un mallazo

electrosoldado con redondos de diámetro no inferior a 4 mm. formando una retícula no superior

a 0,30 x 0,30 m. Este mallazo se conectará como mínimo en dos puntos preferentemente

opuestos a la puesta a tierra de protección del local. Con esta disposición se consigue que la

persona que deba acceder a una parte que pueda quedar en tensión, de forma eventual, esté

sobre una superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo inherente a la tensión de

contacto y de paso interior. Este mallazo se cubrirá con una capa de hormigón de 10 cm. de

espesor como mínimo.

Así pues, no será necesario el cálculo de las tensiones de paso y contacto en el interior de este

edificio, puesto que su valor será prácticamente nulo.

DIMENSIONADO DE LA P.A.T SEGÚN LOS DISTINTOS TIPOS DE FALLO

CONTACTO INDIRECTO

Esta situación llegará a ser peligrosa cuando ocurra lo siguiente:

- Se produce un primer fallo de aislamiento de uno de los polos a masa. En este caso, al no

cerrarse ningún circuito, no se produce ninguna circulación de corriente, por lo que en sí no

es una situación peligrosa.

- Se produce un segundo fallo de aislamiento de un polo distinto al anterior a masa. En

este caso, se cierra el circuito a través de las puestas a tierra de cada una de las

estructuras, de valor RT como ya se adelantó anteriormente. Las masas si que se

encontrarían en este caso en tensión, por lo que habrá que dimensionar adecuadamente

los electrodos de tierra para que no se superen los valores de la tensión de contacto.

La intensidad circulando más desfavorable que podría circular sería la de cortocircuito, por lo

que suponiendo los electrodos de tierra idénticos para las estructuras donde se han producido

los fallos a masa, se tendría:

CCTDTTMAXC IRIRRU ··2)·(, =+=



- 53 -

Sustituyendo valores, se tendría:

Ω<= 46,1·2

,

CC

MAXCT I

UR

Si se unen estos electrodos así definidos entre sí, de manera que se tenga una red

equipotencial que abarque la totalidad de la instalación, la situación de doble fallo a masa

comentada anteriormente se convertiría prácticamente en un cortocircuito a través del cable de

unión equipotencial (muy baja resistencia comparada con la de los electrodos). Se optará por

esta solución.

Así pues para prevenir cualquier tipo de peligro por Contactos Indirectos se realizará una unión equipotencial de todas las estructuras entre sí mediante cableado de cobre desnudo de 50 mm2 de sección. De esta manera, se conseguirá también una longitud de cable importante que

será deseable para reducir al máximo la resistencia de propagación del electrodo total con

vistas a la protección frente al rayo que se tratará en el próximo apartado.

DESCARGAS ATMOSFÉRICAS DIRECTAS/INDIRECTAS

Se va a suponer para los cálculos, una descarga directa atmosférica sobre cualquiera de los

pararrayos previstos de 30 kA.

Como ya se ha adelantado previamente, la instalación de puesta a tierra estará compuesta por

una determinada longitud de cableado de cobre desnudo de 50 mm2 de sección en paralelo

con un determinado número de picas (mejoran el comportamiento de la Puesta a Tierra a

frecuencias elevadas). De manera simplificada, las Resistencias de Propagación de estos dos

tipos de electrodos, vienen dadas por:

LNR PICAT ·)(

ρ=

CABLECABLET L

R ρ·2)( =

siendo:

ρ : Resistividad del Terreno. Se ha considerado un valor promedio de ρ=150 Ω·m

L : Longitud de cada una de las picas



- 54 -

N : Nº de picas colocadas en paralelo

LCABLE : Longitud de la conducción enterrada.

La resistencia global de la Puesta a Tierra puede aproximarse por el conjunto de estas

resistencias puestas en paralelo:

)()(

)()(

)()(.. ·111

PICATCABLET

PICATCABLET

CABLETPICATTAP RRRR

RRR+

=+=

)()(

)()(..

·

PICATCABLET

PICATCABLETTAP RR

RRR

+=

Se va a suponer que durante una tormenta no se van a producir contactos directos de

personas sobre la estructura, por lo que la puesta a tierra se dimensionará para que la tensión

de paso ante una descarga de 30 kA no supere los valores máximos permitidos. Es decir, se

deberá cumplir que:

)(.. · MAXPRAYOTAP UIR ≤ RAYO

MAXPTAP I

UR )(

.. ≤

En este caso, utilizando (6) calculamos la tensión de paso máxima. Teniendo en cuenta que las

descargas atmosféricas son prácticamente instantáneas, se supondrá que el tiempo de

disipación de la falta es de t = 0,25 segundos, por lo que las constantes en función del tiempo

valdrán K=72 y n=1, teniéndose:

VU ESP 472.5)000.1150·61·(

25,072·10)( =+=

Sustituyendo valores, resulta

RP.A.T < 0,18 Ω



- 55 -

Por su parte la resistencia de puesta a tierra correspondiente al cable de cobre enterrado

vendrá definida por la unión equipotencial propuesta anteriormente. Sustituyendo valores, se

obtiene una longitud mínima de unión equipotencial de:

mR

LCABLET

CABLE 645.1182,0150·2·2

)(

>==ρ

Para mejorar esta instalación y proporcionar una superficie equipotencial adicional

rodeando las torres de los pararrayos (así como un mejor comportamiento ante frentes de

ondas de sobretensión de alta frecuencia), se van a añadir además 4 picas en anillo por cada

una de dichas torres.

MATERIALES

Las líneas de puesta a tierra se realizarán mediante conductores de cobre semiduro y

trenzado, o de otros metales o aleaciones de alto punto de fusión, con cubierta de PVC en los

conductores de protección y desnudos en los de la red principal.

Los materiales utilizados en las conexiones entre las distintas partes de la instalación de tierra

deben garantizar una perfecta conducción de la corriente eléctrica y no deben ser susceptibles

de debilitamiento o destrucción por corrosión.

Los dispersores o electrodos podrán ser picas, placas, pletinas o conductores, en simple o de

malla. Cualquiera que sea el tipo que se utilice, el electrodo no deberá deteriorarse por efecto

de las acciones químicas del terreno o de la humedad.



- 56 -

PARTE III: ENERGÍA

1. DATOS DE PARTIDA PARA CALCULAR ENERGÍA PRODUCIDA POR PLANTA FOTOVOLTAICA

Para determinar la producción de energía vertida a la red en el punto de conexión, se han

considerado los siguientes datos de partida:

Energía incidente (MJ) sobre un m2 de superficie horizontal en un día medio de cada

mes

Intensidad media útil (W/m2), sobre horizontal, en un día medio de cada mes

Temperatura media durante las horas de Sol:

Valores Característicos del panel fotovoltaico utilizado en la estimación de energía final

inyectada:

o TONC (ºC) : 48

o Coef. Temperatura : 0,0050

Siendo

TONC Temperatura de Operación Nominal del Módulo Fotovoltaico

Coef. Temperatura Representa la variación de las prestaciones del módulo

con la temperatura.

Los datos utilizados para la estimación del aprovechamiento energético del parque

fotovoltaico proceden de los obtenidos de la Estación Meteorológica, y se detallan a

continuación:



- 57 -

Irradiación

Global (kWh/m2)

Tª media (ºC) Irradiación Eficiente (kWh/m2)

Enero 81,8 8,7 148,08

Febrero 105,4 8,6 179,80

Marzo 128,7 11,6 173,56

Abril 182,2 14,6 245,21

Mayo 209,9 19,3 270,89

Junio 234,5 25,5 309,04

Julio 252,7 27,9 342,54

Agosto 227,4 26,9 320,12

Septiembre 179,2 24,1 272,96

Octubre 123,6 20,5 198,44

Noviembre 84,2 13,4 147,41

Diciembre 77,9 9,6 157,18

AÑO 1887,5 17,61 2765,23

2. ENERGÍA BRUTA GENERADA

El valor de irradiación que aparece en la tabla del apartado anterior, representa el

número de H.S.P (Horas Solares Pico: Horas equivalentes en las que el generador estaría

recibiendo una irradiación estándar de 1.000 W/m2) sobre una superficie horizontal. Esto quiere

decir que una instalación con la misma potencia que aquella a la que se refiere este proyecto

pero con la superficie horizontal, produciría una energía bruta al cabo del año de 3.916,56

MWh. Sin embargo, por el hecho de poseer un sistema de seguimiento a dos ejes como el que

se ha escogido para este proyecto, la producción bruta será mayor.

Las placas no estarán nunca en situación horizontal, incluso si fueran placas fijas que

no es nuestro caso, se colocarían formando unos 30º con la horizontal y orientadas al sur que

es la posición óptima. En nuestro caso las placas irán colocadas sobre seguidores, que

consisten en estructuras que se van moviendo para tener en cada momento del día y según la

posición del sol, la orientación óptima de las placas, por tanto el aumento de energía producida

será aún mayor que si la placas estuvieran fijas.



- 58 -

El seguidor se moverá según un ángulo azimutal y una de altura:

• El ángulo azimutal describe la desviación de la superficie de captación hacia el este o

el oeste respecto del sur geográfico ( si la placa está orientada exactamente hacia el

sur el ángulo será cero; la desviación hacia el oeste se mide con ángulos positivos y

hacia el este con ángulos negativos) (α)

• El ángulo de altura permite medir la altura a la que se encuentra el sol midiendo el

ángulo que forma el rayo se sol con la horizontal. (β)

Debido a esto, la producción bruta producida para el conjunto del huerto solar será de

5.737,85 MWh. De este valor, habrá que descontar las pérdidas existentes en los distintos

conceptos, que se verán en apartados posteriores.

Estos valores serán el producto de la potencia pico total de la planta por la irradiación

horizontal o inclinada respectivamente.

Para obtener la irradiación inclinada en la que influirá el movimiento del seguidor y la

posición que tenga en cada momento respecto al sol, como se ha indicado anteriormente, nos

ayudaremos de una aplicación informática, simulador de plantas fotovoltaicas (PVSYS), al que

le definiremos los rangos de ángulos en los que se mueve el seguidor utilizado, así como los

valores de irradiación horizontal. Tendría gran dificultad el cálculo de esta magnitud

manualmente ya que en cada momento tendría una posición. Hay bases de datos de

estaciones meteorológicas de las que se pueden obtener los coeficientes de aumento de

productividad, pero éstas dependerán de la inclinación, con lo cual tendríamos que tener un

coeficiente para cada instante. Esto sí se utilizará cuando sean estructuras fijas.



- 59 -

CÓMO SE PRODUCE LA ENERGÍA A PARTIR DE LA IRRADIACIÓN SOLAR

Algunos de los fotones (son las partículas portadoras de todas las formas de radiación

electromagnética, incluyendo a los rayos gamma, los rayos X, la luz ultravioleta, la luz visible, la

luz infrarroja, las microondas, y las ondas de radio), que provienen de la radiación solar,

impactan sobre la primera superficie del panel, penetrando en este y siendo absorbidos por

materiales semiconductores, tales como el silicio o el arseniuro de galio, que forman las células

de los módulos.

Los electrones, subpartículas atómicas que forman parte del exterior de los átomos, y que se

alojan en orbitales de energía cuantizada, cuando son golpeados por los fotones

(interaccionan) se liberarán de los átomos a los que estaban originalmente confinados.

Esto les permite, posteriormente circular a través del material y producir electricidad.

Las cargas positivas complementarias que se crean en los átomos que pierden los electrones,

(parecidas a burbujas de carga positiva) se denominan huecos y fluyen en el sentido opuesto al

de los electrones. Se ha de comentar que, así como el flujo de electrones corresponde a

cargas reales, es decir, cargas que están asociadas a desplazamiento real de masa, los

huecos, en realidad, son cargas que se pueden considerar virtuales puesto que no implican

desplazamiento de masa real.

Cuando un fotón llega a una pieza de silicio, pueden ocurrir tres acontecimientos:

1. El fotón puede pasar a través del material de silicio sin producir ningún efecto, esto

ocurre, generalmente para fotones de baja energía.

2. Los fotones pueden ser reflejados al llegar a la superficie del panel, y son expulsados

de este.



- 60 -

3. El fotón es absorbido por el silicio, en cuyo caso puede ocurrir:

o Generar calor

o Producir pares de electrones-huecos, si la energía del fotón incidente es más

alta que la mínima necesaria para que los electrones liberados lleguen a la

banda conducción.

Nótese que si un fotón tiene un número entero de veces el salto de energía para que el

electrón llegue a la banda de conducción, podría crear más de un único par electrón-hueco. No

obstante, este efecto no es significativo, de manera usual, en las células solares. Este

fenómeno, de múltiplos enteros, es objeto de la mecánica cuántica y la cuantización de la

energía.

Cuando se absorbe un fotón, la energía de este se comunica a un electrón de la red cristalina.

Usualmente, este electrón está en la banda de valencia, y está fuertemente vinculado en

enlaces covalentes que se forman entre los átomos colindantes. El conjunto total de los

enlaces covalentes que forman la red cristalina da lugar a lo que se llama la banda de valencia.

Los electrones pertenecientes a esa banda son incapaces de moverse más allá de los confines

de la banda, a no ser que se les proporcione energía, y además energía determinada. La

energía que el fotón le proporciona es capaz de excitarlo y promocionarlo a la banda de

conducción, que está vacía y donde puede moverse con relativa libertad, usando esa banda,

para desplazarse, a través del interior del semiconductor.

El enlace covalente del cual formaba parte el electrón, tiene ahora un electrón menos. Esto se

conoce como hueco. La presencia de un enlace covalente perdido permite a los electrones

vecinos moverse hacia el interior de ese hueco, que producirá un nuevo hueco al desplazarse

el electrón de al lado, y de esta manera, y por un efecto de traslaciones sucesivas, un hueco

puede desplazarse a través de la red cristalina. Así pues, se puede afirmar que los fotones

absorbidos por el semiconductor crean pares móviles de electrones-huecos.

Un fotón solo necesita tener una energía más alta que la necesaria para llegar a los huecos

vacíos de la banda de conducción del silicio, y así poder excitar un electrón de la banda de

valencia original a dicha banda.

El espectro de frecuencia solar es muy parecido al espectro del cuerpo negro cuando este se

calienta a la temperatura de 6000K y, por tanto, gran cantidad de la radiación que llega a la

Tierra está compuesta por fotones con energías más altas que la necesaria para llegar a los

huecos de la banda de conducción. Ese excedente de energía que muestran los fotones, y

mucho mayor de la necesaria para la promoción de electrones a la banda de conducción, será

absorbida por la célula solar y se manifestará en un apreciable calor (dispersado mediante

vibraciones de la red, denominadas fonones) en lugar de energía eléctrica utilizable.

Un conjunto de paneles solares transforman la energía solar (energía en forma de

radiación y que depende de la frecuencia de los fotones) en una determinada cantidad de

corriente continua, que corresponde a un tipo de corriente eléctrica que se describe como un



- 61 -

movimiento de cargas en una dirección y un sólo sentido, a través de un circuito. Los

electrones se mueven de los potenciales más bajos a los más altos. Como se ha comentado a

lo largo del proyecto, esta corriente continua se convertirá a alterna en el inversor y

posteriormente se inyectará a la red.

GENERACION DE CORRIENTE EN UNA PLACA CONVENCIONAL

Los módulos fotovoltaicos funcionan, como se ha dejado entrever en el anterior

apartado, por el efecto fotoeléctrico. Cada célula fotovoltaica está compuesta de, al menos, dos

delgadas láminas de silicio. Una dopada con elementos con menos electrones de valencia que

el silicio, denominada P y otra con elementos con más electrones que los átomos de silicio,

denominada N. Ambas están separadas por un semiconductor.

Aquellos fotones procedentes de la fuente luminosa, que presentan energía adecuada, inciden

sobre la superficie de la capa P, y al interaccionar con el material liberan electrones de los

átomos de silicio los cuales, en movimiento, atraviesan la capa de semiconductor, pero no

pueden volver. La capa N adquiere una diferencia de potencial respecto a la P. Si se conectan

unos conductores eléctricos a ambas capas y estos, a su vez, se unen a un dispositivo o

elemento eléctrico consumidor de energía que, usualmente y de forma genérica se denomina

carga, se iniciará una corriente eléctrica continua.

