ESTUDIO DE VIABILIDAD -...

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE

INGENIERÍA

PROYECTO FIN DE CARRERA

PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 500kW

SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE

INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA

ESTUDIO DE VIABILIDAD

ALUMNO: MANUEL CAMPOS FERNÁNDEZ

TUTOR: FERNANDO DELGADO RUIZ

Departamento de Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería

ABRIL 2012

ÍNDICE GENERAL

A. MEMORIA

B. ANEJOS A LA MEMORIA

ÍNDICE ESTUDIO DE VIABILIDAD

A. MEMORIA ................................................................................................................. 5

1. Objeto ................................................................................................................. 6

2. Estudio de mercado ................................................................................................ 7

2.1. Generalidades ................................................................................................. 7

2.2. Evolución del mercado de la energía solar fotovoltaica hasta 2010 .......... 8

2.3. Clasificación de la planta solar y retribución económica según el RD

1578/2008 ............................................................................................................... 10

2.3.1. Tipología de las Instalaciones ......................................................... 10

2.3.2. Potencia anual por tipología de las instalaciones ......................... 10

2.3.3. Número de convocatorias................................................................ 11

2.3.4. Tarifas por convocatoria .................................................................. 11

2.4. Plan de Energías Renovables 2011-2020 .................................................... 13

2.4.1. Introducción ...................................................................................... 13

2.4.2. Contexto energético actual de las energías renovables en España

........................................................................................................... 13

2.4.3. Escenarios en el horizonte del año 2020 ........................................ 14

2.4.4. Análisis de la tecnología solar fotovoltaica ................................... 16

2.4.5. Objetivos energéticos del PER en el periodo 2011-2020 .............. 17

2.4.6. Propuestas contempladas en el PER ............................................. 19

2.4.7. Balance socioeconómico de los objetivos del PER ...................... 21

2.4.8. Necesidades de I+D+i ....................................................................... 21

2.4.9. Seguimiento y control del PER ....................................................... 22

3. Datos del Proyecto ................................................................................................ 23

3.1. Localización y emplazamiento .................................................................... 23

3.2. Características de la cubierta de la nave industrial ................................... 24

3.3. Recurso solar ................................................................................................ 24

3.4. Datos de temperaturas y precipitaciones ................................................... 25

3.5. Impacto ambiental ........................................................................................ 26

3.6. Descripción de la planta solar ..................................................................... 27

4. Estudio de la incorporación de un sistema de seguimiento en el generador

solar ............................................................................................................... 29

4.1. Clasificación de los seguidores solares según el número de ejes .......... 29

4.1.1. Seguidores de un eje. ...................................................................... 29

4.1.1. Seguidores de dos ejes ................................................................... 33

4.1.2. Seguidores tipo carrusel ................................................................. 35

4.2. Tipos de seguidores solares según su algoritmo de seguimiento .......... 37

4.3. Funcionamiento de un seguidor solar ........................................................ 37

4.4. Seguidor propuesto para la planta solar .................................................... 38

5. Energía bruta incidente sobre el generador solar fotovoltaico ........................ 40

5.1. Alternativa propuesta: SIN seguimiento ..................................................... 40

5.2. Alternativa B: CON seguimiento en 1 eje ................................................... 41

5.2.1. Separación mínima entre filas de paneles ..................................... 41

5.2.2. Energía bruta incidente sobre el generador solar ......................... 43

6. Pérdidas en la planta solar fotovoltaica .............................................................. 46


6.1.1. Pérdidas en el generador solar fotovoltaico .................................. 46

6.1.2. Pérdidas en los inversores .............................................................. 50

6.1.3. Pérdidas en el transformador .......................................................... 50

6.1.4. Pérdidas en el cableado eléctrico ................................................... 51

6.1.5. Pérdidas en los dispositivos de protección y mando ................... 52

6.1.6. Pérdidas por alimentación del sistema de monitorización de la

planta solar.................................................................................................... 53

6.1.7. Pérdidas por indisponibilidad de la instalación ............................ 53

6.1.8. Otras pérdidas .................................................................................. 54

6.1.9. Coeficiente global de pérdidas y rendimiento de la planta solar . 54

6.2. Alternativa B: CON seguimiento en un eje ................................................. 55

6.2.1. Pérdidas en el generador solar fotovoltaico .................................. 55

6.2.2. Pérdidas en el sistema de seguimiento .......................................... 55

6.2.3. Pérdidas por indisponibilidad de la instalación ............................ 56

6.2.4. Otras pérdidas .................................................................................. 56

6.2.5. Coeficiente global de pérdidas y rendimiento de la planta solar . 56

7. Cálculo de la producción anual y rendimiento global de la planta solar ......... 58


7.1.1. Producción energética anual .......................................................... 58

7.1.2. Rendimiento energético de la planta solar .................................... 59


7.2.1. Producción energética anual .......................................................... 61

7.2.2. Rendimiento energético de la planta solar .................................... 62

8. Rendimiento medioambiental de la planta solar fotovoltaica ........................... 63



9. Estudio de la rentabilidad de la planta solar fotovoltaica ................................. 65


9.1.1. Entradas de capital ........................................................................... 65

9.1.2. Salidas de capital ............................................................................. 65

9.1.3. Financiación...................................................................................... 66


9.2.1. Entradas de capital ........................................................................... 66

9.2.2. Salidas de capital ............................................................................. 66

9.2.3. Financiación...................................................................................... 68

10. Cuenta de resultados de la explotación .............................................................. 69


10.1.1. Ingresos y gastos previstos durante la vida útil de la planta solar69

10.1.2. Cash flow previsto durante la vida útil de la planta solar ............. 70

10.1.3. Retorno de la inversión de la planta solar ..................................... 71

10.1.4. Tasa Interna de Retorno (TIR) ......................................................... 72

10.1.5. Valor Actual Neto (VAN) ................................................................... 73


10.2.1. Ingresos y gastos previstos durante la vida útil de la planta solar73

10.2.2. Cash flow previsto durante la vida útil de la planta solar ............. 74

10.2.3. Retorno de la inversión de la planta solar ..................................... 75

10.2.4. Tasa Interna de Retorno (TIR) ......................................................... 76

10.2.5. Valor Actual Neto (VAN) ................................................................... 77

B. ANEJOS A LA MEMORIA .......................................................................................... 78

1. Estudio económico de la alternativa propuesta: SIN seguimiento ................... 79

2. Estudio económico de la alternativa B: CON seguimiento en un eje ............... 86

A. MEMORIA

Estudio de viabilidad. Página 6 de 92

PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 500 kW



Autor: Manuel Campos Fernández

Tutor: Fernando Delgado Ruíz


1. OBJETO El objeto del presente estudio de viabilidad es el de analizar detalladamente las

distintas variables que a nivel medioambiental, energético y económico intervienen en el

presente proyecto de planta solar fotovoltaica de 500 kW sobre la cubierta de una nave

industrial en la ciudad de Sevilla para finalmente concluir si es o no factible la ejecución y

puesta en marcha o no del mismo.

En el presente Estudio de Viabilidad se ha analizado la alternativa de incorporar

seguimiento en un eje en la planta solar fotovoltaica, analizando las ventajas e

inconvenientes de esta alternativa, la comparativa entre las alternativas de incorporar o

no seguimiento en la planta solar se analiza a partir del Capítulo 4 y siguientes.








2. ESTUDIO DE MERCADO

2.1. GENERALIDADES

El principal obstáculo para el desarrollo de la energía solar fotovoltaica es la

elevada inversión económica que supone, ligada a los obstáculos financieros que ponen

las distintas entidades bancarias

Sin embargo, el atractivo principal (económicamente hablando) de la puesta en

marcha de este tipo de instalaciones es la retribución económica de la energía generada

que ofrece el Estado aplicando tarifas especiales, las cuales contribuyen al interés de la

construcción de este tipo de instalaciones.

El principal atractivo que ofrece la explotación de una planta solar sobre la cubierta

(no transitable) de una nave industrial radica en la ocupación de una superficie que no

genera ningún tipo de ingresos al ser una superficie no aprovechable. La ocupación del

solar se debe exclusivamente a la ocupación de las casetas para los equipos eléctricos.

Esta ocupación apenas excede de los 50m2, lo que supone un 0,020% del total de la

parcela propiedad de TUSSAM.

Otra ventaja es el ahorro obtenido indirectamente a nivel energético en equipos de

climatización, y por tanto económico que se obtiene como resultado de ubicar la planta

solar sobre la cubierta de la nave del edificio de taller, ya que al no incidir el Sol

directamente sobre la cubierta, disminuirá la temperatura interior de la nave, sobre todo

en los calurosos meses de verano.

Para que sea rentable la inversión tan elevada que conlleva la puesta en marcha

de la planta solar fotovoltaica, se ha de garantizar, por un lado, que la inversión esté

amortizada en un periodo no mayor a 10 años, siendo los índices de rentabilidad más

comunes la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el Valor Actual Neto (VAN).

Las plantas solares se proyectan en la actualidad para una vida de 25 años,

durante los cuales la compañía distribuidora está obligada a comprar la energía producida

según las tarifas de contrato en el momento de puesta en marcha.








La zona de Sevilla es una zona especialmente atractiva para el emplazamiento de

instalaciones que tienen como fuente de energía la energía solar, ya que el recurso zonal

en esta zona es muy elevado (así lo demuestran los datos climáticos obtenidos de la

Agencia Andaluza de la Energía.

2.2. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE LA ENERGÍA SOLAR

FOTOVOLTAICA HASTA 2010

España es una gran potencia mundial tanto en energía solar fotovoltaica, como en

energía solar térmica, principalmente debido a dos causas: una es que durante años, las

subvenciones que se pagaban a quienes vendían electricidad mediante fotovoltaica eran

de las más elevadas del mundo y la segunda el amplio aprovechamiento del recurso solar

existente.

Con la salida del RD 2818/1998 (sobre producción de energía eléctrica por

instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y

cogeneración), se inicia el mercado fotovoltaico retribuido, aunque ya existían

experiencias previas en viviendas aisladas. Posteriormente se aprobó el RD 436/2004,

por el que se estableció la metodología para la actualización y sistematización del

régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica.

Pero el verdadero boom vino con la salida del RD 661/2007, de 25 de mayo, por el

que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial y por el

que la retribución de energía solar fotovoltaica alcanza valores de hasta 426 euros por

MW/h. Tanto fue el éxito, que mientras el Plan Energías Renovables vigente (PER 2005-

2010) establece un objetivo de potencia instalada de 400 MW, en 2010 se contabilizaron

unos 3.500 MW, es decir, casi un 900% más de lo fijado inicialmente. La cuantía total de

las primas recibidas por las energías renovables asciende a 4.509 millones de euros, un

valor que supera en más de 500 millones la partida presupuestaria que se había fijado

hasta agosto de 2010 (3.977 millones), donde la fotovoltaica ha sido uno de los sectores

más beneficiados.