La célula solar más usual está fabricada en silicio y configurada como un gran área de

unión p-n. Una simplificación de este tipo de placas puede considerarse como una capa de

silicio de tipo n directamente en contacto con una capa de silicio de tipo p. En la práctica, las

uniones p-n de las células solares, no están hechas de la manera anterior, más bien, se

elaboran por difusión de un tipo de dopante en una de las caras de una oblea de tipo p, o

viceversa.

Si la pieza de silicio de tipo p es ubicada en íntimo contacto con una pieza de silicio de tipo n,

tiene lugar la difusión de electrones de la región con altas concentraciones de electrones (la



- 62 -

cara de tipo n de la unión) hacia la región de bajas concentraciones de electrones (cara tipo p

de la unión).

Cuando los electrones se difunden a través de la unión p-n, se recombinan con los huecos de

la cara de tipo p. Sin embargo, la difusión de los portadores no continúa indefinidamente. Esta

separación de cargas, que la propia difusión crea, genera un campo eléctrico provocado por el

desequilibrio de las cargas parando, inmediatamente, el flujo posterior de más cargas a través

de la unión.

El campo eléctrico establecido a través de la creación de la unión p-n crea un diodo que

permite el flujo de corriente en un solo sentido a través de dicha unión. Los electrones pueden

pasar del lado de tipo n hacia el interior del lado p, y los huecos pueden pasar del lado de tipo p

hacia el lado de tipo n. Esta región donde los electrones se han difundido en la unión se llama

región de agotamiento porque no contiene nada más que algunos portadores de carga móviles.

Es también conocida como la región de espacio de cargas.

3. CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE LA INSTALACIÓN

Para el cálculo de estas pérdidas nos ayudaremos de la aplicación informática

señalada anteriormente, para hacer los cálculos.

PÉRDIDAS POR POTENCIA GARANTIZADA

Los módulos obtenidos de un proceso de fabricación industrial no son todos idénticos,

sino que su potencia nominal referida a las condiciones estándar de medida, STC, presenta

una determinada dispersión (normalmente de tipo Gaussiana).

En general, los fabricantes garantizan que la potencia de un módulo FV que se vende como de

potencia nominal PSTC, superior a la real pero que está dentro de una banda determinada,

PSTC±X% (para el módulo propuesto: 5%).

Para cuantificarlas se define un factor fijo durante toda la simulación, que será un porcentaje

respecto a la producción. Este factor será del 5%.

En la siguiente tabla, se muestran las pérdidas para cada mes, debido a este

parámetro (téngase en cuenta, que al variar cada mes la irradiancia y la temperatura media, las

pérdidas no serán iguales)



- 63 -

Perd garant

(%)

Enero 5,04%

Febrero 5,02%

Marzo 4,98%

Abril 4,93%

Mayo 4,83%

Junio 4,72%

Julio 4,66%

Agosto 4,68%

Septiembre 4,74%

Octubre 4,82%

Noviembre 4,95%

Diciembre 5,04%

TOTAL 4,83%

PÉRDIDAS DE CONEXIONADO

Son pérdidas energéticas originadas en la conexión de módulos fotovoltaicos de

potencias ligeramente diferentes para formar un generador fotovoltaico, también llamadas

pérdidas de “mismatch” o de dispersión de parámetros. Tienen su origen en que al conectar

módulos en serie con diferentes corrientes de cortocircuito, el módulo “peor” será el que limite

la corriente de la serie. Algo semejante ocurre para la tensión de conexión de módulos que se

conectan en paralelo.

Al igual que las anteriores se modelarán con un factor constante durante la simulación



- 64 -

En la siguiente gráfica podemos observar las desviaciones de los valores

característicos y por tanto del punto de, máxima potencia:

Para el caso de esta instalación, se tienen las pérdidas que se muestran en la siguiente

tabla:

Perd Conex

(%)

Enero 1,91%

Febrero 1,91%

Marzo 1,89%

Abril 1,87%

Mayo 1,83%

Junio 1,79%

Julio 1,77%

Agosto 1,77%

Septiembre 1,80%

Octubre 1,83%

Noviembre 1,88%

Diciembre 1,91%

TOTAL 1,83%



- 65 -

PÉRDIDAS ANGULARES Y ESPECTRALES (IAM)

La potencia nominal de un módulo FV suele estar referida a unas condiciones estándar

de medida, STC, que además de 1.000 W/m2 y 25ºC de temperatura de célula, implican una

incidencia normal y un espectro estándar AM 1,5 (masa de aire sobre la superficie de la tierra).

No obstante, en la operación habitual de un módulo FV, ni la incidencia de la radiación es

normal, ni el espectro es estándar durante todo el tiempo de operación.

El que la radiación solar incida sobre la superficie de un módulo con un ángulo diferente de 0º

(perpendicular puro) implica unas pérdidas de potencia, que a groso modo se pueden asemejar

a una ley coseno (mayores pérdidas a mayores ángulos de incidencia). Las pérdidas angulares

se incrementan con el grado de suciedad.

Por otro lado, los dispositivos fotovoltaicos son espectralmente selectivos, es decir, la corriente

generada es diferente para cada longitud de onda del espectro solar de radiación incidente. La

variación del espectro solar en cada momento respecto al espectro normalizado puede afectar

la respuesta de las células, dando lugar a ganancias o pérdidas energéticas.

En la práctica normalmente se puede aproximar, usando una parametrización llamada

“Ashrae”, (es como si fuera una norma americana) la cual dependerá de un solo parámetro, b0.

)1cos/1(1 0 −−= ibFIAM ; i: ángulo de incidencia en el plano

En placas en las que hay poca superficie de contacto con las células que la componen,

presentan un alto índice de reflexión y b0=0,05 , esté será nuestro caso ya que son módulos

cristalinos.



- 66 -

Para el caso de esta instalación, se tienen las pérdidas que se muestran en la siguiente tabla:

FIAMGI

(%)

Enero 1,30%

Febrero 1,20%

Marzo 1,60%

Abril 1,30%

Mayo 1,30%

Junio 1,10%

Julio 1,00%

Agosto 1,00%

Septiembre 1,00%

Octubre 1,20%

Noviembre 1,30%

Diciembre 1,20%

TOTAL 1,20%

PÉRDIDAS POR CAÍDAS ÓHMICAS EN EL CABLEADO

Tanto en la parte DC como en la parte AC, se producen unas pérdidas energéticas en

el cableado debido a las caídas de tensión originada por la circulación de una determinada

corriente por los mismos. Estas pérdidas pueden minimizarse dimensionado adecuadamente

este cableado.

Estas pérdidas ya fueron calculadas en la parte eléctrica del proyecto, pero el programa

las vuelve a calcular, pudiendo comprobar que coinciden ambas ya se obtienen por

procedimientos análogos y serán de aproximadamente el 2,5 %.

La resistencia del cableado induce unas pérdidas (RI2), que se podrán caracterizar por

un parámetro R definido para la instalación global. El programa ofrece dos posibilidades: definir

un parámetro (por defecto es 3%) o bien otra herramienta en la que definimos la sección media

de cada circuito y las pérdidas máximas de caída de tensión.



- 67 -

PÉRDIDAS POR TEMPERATURA

Las condiciones vienen dadas para una temperatura de la placa estándar de 25 ºC,

pero éstas estarán normalmente trabajando a temperaturas mucho más altas .Por tanto

existirán unas pérdidas debidas a esto.

Para calcular estas pérdidas se hace según un modelo, que es el “modelo de un diodo” que se

adapta muy bien para módulos cristalinos como es nuestro caso.

Además el usuario define un parámetro que será el Tonc o K ya que estarán

relacionados como explicamos a continuación:

Haremos un balance entre la temperatura ambiente y la subida de temperatura de las células

debido a la incidencia solar:

)1()( EtaGTTk INCAMBCEL −⋅=− α

Donde : α: coeficiente de absorción de radiación solar, será 0,9

Eta: eficiencia fotovoltaica, será 0,1.

Ambos están predefinidos.

El coeficiente de pérdidas K podrá descomponerse de la siguiente manera:

K = Kc+ K v * Vviento

Los datos del viento no son muy fiables, por tanto no los tendremos en cuenta, y los valores de

las constantes suelen ser del orden de:

• Kc: 29 W/m2K

• Kv: 0 W/m2K

Por otro lado estará la especificación de Tonc, que viene dada por el fabricante de los

módulos bajo las condiciones estándar definidas a continuación.

Tonc es la temperatura de operación nominal de las células Para el caso de los módulos que

se utilizan para la realización de este proyecto este valor es de TONC=46±2ºC. Se tomará

como valor medio, TONC=47ºC. Condiciones estándar: Ginc= 800 W/m2 ; Tamb =20 ºC ; Wind Velocity = 1 m/s; circuito abierto

Lo podemos relacionar con el factor K mediante la relación siguiente, sustituyendo los valores

estándar en el balance descrito anteriormente:



- 68 -

)1,01(800)20( −⋅=− αTonckc

En esta expresión podemos definir K o bien Tonc y la otra vendrá dada

automáticamente. En nuestro caso definimos el Tonc que viene dado por el fabricante.

Para el caso de esta instalación, la tabla de pérdidas queda definida de la siguiente

forma:

Perd Tª(%)

Enero 3,26%

Febrero 4,26%

Marzo 4,28%

Abril 6,35%

Mayo 8,35%

Junio 11,15%

Julio 12,82%

Agosto 12,44%

Septiembre 10,84%

Octubre 8,40%

Noviembre 4,97%

Diciembre 3,34%

TOTAL 8,50%

Nota: No se ha considerado el efecto de enfriamiento por convección forzada debido a la falta

de información horaria de la magnitud y dirección del viento en la zona. Los datos

representados serán más conservadores que los que realmente se obtengan en campo.

PERDIDAS POR SOMBREADO

La tecnología fotovoltaica utiliza la irradiación para producir electricidad mediante

placas de semiconductores que s excitan con la radiación solar .

Para poder calcular los efectos que el sombreado va a tener sobre el campo de módulos, se

tienen que tratar cada una de las tres componentes de esta irradiación (directa, difusa y

albedo) de la forma apropiada:



- 69 -

• Efecto de la Componente Directa: Esta componente corresponde a la que llega

directamente del foco solar, sin reflexiones o refracciones intermedias. Puede reflejarse

y concentrarse para su utilización, pero esto no ocurrirá con la componente difusa ya

que vendrá de todas direcciones.

En este caso el efecto es del tipo encendido/apagado. Para un punto del campo de

paneles, el solo está o no está visible. En el caso de sombreados cercanos, se calcula

un factor de sombra que representa la fracción de campo que está iluminada. Este

factor tiene que ser determinado para cada posición del sol. Se genera entonces una

tabla de factores según la altura y el azimut solares.

• La Componente Difusa del Cielo, corresponderá con la que es emitida por la bóveda

celeste diurna gracias a los múltiples fenómenos de reflexión y refracción solaren la

atmósfera como son las nubes,…

Ésta también es afectada por obstáculos cercanos. Como simplificación, se asume que

la irradiación procedente del cielo es iso-trópica (uniformemente distribuida). A una

determinada hora el efecto del sombreado de la difusa puede considerarse como la

integral del factor de sombreado sobre la parte visible de la bóveda celeste., es decir el

diódo esférico entre el plano de los módulos y el plano horizontal. Esto es

independiente de la altura del sol, y por lo tanto constante a lo largo del año.

• La Componente de Albedo es la irradiación directa y difusa que se recibe por reflexión

del terreno o de otras superficies como pueden ser espejos de agua…

Sólo es “visible” desde los colectores si no existe ningún obstáculo cercano a la altura

del suelo. También se considera constante a lo largo del año.

Del PVSYS podemos extraer también los datos gráficamente, donde se observan las

pérdidas de sombreados así como la posición del sol según la hora y época del año:



- 70 -

Como conclusión, cuando la componente directa no puede dar a una superficie debido

a la existencia de un obstáculo, el área en sombra no se encuentra completamente a oscuras

gracias a la combinación de la componente dispersa. Los dispositivos fotovoltaicos pueden

funcionar incluso con sólo radiación dispersa

Así, puesto que la altura del sol varía a lo largo del año, y con ella la longitud de las sombras de

los obstáculos, se tendrán valores distintos de pérdidas de sombreado para cada uno de los

meses. Los resultados obtenidos, se resumen en la siguiente tabla:



- 71 -

FSomGI

(%)

Enero 6,96%

Febrero 6,49%

Marzo 4,95%

Abril 4,37%

Mayo 3,69%

Junio 3,69%

Julio 3,40%

Agosto 3,60%

Septiembre 4,57%

Octubre 5,33%

Noviembre 7,64%

Diciembre 8,12%

TOTAL 4,85%

RENDIMIENTO DEL INVERSOR

El inversor convierte la energía DC inyectada por el generador fotovoltaico en energía

AC que se distribuye a la red de conexión. Mediante electrónica de potencia el inversor

consigue una onda senoidal minimizando las pérdidas en la conversión. Las pérdidas en el

inversor dependerán de la carga de trabajo de este así como del tiempo de funcionamiento.

%PerdInv

Enero 3,97%

Febrero 3,90%

Marzo 3,91%

Abril 3,78%

Mayo 3,70%

Junio 3,54%

Julio 3,49%

Agosto 3,53%

Septiembre 3,58%

Octubre 3,72%

Noviembre 3,94%

Diciembre 3,89%

TOTAL 3,70%



- 72 -

4. PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA

A partir de los cálculos realizados en apartados anteriores, se está ya en situación de

poder estimar el Rendimiento Global de la Instalación y la Energía Neta generada para cada

mes, y para todo un año del Generador Fotovoltaico objeto de este estudio

E. Generada Bruta Total

(kWh) P.R.

E. Generada NETA Total

(kWh)

Enero 307.269,74 73,99% 227.347,26

Febrero 373.092,19 74,27% 277.089,68

Marzo 360.150,50 74,31% 267.629,73

Abril 508.810,73 74,20% 377.537,56

Mayo 562.106,49 73,09% 410.840,68

Junio 641.263,81 71,39% 457.794,86

Julio 710.777,65 70,59% 501.734,20

Agosto 664.263,99 70,69% 469.599,68

Septiembre 566.409,47 71,11% 402.776,76

Octubre 411.775,31 71,74% 295.394,60

Noviembre 305.882,74 71,71% 219.334,02

Diciembre 326.152,60 73,32% 239.121,36

TOTAL 5.737.955,21 72,23% 4.144.313,65

La energía bruta es el resultado de multiplicar la irradiación eficiente sobre la

instalación por la potencia pico de la misma. A esta potencia habrá que descontarle las

pérdidas obteniendo así una potencia neta.

El valor del PR (performance ratio) que es el rendimiento global de la planta, anual será del

72,23% que está dentro de los valores aceptable. Una instalación con un rendimiento menor

del 70% no sería rentable económicamente y mayor del 75% sería poco realista.

Podemos observar gráficamente las pérdidas existentes en la instalación, aunque no

está incluida la instalación de 75 kW, por razones de simplificación de la aplicación, en la que

se simulan por un lado los inversores de 100 kW y por otro los de 25 kW, pero nos dará una

visión global de las pérdidas bastante ilustrativa.



- 73 -

5. COMPARACIÓN ENTRE INSTALACIÓN EN ESTRUCTURA FIJA Y CON SEGUIDORES

Supongamos ahora que en lugar de colocar los módulos fotovoltaicos sobre estructuras

de seguimiento, que como hemos visto se van moviendo según el momento para obtener

siempre la mejor orientación respecto al sol, los vamos a colocar sobre estructuras fijas.

Estas estructuras fijas estarán orientadas al sur con una inclinación de 30º respecto a la

horizontal, que es la orientación óptima.

El cálculo de irradiaciones sobre superficies inclinadas, a partir de datos sobre

superficie horizontal, es objeto de permanente revisión en el ámbito de los estudiosos de la

radiación solar, siendo además varias las aplicaciones informáticas disponibles para llevarlo a

cabo. Como consecuencia existen una gran variedad de métodos y herramientas de cálculo

que pueden causar cierta confusión, pero en realidad todas las propuestas conducen a

resultados muy parecidos.

La inclinación de la superficie óptima βopt, que por otro lado está orientada al sur, se relaciona

con la latitud Ø mediante la expresión:

º303,293769,07,369,07.3 ≈=⋅+=⋅+= φβopt

donde ambos ángulos se expresan en grados.

Los seguidores estaban separados una distancia entre ejes de 20m y 30 m en dirección

norte-sur y este-oeste respectivamente, según las indicaciones de los proveedores de los

mismos.



- 74 -

Ahora se estudia la distancia que hay que separar estas estructuras para que no se den

sombra unas a otras. Para ello se considera que la incidencia de los rayos del sol es tal que la

mayor sombra en dirección norte-sur, será con una inclinación de 25º. Tras haber hecho este

estudio la distancia que hay que poner entre unas estructuras y otras en dirección norte-sur

será como mínimo de 7,8 metros desde el principio de una hasta el comienzo de la siguiente.

La disposición de las estructuras se hará de forma similar a la que había con

seguidores para que la comparación sea más real. Esta disposición se puede observar en los

planos que se adjuntan.

Para compararlas nos fijaremos en las siguientes características para cada una de

ellas:

• Superficie ocupada

• Producción bruta anual

• Producción neta anual

• Rendimiento de la planta

• Inversión total necesaria.

SUPERFICIE OCUPADA La superficie ocupada por la planta distribuida en estructura fija será menor que con

seguidores ya que aunque tengan que separarse una distancia en la dirección norte-sur para

evitar la sombra de unas sobre otras, disminuyendo así las pérdidas debidas a este efecto, ésta

será más pequeña que la separación para la misma causa en seguidores.

Los seguidores tendrán mayor altura, por lo que la sombra alcanzará una distancia mayor y

además necesitarán más espacio para hacer el movimiento de orientación libremente.

Así como dependiendo de la posición que tengan en cada momento podrá variar también la

posición de la sombra.

La planta completa, tanto si está con estructuras fijas como con seguidores se rodeará

de una valla de 2,5 m de altura, por lo que habrá que considerar la sombra de la misma.

Para los seguidores bastará con separarla unos 9 metros de la instalación. En el caso de

estructuras fijas se hace el estudio de la distancia necesaria de alejamiento suponiendo una

incidencia de 25º en la dirección norte-sur, como se indicó antes y 12º en la dirección este-

oeste. Por tanto la valla, en este caso, distará 7 metros en dirección norte-sur y 12m en este-

oeste. Aún así esta superficie debida a la sombra de la valla es minúscula comparada con el

resto de la superficie ocupada.



- 75 -

En definitiva, vemos la superficie ocupada en cada situación:

CARACTERÍSTICA SEGUIDORES ESTRUCTURA FIJA

DISTANCIA E-O 30 m 7,8 m

DISTANCIA N-S 20 m --

SUPERFICIE OCUPADA 11,84 Ha 4,16 Ha

PÉRDIDAS POR SOMBREADO 4,85 % 3,12 %

Aquí además hemos indicado las pérdidas por sombra producidas en cada uno ya que

dependiendo de estas también se podrían acercar más o menos. Como podemos observar los

seguidores no podrían acercarse más. Esta es la distancia recomendada por el fabricante, y

como vemos además de ocupar mucho más espacio, habrá más pérdidas por sombreado.

PRODUCCION BRUTA ANUAL La producción bruta será mayor en el caso de seguidores, ya que su función es estar

en todo momento, lo mejor orientado posible para captar mejor la irradiación y obtener una

mayor productividad.

Como hemos visto en apartados anteriores, la energía bruta generada por la instalación, a

partir de una potencia pico de paneles instalada viene dada por la siguiente expresión:

EGEN=PP (kWp)·HSP(h)

Siendo HSP las Horas Solares Pico. Este valor se corresponde con las hipotéticas horas a las

que a lo largo de un día se produce una irradiación de 1 kW/m2, de manera que el total de

irradiación diaria, en kWh, sea el mismo que con el nivel de irradiación normal desde el Orto

hasta el Ocaso.

Esta HSP será idéntica para ambos casos pero para Obtener las Horas Solares equivalentes

para una inclinación determinada αº del Generador Fotovoltaico, se utilizan unos coeficientes

de corrección, que dependerán de la propia inclinación y de la latitud del emplazamiento.

Estos coeficientes los ha calculado el simulador, obteniendo nosotros las HSP de la superficie

ya inclinada, pero podemos comprobar que si lo calculásemos con la siguiente expresión

obtendríamos un resultado similar:

[ ] )0(13,11019,11046,41/)0()( 244aoptoptaopta GGG ⋅=⋅−⋅−= −− βββ



- 76 -

Así, para un mes dado:

H.S.P(αº) = K·H.S.P(0º)

Donde K es un coeficiente que los relaciona. Este coeficiente será mucho mayor para

el caso de seguidores, ya que la HSP efectiva será mayor. Habrá una diferencia de un 40%,

entre ambos, el aumento de producción es bastante significativo.

Podemos observar los datos en el siguiente cuadro:



77

HSP seguimiento

kWh/m2

HSP fija kWh/m2

K,Coeficiente SEGUIDOR

K,Coeficiente FIJA

E.Generada Bruta seguidor kWh

E.Generada Bruta fija kWh

Enero 148,08 116,24 1,81 1,42 307.269,74 241.207,02

Febrero 179,80 139,02 1,71 1,32 373.092,19 288.463,32

Marzo 173,56 142,42 1,35 1,11 360.150,50 295.518,46

Abril 245,21 181,63 1,35 1,00 508.810,73 376.881,87

Mayo 270,89 190,04 1,29 0,91 562.106,49 394.334,05

Junio 309,04 201,63 1,32 0,86 641.263,81 418.393,59

Julio 342,54 222,53 1,36 0,88 710.777,65 461.751,01

Agosto 320,12 220,23 1,41 0,97 664.263,99 456.978,41

Septiembre 272,96 199,32 1,52 1,11 566.409,47 413.588,24

Octubre 198,44 155,01 1,61 1,25 411.775,31 321.642,12

Noviembre 147,41 115,34 1,75 1,37 305.882,74 239.339,48

Diciembre 157,18 117,21 2,02 1,50 326.152,60 243.216,53

TOTAL 2765,23 2000,59 1,54 1,14 5.737.955,21 4.151.314,10



- 78 -

PRODUCCION NETA ANUAL La producción neta será mucho mayor en el caso de seguidores ya que la producción

bruta será también mucho mayor y a pesar de que las pérdidas sean más pequeñas en el caso

de estructuras fijas, pero compensará más la diferencia de producción neta entre ambos. Estas

pérdidas las iremos detallando a continuación:

Las pérdidas debidas a la eficiencia de los módulos (module quality loss) y por

conexionado (pérdidas mismatch) serán las mismas para ambos casos, ya que estos no

dependen de la orientación. Sólo dependen del tipo de módulo, que es el mismo, y de la forma

en que se conectan en serie y en paralelo que también será de la misma forma.

Respecto a las pérdidas de cableado se reducirán considerablemente en el caso de

estructura fija ya que al ser la planta más compacta y ocupar menos superficie, las longitudes

de cableado serán más pequeñas, y por tanto las pérdidas serán menores.

A continuación se muestran los datos de las dos opciones:

Perd ohm (kWh)

seguidores Perd ohm

(%)seguidores Perd ohm (kWh)

Fija Perd ohm (%)

Fija

Enero 5.440,15 1,77% 2.098,80 0,68%

Febrero 7.307,79 1,96% 2.864,40 0,77%

Marzo 6.188,97 1,72% 2.700,40 0,75%

Abril 9.821,07 1,93% 3.860,00 0,76%

Mayo 11.195,94 1,99% 4.016,00 0,71%

Junio 13.457,17 2,10% 4.438,00 0,69%

Julio 16.037,81 2,26% 5.314,20 0,75%

Agosto 15.135,59 2,28% 5.428,50 0,82%

Septiembre 12.282,66 2,17% 4.746,30 0,84%

Octubre 8.182,92 1,99% 3.289,60 0,80%

Noviembre 5.426,14 1,77% 2.073,60 0,68%

Diciembre 5.650,60 1,73% 2.009,50 0,62%

TOTAL 116.126,81 2,02% 42.839,30 0,75%

En cuanto a las pérdidas debidas a la temperatura que alcanzan los módulos, serán

algo inferiores en el caso de estructura fija, ya que estarán menos tiempo en contacto con la

radiación directa y la temperatura alcanzada por las células será menor.



- 79 -

Perd Tª (%) seguidores

Perd Tª (%) fija

Enero 3,26% 0,95%

Febrero 4,26% 2,07%

Marzo 4,28% 2,49%

Abril 6,35% 4,47%

Mayo 8,35% 6,14%

Junio 11,15% 8,83%

Julio 12,82% 10,37%

Agosto 12,44% 10,10%

Septiembre 10,84% 8,65%

Octubre 8,40% 6,10%

Noviembre 4,97% 2,65%

Diciembre 3,34% 0,92%

TOTAL 8,50% 6,06%

Las pérdidas angulares y espectrales serán de más de un 1,5 % mayores en las

estructuras fijas por razones evidentes.

FIAMGI (%) seguidores

FIAMGI (%) fija

Enero 1,30% 2,70%

Febrero 1,20% 2,70%

Marzo 1,60% 2,80%

Abril 1,30% 3,00%

Mayo 1,30% 3,10%

Junio 1,10% 3,30%

Julio 1,00% 3,20%

Agosto 1,00% 2,90%


Octubre 1,20% 2,60%

Noviembre 1,30% 2,90%

Diciembre 1,20% 2,90%

TOTAL 1,20% 2,90%



- 80 -

Como conclusión de todo esto podemos observar que el rendimiento de la planta con

estructura fija será ligeramente superior, debido sobre todo a la disminución de las pérdidas de

cableado ( óhmicas) y pérdidas de temperatura.

Aún así esta diferencia de rendimiento es pequeña y la producción de energía neta seguirá

siendo bastante superior en la planta con seguidores.

P.R. seguidores P.R. fija

Enero 73,99% 75,62%

Febrero 74,27% 76,88%

Marzo 74,31% 75,58%

Abril 74,20% 75,07%

Mayo 73,09% 73,27%

Junio 71,39% 71,46%

Julio 70,59% 70,96%

Agosto 70,69% 71,66%


Octubre 71,74% 73,87%

Noviembre 71,71% 73,92%

Diciembre 73,32% 74,25%

TOTAL 72,23% 73,48%

La producción neta en ambos casos la podemos comparar con la siguiente tabla:



- 81 -

E. Generada NETA (kWh) seguidores

E. Generada NETA (kWh) fija

Enero 227.347,26 182.403,29

Febrero 277.089,68 221.767,57

Marzo 267.629,73 223.365,29

Abril 377.537,56 282.939,11

Mayo 410.840,68 288.943,09

Junio 457.794,86 298.997,27

Julio 501.734,20 327.648,79

Agosto 469.599,68 327.461,11

Septiembre 402.776,76 301.331,68

Octubre 295.394,60 237.608,88

Noviembre 219.334,02 176.922,26

Diciembre 239.121,36 180.594,67

TOTAL 4.144.313,65 3.050.341,90

A partir de las producciones netas obtenidas, y a partir de los valores de retribución que

marca el según el RD 661/2007 de Mayo de 2.007 para Instalaciones de Energía Solar

Fotovoltaica se tendría la facturación que se muestra en la tabla que sigue.

En la fecha en la que se realiza el presente proyecto, la tarifa utilizada para facturar la

inyección de energía eléctrica procedente de productores de Energía en Régimen Especial es

de 0.440381 €/kWh para las instalaciones de hasta 100 kW., según el RD 661/2007 de Mayo

de 2.007.

En nuestro caso, aunque la planta sea de 1,875 kW. la dividiremos en 19 sociedades, cada una

de ellas con un titular y representante, para poder obtener esta prima.

Cabe destacar que en el nuevo decreto, se establece que anualmente, se realizará una

actualización de la tarifa, acorde con el aumento del IPC, y viene especificada como

IPC - 0,25% hasta el año 2012

IPC – 0,5% a partir de 2012



- 82 -

Facturación con seguidores (€)

Facturación con fija (€)

Enero 100.119,41 80.326,94

Febrero 122.025,03 97.662,22

Marzo 117.859,05 98.365,83

Abril 166.260,37 124.601,01

Mayo 180.926,43 127.245,05

Junio 201.604,16 131.672,72

Julio 220.954,21 144.290,30

Agosto 206.802,78 144.207,65

Septiembre 177.375,23 132.700,75

Octubre 130.086,17 104.638,44

Noviembre 96.590,54 77.913,20

Diciembre 105.304,50 79.530,46

TOTAL 1.825.076,99 1.343.312,62

En principio, y teniendo en cuenta sólo los ingresos que produce, parece más rentable

la planta con seguidores. Pero habrá también que tener en cuenta los gastos asociados a cada

caso, que se verán más adelante, viendo así la rentabilidad real de cada una.



- 83 -

6. DIFERENCIAS DE INVERSIÓN ENTRE INSTALACIÓN EN ESTRUCTURA FIJA Y CON SEGUIDORES

OBRA CIVIL

En este apartado agruparemos diferentes actividades para simplificar, ya que en

nuestro caso el objetivo no será desglosar todas las actividades constructivas necesarias sino

simplemente fijarnos en las que habrá una mayor diferencia para ambos casos.

Aquí estarán incluidas: el acondicionamiento del terreno o trabajos previos, cimentaciones y las

canalizaciones enterradas.

- Trabajos previos, es decir acondicionamiento del terreno: éste dependerá de la

superficie que haya que tratar, por tanto sabemos desde un principio que será menor

para el caso de estructuras fijas ya que ocupan un área más pequeña.

SEGUIDORES ESTRUCTURAS

FIJAS

SUPERFICIE A TRATAR (m2) 118.377 41.570

COSTE UD (€/m2) 1,15 1,15

COSTE TOTAL PARQUE (€) 136.133 47.805

COSTE ESPECÍFICO (€/kWp) 72,6 25,5

- Cimentaciones, será similares para ambos casos, ya que en un caso las necesitamos

para los seguidores y en el otro para las estructuras, habiendo el mismo número de

ambas. El coste de las cimentaciones será proporcional por un lado al volumen de

hormigón necesario para las mismas y por otro a los kilogramos de hierro necesarios

para los armados correspondientes. Será un total de aproximadamente 320.000 € para

la planta.

- Canalizaciones: dependerá de la longitud de los conductores, que circularán por el

interior de las mismas. Se ha mencionado ya en un apartado anterior que a mayor

superficie ocupada por la planta, mayor será la red de canalizaciones existente para

realizar la evacuación de la energía generada. A partir de costes obtenidos de bases



- 84 -

de precios de ingeniería y de las longitudes para cada caso, se muestran los siguientes

resultados:

SEGUIDORES ESTRUCTURA FIJA

LONGITUD TOTAL PLANTA (m) 3.140 2.560

COSTE MEDIO POR METRO DE CANALIZACION (*)

32,00 32,00

COSTE TOTAL (€) 100.480 81.920

COSTE ESPECÍFICO (€/kWP) 53,6 43,7

(*) El coste medio que se ha considerado para las canalizaciones no incluye el cableado que

discurre por las mismas ni los tubos correspondientes en caso de que tal sea la disposición,

valores que se tratarán en un apartado posterior. Sí se incluye sin embargo mano de obra,

maquinaria, placas cubre-cables para seguridad...etc.

ESTRUCTURAS SOPORTE / SEGIMIENTO Los precios de los seguidores serán más caros que las estructuras fijas, en la cantidad

aproximada que se detalla a continuación:

SEGUIDORES ESTRUCTURAS FIJAS

COSTE POR ESTRUCTURA/SEGUIDOR (€)

1.500 160

Nº DE ELEMENTOS. POR INSTALACION

9/6 9/6

COSTE TOTAL INSTALACION (€)

13.500/ 9.000 1.440/ 960

COSTE TOTAL PARQUE (€) 252.000 26.880


MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Habrá el mismo número de módulos en ambos casos, ya que también serán de la

misma potencia pico. Tienen una distribución análoga.



- 85 -

Para tener una idea del precio de éstos, diremos que estarán en torno a 600 € cada módulo de

220 Wp, sin olvidar que es un precio orientativo.

Para el total de la planta habrá que hacer una inversión de aproximadamente de

5.656.200 €. Más adelante, en el estudio financiero podremos ver que es el concepto en el que

más dinero hay que invertir.

Lo vemos de forma desglosada en el siguiente cuadro:


MÓDULOS POR INSTALACION

INST 100 : 504 ( 56 x 9)

INST 75 : 360 (60 x 6)

POTENCIA PICO MÓDULOS (WP)

220 220

PRECIO MÓDULOS (INC. MONTAJE), €/modulo

600 600

COSTE MÓDULOS TOTAL

5.659.200 5.659.200

COSTE ESPECÍFICO €/WP

3,02 3,02

INVERSORES DE POTENCIA Al igual que ocurría con los módulos, los inversores también serán exactamente iguales

para ambos casos.