El Gobierno decide que la retribución de las energías renovables que producen

electricidad es demasiado elevada por lo que saca a luz, en el año 2008, el Real Decreto

1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía








eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha

límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para

dicha tecnología. Este nuevo Decreto, con una disminución significativa de las primas, o

de las horas de Sol retribuidas, supuso que el sector dejara de crecer al ritmo que venía

haciendo, y provocó un aumento de la celeridad por terminar de ejecutar los proyectos

que se encontraban en fase de desarrollo, y ponerlos en marcha antes de la entrada en

vigor de dicho RD y así acogerse a las primas del RD 661/2007. Se pasó de instalar 2700

MW en 2008 a tan solo 100 MW en 2010. El siguiente gráfico muestra la evolución de la

potencia solar fotovoltaica instalada en España desde el año 2000 hasta el año 2010.

Figura 2.1. Evolución de la potencia solar fotovoltaica instalada (MW) hasta 2010

Como consecuencia de los muchos que agilizaron los trámites de gestión de

licencias y construcción de las instalaciones, ha incurrido en un hecho de fraude de un

total de 1.000 MW, que a fecha de 30 de Septiembre de 2010 no estaban conectadas a

red. Industria, como intento para luchar contra el fraude, se promueve el RD 1003/2010,

para la detección de instalaciones fotovoltaicas fraudulentas, para que, aquellas

instalaciones anómalas que así lo decidiesen, pudieran salir a luz, siendo de esta manera

amnistiadas e integradas de forma inmediata al RD 1578/2008, menos retribuido.








2.3. CLASIFICACIÓN DE LA PLANTA SOLAR Y RETRIBUCIÓN

ECONÓMICA SEGÚN EL RD 1578/2008

El RD 1578/2008 establece un objetivo anual de potencia y un mecanismo de

asignación de retribución mediante la inscripción en un registro de asignación de

retribución. Antes de inscribirse en el Registro, es necesario conocer la tarifa mínima a la

cual se va a tener acceso, para evaluar si el proyecto puede arrojar la rentabilidad mínima

esperada.

2.3.1. Tipología de las Instalaciones

Según el artículo 3 del RD 1578/2008, se clasifican las instalaciones:

a) Tipo I: instalaciones que estén ubicadas en cubiertas o fachas de

construcciones fijas, cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas a uso

residencia, de servicios, comercio o industrial, incluidas las de carácter agropecuario. O

bien, instalaciones que estén ubicadas sobre estructuras fijas de soporte que tenga por

objeto un uso de cubierta de aparcamiento o de sombreamiento, en ambos casos de

áreas dedicadas a alguno de los usos anteriores, y se encuentren ubicadas en una

parcela con referencia catastral urbana. Además, estos tipos de instalaciones se

agrupan, a su vez, en dos subtipos:

•••• Tipo I.1: instalaciones tipo I, con una potencia inferior o igual a 20 kW.

•••• Tipo I.2: instalaciones del tipo I, con una potencia superior a 20 kW.

b) Tipo II: instalaciones sobre suelo, es decir, las no incluidas en el tipo I

anterior.

2.3.2. Potencia anual por tipología de las instalaciones

Según el artículo 5 del RD 1578/2008, se establecen las siguientes potencias

anuales según el tipo de instalación:

a) Tipo I.1: 28 y 31 MW anuales para los años 2011 y 2012.

b) Tipo I.2: 271 MW y 294 anuales para los años 2011 y 2012.

c) Tipo II: 161 MW para el año 2011 y 332MW para el año 2012.








2.3.3. Número de convocatorias

Según el artículo 5 del RD 1578/2008 y el Anexo del mismo RD, establecen 4

convocatorias anuales para el año 2012, de tal manera para cada tipo de instalación

tenemos:

a) Tipo I.1: 7,96 MW por convocatoria.

b) Tipo I.2: 73,33 MW por convocatoria.

c) Tipo II: 83,16 MW por convocatoria.

2.3.4. Tarifas por convocatoria

Según el artículo 11 del RD 1578/2008, se establecen las tarifas de los diferentes

tipos de instalación para la primera convocatoria:

a) Tipo I.1: 34,00 c€/kWh

b) Tipo I.2: 32,00 c€/kWh

c) Tipo II: 32,00 c€/kWh

Además en el artículo 11 se nos proporciona una fórmula para poder obtener el

valor de la tarifa para las convocatorias restantes.

Las primas que establece el Ministerio de Industria varían en función del trimestre

del ejercicio anual y son función sobre todo, de la cantidad de permisos otorgados en el

trimestre anterior; a más MW instalados, menores serán las primas durante el trimestre

posterior. Con esta medida, se pretende espantar a los capitales especulativos, aunque

existe un límite, y es que la potencia anual instalada está limitada a 500 MW. Esto ha

provocado que el precio que se paga por kWh haya ido en detrimento desde que entró en

vigor el RD 1578/2008.

A continuación se representa la evolución de las tarifas en las distintas

convocatorias hasta el momento actual según el RD 1578/2008 mediante una

representación gráfica:








Figura 2.2. Evolución gráfica de las primas de retribución de la energía solar fotovoltaica

Tabla 2.1. Evolución cuantitativa de las primas de retribución de la energía solar fotovoltaica

Se observa que para la instalación objeto del presente estudio, es decir, para una

instalación en cubierta mayor de 20 kW, la tarifa actual es de 0,19317 €/kWh, para la

misma instalación, el primer trimestre del año pasado la prima estaba en 0,278887 €/kWh,

un 44% mayor.








La reducción de las retribuciones conlleva también una reducción de costes de

inversión. Debido a esta reducción de los precios de la tecnología solar fotovoltaica, la

paridad en España no está lejos. Ese será el punto de inflexión de la energía solar

fotovoltaica, el momento en que ya no será necesario esperar a recibir la subvención

estatal para asegurarse la rentabilidad de una instalación. Ese será el momento del triunfo

real de la energía solar.

2.4. PLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2011-2020

2.4.1. Introducción

El 11 de Noviembre de 2011, el Consejo de Ministros ha aprobado en Plan de

Energías Renovables (PER), estableciendo objetivos acordes con la Directiva 2009/28/CE

del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso

de energía procedente de fuentes renovables.

El PER pretende impulsar las energías renovables y la eficiencia energética

imponiendo políticas económicas y medioambientales, así como seguridad en el

suministro, que permitan el fomento de las energías renovables. Así mismo, establece

una cuota mínima del 20% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo

bruto anual de energía y una cuota mínima del 10% procedente de energías renovables

en el sector del transporte, para el año 2020.

2.4.2. Contexto energético actual de las energías renovables en España

Actualmente España ha dejado atrás la fase de lanzamiento de las energías

renovables y se encuentra en la fase de consolidación y desarrollo. En el marco del PER

2005-2010, el crecimiento de estas ha sido notable, pasando la contribución de estas

sobre la electricidad 14,5% en 2005 al 32,3% en 2010. El siguiente gráfico muestra la

estructura de este consumo.








Figura 2.3. Estructura de producción eléctrica en 2005 y 2010

2.4.3. Escenarios en el horizonte del año 2020

Se consideran dos posibles escenarios: un escenario de referencia y otro de

eficiencia energética adicional, compartiendo ambos los principales parámetros socio-

económicos como la evolución demográfica y el PIB, así como la evolución prevista de los

precios del petróleo y el gas natural, diferenciándose en las medidas de ahorro y

eficiencia energética consideradas. Mientras el escenario de referencia únicamente tiene

en cuenta las actuaciones de eficiencia energética llevadas a cabo hasta el año 2010, el

escenario de eficiencia energética adicional contempla las mejoras derivadas del Plan de

Acción de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020. Ambos escenarios están sujetos a

revisiones constantes, de forma que se vayan perfeccionando (análisis de las

predicciones futuras y de los balances pasados) conforme se va evolucionando en el

tiempo. A continuación se muestran las diferentes cifras que se recogen en los escenarios

reflejados.








•••• Crecimiento económico: 2,4% hasta el año 2020.

•••• Crecimiento demográfico: 46,5 millones en 2010 a 48 millones en 2020.

Los siguientes gráficos muestran las proyecciones del precio del barril de crudo de

petróleo de Brent y el Gas natural importado en España (figuras 2.4. y 2.5.)








El siguiente gráfico muestra la evolución de la capacidad eléctrica instalada en

España desde el año 2005 al año 2010, así como las previsiones a alcanzar en el año

2020. Notar el fuerte aumento de las renovables, y en menor medida de la hidroeléctrica,

en detrimento de las fuentes de energía no renovables.

Figura 2.6 Evolución de la capacidad eléctrica instalada según fuentes energéticas

2.4.4. Análisis de la tecnología solar fotovoltaica

El sector solar fotovoltaico contó en 2010 con 3.787 MW de potencia instalada, que

produjeron 6.279 GWh. El sector está compuesto en 2010 por más de 500 empresas, sin

considerar promotores, de las cuales un 10% son empresas fabricantes de materia prima,

células, módulos fotovoltaicos y otros componentes. En cuanto a los costes, es previsible

que se mantengan los descensos recientes, si bien, no con la misma intensidad. Según

los estudios realizados se prevé un descenso en los costes de inversión desde el rango

de 2,5 €/W a 3,0 €/W en 2010 hasta un rango de entre 1,1 €/W a 1,3 €/W en 2020.

En cuanto a la tipología de las instalaciones, se prevé una mayor penetración en

edificaciones, con instalaciones de pequeña o mediana potencia, desde un modelo previo

donde predominaban las grandes instalaciones en suelo. El potencial es inmenso, debido

al alto recurso disponible y a la versatilidad de la tecnología, que permite su instalación

cerca de los centros de consumo fomentando la generación distribuida renovable.








Las propuestas planteadas están enfocadas, por una parte, a impulsar el descenso

de los costes de la energía producida con la tecnología y, por otra, a superar otras

barreras no económicas que permitan su integración a gran escala en el sistema eléctrico.

Destacan las propuestas sobre impulso a la I+D+i, desarrollo de almacenamiento

eléctrico, simplificación de procedimientos y fomento de autoconsumo (balance neto).

2.4.5. Objetivos energéticos del PER en el periodo 2011-2020

La Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de Abril de

2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, fija como

objetivos generales conseguir una cuota mínima del 20% de energía procedente de

fuentes renovables en el consumo final bruto de energía de la Unión Europea (UE) y una

cuota mínima del 10% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo de

energía en el sector del transporte en cada Estado miembro para el año 2020.

Para ello, establece objetivos para cada uno de los Estados miembros en el año

2020 y una trayectoria mínima indicativa hasta ese año. En España, el objetivo se traduce

en que las fuentes renovables representen al menos el 20% del consumo de energía final

en el año 2020 mismo objetivo que para la media de la UE , junto a una contribución

mínima del 10% de fuentes de energía renovables en el transporte para ese año.

Objetivos que, a su vez, han quedado recogidos en la Ley 2/2011, de Economía

Sostenible.








Figura 2.7. Objetivos 2010, 2015, 2020 del PER para el sector eléctrico








2.4.6. Propuestas contempladas en el PER

El Plan de Energías Renovables 2011-2020 contempla 87 propuestas, de las

cuales, casi la mitad son propuestas horizontales a todas las tecnologías y el resto

sectoriales. Todas estas propuestas se pueden dividir en cinco grandes grupos: marcos

de apoyo, propuestas económicas, propuestas normativas, actuaciones en

infraestructuras energéticas y por último, acciones de planificación, promoción,

información, formación y otras.

2.4.6.1. Marco de apoyo (retributivo)

Se entiende por marco de apoyo a las energías renovables el conjunto

estructurado de instrumentos jurídicos, económicos, técnicos y de otro tipo, tendente al

fomento de la utilización de fuentes de energía renovables, favoreciendo su

competitividad frente a las energías convencionales y su integración en el modelo

productivo y en el sistema energético.

Se propone la adaptación del marco retributivo para la energía eléctrica generada

con energías renovables contemplando unos niveles de retribución a la generación

eléctrica que permitan la obtención de unas tasas razonables de rentabilidad de la

inversión. Para su determinación se tendrán en cuenta los aspectos técnicos y

económicos específicos de cada tecnología, la potencia de las instalaciones, el número

de horas anuales de funcionamiento y su fecha de puesta en servicio, todo ello utilizando

criterios de eficiencia económica en el sistema.

Al objeto de garantizar la sostenibilidad y eficacia del marco de apoyo, la evolución

de los niveles de retribución para cada tecnología tratará de converger en el tiempo hacia

la percibida por el resto de tecnologías de generación convencionales en el Régimen

Ordinario, teniendo en cuenta, realizado para la elaboración del PER 2011-2020.








2.4.6.2. Propuestas económicas

Se proponen una serie de ayudas de carácter económico. Estas van encaminadas

a la I+D+i del desarrollo tecnológico, ayudas a la financiación con fondos públicos y

privados, así como programas de ayudas para aquellos proyectos que no perciban apoyo

del régimen especial.

2.4.6.3. Propuestas normativas

Algunas de estas propuestas son:

•••• Desarrollo de los sistemas de gestión de la demanda de electricidad y de las redes

inteligentes en general.

•••• Simplificación de los trámites administrativos de instalaciones renovables eléctricas

•••• Adaptación del Marco Legal del Régimen Especial a diversos aspectos sectoriales

•••• Tratamiento regulatorio específico para la conexión a red y autorización de las

instalaciones renovables de pequeña potencia.

•••• Reducción de barreras administrativas a los proyectos de I+D+i relacionados con

las energías renovables de generación eléctrica.

•••• Adaptación del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) a las

tecnologías de energías renovables.

•••• Requisitos técnicos a las instalaciones de generación eléctrica de origen renovable

•••• Modificación del Código Técnico de la Edificación (CTE)

•••• Establecimiento de un Sistema de Certificación y Cualificación de Instaladores

2.4.6.4. Propuestas dentro del ámbito de infraestructuras eléctricas

A continuación se recogen las líneas de actuación más relevantes que se pretende

llevar a cabo de cara a conseguir una mayor y mejor integración de las energías

renovables en el sistema eléctrico:

•••• Requisitos técnicos a las instalaciones de generación renovable. En el horizonte

2020 se prevé el desplazamiento paulatino de generadores síncronos

(fundamentalmente en centrales convencionales) por otros basados en electrónica

de potencia (eólica y solar fotovoltaica principalmente). Es necesario adaptar los

Procedimientos de Operación para que las nuevas instalaciones aporten similares








prestaciones, capacidades y servicios esenciales para garantizar la seguridad del

sistema, cuando técnicamente sea posible.

•••• Sistemas de acumulación. Para compensar las variaciones de la generación con

fuentes renovables no gestionables, así como para el almacén de los excedentes

de éstas, son necesarias la evolución tecnológica y la reducción de costes en los

sistemas de almacenamiento por baterías, que podrían hacer que estas

tecnologías jugaran un papel en la gestión del sistema eléctrico y facilitar la

incorporación creciente de la generación de electricidad con energías renovables.

Otra posible opción, dependiendo de su evolución tecnológica futura, sería el

almacenamiento en hidrógeno.

2.4.7. Balance socioeconómico de los objetivos del PER

Los objetivos socioeconómicos que se pretenden alcanzar con el PER 2011-2020

son, entre otros, los siguientes:

•••• Menor importación de petróleo y derivados del mismo.

•••• Ahorros por reducción de consumo de gasolina.

•••• Reducción de emisiones de CO2.

•••• Creación de riqueza acumulada (PIB), pudiéndose exportar esta energía.

•••• Creación de empleo total vinculado a las energías renovables.

2.4.8. Necesidades de I+D+i

Para alcanzar los objetivos establecidos para el año 2020, así como para allanar el

camino para que la cuota de energía renovable sea mucho más elevada de 2020 en

adelante, es preciso intensificar los esfuerzos en el ámbito de la I+D+i energética. En el

ámbito de la tecnología solar fotovoltaica, estos esfuerzos han de ir encaminados en:

•••• Procesos avanzados de fabricación de células y módulos.

•••• Desarrollo de sistemas de almacenamiento eléctrico para instalaciones

fotovoltaicas.

•••• Mejora del rendimiento y del periodo de vida de todos los componentes y sistemas

de las distintas tecnologías fotovoltaicas.

•••• Desarrollo y sostenibilidad de materiales.








2.4.9. Seguimiento y control del PER

El seguimiento y control periódico es uno de los principales elementos del Plan de

Energías Renovables, pues representa una garantía de calidad y control, y de eficacia

para que el adecuado desarrollo del plan conduzca a la consecución de sus objetivos.

El Plan de Energías Renovables en España 2011-2020 dispone de una Oficina del

Plan, constituida por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). El

IDAE será el organismo público encargado del seguimiento del PER 2011-2020.

Anualmente se elaborará una Memoria cuyo objeto es evaluar el grado de avance

del cumplimiento de los objetivos del PER en cada una de sus áreas comentadas

anteriormente, revisando y proponiendo actuaciones necesarias y soluciones técnicas

aplicables durante el horizonte temporal del Plan, para el cumplimiento de sus objetivos.








3. DATOS DEL PROYECTO

3.1. LOCALIZACIÓN Y EMPLAZAMIENTO

La instalación solar fotovoltaica que se proyecta se ubicará sobre la cubierta de la

nave industrial dedicada al edificio de taller, en las nuevas instalaciones correspondiente

a la estación de autobuses urbanos, propiedad de TUSSAM.

Dicha estación se encuentra en la ciudad de Sevilla. La parcela se sitúa

entre la Avenida de Andalucía y las calles Comercio, Roberto Osborne y de las Nuevas

Profesiones, en el sector nordeste de la ciudad de Sevilla, en la salida hacia la Autovía A-

92, y en las proximidades de la Autovía de circunvalación SE-30, en los terrenos del

antiguo Acuartelamiento de San Fernando en Sevilla.

Figura 3.1. Ubicación de la nueva instalación solar sobre la cubierta de los talleres de TUSSAM

La siguiente tabla nos indica las coordenadas exactas del lugar.

Coordenadas UTM Coordenadas geográficas

Huso X (m) Y (m) Latitud Longitud

30 239628.71 4142312.11 37º23’25.51’’N 5º56’27.38’’W

Tabla 3.1. Coordenadas del emplazamiento de la estación de autobuses de TUSSAM








3.2. CARACTERÍSTICAS DE LA CUBIERTA DE LA NAVE

INDUSTRIAL

Tanto el edificio de taller como la tipología de la cubierta del mismo quedan

descritos detalladamente en la Memoria Descriptiva del presente Proyecto. No obstante, a

continuación se muestran las principales características de la cubierta, a efectos de

configuración del generador solar fotovoltaico, orientación e inclinación para obtener la

máxima irradiación solar.

Características de la cubierta

Orientación Eje longitudinal girado 3º con respecto el eje Norte-Sur

Inclinación de la cubierta (β) 1º

Tipo de cubierta Curva (cilíndrica), arco de circunferencia de ϕ254m y cuerda de 42,2 m. El

desarrollo del arco de circunferencia es de 42,5m aproximadamente.

Superficie bruta de la cubierta 8500 m2

(42,5·200m)

Superficie neta susceptible a ser ocupada por la instalación

solar fotovoltaica. 8445 m

2 (descontando lucernarios)

Tabla3.2 Principales características de la cubierta del edificio de Taller de TUSSAM

3.3. RECURSO SOLAR

La zona de Sevilla y su área metropolitana pertenecen a la zona climática V según

el CTE-DB-HE (Ahorro de Energía). Según el mismo, la irradiancia global media (H) es

mayor a 5 kWh/m2, la mayor de todo el territorio nacional.

Figura 3.2. Zonas climáticas del territorio español




A la vista del mapa anterior se ve como el

emplazamiento de la planta solar fotovoltaica es muy rico. El CTE (DB

el valor de la irradiación global media sobre superficie horizontal para la zona del entorno

de Sevilla en 5 kWh/m2. No obstante, en el

presente proyecto se ha elaborado un estudio más detallado con los datos

Estación meteorológica de La Rinconada (Sevilla), fijando un valor de de irradiación global

media de 5,433 kWh/(m2·día), sobre

3.4. DATOS DE TEMPERATURA

A continuación se muestran los datos correspondientes a las temperaturas y

precipitaciones correspondientes a la ciudad de Sevilla, estos valores son relevantes a la

hora de calcular la eficiencia energética de los paneles, ya que la producción energética

de los mismos depende de la temperatura que alcance el panel. El valor de las

precipitaciones es relevante

paneles (siempre y cuando no llueva barro).

Figura 3.3. Gráfico de tempe

0

5

10

15

20

25

30

35

Tem

pe

ratu

ras

(ºC

)

Precipitaciones (mm)





Autor: Manuel Campos Fe

Tutor: Fernando Delgado Ruí


A la vista del mapa anterior se ve como el recurso solar existente en la zona de

emplazamiento de la planta solar fotovoltaica es muy rico. El CTE (DB

global media sobre superficie horizontal para la zona del entorno

No obstante, en el capítulo 2 de la Memoria de Cálculo del

presente proyecto se ha elaborado un estudio más detallado con los datos

ógica de La Rinconada (Sevilla), fijando un valor de de irradiación global

·día), sobre el plano de captación de los paneles solares.

DATOS DE TEMPERATURAS Y PRECIPITACIONES



de calcular la eficiencia energética de los paneles, ya que la producción energética


precipitaciones es relevante de cara a la limpieza se la superficie de captación de los

les (siempre y cuando no llueva barro).

Gráfico de temperaturas diurnas y precipitaciones normales en la ciudad de Sevilla

Tª media (ºC) Tª mínima (ºC)




olar existente en la zona de

emplazamiento de la planta solar fotovoltaica es muy rico. El CTE (DB-HS, salubridad) fija

global media sobre superficie horizontal para la zona del entorno

capítulo 2 de la Memoria de Cálculo del

presente proyecto se ha elaborado un estudio más detallado con los datos obtenidos de la

ógica de La Rinconada (Sevilla), fijando un valor de de irradiación global

el plano de captación de los paneles solares.