INVERSORES TOTALES 18 x 100 + 3 x 25 18 x 100 + 3 x 25

PRECIO INVERSORES (€) 100 Kw : 29.500 25 Kw : 11.250

COSTE EQUIPOS INVERSION TOTAL (€)

564.750 564.750

COSTE ESPECÍFICO (€/WP) 0,3 0,3

CABLEADO

A continuación se muestra una tabla resumen en la que se enumeran, para cada una

de las opciones los metros de cable para cada una de las secciones en los tramos

correspondientes de corriente alterna, es decir, lo que van desde cada uno de los inversores

hasta la centralización de contadores.



- 86 -

Los costes para el material se han obtenido a partir de bases de precios de ingeniería

comúnmente utilizadas.

LONGITUDES SECCIONES Y COSTES


25 mm2 230 m 100

COSTE CABLE (€/m) 1,22

70 mm2 300 360


150 mm2 880 810


240 mm2 1740 1290


COSTE TOTAL (€) 24.079,8 19.281,2

COSTE ESPECÍFICO (€/KWP) 12,8 10,3

PUESTA A TIERRA

Al Igual que en el caso de los cables de potencia para la evacuación de energía, el

cableado necesario para tender la red equipotencial de todo el parque, será tanto mayor,

cuanto mayor sea la superficie de ocupación de la misma. Para un tendido equipotencial con

cable de cobre desnudo de 50 mm2 de sección, se tendrían los siguientes resultados:

CARACTERÍSTICA SEGUIDORES ESTRUCTURAS FIJAS

LONGITUD UNION EQUIPOTENCIAL ( m) 6.900 4.500


COSTE TOTAL (€) 50.000 32.400


VALLADO PERIMETRAL El coste del vallado perimetral de seguridad para cada una de las opciones será

proporcional al perímetro de vallado de cada una de las opciones:

CARACTERÍSTICA SEGUIDORES ESTRUCTURAS FIJAS

PERÍMETRO DE VALLADO (m) 1.375 855

COSTE POR METRO (€) 35,9

COSTE TOTAL VALLADO (€) 49.362,5 30.695




- 87 -

Las características del vallado perimetral supuesto son las siguientes: Cercado de 2,00

m. de altura realizado con malla simple torsión galvanizada en caliente de trama 50/116, tipo

Teminsa y postes de tubo de acero galvanizado por inmersión de 48 mm. de diámetro.

7. COSTE DIFERENCIAL DE LAS DISTINTAS OPCIONES

A continuación, después de haber visto las diferencias económicas más importantes

entre ambos casos, de forma específica, haremos un resumen de los presupuestos generales,

incluyendo otros conceptos, además de los mencionados anteriormente.

CAPÍTULO SEGUIDORES ESTRUCTURAS FIJAS

OBRA CIVIL (€) 885.000 400.000

ESTRUCTURAS / SEGUIDORES (€) 2.761.225 470.000

EQUIPOS INVERSORES (€) 542.000 542.000

MÓDULOS FV(€) 6.130.800 6.130.800

INSTALACIÓN (€) 600.000 400.000

SISTEMA DE SEGURIDAD Y CONTROL (€) 170.000 100.000

INGENIERIA (€) 326.515 247.265

INVERSION TOTAL (€) 11.215.000 8.490.000

COSTE ESPECIFICO (€/kWp) 5,98 4,53

Como podemos apreciar la mayor inversión se hará en módulos, que suponen más de

la inversión total de la planta.

8. COSTES DE EXPLOTACIÓN

Los costes de explotación que tendrá que afrontar una planta de estas características

serán principalmente dos, el Coste de Mantenimiento, Seguro Anual y Sistema de Vigilancia.

A. COSTE DE MANTENIMIENTO

Las labores de mantenimiento en instalaciones de Estructuras Fijas son mínimas, al no

haber partes móviles en las mismas. Por ello la opción de elegir estructuras fijas es la que tiene

un coste anual de mantenimiento menor. Por su parte la opción con seguidor, tienen

mantenimiento similar de la parte eléctrica (estado de bornas, mediciones de intensidades,



- 88 -

tensiones...etc.), pero hay que añadirle el mantenimiento preventivo adicional de los motores

de todos y cada uno de los seguidores. Esto evidentemente requiere un cierto tiempo, tanto

mayor cuanto mayor sea la cantidad de motores a mantener, ya que por lo general todos los

motores involucrados son de pequeña potencia y no requieren de un mantenimiento especial.

A esto hay que añadir el mantenimiento de las partes mecánicas de los seguidores

(rodamientos, reductores...etc.) más complejo, según aumente la propia complejidad del equipo

seguidor (más adelante en el estudio de viabilidad financiera, veremos que este coste se

estima como un porcentaje de los ingresos por productividad, siendo razonable ya que la planta

con seguidores producirá más y tendrá por tanto mayor coste de mantenimiento).

Ahora bien, para realizar un cálculo realista de rentabilidad de los seguidores es

fundamental conocer este valor del coste de mantenimiento anual de los seguidores.

En contraste con las estructuras fijas, los seguidores están en movimiento: son piezas móviles

y por tanto susceptibles de una mayor frecuencia de averías, como se ha mencionado

anteriormente.

Existirá un valor crítico del coste de mantenimiento, por encima del cual la instalación de

seguidores ya no es rentable.

Haremos un estudio para el cálculo de este valor, con el fin de disponer una herramienta

analítica que permita aconsejar o no a esta inversión, entre otros parámetros. Para ello

definamos las siguientes cantidades:

C = coste total planta sin seguidores.

i = incremento rendimiento (0,1).

γ = incremento coste con seguidores (0,1).

ε = proporción de la planta con seguidores (0,1).

M = facturación anual producción.

G=gasto anual mantenimiento con ε =1 seguidores

Con este estudio se podría incluso definir qué porcentaje de seguidores saldría rentable.

Vamos a calcular el tiempo de retorno para tres casos (con seguidores, sin seguidores y con

una parte de la planta con seguidores):

Caso I. Para una planta sin seguidores (ε =0),

Mediremos el rendimiento calculando el tiempo de retorno de la inversión, es decir el

cociente entre coste y producción neta. Cuanto más rentable es el producto, menor es su

tiempo de retorno. Para un caso típico sin seguidores (ε = 0) tenemos:



- 89 -

añosMC

⋅=== 3,6000.350.1000.500.8τ

Caso II. Planta con una proporción ε de seguidores sin coste de mantenimiento

En este caso tanto coste como producción aumentan en la proporción

τεεγ

εετ ε f

MiMCC

MMCC

=++

=Δ+Δ+

=

Donde hemos definido el factor f como:

εεγi

f++

=11

La formula dada es fácilmente comprensible. Si γ≥1, entonces f ≥1, ττ ε ≥ y la instalación de

seguidores será desaconsejable. Hemos representado la función en el gráfico, es decir, el

periodo de retorno de la inversión τ en función de la proporción de seguidores instalada ε.

Tiempo normalizado de retorno de la inversión τ / τ 0 en función de la

proporción ε de seguidores. Las tres curvas representadas corresponden a los valores

γ = 0.5, i = 0.35, f ≥1 (curva superior), γ = i = 0.35, 1 f = 1(curva central) y γ = 0.2, i = 0.35, f <1

(curva inferior)

En esta gráfica la curva superior-central-inferior, representan el valor del tiempo de

retorno de la inversión cuando el coste del seguidor γ excede, iguala o es menor al rendimiento

i del seguidor, respectivamente. La curva inferior representa un valor típico, cuando f = 0,88.



- 90 -

Si no existieran costes de mantenimiento, la inversión en seguidores sería siempre

aconsejable, dado que se cumpliría i > γ. Un valor de f =0,88 reduce en 1 año el periodo de

retorno. Veremos que este no es el caso cuando tenemos en cuenta los gastos de

mantenimiento.

Caso III. Planta con una proporción ε de seguidores con un coste anual G de mantenimiento: En este caso, debemos descontar de la producción los gastos de mantenimiento:

GMiMCC

GMMCC

G εεεγ

εεετ ε −+

+=

−Δ+Δ+

=,

Definimos una variable:

εξεγτξ

++

≡11

0 , donde MC

=0τ es el tiempo de retorno sin seguidores.

Esta última ecuación es la que rige la rentabilidad de estas instalaciones. Podemos observar

que el efecto de los gastos de mantenimiento es el de cambiar el rendimiento i de los

seguidores a un rendimiento efectivo ξ.

La condición de rentabilidad i>γ, se traduce en este caso a ξ > γ, o equivalentemente, G<Gc,

donde hemos definido el valor del gasto crítico Gc como:

( )γ−= iMGc .

Esta es la ecuación que cuantifica el gasto crítico anual, a partir del cual ya no son rentables

los seguidores.

Para ilustrar este resultado, representamos la ecuación gráficamente:

Tiempo normalizado de retorno de la inversión τ / 0τ en función del gasto

de mantenimiento normalizado al gasto crítico. En esta gráfica

se han adoptado los valores típicos ε=1, γ=0.2, i=0.35.



- 91 -

Como podemos apreciar, la inversión en seguidores sólo resulta rentable (τ < 0τ ) para gastos

de mantenimiento inferior al crítico (G<Gc).

B. SEGURO ANUAL

Las compañías de seguros consultadas coinciden en que la prima (supuestas las mismas

condiciones de seguridad para todas las opciones) es proporcional al presupuesto de la

instalación asegurada. Las condiciones de seguridad contempladas son, entre otras:

• Vallado perimetral de seguridad de 2 metros de altura.

• Una serie de cámaras de vigilancia estarían distribuidas estratégicamente por todo el

parque, de manera que entre todas ellas se pudiera realizar un barrido de la totalidad

de la superficie a cubrir.

• Se tendrían además sensores de infrarrojos de activación nocturna, de manera que

ante una detección de presencia, se pudiera realizar un enfoque más fino hacia un

punto en concreto.

• Todo ello estará conectado a una Central de Vigilancia /Alerta 24 horas, de manera que

cuando haya señales de intrusismo se pueda determinar si este es verdadero o

intempestivo (animales) y así actuar en consecuencia presentándose en el

emplazamiento.

• Todas las imágenes de las cámaras se podrán grabar y almacenar en el disco duro de

un ordenador (situado en la centralita e control) para posterior visionado.

Con estas condiciones, los valores que se han considerado para las primas anuales de los

seguros, para cada una de las opciones, son las que se muestran en la siguiente tabla (se

obtienen como porcentaje los ingresos obtenidos por productividad, al igual que los gastos de

mantenimiento)


INGRESO POR `PRODUCTIVIDAD TOTAL (€) 1.825.076,99 1.343.312,62

PRIMA ANUAL DEL SEGURO (1,5 %) 27.375 20.150



- 92 -

C. DISPOSITIVO DE SEGURIDAD Y VIGILANCIA

El coste de mantenimiento del sistema de seguridad y el dispositivo de alerta correspondiente,

se valora como un porcentaje de los ingresos por productividad, al igual que los anteriores. Así,

tendremos los siguientes gastos por este concepto:


INGRESO POR PRODUCTIVIDAD TOTAL (€) 1.825.076,99 1.343.312,62

PRIMA ANUAL DEL SEGURIDAD Y VIGILANCIA (1 %) 18.250 13.435

Hasta aquí hemos visto algunos presupuestos de las plantas de forma general, a

continuación vamos a hacer un estudio sobre la rentabilidad de ambas, viendo así que opción

sería más conveniente.



- 93 -

PARTE IV: ANÁLISIS DE VIABILIDAD ECONÓMICA DE LA PLANTA

1. INVERSIÓN

En este apartado se muestra un resumen del presupuesto general de la planta, dividido en

los diferentes apartados ya señalados anteriormente.

Esta vez se distinguirá además entre la inversión necesaria para la construcción de la

planta y la inversión para la dirección del proyecto, es decir lo que cobrará la ingeniería.

Presupuesto de inversión EUROS EUROS/Wp

Obra civil y estructuras 885.000 0,4265

Estructuras 2.761.225 -

Inversores 542.000 0,2612

Placas solares 6.130.800 2,9545

Instalación y seguridad y control 770.000 0,3711

A. Presupuesto ejecución material 11.089.025 4,0133

Dirección de Proyecto e Ingeniería 326.515 0,07

Beneficio Industrial

-

B. Total Preoperativos 326.515 0,07

El coste del centro de transformación y línea de evacuación no se incluirá en el proyecto,

pero lo señalamos.

Subtotal (A+B) 11.415.540 5,50

IVA 16% 1.826.486 0,88

Subtotal Planta 13.242.026 € 6,38

En estos presupuestos no estará incluido el IVA (16 %), que sí se incluirá posteriormente.

Pero a este total, además habrá que añadir los intercalares, es decir los que paga una empresa

a una determinada clase de acciones durante el espacio de tiempo que media entre el



- 94 -

desembolso de los valores y la puesta en funcionamiento de la parte de su explotación que ha

sido financiada con la emisión de dichos valores.

Estos intercalares se calculan mediante un proceso iterativo ya que dependen de sí mismo,

aunque también se podrían obtener resolviendo la siguiente ecuación:

)int)(sin(8.001.0 ercalariosIVAsiontotalinverAcomisionIViosIntercalar +⋅⋅+=

Esto viene de las siguientes definiciones:

ercalaresercalaresniIVAmaterialesngenieriayinversióniIVAsiontotalinverIVAsiontotalinveronLPfinanciaci

onLPfinanciaciComisionLPcomisionLPAcomisionIViosIntercalar

int)int(sin)(sin(sin8.0

01.0

+⋅⋅=⋅=

⋅=+=

Intercalarios 110.473 € 0,02

Total Inversión 13.352.499 € 6,43

Total Inversión Sin IVA 11.526.013 € 5,55

Total IVA 1.826.486 € 0,88

A estos intercalarios no se les aplicará el IVA, el IVA correspondiente a esta planta será el

calculado anteriormente.

2. ESTRUCTURA FINANCIERA

A continuación se expondrán las hipótesis de cálculo que se han contemplado para

confeccionar el modelo de análisis económico-financiero.

La financiación de las inversiones plantea con las siguientes características:

- % apalancamiento: 80

- Plazo: 16 años

- Tipo de interés: 5,5 % ( Euribor +1,00)

- Comisiones: 1 %

Se prevé un crédito puente para financiar el IVA de la inversión con las siguientes condiciones:

- Importe: 100 % del IVA soportado

- Plazo: 2 años

- Tipo interés : 5,5 %

- Comisiones: 1%



- 95 -

En este apartado haremos un resumen de los préstamos que hay que pedir, por cuanta

cantidad y con qué interés. Es decir cómo se financiará la planta.

A partir de los datos anteriores, un 20 % de la inversión sin IVA se hará con fondos propios y el

resto se financiará.

Se financiará de forma separada el IVA de lo demás.

En las siguientes tablas se pueden observar los porcentajes.

Estructura Financiera Global % €

Fondos Propios 17% 2.305.203

Financiación a LP 69% 9.220.810

Financiación IVA 14% 1.826.486

TOTAL FINANCIACIÓN 100% 13.352.499

Los fondos propios pertenecerán por completo a los promotores de la planta. No habrá

inversión de los instaladores ni habrá que recurrir a entidades de capital riesgo.

Fondos Propios Subtotal % €

Promotores 17,26% 100% 2.305.203

Instalador 0,00% 0% 0

Capital Riesgo 0,00% 0% 0

Total Fondos Propios 20% 100% 2.305.203

La financiación total será la siguiente:

Financiación % €

Financiación a Largo Plazo 83% 9.220.810

Financiación IVA 17% 1.826.486

Total Préstamos 80% 11.047.297



- 96 -

3. PRÉSTAMOS

Ahora veremos con detalle la devolución de ambos préstamos, tanto el préstamo a

largo plazo, como el del IVA, del cual veremos a continuación sus características.

- Respecto al préstamo LP, la cantidad a financiar como ya se indicó anteriormente es

de 9.220.810 €, que se financiará en 16 años con uno de carencia, es decir el primer año sólo

se pagarán intereses y comisiones, pero nada del principal.

La tabla que se presenta a continuación será un resumen de lo que hay que pagar cada año y

a qué corresponde.