S Y PRECIPITACIONES



de calcular la eficiencia energética de los paneles, ya que la producción energética


de cara a la limpieza se la superficie de captación de los

en la ciudad de Sevilla

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Pre

cip

itac

ion

es

(mm

)

Tª máxima (ºC)








Año tipo Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Anual

Temperatura máxima (ºC) 15 18 21 23 27 32 34 34 30 25 19 16 24,5

Temperatura media (ºC) 10 11 15 17 20 24 25 25 22 19 13 11 17,7

Temperatura mínima (ºC) 6 6 10 10 13 16 16 17 16 13 8 7 11,5

Precipitación total (mm) 65 54 38 57 34 13 2 6 23 62 84 95 533

Tabla 3.3. Temperaturas y precipitaciones normales en la ciudad de Sevilla

3.5. IMPACTO AMBIENTAL

Desde el punto de vista de la viabilidad medioambiental, la planta solar que se

proyecta, tal y como se describe detalladamente en el correspondiente Estudio de

Impacto Ambiental, es segura, limpia, silenciosa, fiable, inagotable, no genera residuos ni

contaminantes, es respetuosa con el medio ambiente y evita la emisión a la atmósfera de

gases de efecto invernadero que sí se emiten con otros tipos de generación de energía

eléctrica. Los impactos que producirá la planta solar fotovoltaica son:

Fase de obra

Todos los posibles impactos ambientales que se puedan producir en fase de obra

serán subsanados al finalizar estas.

Fase de Explotación.

•••• Impacto sobre el paisaje. Poco relevante debido a que la instalación se ubica sobre

una cubierta que debido a su altura consigue hacer los módulos poco visibles. El

mayor impacto lo generan las casetas de equipos, aspecto que no tiene mayor

relevancia, al considerarse el entorno de calidad paisajística media-baja.

•••• Contaminación atmosférica. El impacto producido por la planta solar se considera

positivo, al ahorrar la emisión de grandes cantidades de CO2 a la atmósfera que si

se emiten por medios de generación de energía de origen fósil.

•••• Ruidos. Este impacto no es significativo debido a que los equipos generan poco

ruido y estos (inversores y transformador) se encuentran en el interior de una

caseta.

•••• Impacto socioeconómico. Se considera positivo, al favorecerse la creación de

puestos de trabajo, y al verse favorecido el sector servicios del entorno.








Por tanto, la planta solar que se proyecta se considera VIABLE desde el punto de

vista medioambiental ya que no genera impactos negativos relevantes y sí impactos

positivos.

3.6. DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA SOLAR

La idea general de este apartado es la describir muy resumidamente la planta solar

que se proyecta, ya que esta queda descrita y justificada en las correspondientes

Memoria Descriptiva y Memoria de Cálculo.

La superficie de captación está formada por la interconexión en serie/paralelo de

un total de 1560 paneles solares fotovoltaicos de silicio monocristalino 333 Wp cada uno

(519,5 kWp en total), encargados de transformar la energía solar en energía eléctrica.

Todos los paneles tendrán la misma orientación e inclinación (Orientación Sur girados 3º

al SO e inclinación 31º).

El generador fotovoltaico se divide en 5 subgeneradores idénticos, cuya potencia

es acondicionada por inversores de 100 kW cada uno (500 kW en total).

Para acoplar la tensión de salida de la generación eléctrica de la planta solar a la

de la red de ENDESA, es necesario elevar la misma hasta un valor de 15 (20) kV, ya que

así lo prescribe la compañía distribuidora. Esta función se realiza en el Centro de

Transformación, compuesto por un transformador de BT/MT y su aparamenta

correspondiente. El centro de transformación tendrá una potencia asignada de 630 kVA.

La evacuación de la energía producida a la red de ENDESA, donde también se

medirá la cantidad de energía generada, se realizará en un Centro de Seccionamiento, al

que le llega la energía a través de una línea subterránea de MT, que parte del CT.

Todos los equipos mencionados (a excepción obviamente de los paneles solares)

estarán ubicados en el interior de edificios fabricados para tal fin. Sin entrar en detalle, ya

que estos se describen tanto en la Memoria Descriptiva como en el Anejo XX

(Documentación Técnica de los equipos instalados), pasamos a mostrar los principales

equipos que se han escogido para la planta solar que se proyecta.








EQUIPO MARCA Y TIPO Nº DE

EQUIPOS

Paneles solares fotovoltaicos

Sunpower SPR-333NE-WHT-D. Silicio monocristalino; 333 Wp; 20,4% de eficiencia

1560

Estructura soporte Hilti. Estructura de aluminio, ligera, adaptable, regulable en inclinación.

Tantas como paneles.

Cajas de Campo SMA Sunny String Monitor (SSM). Monitorización de ramales; protección de los mismos.

20

Cajas centrales SMA Sunny Main Box Cabinet (SMBC). Fácil instalación y registro. Protección de agrupación de ramales; puerta cerrada bajo llave.

5

Inversores

SMA Sunny Central 100 Indoor HE. 100 kW; Alta eficiencia (98,5%); bajo consumo en Stand-by; amplio rango de temperaturas de funcionamiento (-20ºC…50ºC)

5

Transformador Schneider Electric. 630 kVA; Aislamiento seco con resina epoxi; envolvente de protección (IP31).

1

Celdas de MT Schneider Electric; Aislamiento en SF6; enclavamientos con cerradura; mandos manuales.

Ver esquema unifilar de la instalación

Casetas de inversores, CT y CS

Schneider Electric. Fabricación modular. Cumplimiento con toda la normativa vigente (electrotécnicas, seguridad estructural, accesibilidad, etc)

2 (ver planos correspondientes)

Tabla3.4. Principales equipos que componen la planta solar

Con los equipos descritos, se garantizará una potencia instalada de unos 520 kWp,

ocupando el captador solar (conexión en serie-paralelo de los paneles solares) unos 8500

m2 de la cubierta del edificio de taller.








4. ESTUDIO DE LA INCORPORACIÓN DE UN SISTEMA DE SEGUIMIENTO EN EL GENERADOR SOLAR

En el presente Proyecto se ha tenido en cuenta la posible alternativa de incorporar

un sistema de seguimiento en el generador solar fotovoltaico dado el carácter innovador

(se encuentra actualmente muy poco desarrollado en cubiertas). Para ello se estudiaron

los tipos de seguimientos existentes en la actualidad analizando las ventajas e

inconvenientes de los mismos. Así como el incremento de producción energética que se

espera obtener al incorporar este sistema.

La finalidad de un seguidor solar no es otra que la de incrementar la irradiación

solar que recibe el panel solar fotovoltaico, procurando siempre que este se encuentre lo

más perpendicular posible a los rayos solares obteniendo así un incremento de energía

producida.

4.1. CLASIFICACIÓN DE LOS SEGUIDORES SOLARES SEGÚN

EL NÚMERO DE EJES

4.1.1. Seguidores de un eje.

Son seguidores que solo tienen un grado de libertad en su movimiento.

Este tipo de seguidores se caracteriza por ser equipos relativamente sencillos, por

lo que su coste no es muy elevado. Lo que lo hace especialmente atractivo para su

empleo en cubiertas.

La principal desventaja de este tipo de seguidores es que el seguimiento solar es

impreciso, por lo que el aumento de producción no es tan elevado (un 10 o 15% en el

mejor de los casos) como en los seguidores de dos ejes (hasta un 35 incluso un 40%)

descritos en el apartado 4.1.2.








4.1.1.1. Seguidores de eje acimutal

Son seguidores que varían el ángulo de acimut de los paneles solares. Constan de

un eje vertical sobre el que se monta la estructura de seguimientos. Este tipo de

seguidores no se monta sobre cubiertas ya que es sumamente pesado (se diseña para

montar sobre el eje un gran número de paneles solares) y presenta problemas

estructurales sobre todo de cara al viento.

Con este tipo de seguidores se suele conseguir un incremento de irradiación

incidente de hasta un 5%.

Figura 4.1. Seguidor de eje acimutal

4.1.1.2. Seguidores de eje horizontal

Bastante más extendidos sobre cubiertas. Es un sistema de seguimiento que

permite seguir la trayectoria solar a lo largo de su recorrido estacional, variando la

inclinación de los paneles. Es un sistema bastante más robusto que el anterior.

Con este tipo de seguidores se suele conseguir un incremento de irradiación

incidente de hasta un 5%.








Figura 4.2. Seguidor de eje horizontal

Figura 4.3. Elementos que componen el seguidor de eje horizontal

4.1.1.3. Seguidores de eje polar

Se trata de un seguidor bastante extendido sobre cubiertas, por ser un sistema

bastante fiable. En este caso, el seguidor varía el giro del panel en función de la posición

diaria del sol. Este tipo de seguidor es capaz de aumentar la irradiación solar captada

hasta en un 15%.








Figura 4.4. Seguidor de eje polar

Figura 4.5. Alzado de seguidores de eje polar

El principal inconveniente de este tipo de seguidores es que, como se deduce a

partir de la figura anterior, se necesita una mayor superficie sobre la cubierta para obtener

la misma potencia instalada que en un sistema fijo. La separación lateral entre paneles es

necesaria para minimizar las pérdidas por sombras, ya que al girar los mismos, fuera de

las horas centrales del día se genera una gran cantidad de sombras, con los problemas

que esto conlleva, si estos no están separados los suficiente.

La siguiente figura ilustra el razonamiento del párrafo anterior








Figura 4.6. Pérdidas por sombras en paneles con seguidores de eje polar y separación lateral insuficiente

4.1.1. Seguidores de dos ejes

Son seguidores que combinan dos de los ejes definidos anteriormente,

normalmente el eje polar y horizontal. El uso de este tipo de seguidores está limitado a

huertos solares ya que requiere de una gran estructura y cimentación, por lo que no se

usa en cubiertas.

Figura 4.6. Seguidor de dos ejes (horizontal y polar)








Figura 4.7. Seguidor de dos ejes (horizontal y acimutal)

La gran ventaja de este tipo de seguidores es sin duda que son capaces de captar

hasta un 35% más de irradiación solar, ya que el seguimiento de la trayectoria solar es

mucho más preciso que en un seguidor de un eje.

Figura 4.8. Incremento de la irradiación captada gracias a un seguidor de 2 ejes respecto a una estructura fija








El principal inconveniente de este tipo de seguidores es su elevado coste, ya que

han de ser sistemas robustos diseñados para soportar grandes cargas de viento, nieve,

granizo e incluso soportar los fenómenos de corrosión, es por ello que su empleo está

justificado cuando realmente el incremento de producción energética en relación con los

costes de inversión y de explotación proporcionan un mayor margen de beneficios que un

sistema sin seguimiento.

4.1.2. Seguidores tipo carrusel

Se trata de un nuevo tipo de seguidores de dos ejes consistente básicamente en

un carrusel que gira variando así el ángulo acimutal del generador, además de disponer

de un eje horizontal que varía el ángulo de inclinación de los paneles solares. Este tipo de

seguidores se ha diseñado especialmente para cubiertas, garantizando una producción

anual según distintos fabricantes de hasta 1950 kWh por kWp instalado (un aumento de

hasta un 15% de irradiación solar).








Figura 4.9. Seguidores tipo carrusel

El principal inconveniente de este tipo de seguidores es la necesidad de una gran

cantidad de espacio disponible en cubierta para poder instalar la misma potencia que en

una planta solar sin seguimiento, debido a la servidumbre que hay que dejar para el libre

movimiento del carrusel. Además de un estudio muy detallado de las sombras a fin de

poder configurarlo de forma que las pérdidas sean las mínimas posibles.








4.2. TIPOS DE SEGUIDORES SOLARES SEGÚN SU

ALGORITMO DE SEGUIMIENTO

Atendiendo a este criterio podemos encontrar dos tipos de seguidores:

4.2.1.1. Seguidores por punto luminoso

Este tipo de seguidores poseen un sensor que les indica cual es el punto más

luminoso del cielo y al que deben apuntar.

Las ventajas que presentan este tipo de seguidores son la facilidad para

implementar el algoritmo de seguimiento así como la capacidad de proporcionar

pequeñas ganancias de producción en días nubosos. Sin embargo el principal

inconveniente que presentan es la escasa fiabilidad, debido al deterioro o ensuciamiento

del sensor, lo cual provoca que el sistema de seguimiento no sea correcto e incluso

empeore la irradiación captada con respecto a un sistema fijo.

4.2.1.2. Seguidores con programación astronómica:

Se trata de seguidores que mediante un programa y de acuerdo con las

ecuaciones solares conocen en qué punto debería estar el Sol a cada hora y apuntan a

dicha posición

Estos sistemas presentan la principal ventaja de ser muy robustos y fiables una vez

programados e implementado el algoritmo de seguimiento. Por el contrario el principal

inconveniente que presentan precisamente es la dificultad para implementar el algoritmo

de seguimiento, aunque en la actualidad esta fase se encuentra bastante desarrollada.

4.3. FUNCIONAMIENTO DE UN SEGUIDOR SOLAR

El funcionamiento de un seguidor solar obedece a las trayectorias solares bien

mediante un mecanismo de seguimiento por programación astronómica o por punto

luminoso.

Su movimiento es dirigido por un autómata programable, que a través de unos

parámetros definidos y mediante al programa que se le ha introducido, manda las

correspondientes señales a un sistema electromecánico o hidráulico, que es el encargado








de posicionar el seguidor en el punto óptimo para que el generador capte la mayor

cantidad de irradiación posible. El sistema es realimentado a través de un encoder, el cual

a través de los correspondientes sensores de posición del seguidor manda las

correspondientes señales al autómata, corrigiendo los posibles errores de

posicionamiento del seguidor.

La siguiente figura muestra el esquema de funcionamiento del seguidor solar.

Figura 4.10. Esquema de funcionamiento del seguidor solar

4.4. SEGUIDOR PROPUESTO PARA LA PLANTA SOLAR

Analizados todos y cada uno de los seguidores existentes más comunes se ha

llegado a la conclusión de que el tipo de seguidor que mejor encaja, dada la cubierta que

se tiene y la potencia instalada, es el seguidor de un eje horizontal con seguimiento por

programación astronómica, similar al descrito ene l apartado 4.1.1.2. Las razones que

podrían hacerlo compatible frente a los otros seguidores son las siguientes:

•••• Dada la configuración de la cubierta (curva cilíndrica, con gran cantidad de

lucernarios) se hace inviable el uso de seguidores tipo carrusel, ya que el

movimiento de estos quedaría muy impedido por tanto se estaría realizando una

inversión en un producto del cual no se puede obtener todo su potencial.

•••• Los seguidores de eje polar tampoco son viables ya que el aumento de producción

que permitirían obtener no compensa la importante pérdida debido a que la

potencia instalada sobre la cubierta se vería reducida en más de la mitad debido a








la separación lateral necesaria para no obtener pérdidas por sombras (ver figura

4.6.)

•••• Los seguidores tanto de eje acimutal como los seguidores convencionales de dos

ejes son inviables desde el punto de vista estructural, ya que habría que reforzar la

estructura de la cubierta, e incluso vigas soportes y cimentación de la nave. Si se

consulta el Anejo 2 (Cálculo estructural de la nave industrial), se ve como el hecho

de montar el generador solar sobre la misma hace que algunos elementos

estructurales alcancen hasta un 90% de su capacidad portante.

•••• Los seguidores de eje horizontal, pese a que aportan el menor aumento de

irradiación solar de los estudiados, es el que mejor se adapta a la cubierta

existente, ya que supone una modificación mínima sobre un generador de tipo fijo

(sin seguimiento), tan solo incorporaría los motorreductores y mecanismos

necesarios para variar la inclinación de los paneles conforme varía la elevación del

Sol a lo largo del año.

El sistema de seguimiento consistiría por tanto en un seguidor solar de un eje

horizontal, accionado electromecánicamente mediante moto-reductor de 0,8 kW de

potencia por seguidor y un sistema de bielas y brazos (ver figura 4.3.), controlado por un

autómata que iría emplazado en la caseta de inversores y CT (concretamente en la sala

de inversores). El seguidor Tracker-Cub NS cubierta de la casa SENDEKIA podría ser

una posible solución al sistema descrito.

En principio se instalaría un seguidor por cada 20 paneles (5 filas de 4 paneles

cada una) y un seguidor común para 4 filas de 4 paneles cada una (completando así las

39 filas de paneles propuestas).

Nº de seguidores Nº común de filas de

paneles Nº de paneles

por fila Potencia por

seguidor (kWp)

70 5 4 6,66

10 4 4 5,33 Tabla 4.1. Número de seguidores a instalar y configuración de los mismos








5. ENERGÍA BRUTA INCIDENTE SOBRE EL GENERADOR SOLAR FOTOVOLTAICO

5.1. ALTERNATIVA PROPUESTA: SIN SEGUIMIENTO

En el Capítulo 2 (Diseño del generador solar fotovoltaico) de la Memoria de Cálculo

del presente Proyecto se justifica la orientación e inclinación adoptadas para todos y cada

uno de los paneles solares fotovoltaicos. La finalidad no es otra que la de captar la mayor

cantidad de energía solar a lo largo de todo el año. La solución que se ha adoptado es:

•••• Orientación de los paneles solares fotovoltaicos (γ): Sur, desviación de 3º al SO

(perpendiculares al eje longitudinal de la cubierta.

•••• Inclinación de los paneles solares fotovoltaicos (β): 31º sobre la superficie

horizontal (32º sobre la superficie de la cubierta).

Para esta configuración, la irradiación global medio incidente sobre los paneles

solares se muestra a continuación:








Figura 5.1. Irradiación global mensual y media sobre los módulos de la planta solar

Irradiación global media (kWh/m2) sobre superficie inclinada 31º en Sevilla (fuente: Agencia Andaluza de la Energía)

Orientación Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total Media

(kWh/(m2·día))

3º (SO) 109 133,7 168,4 187 203,8 213,1 222,7 216 179,3 145,6 115,8 89,3 1983,2 5,433

Tabla 5.1. Valores de irradiación global mensual y media sobre los módulos de la planta solar

5.2. ALTERNATIVA B: CON SEGUIMIENTO EN 1 EJE

5.2.1. Separación mínima entre filas de paneles

En primer lugar cabría preguntarse si la separación de 5m que se ha tomado entre

filas de paneles es ahora válida al incorporar un sistema de seguimiento en el que se va a

variar la inclinación de los mismos. Recordando el criterio de separación establecido por

el IDAE y desarrollado en el apartado 3.1.1. de la Memoria de Cálculo del presente

Proyecto, la separación mínima entre filas de paneles venía determinada por las

siguientes expresiones:

�� =ℎ

tan(61° − ��)

�� = �� + �� · cos(!)

Siendo β la inclinación del panel (respecto a la horizontal) y Lpanel = 1559 mm.

5,430

5,431

5,432

5,433

5,434

5,435

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

Irra

dia

ció

n m

ed

ia d

iari

a (k

wh

/(m

2 ·d

ía)

Irra

dia

ció

n (

kwh

/m2 )

Inclinación 31º, Orientación 3º SO Media (31º,3º SO)








En la siguiente figura se definen gráficamente los valores de “d” y ”h”:

Figura 5.2. Toma de datos de valores de “d” y “h”

Donde h sigue siendo (tomando 100mm como separación mínima entre la parte

inferior del módulo y la parte superior de la cubierta, por motivos de ventilación):

ℎ = �� · ��"! + 100$$

Operando matemáticamente, podemos obtener el valor de smin, en función de β,

llegando a la siguiente expresión:

�� =�� · ��"! + 100

tan(61° − ��)+ ��%&�!

La ecuación anterior muestra el valor de la separación entre fila de paneles, en

función de la inclinación de los mismos, si representamos gráficamente la función anterior

obtenemos la siguiente figura:

Figura 5.3. Separación mínima entre paneles en función de la inclinación de estos








A la vista de los resultados, se ve que el máximo se da en torno a 1,2 rad (69º),

para esta inclinación la separación mínima entre filas sería de unos 4,1m, inferior a los 5

metros adoptados, por tanto la separación adoptada entre filas de paneles sin

seguimiento, sigue siendo válida en este caso.

5.2.2. Energía bruta incidente sobre el generador solar

Se ha realizado un estudio similar al del Capítulo 2 de la Memoria de cálculo del

presente Proyecto. Pero en este caso, al ser el ángulo de inclinación variable, se ha

elaborado una tabla variando los ángulos de inclinación de 5º en 5º, partiendo desde una

inclinación mínima de 5º (una inclinación menor no es factible debido a los problemas que

acarrea debido al ensuciamiento de los paneles).

Los resultados obtenidos se muestran en las páginas siguientes, donde ve como

efectivamente el empleo de este tipo de seguidor produce un incremento de hasta un

4,2% de irradiación global captada como valor medio anual, aunque este valor no es

especialmente elevado, pero si muy típico en este tipo de seguidores simples y

económicos con respecto al resto.








NO INTERESA MAXIMOS β ÓPTIMO (º)

Enero 80,7 87,1 92,8 98,6 103,0 107,6 110,9 114,1 116,3 117,6 118,5 118,6 117,9 116,7 114,2 111,5 108,0 104,1 118,6 55-60

Febrero 104,0 111,1 117,5 123,5 128,9 132,7 136,3 138,9 140,8 141,7 141,5 140,7 139,0 136,4 133,3 128,6 123,3 117,7 141,7 50-55

Marzo 146,2 152,5 158,0 162,2 165,5 168,1 169,9 170,3 169,4 167,8 165,2 161,3 156,7 151,3 144,5 137,6 129,2 120,6 170,3 35-45

Abril 178,1 182,2 185,0 187,1 187,4 187,1 185,4 183,0 179,4 174,6 169,0 162,3 154,3 146,2 136,8 126,5 115,9 104,9 187,4 20-30

Mayo 210,0 211,5 212,0 210,5 208,4 204,7 199,7 194,1 187,3 179,3 170,7 160,7 150,2 139,0 127,1 114,7 102,0 89,6 212,0 10-20

Junio 228,0 228,1 226,7 224,1 219,6 214,2 207,3 199,6 190,7 181,1 170,3 158,6 146,1 133,4 119,7 106,2 93,0 79,2 228,1 5-10

Julio 234,2 235,2 234,5 232,1 229,0 223,6 217,6 210,1 201,7 192,3 181,5 169,8 156,9 143,6 130,0 116,0 101,5 87,6 235,2 10-15

Agosto 211,5 215,1 217,3 218,4 218,3 216,4 213,2 209,4 203,9 196,8 189,1 180,4 170,0 159,3 147,1 134,4 121,4 107,5 218,4 20-25

Septiembre 160,8 166,6 171,5 174,9 177,7 179,3 179,9 179,2 177,4 174,6 170,8 166,0 160,1 153,0 145,2 136,2 127,2 117,0 179,9 30-40

Octubre 119,4 126,0 132,1 137,1 141,4 145,2 147,3 149,0 150,2 149,8 149,1 147,2 144,2 140,8 136,2 131,3 124,7 118,0 150,2 45-50