El momento cero representa la apertura y es cuando se pagan las comisiones (1% del total de

la cantidad financiada). En el primer año sólo se pagarán intereses, que serán el 5,5% de la

cantidad que quede pendiente, que en este momento será toda.

A partir del segundo año se pagará una parte de intereses y otra de principal. Lo que se paga

cada año de principal es una función financiera que la resolvemos con una hoja de cálculo

como Excel, ya que en estos momentos nuestro objetivo no es la economía financiera.

A esta función ya definida sólo le tendremos que indicar: interés anual, periodo actual (sin

incluir año de carencia), total de años en que se paga (tampoco tendremos en cuenta el año de

carencia, es decir en nuestro caso serían 15), importe del préstamo y el vencimiento de los

pagos, es decir si el pago se hará al principio del mes (0 u omitido) o al final (1).

- El préstamo del importe correspondiente al IVA, será diferente al anterior. El primer

año al igual que antes sólo se pagan las comisiones y los intereses. En el segundo año

hacienda devolverá el IVA, por tanto lo pagaremos de forma íntegra, y quedará cerrado.

En la tabla lo podemos ver de forma detallada.

En la última tabla se hace un resumen del total a pagar cada año, sumando ambos préstamos,

y se distinguen los distintos conceptos a pagar: comisiones, intereses y pago de principal (no

estará incluido el pago de la totalidad del IVA ya que es una devolución de hacienda).

La suma de todos ellos es lo que se denomina el “servicio de deuda”.



- 97 -

PRÉSTAMO A LARGO PLAZO Importe 9.220.810

Plazo 16

Carencia 1

Períodos Amortización 15

Interés Anual 5,50%

Comisión Apertura 1,00%

Período Año 00 Año 01 Año 02 Año 03 Año 04 Año 05 Año 06 Año 07 Año 08 Año 09 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16

Disposiciones 9.220.810

Importe 92.208 507.145 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629

Comisión 92.208

Interés 507.145 507.145 484.513 460.637 435.447 408.872 380.835 351.257 320.051 287.130 252.397 215.754 177.096 136.312 93.285 47.891

Amortización 0 411.484 434.116 457.992 483.182 509.757 537.793 567.372 598.577 631.499 666.232 702.874 741.533 782.317 825.344 870.738

Pendiente 9.220.810 9.220.810 8.809.326 8.375.210 7.917.218 7.434.037 6.924.280 6.386.486 5.819.114 5.220.537 4.589.038 3.922.806 3.219.932 2.478.399 1.696.082 870.738 (0)



- 98 -

PRÉSTAMO IVA Importe 1.826.486

Plazo 2

Carencia 1

Períodos Amortización 1

Interés Anual 5,50%

Comisión Apª 1,00%

Período Año 00 Año 01 Año 02 Año 03 Año 04 Año 05 Año 14 Año 15 Año 16 Total

Disposiciones 1.826.486 1.826.486

Importe 18.265 100.457 1.926.943 0 0 … 0 0 0 2.045.665

Comisión 18.265 18.265

Interés 100.457 100.457 0 0 … 0 0 0 200.914

Amortización 0 0 1.826.486 0 0 … 0 0 0 1.826.486

Pendiente 1.826.486 1.826.486 0 0 0 … 0 0 0



- 99 -

COSTE TOTAL FINANCIERO

Período Año 00 Año 01 Año 02 Año 03 Año 04 Año 05 Año 06 Año 07 Año 08 Año 09

Comisiones 110.473 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Intereses 0 607.601 607.601 484.513 460.637 435.447 408.872 380.835 351.257 320.051

Amortización LP

Deuda 0 0 411.484 434.116 457.992 483.182 509.757 537.793 567.372 598.577

Serv. Deuda 110.473 607.601 1.019.085 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629

Período Año 10 Año11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 TOTAL

Comisiones 0 0 0 0 0 0 0 110.473

Intereses 287.130 252.397 215.754 177.096 136.312 93.285 47.891 5.266.679

Amortización

LP Deuda 631.499 666.232 702.874 741.533 782.317 825.344 870.738 9.220.810

Serv. Deuda 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 918.629 14.597.962



- 100 -

4. AMORTIZACIONES

Amortizar significa considerar que un determinado elemento del activo fijo empresarial

ha perdido, por el mero paso del tiempo, parte de su valor.

Para reflejar contablemente este hecho, y en atención al método contable de partida doble, hay

que: 1º Dotar una amortización, es decir, considerar como pérdida del ejercicio la disminución

del valor experimentado. 2º Crear una cuenta negativa en el activo del balance, que

anualmente vería incrementado su saldo con la indicada disminución del valor del bien. De esta

forma todo elemento del activo fijo de la empresa vendría reflejado por dos cuentas, una

positiva, que recogería el valor de su adquisición u obtención, y otra negativa (llamada de

Amortización Acumulada), en la cual se indica lo que vale de menos como consecuencia del

paso del tiempo.

Se trata de un artificio contable tendiente a conseguir una mayor aproximación a la realidad

económica y financiera de la empresa, y no un fondo de dinero reservado de alguna forma para

reponer el inmovilizado al finalizar su vida útil. Para calcular la cuota de amortización para un

periodo determinado existen diferentes métodos, peor en nuestro caso usaremos la

amortización constante, lineal o de cuota fija.

Distinguiremos entre los siguientes concepto, calculando para cada uno de ellos su

amortización y sumándolos después para obtener el total:

• Amortización de la instalación: en 15 años

• Amortización de los preoperativos, es decir la ingeniería: en 5 años

• Amortización de intercalares: en 5 años

Como podemos observar el inmovilizado material se amortiza linealmente en 15 años, mientras

que el inmaterial se amortiza en 5.

El objetivo de este apartado será calcular las amortizaciones anteriores y el valor de

inmovilizado neto que queda.

Para ello habrá que descontar las amortizaciones acumuladas al valor del inmovilizado bruto,

que será el valor de la planta durante todos los años.

En las siguientes tablas se mostrarán los resultados para cada amortización:



- 101 -

AMORTIZACIÓN DE LA INSTALACIÓN


Inversión 11.089.025

Inmovilizado bruto Contable

11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025

Amortización 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268

Amortización Acumulada

739.268 1.478.537 2.217.805 2.957.073 3.696.342 4.435.610 5.174.878 5.914.147 6.653.415 7.392.683

Inmovilizado Neto Contable

10.349.757 9.610.488 8.871.220 8.131.952 7.392.683 6.653.415 5.914.147 5.174.878 4.435.610 3.696.342


Inversión


11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025

Amortización 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 0 0 0 0 0


8.131.952 8.871.220 9.610.488 10.349.757 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025 11.089.025


2.957.073 2.217.805 1.478.537 739.268 0 0 0 0 0 0



- 102 -

AMORTIZACIÓN DE LOS PREOPERATIVOS Período Año 01 Año 02 Año 03 Año 04 Año 05 Año 06 Año 07 Año 08 Año 09 Año 10

Inversión 326.515


326.315 326.315 326.315 326.315 326.315 326.315 326.315 326.315 326.315 326.315

Amortización 65.303 65.303 65.303 65.303 65.303 0 0 0 0 0


65.303 130.606 195.909 261.212 326.515 326.515 326.515 326.515 326.515 326.515


261.212 195.909 130.606 65.303 0 0 0 0 0 0

AMORTIZACIÓN DE LOS INTERCALARES Período Año 01 Año 02 Año 03 Año 04 Año 05 Año 06 Año 07 Año 08 Año 09 Año 10

Inversión 110.473


110.473 110.473 110.473 110.473 110.473 110.473 110.473 110.473 110.473 110.473

Amortización 22.095 22.095 22.095 22.095 22.095 0 0 0 0 0


22.095 44.189 66.284 88.378 110.473 110.473 110.473 110.473 110.473 110.473


88.378 66.284 44.189 22.095 0 0 0 0 0 0



- 103 -

AMORTIZACIÓN TOTAL


Inversión 826.666 826.666 826.666 826.666 826.666 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268


Inversión 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 0 0 0 0 0



- 104 -

5. PÉRDIDAD Y GANANCIAS

En este apartado se tratará la cuenta de explotación.

En primer lugar se calcula el margen operativo con el que podemos contar. Éste corresponde a

los ingresos menos los gastos totales (mantenimiento, seguros, seguridad y administrativos).

Los ingresos corresponderán al pago de la empresa distribuidora de la energía

inyectada en la red, calculada en anteriores apartados (energía neta producida).

El precio de la energía que se ha adoptado es el actualmente vigente, es decir

0,440381 €/kWh. Además se contempla un incremento anual del precio de la energía igual al

IPC menos 0,25% hasta el año 2012 y del IPC menos 0,5% a partir de dicho año.

Por el contrario, y como consecuencia del proceso degradatorio que sufren los módulos

fotovoltaicos con el paso del tiempo, se ha previsto un decremento lineal en la productividad de

las placas equivalente al 20% durante los primeros 25 años.

No se han contemplado ingresos adicionales por reactiva, ni tampoco ingresos financieros por

la tesorería que sobra.

A continuación se expone la generación de ingresos prevista durante los primeros 30 años del

proyecto:



- 105 -

INGRESOS

Período Año 01 Año 02 Año 03 Año 04 Año 05 Año 06 Año 07 Año 08 Año 09 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15

Productividad

/ Año 4.144.314 4.111.159 4.078.005 4.044.850 4.011.696 3.978.541 3.945.387 3.912.232 3.879.078 3.845.923 3.812.769 3.779.614 3.746.460 3.713.305 3.680.151

Crecimiento

Anual Tarifa 3,00% 2,75% 2,75% 2,75% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50%

Tarifa 0,4403810 0,4536 0,4661 0,4789 0,4921 0,5044 0,5170 0,5299 0,5431 0,5567 0,5706 0,5849 0,5995 0,6145 0,6299

Ingresos

anuales 1.825.077 1.864.791 1.900.620 1.937.010 1.973.964 2.006.592 2.039.617 2.073.039 2.106.858 2.141.072 2.175.680 2.210.680 2.246.070 2.281.848 2.318.011

IVA 292.012 298.367 304.099 309.922 315.834 321.055 326.339 331.686 337.097 342.571 348.109 353.709 359.371 365.096 370.882


Productividad

/ Año 3.646.996 3.613.842 3.580.687 3.547.532 3.514.378 3.481.223 3.448.069 3.414.914 3.381.760 3.348.605 3.315.451 3.282.296 3.249.142 3.215.987 3.182.833

Crecimiento

Anual Tarifa 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50%

Tarifa 0,6456 0,6618 0,6783 0,6953 0,7126 0,7305 0,7487 0,7674 0,7866 0,8063 0,8264 0,8471 0,8683 0,8900 0,9122

Ingresos

anuales 2.354.556 2.391.480 2.428.778 2.466.447 2.504.481 2.542.875 2.581.624 2.620.720 2.660.158 2.699.930 2.740.028 2.780.444 2.821.168 2.862.190 2.903.500

IVA 376.729 382.637 388.605 394.632 400.717 406.860 413.060 419.315 425.625 431.989 438.405 444.871 451.387 457.950 464.560

Con el IVA correspondiente a los ingresos se va compensando el IVA de la planta hasta que lo supere y empieza a ser ganancia.



- 106 -

Período Año 00 Año 01 Año 02 Año 03 Año 04 Año 05 Año 06 Año 07 Año 08 Año 09 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15

IVA 292.012 298.367 304.099 309.922 315.834 321.055 326.339 331.686 337.097 342.571 378.379 353.709 359.371 365.096 370.882

IVA

Pendiente 1.826.486 1.534.474 1.236.108 932.008 622.087 306.252 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


IVA 376.729 382.637 388.605 394.632 400.717 406.860 413.060 419.315 425.625 431.989 438.405 444.871 451.387 457.950 464.560

IVA Pendiente 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0



- 107 -

Como se puede observar a partir del sexto año, dejaremos de compensar el IVA de la planta.

Respecto a los gastos se calcularán como porcentajes sobre los ingresos, y serán

debidos a los siguientes conceptos:

- Mantenimiento: 5 %

- Seguros: 1,5 %

- Seguridad: 1 %

- Administración: 1 %

Vemos los resultados en la tabla que sigue:

PERIODO MANTENIMIENTO SEGUROS SEGURIDAD ADMINISTRATIVOS TOTALES

AÑO 1 - 155.131,54 - 91.253,85 - 27.376,15 - 18.250,77 - 292.012,32

AÑO 2 - 158.507,21 - 93.239,53 - 27.971,86 - 18.647,91 - 298.366,51

AÑO 3 - 161.552,72 - 95.031,01 - 28.509,30 - 19.006,20 - 304.099,23

AÑO 4 - 164.645,86 - 96.850,51 - 29.055,15 - 19.370,10 - 309.921,62

AÑO 5 - 167.786,95 - 98.698,21 - 29.609,46 - 19.739,64 - 315.834,27

AÑO 6 - 170.560,29 - 100.329,58 - 30.098,88 - 20.065,92 - 321.054,67

AÑO 7 - 173.367,43 - 101.980,84 - 30.594,25 - 20.396,17 - 326.338,69

AÑO 8 - 176.208,32 - 103.651,96 - 31.095,59 - 20.730,39 - 331.686,26

AÑO 9 - 179.082,91 - 105.342,89 - 31.602,87 - 21.068,58 - 337.097,24

AÑO 10 - 181.991,09 - 107.053,58 - 32.116,08 - 21.410,72 - 342.571,47

AÑO 11 - 201.013,87 - 118.243,45 - 35.473,04 - 23.648,69 - 378.379,05

AÑO 12 - 187.907,77 - 110.533,98 - 33.160,19 - 22.106,80 - 353.708,73

AÑO 13 - 190.915,94 - 112.303,49 - 33.691,05 - 22.460,70 - 359.371,18

AÑO 14 - 193.957,08 - 114.092,40 - 34.227,72 - 22.818,48 - 365.095,67

AÑO 15 - 197.030,95 - 115.900,56 - 34.770,17 - 23.180,11 - 370.881,79

AÑO 16 - 200.137,29 - 117.727,82 - 35.318,35 - 23.545,56 - 376.729,02

AÑO 17 - 203.275,81 - 119.574,01 - 35.872,20 - 23.914,80 - 382.636,82

AÑO 18 - 206.446,17 - 121.438,92 - 36.431,68 - 24.287,78 - 388.604,55

AÑO 19 - 209.647,99 - 123.322,35 - 36.996,70 - 24.664,47 - 394.631,52

AÑO 20 - 212.880,88 - 125.224,05 - 37.567,21 - 25.044,81 - 400.716,96

AÑO 21 - 216.144,39 - 127.143,76 - 38.143,13 - 25.428,75 - 406.860,02

AÑO 22 - 219.438,02 - 129.081,19 - 38.724,36 - 25.816,24 - 413.059,80

AÑO 23 - 222.761,24 - 131.036,02 - 39.310,81 - 26.207,20 - 419.315,27

AÑO 24 - 226.113,47 - 133.007,92 - 39.902,38 - 26.601,58 - 425.625,35

AÑO 25 - 229.494,09 - 134.996,52 - 40.498,96 - 26.999,30 - 431.988,87

AÑO 26 - 186.321,93 - 109.601,14 - 32.880,34 - 21.920,23 - 350.723,64

AÑO 27 - 189.070,18 - 111.217,75 - 33.365,33 - 22.243,55 - 355.896,81

AÑO 28 - 191.839,39 - 112.846,70 - 33.854,01 - 22.569,34 - 361.109,44

AÑO 29 - 194.628,89 - 114.487,58 - 34.346,27 - 22.897,52 - 366.360,27

AÑO 30 - 197.437,97 - 116.139,98 - 34.841,99 - 23.228,00 - 371.647,94

TOTAL - 5.765.297,64 - 3.391.351,55 - 1.017.405,47 - 678.270,31 TOTAL



- 108 -

A continuación se calcularán los siguientes conceptos:

- Margen operativo = ingresos – gastos

- EBIT (ganancias antes de intereses financieros e impuestos) =margen-amortizaciones

- Resultado Antes de Impuestos = EBIT- costes financieros + intercalarios

EBIT – intereses

- Resultado neto = Resultad Antes de Impuestos – Impuesto sobre Sociedades

El impuesto sobres sociedades se aplica a una base imponible.

Esta base imponible será el Resultado Antes de Impuestos menos los impuestos que hayamos

pagado.

Estos impuestos en este caso corresponderán únicamente al IVA, que será el 6% de la inversión

en la planta, ya que existe una exención del 10% por planta fotovoltaica, que suponemos que se

han pagado ya, puesto que pedimos el préstamo para ello.

Esta cantidad se irá restando al Resultado Antes de Impuestos de cada año, hasta agotarla, ya

que este dinero no estará en nuestra posesión y por tanto no tenemos que pagar el impuesto de

sociedades sobre él.

Otros conceptos que serán de utilidad serán:

- Impuestos Sobre Beneficio Operativo: se calculan aplicando el 30% pero ahora

directamente a EBIT, es decir sólo se tendrán en cuenta las amortizaciones, no los

costes financieros ni los impuestos.

- Escudo fiscal = Impuestos operativos – impuestos de sociedades

- Ratio de Cobertura del Servicio Anual de la Deuda: mide la capacidad de la empresa

para hacer frente a sus compromisos financieros.

sfinancierogastos

operativoenmeresespraldeudaservicio

udaserviciodeedisponiiblflujocajaRSCD_

_arg)int(_

__=

+=

Se muestran a continuación los resultados de 15 años, aunque la planta estará funcionando más

de 40 años. El resto de los años se obtendrían de forma análoga.



- 109 -


Ingresos 1.825.077 1.864.791 1.900.620 1.937.010 1.973.964 2.006.592 2.039.617 2.073.039 2.106.858 2.141.072 2.364.869 2.210.680 2.246.070 2.281.848 2.318.011

Gastos 155.132 158.507 161.553 164.646 167.787 170.560 173.367 176.208 179.083 181.991 201.014 187.908 190.916 193.957 197.031

Margen operativo

1.669.945 1.706.283 1.739.067 1.772.364 1.806.177 1.836.031 1.866.249 1.896.831 1.927.775 1.959.081 2.163.855 2.022.772 2.055.154 2.087.891 2.120.980

Amortizaciones 826.666 826.666 826.666 826.666 826.666 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268

EBIT 843.280 879.618 912.402 945.698 979.511 1.096.763 1.126.981 1.157.562 1.188.507 1.219.812 1.424.587 1.283.503 1.315.886 1.348.623 1.381.712

-Costes

Financieros - 607.601 - 607.601 - 484.513 - 460.637 - 435.447 - 408.872 - 380.835 - 351.257 - 320.051 - 287.130 - 252.397 - 215.754 - 177.096 - 136.312 - 93.285

Intercalarios 607.601 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Resultado Antes

Impuestos

843.280 272.016 427.889 485.062 544.064 687.891 746.146 806.306 868.455 932.683 1.172.190 1.067.749 1.138.789 1.212.311 1.288.427


Resultado Antes Impuestos 843.280 272.016 427.889 485.062 544.064 687.891 746.146 806.306 868.455 932.683 1.172.190 1.067.749 1.138.789 1.212.311 1.288.427

Pérdidas por impuestos 691.561 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Pérdidas por impuestos

usadas 691.561 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0



- 110 -

Restante - - - - - - - - - - - - - - -

Base imponible 151.719 272.016 427.889 485.062 544.064 687.891 746.146 806.306 868.455 932.683 1.172.190 1.067.749 1.138.789 1.212.311 1.288.427

Impuesto Sobre Sociedades

45.516 81.605 128.367 145.519 163.219 206.367 223.844 241.892 260.537 279.805 351.657 320.325 341.637 363.693 386.528


Resultado

Antes

Impuestos

843.280 272.016 427.889 485.062 544.064 687.891 746.146 806.306 868.455 932.683 1.172.190 1.067.749 1.138.789 1.212.311 1.288.427

Impuesto Sobre

Sociedades 45.516 81.605 128.367 145.519 163.219 206.367 223.844 241.892 260.537 279.805 351.657 320.325 341.637 363.693 386.528

Resultado Neto 797.764 190.411 299.522 339.543 380.845 481.524 522.302 564.414 607.919 652.878 820.533 747.424 797.153 848.617 901.899


Impuestos Operativos 252.984 263.885 273.720 283.710 293.853 329.029 338.094 347.269 356.552 365.944 427.376 385.051 394.766 404.587 414.514

Escudo Fiscal 207.468 182.280 145.354 138.191 130.634 122.662 114.251 105.377 96.015 86.139 75.719 64.726 53.129 40.894 27.985

RSCD 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31 2,31



- 111 -

Vamos a calcular además el impuesto sobre sociedades pero sobre los beneficios antes de la financiación LP.

Se hará de forma análoga pero la base imponible antes de corregir será EBIT quitándole únicamente los intereses del préstamo del IVA, sin tener en cuenta el

préstamo LP.


Base

Imponible

Antes de

Corregir

742.823 779.161 912.402 945.698 979.511 1.096.763 1.126.981 1.157.562 1.188.507 1.219.812 1.424.587 1.283.503 1.315.886 1.348.623 1.381.712

Pérdidas

por

impuestos

691.561 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Pérdidas

por

impuestos

usadas

691.561 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Restante - - - - - - - - - - - - - - -

Base

imponible 51.262 779.161 912.402 945.698 979.511 1.096.763 1.126.981 1.157.562 1.188.507 1.219.812 1.424.587 1.283.503 1.315.886 1.348.623 1.381.712

Impuesto Sobre

Sociedades

15.379 233.748 273.720 283.710 293.853 329.029 338.094 347.269 356.552 365.944 427.376 385.051 394.766 404.587 414.514



- 112 -

CAPITAL CIRCULANTE Por otro lado podemos obtener la cantidad de capital que necesitaremos en cada momento, teniendo en cuenta que los clientes (en este caso sería

sólo la empresa distribuidora) pagan a los 30 días y que pagaremos a los Proveedores (nuestros gastos) también a los 30 días.

El único Activo Circulante serán los clientes y el único Pasivo Circulante serán los proveedores, por tanto la diferencia entre ambos será el Capital Circulante


clientes 150.006 153.270 156.215 159.206 162.244 164.925 167.640 170.387 173.166 175.978 194.373 181.700 184.608 187.549 190.521

Activo Circulante 150.006 153.270 156.215 159.206 162.244 164.925 167.640 170.387 173.166 175.978 194.373 181.700 184.608 187.549 190.521

Proveedores 12.751 13.028 13.278 13.533 13.791 14.019 14.249 14.483 14.719 14.958 16.522 15.444 15.692 15.942 16.194

Pasivo Circulante 12.751 13.028 13.278 13.533 13.791 14.019 14.249 14.483 14.719 14.958 16.522 15.444 15.692 15.942 16.194

Capital Circulante 137.256 140.242 142.937 145.674 148.453 150.907 153.390 155.904 158.447 161.020 177.851 166.255 168.917 171.607 174.327

Necesidad

Financiación

Circulante

137.256 2.987 2.695 2.737 2.779 2.454 2.484 2.514 2.543 2.573 16.831 (11.596) 2.662 2.691 2.720

El capital Circulante es el importe de activo circulante que no ha sido suministrado por acreedores a corto plazo. Es un índice de estabilidad financiera o

un margen de protección para acreedores actuales y futuras operaciones normales.

Por tanto siempre habrá que tener esta cantidad disponible, así que cuando pasamos de un periodo necesitaremos además la diferencia entre ambos.



- 113 -

6. CASH FLOW

A continuación veremos la tesorería, es decir los flujos de caja que se producen en

cada momento.

Flujo de caja = Beneficios netos + Amortizaciones + Provisiones

= EBIT + Amortizaciones - Impuestos

En nuestro caso las provisiones serán nulas.

Si vas sumando a cada cash flow, el de los años anteriores, obtendremos el cash flow acumulado.

Para obtener el cash flow libre, se descuentan al cash flow generado todos los costes de la

planta (inversión total e IVA) en el primer momento. Para el resto de periodos tendremos que restar

la variación de circulante ya que será considerado como un gasto más, no podemos contar con

esa cantidad.

En el segundo año nos devuelven el IVA, será un ingreso a añadir al flujo de caja.

Observando el Cash Flow Libre Acumulado podemos intuir cuando estaría pagada toda la

inversión, es decir cuando habríamos ganado una cantidad suficiente para pagar toda la inversión,

aunque se verá con mayor exactitud en el siguiente concepto, ya que en este último se tendrán en

cuenta los costes financieros (préstamo a largo plazo y el préstamo del IVA). En definitiva lo que

hacemos es en lugar de tener en cuenta toda la inversión al principio, la vamos quitando cada año

lo que le corresponde, siendo de esta manera más real. Este Cash Flow Antes será el de Fondos

Propios.

Por último, para obtener la caja generada habrá que añadir la aportación de capital propio,

de los promotores en nuestro caso.



- 114 -

CASH FLOW GENERADO

Período Año 00

Año 01 Año 02 Año 03 Año 04 Año 05 Año 06 Año 07 Año 08 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15

EBIT 0 843.280 879.618 912.402 945.698 979.511 1.096.763 1.126.981 1.157.562 1.188.507 1.219.812 1.424.587 1.283.503 1.315.886 1.348.623 1.381.712

Amortización 0 826.666 826.666 826.666 826.666 826.666 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268

Impuestos Sobre

Sociedades 0 (45.516) (81.605) (128.367) (145.519) (163.219) (206.367) (223.844) (241.892) (260.537) (279.805) (351.657) (320.325) (341.637) (363.693) (386.528)

Cash Flow Generado 0 1.624.430 1.624.679 1.610.701 1.626.846 1.642.958 1.629.664 1.642.406 1.654.939 1.667.238 1.679.276 1.812.198 1.702.447 1.713.517 1.724.198 1.734.452

C-F ACUMULADO 0 1.624.430 3.249.108 4.859.809 6.486.655 8.129.613 9.759.277 11.401.683 13.056.622 14.723.860 16.403.136 18.215.334 19.917.781 21.631.298 23.355.496 25.089.948


EBIT 2.154.419 2.188.204 2.222.332 2.256.799 2.291.600 2.326.731 2.362.186 2.397.959 2.434.045 2.470.436 2.507.126 2.544.106 2.581.368 2.618.903 2.656.702 2.154.419

Amortización 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Impuestos

Sobre

Sociedades

(631.959) (656.461) (666.700) (677.040) (687.480) (698.019) (708.656) (719.388) (730.213) (741.131) (752.138) (763.232) (774.410) (785.671) (797.011) (631.959)

Cash Flow Generado

1.522.461 1.531.743 1.555.633 1.579.759 1.604.120 1.628.712 1.653.530 1.678.571 1.703.831 1.729.305 1.754.988 1.780.874 1.806.958 1.833.232 1.859.691 1.522.461

C-F ACUMULADO

26.612.409 28.144.152 29.699.784 31.279.544 32.883.664 34.512.375 36.165.905 37.844.477 39.548.308 41.277.613 43.032.602 44.813.476 46.620.434 48.453.666 50.313.358 26.612.409



- 115 -

CASH FLOW LIBRE


C-F

GENER. 0 1.624.430 1.624.679 1.610.701 1.626.846 1.642.958 1.629.664 1.642.406 1.654.939 1.667.238 1.679.276 1.812.198 1.702.447 1.713.517 1.724.198 1.734.452

Variación

Circulante 0 (137.256) (2.987) (2.695) (2.737) (2.779) (2.454) (2.484) (2.514) (2.543) (2.573) (16.831) 11.596 (2.662) (2.691) (2.720)

Pago IVA (1.826.486)

Devolución

IVA 0 1.826.486

Total Invers

sin IVA (11.526.013)

CASH FLOW LIBRE

(13.352.499) 1.487.174 3.448.178 1.608.006 1.624.109 1.640.179 1.627.210 1.639.922 1.652.426 1.664.695 1.676.703 1.795.367 1.714.043 1.710.856 1.721.507 1.731.732

ACUMULADO (13.352.499) (11.865.325) (8.417.147) (6.809.141) (5.185.032) (3.544.853) (1.917.643) (277.721) 1.374.705 3.039.400 4.716.103 6.511.470 8.225.513 9.936.369 11.657.876 13.389.608



- 116 -


C-F GENER. 1.522.461 1.531.743 1.555.633 1.579.759 1.604.120 1.628.712 1.653.530 1.678.571 1.703.831 1.729.305 1.754.988 1.780.874 1.806.958 1.833.232 1.859.691

Variación

Circulante (2.748) (2.777) (2.805) (2.833) (2.860) (2.887) (2.914) (2.940) (2.966) (2.991) 38.197 (2.432) (2.450) (2.468) (2.485)

Pago IVA

Devolución IVA

Total Inversión

sin IVA

CASH FLOW LIBRE

1.519.712 1.528.966 1.552.828 1.576.926 1.601.260 1.625.824 1.650.616 1.675.631 1.700.866 1.726.314 1.442.188 1.422.268 1.443.116 1.464.118 1.485.268

ACUMULADO 14.909.320 16.438.286 17.991.114 19.568.040 21.169.300 22.795.124 24.445.740 26.121.371 27.822.237 29.548.551 30.990.739 32.413.007 33.856.123 35.320.241 36.805.509



- 117 -

CASH FLOW ANTES DE FONDOS PROPIOS


C-F LIBRE (13.352.499) 1.487.174 3.448.178 1.608.006 1.624.109 1.640.179 1.627.210 1.639.922 1.652.426 1.664.695 1.676.703 1.795.367 1.714.043 1.710.856 1.721.507 1.731.732

Nueva

Deuda

Bancos

9.220.810

Devolución

deuda 0 0 411.484 434.116 457.992 483.182 509.757 537.793 567.372 598.577 631.499 666.232 702.874 741.533 782.317 825.344

Nueva

Deuda IVA 1.826.486

Devolución

Deuda IVA 0 0 1.826.486 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Pago

Intereses (110.473) (607.601) (607.601) (484.513) (460.637) (435.447) (408.872) (380.835) (351.257) (320.051) (287.130) (252.397) (215.754) (177.096) (136.312) (93.285)

C-F ANTES F. PROPIOS

(2.415.676) 879.573 5.078.548 1.557.609 1.621.465 1.687.914 1.728.095 1.796.880 1.868.541 1.943.221 2.021.072 2.209.202 2.201.163 2.275.292 2.367.512 2.463.792

ACUMULADO (2.415.676) (1.536.103) 3.542.445 5.100.054 6.721.519 8.409.432 10.137.527 11.934.407 13.802.948 15.746.169 17.767.241 19.976.443 22.177.606 24.452.898 26.820.410 29.284.202



- 118 -


C-F LIBRE 1.519.712 1.528.966 1.552.828 1.576.926 1.601.260 1.625.824 1.650.616 1.675.631 1.700.866 1.726.314 1.442.188 1.422.268 1.443.116 1.464.118 1.485.268

Nueva

Deuda

Bancos

Devolución

Bancos 870.738

Nueva

Deuda IVA

Devolución

Deuda IVA 0

Pago

Intereses (47.891)

C-F ANTES F. PROPIOS

2.342.560 1.528.966 1.552.828 1.576.926 1.601.260 1.625.824 1.650.616 1.675.631 1.700.866 1.726.314 1.442.188 1.422.268 1.443.116 1.464.118 1.485.268

ACUMULADO 31.626.762 33.155.728 34.708.556 36.285.482 37.886.742 39.512.566 41.163.182 42.838.813 44.539.678 46.265.993 47.708.181 49.130.449 50.573.565 52.037.683 53.522.950



- 119 -

CAJA GENERADA TOTAL


C-F ANTES

F.P. (2.415.676) 879.573 5.078.548 1.557.609 1.621.465 1.687.914 1.728.095 1.796.880 1.868.541 1.943.221 2.021.072 2.209.202 2.201.163 2.275.292 2.367.512 2.463.792

Aportación

Capital 2.305.203

Caja

Generada (110.473) 879.573 5.078.548 1.557.609 1.621.465 1.687.914 1.728.095 1.796.880 1.868.541 1.943.221 2.021.072 2.209.202 2.201.163 2.275.292 2.367.512 2.463.792

Caja Final (110.473) 769.100 5.847.647 7.405.256 9.026.721 10.714.635 12.442.730 14.239.610 16.108.150 18.051.372 20.072.444 22.281.646 24.482.809 26.758.101 29.125.613 31.589.405


C-F ANTES

F.P. 2.342.560 1.528.966 1.552.828 1.576.926 1.601.260 1.625.824 1.650.616 1.675.631 1.700.866 1.726.314 1.442.188 1.422.268 1.443.116 1.464.118 1.485.268

Aportación

Capital

Caja

Generada 2.342.560 1.528.966 1.552.828 1.576.926 1.601.260 1.625.824 1.650.616 1.675.631 1.700.866 1.726.314 1.442.188 1.422.268 1.443.116 1.464.118 1.485.268

Caja Final 33.931.964 35.460.931 37.013.758 38.590.685 40.191.944 41.817.768 43.468.384 45.144.015 46.844.881 48.571.195 50.013.383 51.435.651 52.878.767 54.342.885 55.828.153



- 120 -

7. VALORACIÓN DEL PROYECTO

En este apartado veremos la rentabilidad de la inversión y por otro lado la rentabilidad

de los accionistas. A continuación veremos ambos con más detalle.

a. RENTABILIDAD DE LA INVERSIÓN

Calcularemos el Cash Flow bruto pero no tendremos en cuenta los intereses, por tanto

los impuestos aquí serán los impuestos sobre el beneficio operativo (EBIT) que calculamos

anteriormente (el 30 % del EBIT).