Noviembre 87,1 93,8 100,3 105,9 110,8 115,0 118,6 121,5 124,0 125,1 125,8 125,4 124,9 123,1 120,8 117,4 113,6 109,1 125,8 50-60

Diciembre 67,4 72,5 77,3 81,8 85,4 88,9 92,0 94,2 95,9 97,3 97,9 97,9 97,6 96,4 94,6 92,7 89,8 86,4 97,9 55-60

TOTAL 1672,9 1881,7 1925,0 1956,2 1975,4 1982,8 1978,1 1963,4 1937,0 1898,0 1849,4 1788,9 1717,9 1639,2 1549,5 1453,1 1349,6 1241,7 2065,5

MEDIA DIARIA 4,58 5,16 5,27 5,36 5,41 5,43 5,42 5,38 5,31 5,20 5,07 4,90 4,71 4,49 4,25 3,98 3,70 3,40 5,66

Inclinación (º)

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

Tabla 5.2. Irradiación global mensual y media sobre los módulos de la planta solar en función de la inclinación de los mismos

Irradiación Global media (kWh/m2) sin

seguimiento 5,433

Irradiación Global media (kWh/m2) con

seguimiento estacional (1 eje) 5,66

Incremento de irradiación (%) 4,18%

Tabla 5.3. Incremento de irradiación global media gracias al seguidor de un eje horizontal








Figura 5.4. Comparativa de la irradiación captada en el sistema con seguimiento y sin seguimiento

5,4

5,45

5,5

5,55

5,6

5,65

5,7

90,0

110,0

130,0

150,0

170,0

190,0

210,0

230,0

Irra

dia

ció

n m

edia

dia

ria

(kw

h/m

2· ·d

ía)

Irra

dia

ció

n (

kwh

/m2)

Con seguidor Sin seguidor media Con seguidor media Sin seguidor








6. PÉRDIDAS EN LA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA


6.1.1. Pérdidas en el generador solar fotovoltaico

6.1.1.1. Pérdidas espectrales

Estas pérdidas se deben a la diferencia entre la distribución espectral real y la de

referencia estándar AM 1.5G (Índice de Masa del Aire, que influye en la reflexión de la

irradiancia, sobre todo la componente difusa). El índice IAM se emplea para determinar la

potencia nominal de los módulos. Se ha optado un valor para estas pérdidas de un 0,5%,

tras consultar distintas recomendaciones y programas de simulación como el PVSYST.

6.1.1.2. Pérdidas angulares

La irradiación que finalmente recibe el panel, disminuye debido a la reflexión

de los rayos solares cuando atraviesan dos superficies con diferentes índices de

refracción. El valor de la irradiación que se refleja se calcula mediante la Ley de Fresnel.

La siguiente figura muestra el fenómeno descrito:

Figura 6.1. Reflexión y refracción de la luz al incidir sobre dos superficies con diferentes índices de refracción.

El fabricante de los paneles solares garantiza que la cubierta de vidrio de los

mismos es antireflectante de alta transmisividad, por lo que las pérdidas angulares se

producirán al atravesar la luz solar dicho cristal e incidir sobre las propias células que

componen el panel.








Cuando el ángulo de incidencia con la superficie del módulo es exactamente de 90º

no se producirán pérdidas por reflexión. Al ser la inclinación de la estructura fija, se

producirán unas pérdidas angulares significativas, cuyo valor se ha estimado en un 2%.

6.1.1.3. Pérdidas por orientación de la planta solar

Son sumamente pequeñas dada la pequeña desviación de la orientación de los

paneles de la planta solar (3º con respecto al Sur). No obstante, se han cuantificado en el

Capítulo 2 de la Memoria de Cálculo del presente Proyecto y su valor es de un 0,035%.

6.1.1.4. Pérdidas por sombreado

Del estudio detallado de sombras realizado en el Capitulo 3 de la Memoria de

Cálculo de este Proyecto se concluye que los únicos obstáculos que producirán sombra

sobre una fila de paneles será precisamente la fila de paneles que se encuentra

inmediatamente delante. El valor de pérdidas de irradiación solar producido se ha

contabilizado en un 1,69%, según arrojan los resultados de dicho estudio de sombras.

6.1.1.5. Pérdidas por polvo y suciedad de los paneles solares

Se deben básicamente a la acumulación de polvo y suciedad sobre los propios

módulos, lo cual afecta de forma significativa al rendimiento ya que la energía incidente

disminuye notablemente. Estas pérdidas son difíciles de evaluar ya que dependen del año

en cuestión (estado de la atmósfera, contaminación, lluvias, etc) basándonos en datos

estadísticos y suponiendo que se llevará un correcto plan de mantenimiento (ver el

Manual de Mantenimiento del presente Proyecto), se ha estimado un valor de pérdidas

por polvo y suciedad no superior al 1%.

6.1.1.6. Pérdidas por temperatura

El fabricante de los paneles certifica una variación de potencia de un -0,38% / K. Lo

que se ha hecho en la práctica es determinar la temperatura alcanzable por el panel, a

partir de los datos de temperatura diurna definidos en el apartado 3.4. y de la NOCT del

panel (el fabricante la fija en 45ºC ± 2ºC, por lo que siendo conservadores se tomará el

valor de 47ºC por ser más desfavorable).








En la siguiente tabla se muestra la temperatura máxima alcanzable por el panel en

cada mes del año, mostrando al final de la misma la media de pérdida de potencia que se

espera obtener. Para la elaboración de esta tabla se ha tenido en cuenta la irradiancia (I)

media mensual, que a su vez es función de la irradiación media y del número de horas de

luz medio por mes, de esta forma y sabiendo la temperatura media diurna mensual

podemos estimar la temperatura que alcanza el panel mediante la siguiente expresión

(usada en la Memoria de Cálculo de este Proyecto):

'�� = '��( +)*'+ − 20

800· .

Por tanto las pérdidas por temperatura será la desviación de este valor con

respecto a la temperatura de referencia (25ºC).

Mes Irradiación

mensual media (kWh/m2)

Nº de días del

mes

Irradiación global diaria

(kWh/(m2·día)

Nº medio diario de

horas de Sol por mes

Irradiancia mensual media

(W/(m2·día)

Temperatura media diurna mensual (ºC)

Temperatura que alcanzará el panel (ºC)

Incremento de potencia del

panel (%)

Enero 109 31 3,52 9 390,68 10 23,19 0,69%

Febrero 133,7 28 4,78 10 477,50 11 27,12 -0,80%

Marzo 168,4 31 5,43 11 493,84 15 31,67 -2,53%

Abril 187 30 6,23 12 519,44 17 34,53 -3,62%

Mayo 203,8 31 6,57 13 505,71 20 37,07 -4,59%

Junio 213,1 30 7,10 14 507,38 24 41,12 -6,13%

Julio 222,7 31 7,18 14 513,13 25 42,32 -6,58%

Agosto 216 31 6,97 13 535,98 25 43,09 -6,87%

Septiembre 179,3 30 5,98 12 498,06 22 38,81 -5,25%

Octubre 145,6 31 4,70 11 426,98 19 33,41 -3,20%

Noviembre 115,8 30 3,86 10 386,00 13 26,03 -0,39%

Diciembre 89,3 31 2,88 9 320,07 11 21,80 1,22%

Incremento medio de potencia por temperatura del panel -3,27%

Tabla 6.1. Pérdidas por temperatura en los paneles en función de la irradiancia media y la temperatura ambiente

A la vista de los resultados, se concluye que las pérdidas por temperatura del panel

serán de un 3,27%.








6.1.1.7. Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal

La potencia pico real de cada panel depende de la curva característica del mismo y

esta obedece a una distribución estadística definida por una campana de Gauss, de

forma que la potencia pico real no se corresponde normalmente con la potencia pico

nominal sino que hay una cierta dispersión. El fabricante de los paneles solares

fotovoltaicos certifica una tolerancia positiva de potencia, es decir, garantiza la producción

de potencia nominal (333 Wp) +5/-0%. Por lo que a efectos de cálculo, se tomará un 0%

(no se considerarán pérdidas en este aspecto).

6.1.1.8. Pérdidas por dispersión en la característica I-V de los paneles solares

Estas pérdidas tienen lugar al efectuar las agrupaciones en serie/paralelo de las

células dentro de un módulo y a su vez, las agrupaciones serie/paralelo de los módulos

en strings, ya que surge el problema de la dispersión de las curvas características I-V

comentadas en el apartado anterior. Esta dispersión se debe fundamentalmente a que no

todas las células que componen el módulo ni todos los módulos que componen la rama

son idénticas y no todos los módulos se encuentran funcionando exactamente en las

mismas condiciones (por ejemplo en casos de sombreado parcial de módulos). Debido a

la dificultad para evaluar estas pérdidas y basándonos en recomendaciones de distinta

bibliografía, se opta por evaluar estas pérdidas en un 1%.

6.1.1.9. Pérdidas por degradación de los paneles solares

El fabricante de los paneles solares garantiza una producción de potencia mínima

no inferior al 90% de la potencia nominal de los paneles durante los primeros 12 años, a

partir de entonces y hasta los 25 años, el mismo garantiza una producción de potencia

mínima no inferior a un 80% de la potencia nominal de los paneles. Por lo que la eficiencia

media de los paneles será de:

/0�%�1"%�� =90 · 12 + 80 · 13

25= 84,8%

Luego las pérdidas por degradación de los paneles solares serán de un 15,2%.








6.1.2. Pérdidas en los inversores

En la ficha técnica de los inversores (consultar Anejo 1), se puede ver como el

fabricante certifica que el rendimiento de los mismos varía de un 98,3% a un 98,5%, por lo

que se ha estimado un valor medio de rendimiento, es decir un 98,4% de eficiencia para

cada inversor. El valor que se obtiene por pérdidas en la generación energética será de

un 1,6%.

6.1.3. Pérdidas en el transformador

Consultando la ficha técnica del transformador en el Anejo 1 se puede ver como el

fabricante certifica distintos valores de rendimiento, dependiendo fundamentalmente del

cosφ (distingue para valores de 0,8 y 1), de la carga con la cual trabaja el transformador

(distingue entre 75% y 100% de carga) y de la temperatura de trabajo (distingue entre

75ºC y 120ºC). Lo que se ha hecho en la práctica es obtener unos valores de rendimiento

medios en función del cosφ f con el que se prevé trabajar, así como con el factor de carga

previsto, y temperatura de trabajo prevista.

El fabricante de los inversores garantiza un valor del cosφ superior a 0,99decir un

98,4% de eficiencia para cada inversor. El valor que se obtiene por pérdidas en la

generación energética será de un 1,6%. Así mismo, la carga del transformador será de

500/630 = 79,4%.

A continuación se muestran en la siguiente tabla los valores de rendimiento que

proporciona el fabricante, y los obtenidos por interpolación lineal.

carga 75%

carga

79,4% carga 100%

cosφ = 1 a 75 ºC 98,850 98,819 98,676

a 120 ºC 98,740 98,701 98,520

cosφ = 0,99 a 75 ºC 98,836 98,805 98,660

a 120 ºC 98,725 98,685 98,502

cosφ = 0,8 a 75 ºC 98,570 98,531 98,350

a 120 ºC 98,430 98,382 98,160

Tabla 6.2. Gama de rendimientos del transformador

De la tabla anterior, para cosφ = 0,99 y un factor de carga de un 79,4% se han

obtenido unos rendimientos que van desde un 98, 805% hasta un 98,685%. Tomando

como rendimiento global el intermedio a estos valores, el rendimiento global del

transformador será de 98,747%, por lo que las pérdidas energéticas serán de un 1,252%.