A este resultado tendremos que descontarle:

- Inversiones: será la inversión inicial por el total de la planta pero sin IVA.

- Inversión Capital Circulante

- Intereses del préstamo del IVA

Además habrá que añadir:

+ Compensación Antes de Impuestos con Pérdidas de ejercicios anteriores: es decir la parte

de IVA (el 6%) que descontábamos del EBIT para calcular el impuesto básico. Con esta

cantidad podemos contar en el momento, es decir estará en caja.

De esta forma obtendremos el Cash Flow libre, y al igual que en los apartados anteriores si,

sumamos para cada periodo, el cash flow de periodos anteriores obtenemos el acumulado.



- 121 -

CASH FLOW BRUTO (RENTABILIDAD DE LA INVERSIÓN)

Período Año 00

Año 01 Año 02 Año 03 Año 04 Año 05 Año 06 Año 07 Año 08 Año 09 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15

Beneficio Antes

Impuestos e

Intereses

0 843.280 879.618 912.402 945.698 979.511 1.096.763 1.126.981 1.157.562 1.188.507 1.219.812 1.424.587 1.283.503 1.315.886 1.348.623 1.381.712

Impuestos

Sobre Benef.

Operativos

0 (252.984) (263.885) (273.720) (283.710) (293.853) (329.029) (338.094) (347.269) (356.552) (365.944) (427.376) (385.051) (394.766) (404.587) (414.514)

Amortizaciones 0 826.666 826.666 826.666 826.666 826.666 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268 739.268

C-F BRUTO 0 1.416.962 1.442.398 1.465.347 1.488.655 1.512.324 1.507.002 1.528.155 1.549.562 1.571.223 1.593.137 1.736.479 1.637.721 1.660.388 1.683.304 1.706.467


Beneficio Antes

Impuestos e

Intereses

2.154.419 2.188.204 2.222.332 2.256.799 2.291.600 2.326.731 2.362.186 2.397.959 2.434.045 2.470.436 2.005.701 2.035.285 2.065.095 2.095.123 2.125.362

Impuestos

Sobre Benef.

Operativos

(646.326) (656.461) (666.700) (677.040) (687.480) (698.019) (708.656) (719.388) (730.213) (741.131) (601.710) (610.585) (619.528) (628.537) (637.608)

Amortizaciones 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

C-F BRUTO 1.508.093 1.531.743 1.555.633 1.579.759 1.604.120 1.628.712 1.653.530 1.678.571 1.703.831 1.729.305 1.403.991 1.424.699 1.445.566 1.466.586 1.487.753



- 122 -

CASH FLOW LIBRE


C-F BRUTO 0 1.416.962 1.442.398 1.465.347 1.488.655 1.512.324 1.507.002 1.528.155 1.549.562 1.571.223 1.593.137 1.736.479 1.637.721 1.660.388 0 1.416.962

Inversiones (11.526.013)

Capital

Circulante 0 (137.256) (2.987) (2.695) (2.737) (2.779) (2.454) (2.484) (2.514) (2.543) (2.573) (16.831) 11.596 (2.662) (2.691) (2.720)

Intereses

Deuda IVA 0 (100.457) (100.457) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Perdidas

Imp Ejerc

ant.

0 691.561 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

C-F LIBRE (11.526.013) 1.870.810 1.338.955 1.462.652 1.485.918 1.509.545 1.504.549 1.525.671 1.547.049 1.568.680 1.590.564 1.719.648 1.649.317 1.657.727 1.680.613 1.703.747

C-F ACUMULAD

(11.526.013) (9.655.203) (8.316.248) (6.853.596) (5.367.678) (3.858.133) (2.353.585) (827.913) 719.135 2.287.815 3.878.379 5.598.027 7.247.344 8.905.070 10.585.684 12.289.431



- 123 -


C-F BRUTO 1.508.093 1.531.743 1.555.633 1.579.759 1.604.120 1.628.712 1.653.530 1.678.571 1.703.831 1.729.305 1.403.991 1.424.699 1.445.566 1.466.586 1.487.753

Inversiones

Capital

Circulante (2.720) (2.748) (2.777) (2.805) (2.833) (2.860) (2.887) (2.914) (2.940) (2.966) (2.991) 38.197 (2.432) (2.450) (2.468)

Intereses

Deuda IVA 0 0

Perdidas

Imp Ejerc

ant.

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

C-F LIBRE 1.703.747 1.505.345 1.528.966 1.552.828 1.576.926 1.601.260 1.625.824 1.650.616 1.675.631 1.700.866 1.726.314 1.442.188 1.422.268 1.443.116 1.464.118

C-F ACUMULAD

12.289.431 13.794.776 15.323.742 16.876.570 18.453.496 20.054.756 21.680.580 23.331.196 25.006.827 26.707.692 28.434.007 29.876.195 31.298.463 32.741.579 34.205.697



- 124 -

Con estos datos podremos calcular algunos de los conceptos más importantes y que dan

una idea más clara sobre si el proyecto será rentable o no.

• TASA DE REVALORIZACIÓN DEL PROYECTO: es el tipo de interés, por tanto será del

5,5%

• VAN: es el Valor Actual Neto. Es la suma de los valores actualizados de todos los flujos

netos de caja esperados del proyecto, deducido el valor de la inversión inicial. Cuanto más

positivo sea, más rentable será el proyecto. Un VAN nulo significa que la rentabilidad del

proyecto es la misma que colocar los fondos en él invertidos, en el mercado con un interés

equivalente a la tasa de descuento utilizada.

Lo calculamos con una función financiera de la hoja de cálculo EXCELL. Esta función

devuelve el valor actual neto a partir de un flujo de fondos y de la tasa de revalorización

del proyecto.

VAN Proyecto 11.342.332

• TIR: es la tasa interna de retorno (o de rentabilidad). Es la tasa de interés a la que con la

que el VAN se anula. Es decir la tasa que iguala los flujos de ingresos y egresos futuros de

una inversión. Corresponde a la rentabilidad que obtendría un inversionista de mantener el

instrumento financiero hasta su extinción, bajo el supuesto de que reinvierte los flujos de

ingresos a la misma tasa.

También la calculamos con una función financiera incluida en Excel, de manera que

devuelve la tasa interna de retorno de una serie de flujos de caja que le señalamos.

TIR Proyecto 13,28%

• PAY BACK: es uno de los llamados métodos de selección estáticos. Se trata de una

técnica que tienen las empresas para hacerse una idea aproximada de lo que tardarán en

recuperar el desembolso inicial en una inversión.

El momento en que ocurra esto será cuando el cash flow acumulado se haga nulo, deje de

ser negativo

PAY BACK 8 Años y 6 meses



- 125 -

1.1 RENTABILIDAD DE LOS ACCIONISTAS

Para calcular el cash flor disponible para los accionistas, y así ver la rentabilidad, a los

fondos propios que invierten al inicio los promotores habrá que añadirle:

- cash flor libre calculado anteriormente

- Inversión Inicial (sin IVA), el valor de la planta

- Ajuste tras impuestos de la compensación de pérdidas de ejercicios anteriores. Es

decir si las pérdidas de impuestos usadas en el cálculo del beneficio antes de la

financiación LP fuera mayores que las utilizadas en el calculo del beneficio total,

tendríamos una cantidad a la que también tendríamos que aplicarle el impuesto de

sociedades. En este caso serán iguales y no habrá nada.

Y habrá que descontarle:

- Intereses del préstamo a Largo Plazo pagados

- Devolución del principal del préstamo a LP

- Escudo fiscal de los intereses a Largo plazo, es un gasto más. En la base

imponible utilizada para el cálculo de los impuestos sobre sociedades, se habían

descontado los intereses del préstamo a LP y ahora los tendremos en cuenta.

Corresponderán por tanto al 30 % de esa cantidad.

Una vez que hayamos calculado el cash flow disponible y a partir de él, el acumulado

podremos calcular al igual que en el apartado anterior, la tasa de revalorización, VAN, TIR, y

Pay Back.

A continuación se muestran los resultados del cash flow disponible:



- 126 -


Fondos

Propios (2.305.203)

C-F Libre (11.526.013) 1.870.810 1.338.955 1.462.652 1.485.918 1.509.545 1.504.549 1.525.671 1.547.049 1.568.680 1.590.564 1.719.648 1.649.317 1.657.727 1.680.613 1.703.747

Inversión 11.526.013 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Intereses LP 507.145 484.513 460.637 435.447 408.872 380.835 351.257 320.051 287.130 252.397 215.754 177.096 136.312 93.285

Escudo

fiscal Int LP 0 0 (152.143) (145.354) (138.191) (130.634) (122.662) (114.251) (105.377) (96.015) (86.139) (75.719) (64.726) (53.129) (40.894) (27.985)

Ajuste Pedidas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Amortización

deuda LP 0 0 (411.484) (434.116) (457.992) (483.182) (509.757) (537.793) (567.372) (598.577) (631.499) (666.232) (702.874) (741.533) (782.317) (825.344)

C-F DISPONIBLE

(2.305.203) 1.870.810 1.282.472 1.367.696 1.350.371 1.331.176 1.281.002 1.254.463 1.225.556 1.194.138 1.160.055 1.230.095 1.097.470 1.040.162 993.715 943.702

C-F

ACUMULAD (2.305.203) (434.393) 640.611 2.008.306 3.358.678 4.689.854 5.970.856 7.225.319 8.450.875 9.645.013 10.805.069 12.035.163 13.132.633 14.172.795 15.166.510 16.110.212



- 127 -


Fondos

Propios

C-F Libre 1.505.345 1.528.966 1.552.828 1.576.926 1.601.260 1.625.824 1.650.616 1.675.631 1.700.866 1.726.314 1.442.188 1.422.268 1.443.116 1.464.118 1.485.268

Inversión 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Intereses LP 47.891

Escudo

fiscal Int LP (14.367) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ajuste Pedidas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Amortización

deuda LP (870.738) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

C-F DISPONIBLE

668.130 1.528.966 1.552.828 1.576.926 1.601.260 1.625.824 1.650.616 1.675.631 1.700.866 1.726.314 1.442.188 1.422.268 1.443.116 1.464.118 1.485.268

C-F

ACUMULAD 16.778.342 18.307.308 19.860.136 21.437.062 23.038.322 24.664.146 26.314.762 27.990.393 29.691.259 31.417.573 32.859.761 34.282.029 35.725.145 37.189.263 38.674.531



- 128 -

Ahora la tasa de revalorización de los accionistas se calcula a partir de otros parámetros:

))1(()(Re tipoIRPFkDkcvalorizTasa dc −⋅⋅+⋅=

Donde:

- c = porcentaje de fondos propios: 20 %

- ck = 10%

- D = porcentaje de cantidad que se financia a LP : 80 %

- dk = tipo de interés = euribor + spread= 5,5%

- Tipo IRPF: es el tipo impositivo, 30%

Por tanto la tasa de revalorización del proyecto será 5,08%.

AL igual que en el apartado anterior calcularemos el TIR y VAN con las funciones financieras

incluidas en la hoja de cálculo Excell:

VAN Accionista 18.014.025

TIR Accionista 62,76 %

El Pay Back será ahora mucho menor:

Pay Bak Accionista 2 Años; 6 meses



- 129 -

8. INFORME RESUMEN DE LA INSTALACIÓN

A continuación, y después de haber obtenido todos los datos necesarios, hacemos un

resumen con la información más importante que interesará a la persona que vaya a hacer la

inversión.

En primer lugar simplemente será un resumen de las características de la planta,

acompañado de un cuadro con los datos de partida más relevantes:

- Radiación horizontal

- Radiación inclinada

- PR

- kWh/kWp: que es la radiación inclinada por el PR, podríamos decir que es la

radiación efectiva

- Energía neta generada por la planta

- Facturación del primer año

Todos estos datos serán mensuales para el primer año.

Se acompañará de una gráfica que ilustra la evolución de los ingresos en el año, y como era de

esperar tendrá su punto más alto en los meses de verano.

El siguiente informe será de temas financieros, haciendo un resumen en primer lugar

de la inversión de la instalación que fue más detallada anteriormente.

Hará referencia también a los costes de la inversión.

Pero lo más importante será la tabla resumen, según los resultados de ésta veremos la

rentabilidad de la inversión. Esta tabla contendrá los siguientes conceptos, la mayoría vistos

anteriormente:

En primer lugar resume la cuenta de explotación:

- Ingresos: lo que se obtiene de vender la energía generada, obtenido del apartado

de ingresos.

- Gastos de explotación: corresponde a todos los gastos de mantenimiento, seguro,

seguridad, administrativos…Obtenidos de ese mismo apartado

- Intereses: de los préstamos para IVA y a Largo Plazo.

- Amortización: amortización anual total, que incluye amortización de la instalación,

de preoperativos y de intercalarios, en los que se divide como vimos en el

apartado correspondiente.

- Resultado = ingresos - gastos explotac – intereses – amortización

- Impuestos: correspondientes al impuesto sobre sociedades, calculado

anteriormente

- Resultado después de impuestos = resultado – impuestos



- 130 -

A continuación aparece el flujo de caja, sumando las amortizaciones al resultado que

obtuvimos después de descontar los impuestos sobre sociedades. Si restamos a este flujo la

devolución del principal del préstamo a largo plazo, no el del IVA puesto que éste lo pagaremos

con la devolución del mismo de hacienda, obtendremos la variación de tesorería.

Como resultado podemos ver que cuando hayan transcurrido 30 años, habremos tenido unos

ingresos de 61.129.769 euros.