6.1.4. Pérdidas en el cableado eléctrico

El valor de estas ha sido posible determinarla con gran precisión gracias a los

cálculos de la línea eléctrica de Baja y Media Tensión realizados en los capítulos 4 y 5 de

la Memoria de Cálculo del presente Proyecto, en donde gracias a la resistencia de los

conductores obtenida a partir de los materiales (Cu, Al) y sección del cable, y de la

intensidad de corriente prevista para cada tramo, es posible estimar la potencia disipada

por el efecto Joule por cada metro de cable, resultados que se presentan en los apartados

correspondientes a los capítulos mencionados.

A partir de estos datos y de la longitud total de cada tipo de cable a emplear en el

Proyecto (obtenidas a partir de los planos correspondientes), se ha elaborado una tabla

que muestra las pérdidas totales por cada tramo considerado y las pérdidas totales en la

planta solar:

Tramo considerado Conductor (material y

sección)

Potencia disipada (W/m)

Longitud total de cable (m)

potencia total disipada (W)

Conexión entre paneles Cu 6mm2 0,122 3120 380,64

Conexión serie entre paneles

Cu 6mm2 0,122 3140 383,08

conexión SSM-SMBC Cu 70mm2 0,534 3750 2002,5

Conexión SMBC-Inversores

Cu 240mm2 2,131 122 259,982

Conexión inversores-armario protecciones

Cu 240mm2 2,131 84 179,004

Conexión armario de protecciones-CGP

Cu 240mm2 2,131 96 204,576

Conexión CGBT-Transformador

Cu 240mm2 5,173 12 62,076

Conexión transformador-celdas de MT

Al 240mm2 0,0802 15 1,203

Conexión CT-CS (línea subterránea de MT)

Al 240mm2 0,0802 1350 108,27

Zona cliente-zona compañía

Al 240mm2 0,0802 12 0,9624

Total 3582,29

Tabla 6.3. Pérdidas producidas en el cableado de la planta solar

Puesto que la potencia nominal de la instalación es de 500 kW, las pérdidas, en %

producidas en el cableado son de:

8é:��%�;�1��&(%) =3582,29

500000· 100 = <, =>?%








6.1.5. Pérdidas en los dispositivos de protección y mando

Aunque no son elevadas, hay que contabilizar las pérdidas que se producen debido

a la disipación de potencia en los distintos elementos de protección tales como fusibles,

relés térmicos y magnéticos, etc, ya que en conjunto pueden suponer un valor significativo

que no puede ser menospreciado.

Consultando la ficha técnica de los fabricantes de los distintos elementos de

protección se puede consultar la potencia que disipa cada uno de estos elementos. Se ha

elaborado una tabla en la que se recopila las pérdidas de cada uno de estos elementos, y

las pérdidas finales obtenidas en los dispositivos de protección y mando.

Elemento de protección

Ubicación Potencia disipada

unitaria (W) Nº de

elementos Potencia disipada

total (W)

Fusible de 10 A Caja SSM 1,06 260 275,6

Fusible de 50 A Caja SMBC 11 20 220

Fusible de 63 A Caja SMBC 13,5 20 270

Fusible de 250 A CGP-BT 27,2 15 408

Magnetotérmico CC In 200 A

Armario protección CC

38 5 190

Magnetotérmico CA In 200 A

Armario protección CA

42 5 210

Diferencial CA In 250 A 300 mA


54 5 270

Interruptor-Seccionador In 63 A

Caja SSM 6 20 120



24,5 5 122,5


CGP-BT 135 1 135

Total pérdidas (W) 2221,1 Tabla 6.4. Pérdidas producidas en los dispositivos de protección y mando

Siendo la potencia nominal de la instalación es de 500 kW, las pérdidas, en %

producidas en las protecciones son de:

8é:��8:&�1%%�&"1�(%) =2221,1

500000· 100 = <, @@%








Dado que hay pérdidas que no se han podido contabilizar, como las de los

dispositivos de protección que incorporan los inversores, se ha tomado un coeficiente

global de pérdidas de un 0,6% englobando a las pérdidas de estos dispositivos.

6.1.6. Pérdidas por alimentación del sistema de monitorización de la planta

solar

Los equipos que componen el sistema de monitorización y control de la planta solar

son básicamente equipos electrónicos por lo que su consumo es muy pequeño. No

obstante se trata de equipos que funcionan las 24 horas del día, los 365 días del año por

lo que su consumo por pequeño que sea va a ser contabilizado. Se ha estimado la

potencia instalada de los equipos de dicho sistema y su consumo energético anual en la

siguiente tabla:

Equipo Potencia

(W) Nº de

equipos Consumo diario

(Wh) Consumo anual (kWh)

Sunny String monitor 3 24 1728 630,72

Router emisor/receptor 7 25 4200 1533

Sensores adicionales 8 1 192 70,08

PC portátil 40 1 960 350,4

Consumo total

(kWh) 2584,2

Tabla 6.5. Consumo energético de los equipos del sistema de monitorización

Los resultados de la tabla demuestran como aunque el consumo de los equipos de

forma individualizada sea sumamente pequeño, al haber cierta cantidad de algunos de

ellos y al estar continuamente en funcionamiento, el consumo de estos es importante,

tomando como referencia un valor de 2600 kWh, referido este consumo sobre la

producción anual de la planta solar, estas pérdidas suponen un 0,235% del total de la

producción anual estimada.

6.1.7. Pérdidas por indisponibilidad de la instalación

Se entiende por indisponibilidad de la instalación la pérdida de la producción de

una jornada completa de producción debido a una incidencia en la misma tales como

averías, fallos en la red o labores de mantenimiento. Tomando un valor de al menos 3

jornadas improductivas al año, las pérdidas por indisponibilidad serían de un 0,8%.








6.1.8. Otras pérdidas

Corresponden a las pérdidas producidas en las conexiones del cableado, celdas de

MT, etc. Dado que no es posible contabilizarlas por no tener datos suficientes, se ha

decidido tomar un valor global para estas pérdidas de un 1%, siendo conservadores.

6.1.9. Coeficiente global de pérdidas y rendimiento de la planta solar

En la siguiente tabla se resumen todos y cada uno de los valores de las pérdidas

de la planta solar que se proyecta:

Pérdidas

Rendimiento parcial

Pé

rdid

as e

n e

l ge

ne

rad

or

sola

r fo

tovo

ltai

co

Espectrales 0,500% 99,500%

Angulares 2,000% 98,000%

Orientación 0,035% 99,965%

Sombreado 1,690% 98,310%

Polvo y suciedad de los paneles solares

1,000% 99,000%

Temperatura 3,270% 96,730%

No cumplimiento de la potencia nominal

0,000% 100,000%

Dispersión de la característica I-V de los

paneles solares 1,000% 99,000%

Degradación de los paneles solares

15,200% 84,800%

Inversores 1,600% 98,400%

Transformador 1,252% 98,748%

Cableado eléctrico 0,716% 99,284%

Dispositivos de protección y mando

0,600% 99,400%

Alimentación del sistema de monitorización de la planta solar

0,235% 99,765%

Indisponibilidad de la instalación 0,800% 99,200%

Otros 1,000% 99,000%

PR 72,383%

Tabla 6.6. Resumen de pérdidas y rendimiento global de la planta solar sin seguidor

El término PR, (Performance Ratio o rendimiento energético de la instalación) es el

rendimiento global de la planta solar teniendo en cuenta todas y cada una de las pérdidas.

Se calcula de la siguiente forma:








AB =∏ DE><< − ADF (Pi son cada una de las pérdidas definidas a lo largo del

presente Capítulo).

El PR obtenido corresponde al global calculado durante los 25 años de explotación

de la instalación, teniendo en cuenta la degradación de los paneles.

6.2. ALTERNATIVA B: CON SEGUIMIENTO EN UN EJE

Las pérdidas que se esperan obtener en la planta solar fotovoltaica con

seguimiento en un eje son prácticamente similares a las descritas en el apartado 6.1. a

excepción de las siguientes:

6.2.1. Pérdidas en el generador solar fotovoltaico

6.2.1.1. Pérdidas angulares

El sistema de seguimiento de eje horizontal hará que las pérdidas por reflexión

disminuyan ya que los paneles se encontrarán mejor orientados que en un sistema sin

seguimiento, el valor de estas pérdidas se verá reducido hasta un 1,5% ya que el

seguimiento no es muy preciso en este tipo de seguidores.

6.2.1.2. Pérdidas por sombreado

También se verán reducidas sobre todo a partir de los meses de Marzo-Octubre.

No se espera una gran reducción de estas pérdidas ya que el estudio de sombras

realizado en el capítulo 3 de la Memoria de Cálculo arroja que las pérdidas en este

intervalo son casi nulas. Se ha contabilizado en un 1,5% las pérdidas por sombras.

6.2.2. Pérdidas en el sistema de seguimiento

El mecanismo de accionamiento del sistema de seguimiento es del tipo

electromecánico mediante motorreductores que accionan las distintas bielas y manivelas

de los seguidores, variando así la inclinación de los paneles solares. El tipo de reductor

para este tipo de seguidores es del tipo sinfín corona, evitando así la colocación de

motores de gran potencia. Además se aprovecha el sistema de bloqueo característico de

este tipo de reducciones, por lo que no es necesaria la colocación de frenos ni bloqueos

para inmovilizar los paneles en la inclinación que se desee.








Por el contrario, este sistema de reducción tiene un rendimiento global bastante

malo, siendo en las mejores ocasiones inferior a un 40%. No obstante, por las

características del tipo de sistema de seguimiento, el número de maniobras al año es muy

pequeño y el tiempo de duración de estas es mínimo, ya que cada maniobra ha de durar

el tiempo suficiente como para cambiar la inclinación de los paneles 1º o incluso menos,

lo que se traduce en un tiempo de maniobra por mes inferior a 15 minutos.

En consecuencia, y dada la potencia necesaria para los motores de accionamiento,

las perdidas en el sistema de seguimiento van a ser casi despreciables, en el peor de los

casos sería de un 0,1% que es el valor que se ha adoptado en este punto.

6.2.3. Pérdidas por indisponibilidad de la instalación

Lógicamente se prevé una indisponibilidad de la instalación mayor que en una

instalación fija, ya que estamos sujetos a fallos en el sistema de seguimiento y a las

operaciones de mantenimiento del mismo. Además, según el fabricante del seguidor

seleccionado, este sistema ha de ponerse en bandera (totalmente horizontal) cuando la

velocidad del viento es superior a 65 km/h, por lo que si tenemos un día ventoso en los

meses de invierno (en los que la inclinación de los paneles ronda los 60º) a la vista de los

valores de la tabla 5.2. se perdería gran parte de la producción de ese día. Tomando un

valor optimista de al menos 5 jornadas improductivas al año, las pérdidas por

indisponibilidad serían de un 1,37%.