RAZÓN SOCIALDOMICILIOLOCALIDAD CARMONA

RESPONSABLE

POTENCIA MÓDULO (W)Nº DE MÓDULOSPOTENCIA PICO GENERADOR FV (kWp)ORIENTACIÓN (º)INCLINACIÓN (º)LOCALIDADLATITUD (º)

MESRADIACION EN HORIZONTAL (kWh/m2·MES)

RADIACION CON

INCLINACIÓN (kWh/m2·MES)

% DE RENDIMIENTO GENERADOR

(KwH/KwP)

ENERGIA MENSUAL

GENERADA (kWh)

FACTURACIÓN PRIMER AÑO

(EUROS)

Enero 81,8 147,7 73,99% 109,28 227.347 100.119Febrero 105,4 179,4 74,27% 133,24 277.090 122.025Marzo 128,7 173,3 74,31% 128,78 267.630 117.859Abril 182,2 244,9 74,20% 181,72 377.538 166.260Mayo 209,9 270,6 73,09% 197,78 410.841 180.926Junio 234,5 308,7 71,39% 220,38 457.795 201.604Julio 252,7 342,2 70,59% 241,56 501.734 220.954

Agosto 227,4 319,8 70,69% 226,08 469.600 206.803Septiembre 179,2 272,6 71,11% 193,85 402.777 177.375

Octubre 123,6 198,1 71,74% 142,11 295.395 130.086Noviembre 84,2 147 71,71% 105,41 219.334 96.591Diciembre 77,9 156,7 73,32% 114,89 239.121 105.305

AÑO 1 1887,5 2761 72,23% 1.995,06 4.144.314 1.825.908

DATOS DEL PROMOTOR

INFORME VIABILIDAD

DATOS INSTALACION220

9.432,00 2.075,04

SUR-

CARMONA43

FACTURACIÓN AÑO 1 (EUROS)

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA FONDOS PROPIOS 20% 2.305.203C. TRAFO Y LINEA EVACUACIÓN PRÉSTAMO A LARGO PLAZO 80% 9.220.810INGENIERIA Y Bº INDUSTRIAL PLAZO PTMO 16

INVERSION MATERIAL AÑOS DE DEVOLUCIÓN 15

GASTOS AMORTIZABLES AÑOS DE CARENCIA 1

TOTAL INVERSION TASA INTERES PRESTAMO 5,50%

TOTAL INVERSION €/WP

PRODUCCION kWh 4.144.314DEGRADACION EN 25 AÑOS 20%

0,4403810

COSTE MANTENIMIENTO Y SEGURIDAD 109.505 TIR ACCIONISTA 25 AÑOS 66,59%SEGURO Y ADMINISTRACIÓN 45.627ALQUILER TERRENOS 0 PAY BACK ACCTA AÑOS 2,3AMORTIZACIONES 826.666 TIR PROYECTO 13,28%IPC 3,0% PAY BACK PROYECTO AÑOS 8,5DEDUCC.FISC I.S.E.RENO. 6% 691.561

FLUJO DEVOLUCIÓN VARIACION VARIACIONINGRESOS GTO. EXPL. INTERES L-P AMORTIZAC. RESULTADOS IMPUESTOS RDO D-IMP CAJA PPAL TESORERIA TESORERIA

1 1.825.077 -155.132 -607.601 -826.666 235.678 45.516 281.194 1.107.860 0 1.107.860 1.107.8602 1.864.791 -158.507 -607.601 -826.666 272.016 81.605 353.621 1.180.287 -411.484 768.803 1.876.6633 1.900.620 -161.553 -484.513 -826.666 427.889 128.367 556.255 1.382.921 -434.116 948.805 2.825.4684 1.937.010 -164.646 -460.637 -826.666 485.062 145.519 630.580 1.457.246 -457.992 999.254 3.824.7225 1.973.964 -167.787 -435.447 -826.666 544.064 163.219 707.284 1.533.949 -483.182 1.050.768 4.875.4906 2.006.592 -170.560 -408.872 -739.268 687.891 206.367 894.258 1.633.527 -509.757 1.123.770 5.999.2607 2.039.617 -173.367 -380.835 -739.268 746.146 223.844 969.989 1.709.258 -537.793 1.171.464 7.170.7248 2.073.039 -176.208 -351.257 -739.268 806.306 241.892 1.048.197 1.787.466 -567.372 1.220.094 8.390.8189 2.106.858 -179.083 -320.051 -739.268 868.455 260.537 1.128.992 1.868.260 -598.577 1.269.683 9.660.50010 2.141.072 -181.991 -287.130 -739.268 932.683 279.805 1.212.488 1.951.756 -631.499 1.320.257 10.980.75711 2.364.869 -201.014 -252.397 -739.268 1.172.190 351.657 1.523.847 2.263.115 -666.232 1.596.883 12.577.64012 2.210.680 -187.908 -215.754 -739.268 1.067.749 320.325 1.388.074 2.127.342 -702.874 1.424.468 14.002.10813 2.246.070 -190.916 -177.096 -739.268 1.138.789 341.637 1.480.426 2.219.694 -741.533 1.478.162 15.480.27014 2.281.848 -193.957 -136.312 -739.268 1.212.311 363.693 1.576.004 2.315.272 -782.317 1.532.955 17.013.22615 2.318.011 -197.031 -93.285 -739.268 1.288.427 386.528 1.674.956 2.414.224 -825.344 1.588.880 18.602.10516 2.354.556 -200.137 -47.891 0 2.106.529 631.959 2.738.487 2.738.487 -870.738 1.867.749 20.469.85417 2.391.480 -203.276 0 0 2.188.204 656.461 2.844.666 2.844.666 0 2.844.666 23.314.52018 2.428.778 -206.446 0 0 2.222.332 666.700 2.889.032 2.889.032 0 2.889.032 26.203.55219 2.466.447 -209.648 0 0 2.256.799 677.040 2.933.839 2.933.839 0 2.933.839 29.137.39020 2.504.481 -212.881 0 0 2.291.600 687.480 2.979.080 2.979.080 0 2.979.080 32.116.47121 2.542.875 -216.144 0 0 2.326.731 698.019 3.024.750 3.024.750 0 3.024.750 35.141.22122 2.581.624 -219.438 0 0 2.362.186 708.656 3.070.841 3.070.841 0 3.070.841 38.212.06223 2.620.720 -222.761 0 0 2.397.959 719.388 3.117.347 3.117.347 0 3.117.347 41.329.40924 2.660.158 -226.113 0 0 2.434.045 730.213 3.164.258 3.164.258 0 3.164.258 44.493.66725 2.699.930 -229.494 0 0 2.470.436 741.131 3.211.567 3.211.567 0 3.211.567 47.705.23526 2.192.023 -186.322 0 0 2.005.701 601.710 2.607.411 2.607.411 0 2.607.411 50.312.64627 2.224.355 -189.070 0 0 2.035.285 610.585 2.645.870 2.645.870 0 2.645.870 52.958.51628 2.256.934 -191.839 0 0 2.065.095 619.528 2.684.623 2.684.623 0 2.684.623 55.643.13929 2.289.752 -194.629 0 0 2.095.123 628.537 2.723.660 2.723.660 0 2.723.660 58.366.79930 2.322.800 -197.438 0 0 2.125.362 637.608 2.762.970 2.762.970 0 2.762.970 61.129.769

TOTALES 67.827.031 -5.765.298 -5.266.679 -11.526.013 45.269.042 13.555.525 58.824.566 70.350.579 -9.220.810 61.129.769

DATOS INVERSION ESTRUCTURA FINANCIERA

INFORME VIABILIDAD (2/3)

11.089.025,000,00

326.515,00

5,55

110.473,0011.526.013,00

11.415.540,00

AÑ

O CUENTA EXPLOTACIÓN

PRECIO VENTA ENERGIA Eu/kWhRENTABILIDAD

SUPUESTOS DE EXPLOTACIÓN PRIMER AÑO


COMPARATIVO F.CAJA-DEVOLUCIÓN PTMO L/P

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

3.500.000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29AÑOS

EU

RO

S

INGRESOS GASTOS FLUJO DE CAJA DEVOLUCIÓN PPAL

PAY BACK ACCIONISTA

-10.000.000

0

10.000.000

20.000.000

30.000.000

40.000.000

50.000.000

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

SALDO CAPITAL INVERTIDO CAPITAL INVERTIDO

PAY BACK INVERSIÓN

-20.000.000

-10.000.000

0

10.000.000

20.000.000

30.000.000

40.000.000

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

SALDO INVERSIÓN INVERSIÓN TOTAL



- 134 -

9. COMPARACIÓN DE LA VIABILIDAD ECONÓMICA DE LAS DOS POSIBILIDADES VISTAS

En este apartado veremos la viabilidad de la opción de poner la instalación con estructuras

fijas en lugar de los seguidores. Con los precios aproximados que se han dado anteriormente en el

proyecto se realizarán los pasos de la misma forma que para el caso de seguidores.

Para no ser repetitivos, aquí sólo se presentarán los resultados finales, el informe último con el que

podremos comparar ambos casos:

Se puede observar, como ya sabíamos que la facturación será más pequeña, ya que la

irradiación que llega también será menor. Habrá una diferencia de 17.904.257 euros entre

ambos casos al cabo de los treinta años: con estructura fija tendrá unos ingresos totales de

49.922.774 euros mientras que con seguidores ascienden a 67.827.031 euros.

Los gastos también serán mayores con seguidores siendo ahora la diferencia entre ambos de

3.478.138 euros, por lo que hasta ahora compensarán los seguidores.

Tras tener en cuenta los intereses de los préstamos, los impuestos las amortizaciones… para

ambos, obtendremos una caja total para el caso de estructuras fijas de 44.843.936 euros y para el

caso se seguidores de 61.129.769 euros.

RAZÓN SOCIALDOMICILIOLOCALIDAD CARMONA

RESPONSABLE

POTENCIA MÓDULO (W)Nº DE MÓDULOSPOTENCIA PICO GENERADOR FV (kWp)ORIENTACIÓN (º)INCLINACIÓN (º)LOCALIDADLATITUD (º)

MESRADIACION EN HORIZONTAL (kWh/m2·MES)

RADIACION CON

INCLINACIÓN (kWh/m2·MES)

% DE RENDIMIENTO GENERADOR

(KwH/KwP)

ENERGIA MENSUAL

GENERADA (kWh)

FACTURACIÓN PRIMER AÑO

(EUROS)

Enero 81,8 116,24 75,62% 87,90 182.403 80.327Febrero 105,4 139,02 76,88% 106,88 221.768 97.662Marzo 128,7 142,42 75,58% 107,64 223.365 98.366Abril 182,2 181,63 75,07% 136,35 282.939 124.601Mayo 209,9 190,04 73,27% 139,24 288.943 127.245Junio 234,5 201,63 71,46% 144,08 298.997 131.673Julio 252,7 222,53 70,96% 157,91 327.649 144.290

Agosto 227,4 220,23 71,66% 157,82 327.461 144.208Septiembre 179,2 199,32 72,86% 145,22 301.332 132.701

Octubre 123,6 155,01 73,87% 114,51 237.609 104.638Noviembre 84,2 115,34 73,92% 85,26 176.922 77.913Diciembre 77,9 117,21 74,25% 87,03 180.595 79.530

AÑO 1 1887,5 2000,62 73,48% 1.469,84 3.050.342 1.343.313

2.075,04 SUR

-CARMONA

43

DATOS INSTALACION220

9.432,00

DATOS DEL PROMOTOR

INFORME VIABILIDAD (1 / 1)

FACTURACIÓN AÑO 1 (EUROS)

0

50.000

100.000

150.000

200.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA FONDOS PROPIOS 20% 1.714.321C. TRAFO Y LINEA EVACUACIÓN PRÉSTAMO A LARGO PLAZO 80% 6.857.285INGENIERIA Y Bº INDUSTRIAL PLAZO PTMO 16

INVERSION MATERIAL AÑOS DE DEVOLUCIÓN 15

GASTOS AMORTIZABLES AÑOS DE CARENCIA 1

TOTAL INVERSION TASA INTERES PRESTAMO 5,50%

TOTAL INVERSION €/WP

PRODUCCION kWh 3.050.342DEGRADACION EN 25 AÑOS 20%

0,4403810

COSTE MANTENIMIENTO Y SEGURIDAD 80.599 TIR ACCIONISTA 25 AÑOS 66,04%SEGURO Y ADMINISTRACIÓN 33.583ALQUILER TERRENOS 0 PAY BACK ACCTA AÑOS 2,4AMORTIZACIONES 615.368 TIR PROYECTO 13,16%IPC 3,0% PAY BACK PROYECTO AÑOS 8,6DEDUCC.FISC I.S.E.RENO. 6% 514.296

FLUJO DEVOLUCIÓN VARIACION VARIACIONINGRESOS GTO. EXPL. INTERES L-P AMORTIZAC. RESULTADOS IMPUESTOS RDO D-IMP CAJA PPAL TESORERIA TESORERIA

1 1.343.313 -114.182 -451.858 -615.368 161.905 29.840 191.745 807.113 0 807.113 807.1132 1.372.543 -116.666 -451.858 -615.368 188.651 56.595 245.247 860.614 -306.010 554.604 1.361.7173 1.398.915 -118.908 -360.320 -615.368 304.319 91.296 395.615 1.010.983 -322.841 688.142 2.049.8594 1.425.699 -121.184 -342.564 -615.368 346.583 103.975 450.558 1.065.925 -340.597 725.328 2.775.1875 1.452.898 -123.496 -323.831 -615.368 390.203 117.061 507.264 1.122.632 -359.330 763.302 3.538.4896 1.476.913 -125.538 -304.068 -549.477 497.831 149.349 647.180 1.196.657 -379.093 817.564 4.356.0527 1.501.221 -127.604 -283.218 -549.477 540.922 162.277 703.199 1.252.676 -399.943 852.732 5.208.7858 1.525.820 -129.695 -261.221 -549.477 585.428 175.628 761.057 1.310.533 -421.940 888.593 6.097.3789 1.550.712 -131.811 -238.014 -549.477 631.411 189.423 820.834 1.370.310 -445.147 925.163 7.022.54110 1.575.894 -133.951 -213.531 -549.477 678.936 203.681 882.616 1.432.093 -469.630 962.463 7.985.00411 1.740.616 -147.952 -187.701 -549.477 855.486 256.646 1.112.131 1.661.608 -495.460 1.166.148 9.151.15212 1.627.128 -138.306 -160.451 -549.477 778.894 233.668 1.012.563 1.562.039 -522.710 1.039.329 10.190.48213 1.653.176 -140.520 -131.702 -549.477 831.478 249.443 1.080.921 1.630.398 -551.459 1.078.938 11.269.42014 1.679.510 -142.758 -101.372 -549.477 885.903 265.771 1.151.674 1.701.151 -581.789 1.119.362 12.388.78215 1.706.127 -145.021 -69.373 -549.477 942.256 282.677 1.224.933 1.774.410 -613.788 1.160.622 13.549.40416 1.733.026 -147.307 -35.615 0 1.550.103 465.031 2.015.135 2.015.135 -647.546 1.367.588 14.916.99317 1.760.203 -149.617 0 0 1.610.585 483.176 2.093.761 2.093.761 0 2.093.761 17.010.75418 1.787.655 -151.951 0 0 1.635.705 490.711 2.126.416 2.126.416 0 2.126.416 19.137.17019 1.815.381 -154.307 0 0 1.661.073 498.322 2.159.395 2.159.395 0 2.159.395 21.296.56520 1.843.375 -156.687 0 0 1.686.688 506.006 2.192.694 2.192.694 0 2.192.694 23.489.25921 1.871.634 -159.089 0 0 1.712.545 513.764 2.226.309 2.226.309 0 2.226.309 25.715.56822 1.900.154 -161.513 0 0 1.738.641 521.592 2.260.233 2.260.233 0 2.260.233 27.975.80123 1.928.931 -163.959 0 0 1.764.971 529.491 2.294.463 2.294.463 0 2.294.463 30.270.26424 1.957.958 -166.426 0 0 1.791.532 537.460 2.328.991 2.328.991 0 2.328.991 32.599.25625 1.987.232 -168.915 0 0 1.818.317 545.495 2.363.812 2.363.812 0 2.363.812 34.963.06826 1.613.396 -137.139 0 0 1.476.257 442.877 1.919.134 1.919.134 0 1.919.134 36.882.20227 1.637.194 -139.161 0 0 1.498.032 449.410 1.947.442 1.947.442 0 1.947.442 38.829.64428 1.661.173 -141.200 0 0 1.519.973 455.992 1.975.965 1.975.965 0 1.975.965 40.805.60929 1.685.327 -143.253 0 0 1.542.075 462.622 2.004.697 2.004.697 0 2.004.697 42.810.30530 1.709.652 -145.320 0 0 1.564.331 469.299 2.033.631 2.033.631 0 2.033.631 44.843.936

TOTALES 49.922.774 -4.243.436 -3.916.697 -8.571.606 33.191.036 9.938.579 43.129.615 51.701.221 -6.857.285 44.843.936

AÑ

O CUENTA EXPLOTACIÓN

PRECIO VENTA ENERGIA Eu/kWhRENTABILIDAD

SUPUESTOS DE EXPLOTACIÓN PRIMER AÑO

247.300,00

4,13

82.156,008.571.606,00

8.489.450,00

8.242.150,000,00

DATOS INVERSION ESTRUCTURA FINANCIERA



COMPARATIVO F.CAJA-DEVOLUCIÓN PTMO L/P

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29AÑOS

EU

RO

S

INGRESOS GASTOS FLUJO DE CAJA DEVOLUCIÓN PPAL

PAY BACK ACCIONISTA

-5.000.0000

5.000.00010.000.00015.000.00020.000.00025.000.00030.000.00035.000.000

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

SALDO CAPITAL INVERTIDO CAPITAL INVERTIDO

PAY BACK INVERSIÓN

-15.000.000-10.000.000-5.000.000

05.000.000

10.000.00015.000.00020.000.00025.000.00030.000.000

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

SALDO INVERSIÓN INVERSIÓN TOTAL



- 138 -

PARTE V: PLANOS



- 139 -

PARTE VI: ANEXOS, TECNOLOGÍA UTILIZADA

• PLACAS FOTOVOLTAICAS

• INVERSORES DE 25 Y 100 kW

• SEGUIDORES

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