6.2.4. Otras pérdidas

Además de las contabilizadas para el sistema de instalación fija, se han incluido en

este apartado las pérdidas debidas al cableado del sistema de seguimiento, consumo de

motores del mismo, autómata de control, protecciones que habría que incorporar en estos

sistemas, etc, dada la dificultad para evaluarlas sin hacer un estudio más exhaustivo de

este tipo de sistema. Se ha tomado un valor para estás pérdidas de un 1,1%.

6.2.5. Coeficiente global de pérdidas y rendimiento de la planta solar

En la siguiente tabla se resumen todos y cada uno de los valores de las pérdidas

de la planta solar con la alternativa de seguimiento en un eje horizontal.








Pérdidas

Rendimiento parcial

Pé

rdid

as e

n e

l ge

ne

rad

or

sola

r fo

tovo

ltai

co

Espectrales 0,500% 99,500%

Angulares 1,500% 98,500%

Orientación 0,035% 99,965%

Sombreado 1,500% 98,500%

Polvo y suciedad de los paneles solares

1,000% 99,000%

Temperatura 3,270% 96,730%

No cumplimiento de la potencia nominal

0,000% 100,000%

Dispersión de la característica I-V de los

paneles solares 1,000% 99,000%

Degradación de los paneles solares

15,200% 84,800%

Inversores 1,600% 98,400%

Transformador 1,252% 98,748%

Cableado eléctrico 0,716% 99,284%

Dispositivos de protección y mando

0,600% 99,400%

Alimentación del sistema de monitorización de la planta solar

0,235% 99,765%

Sistema de seguimiento 0,100% 99,900%

Indisponibilidad de la instalación 1,370% 98,630%

Otros 1,10% 98,900%

PR 72,328%

Tabla 6.7. Resumen de pérdidas y rendimiento global de la planta solar con seguidor

Es este caso vemos que el PR obtenido (72,328%) es muy similar, e incluso algo

inferior al que se ha obtenido en la planta solar sin seguimiento (72,383%), lo cual quiere

decir que la reducción de las pérdidas angulares por sombreamiento de paneles no

compensan a las pérdidas en el sistema de seguimiento, indisponibilidad de la instalación

y otros, inexistentes en la planta solar sin seguimiento.








7. CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL Y RENDIMIENTO GLOBAL DE LA PLANTA SOLAR


7.1.1. Producción energética anual

El cálculo de la misma se realizará según el Pliego de Condiciones Técnicas de

Instalaciones Conectadas a Red (PCT-C), revisado en Octubre de 2002, elaborado por el

IDAE.

A continuación se incluyen las producciones mensuales máximas teóricas que se

esperan obtener, en función de la irradiancia, la potencia instalada en la planta solar, y el

rendimiento de la instalación.

La estimación de la energía inyectada se calcula de acuerdo con la siguiente

ecuación:

/� =GH�(I, !) · J�� · JK

GLMN

Donde:

•••• Ep. Energía producida por la planta solar (kWh)

Gdm(γ,β). Valor medio mensual y anual de la irradiación media global sobre el plano

del generador en kWh/(m2·día), obtenidos a partir de los datos de la Agencia Andaluza de

la Energía (ver tabla 4.1.). El parámetro γ representa el azimut y β la inclinación del

generador.

Pmp. Potencia pico del generador (519,5 kWp)

GCEM. 1 kW/m2.

PR. Rendimiento global de la instalación, definido en el capítulo anterior.

Los resultados obtenidos corresponderán a los valores medios durante los 25 años

de vida útil de la planta y se muestran en la siguiente tabla, donde se muestra la








producción esperada mensualmente y al final de la misma, la producción de la planta

solar durante un año tipo completo:

Mes Gdm(γ=3º, β=31º)

(kWh/m2)

PR Ep (kWh)

Enero 108,5 0,72383 40799,22

Febrero 133,7 0,72383 50275,17

Marzo 168,4 0,72383 63323,40

Abril 187 0,72383 70317,55

Mayo 203,8 0,72383 76634,85

Junio 213,1 0,72383 80131,93

Julio 222,7 0,72383 83741,81

Agosto 216 0,72383 81222,41

Septiembre 179,3 0,72383 67422,12

Octubre 145,6 0,72383 54749,92

Noviembre 115,8 0,72383 43544,24

Diciembre 89,3 0,72383 33579,45

Energía producida al año (kWh) 745742,07 Tabla 7.1. Producción energética mensual y anual media esperada de la planta solar que se proyecta

En términos de kWh/kWp instalado, la planta solar que se proyecta producirá como

media a lo largo de sus 25 años de vida:

/�,O��P�Q�� =/�

J��

=745742,07

519,5= 1435,5STℎ/ST�

En la realidad, esta producción será mayor en los primeros años de vida de la

planta solar y menor en los últimos años de vida de la misma ya que los paneles se van

degradando con el tiempo, disminuyendo la producción energética. La producción anual

prevista para cada año se muestra en una hoja de cálculo que se ha realizado para

evaluar la rentabilidad de la planta, en la que sí se ha tenido en cuenta la degradación

progresiva de los paneles solares.

7.1.2. Rendimiento energético de la planta solar

Conocidos los datos de producción anual, nos queda por determinar el rendimiento

global de la planta solar. Este se puede determinar fácilmente a partir de los datos de

irradiación global media anual sobre la superficie de captación del generador, de la

superficie total de captación y de la producción energética anual según la siguiente

expresión:








V��P�WX��Q(%) =/�,��O��

Y��H��O�� · Z�� · )º8�"1�1�· 100

Donde:

•••• Hmedia anual. Irradiación global media sobre la superficie del captador, definida en la

tabla 4.1. (1983,2 kWh/m2).

•••• Spanel. Definida en la ficha técnica proporcionada por el fabricante (1,559·1,046 =

1,6307 m2).

•••• Nº paneles. Número total de paneles solares de la planta solar (1560).

•••• Ep, anual. La obtenida anteriormente en la tabla 6.1. (745742,07 kWh).

Con todos los parámetros definidos, el rendimiento global de la planta solar será:

V��P�WX��Q(%) =745742,07

1983,2 · 1,6307 · 1560· 100 = >@, =\]%

Luego se concluye que el rendimiento global medio durante los 25 años de vida de

la planta solar obtenido es un valor bastante alto teniendo en cuenta que el rendimiento

global de las plantas solares de conexión a red oscila en torno a un 10%.

El valor obtenido es superior al normal debido a diversos factores:

•••• Alta eficiencia de los paneles solares (superior a un 20% frente al 15-18% de la

mayoría de marcas).

•••• Diseño del cableado, encaminado siempre a optimizar la eficiencia energética del

mismo.

•••• La inclinación tomada para los paneles, realizada a partir de un estudio detallado

de la irradiación solar en función de varias inclinaciones, seleccionando la óptima.

•••• La separación entre filas de paneles, aunque este valor está condicionado por las

características de la cubierta (lucernarios existentes), se consigue que las pérdidas

por sombreado se minimicen en detrimento de la potencia pico instalada de la

planta solar.

•••• Elevada eficiencia de los inversores, llegando hasta un 98,5%.

•••• La orientación seleccionada es prácticamente similar a la óptima (Sur) por lo que

las pérdidas por orientación son despreciables.








•••• Otros. Escasa degradación de los paneles solares en los primeros 12 años,

ausencia de obstáculos externos que puedan producir sombra sobre la cubierta de

la nave industrial, tolerancia positiva de cumplimiento de potencia nominal de los

paneles solares, etc.


7.2.1. Producción energética anual

Se calcula exactamente igual que en el apartado 7.1.1. con la siguiente salvedad:

Gdm(γ,β). Se ha obtenido a partir de los datos de la Agencia Andaluza de la

Energía, seleccionando aquella inclinación que para un mes determinado produce la

máxima irradiación solar (ver tabla 4.2.). En este caso la inclinación β del generador es

variable.

Los valores medios de producción mensual y anual media que se esperan obtener

a lo largo de la vida útil de la planta solar (25 años) son:

Mes Gdm(γ=3º,

β=variable)

(kWh/m2)

PR Ep (kWh)

Enero 118,6 0,72328 44563,23

Febrero 141,7 0,72328 53242,92

Marzo 170,3 0,72328 63989,20

Abril 187,4 0,72328 70414,42

Mayo 212 0,72328 79657,72

Junio 228,1 0,72328 85707,20

Julio 235,2 0,72328 88374,98

Agosto 218,4 0,72328 82062,48

Septiembre 179,9 0,72328 67596,34

Octubre 150,2 0,72328 56436,74

Noviembre 125,8 0,72328 47268,59

Diciembre 97,9 0,72328 36785,33

Energía producida al año (kWh) 776.099,15 Tabla 7.2. Producción energética mensual y anual media esperada de la planta solar con seguidor en un eje

En términos de kWh/kWp instalado, la planta solar que se proyecta producirá como

media a lo largo de sus 25 años de vida:








/�,O��P�Q�� =/�

J��

=776099,15

519,5= 1493,93STℎ/ST�

Lo que supone un 4,2% más de producción media, con respecto a la planta solar

sin seguidor.

7.2.2. Rendimiento energético de la planta solar

Se calcula exactamente igual que en el apartado 7.1.2.

V��P�WX��Q(%) =776099.15

2065,5 · 1,6307 · 1560· 100 = >@, ==%

Vemos que el rendimiento de la planta solar con seguimiento en un eje horizontal

es muy levemente inferior al obtenido en la planta solar sin seguimiento. Esto es debido a

que el PR de la planta solar con seguimiento es muy levemente inferior al obtenido en el

caso de instalación fija (72,328% frente a 72,383%). En términos de energía, el seguidor

no influye ya que efectivamente la energía producida es mayor, pero también es mayor la

energía incidente sobre el generador solar.








8. RENDIMIENTO MEDIOAMBIENTAL DE LA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA


Debido a la explotación de la planta solar que se proyecta, se obtendrán resultados

beneficiosos para el medioambiente y para la atmósfera en particular, ya que se dejarán

de emitir a la misma gases como CO2, SO2, NOx y partículas, además del consumo de

materias primas como gas o carbón a la hora de producir energía.

En materia de emisiones de CO2 y NOx, como es sabido, el primero es uno de

los principales agentes desencadenantes del efecto invernadero, y el segundo provoca la

denominada lluvia ácida.

Para la obtención del rendimiento medioambiental de la planta solar, se tomará

como referencia las emisiones de gases contaminantes que emite una central térmica

convencional. Los datos típicos de emisiones para este tipo de centrales son los

siguientes:

CO2 0,38 kg/kWh

NOx 0,368 kg/MWh

SO2 0,397 kg/MWh

Partículas 0,013 kg/MWh

Tabla 8.1. Emisiones típicas de una central térmica

Sabiendo que la producción energética de la planta solar que se proyecta se estima

en unos 745.742 kWh, se dejarían de emitir las siguientes cantidades a la atmósfera:

CO2 283,382

Toneladas

NOx 274,43 kg

SO2 296,06 kg

Partículas 9,69 kg

Tabla 8.2. Emisiones anuales netas que ahorra la planta solar sin seguimiento









Es uno de los principales atractivos de esta alternativa evaluada, ya que en este

caso, los beneficios obtenidos sí que son netos, (a diferencia del beneficio económico,

aún por evaluar, ya que en este caso aunque los ingresos por producción van a ser

mayores, también van a ser mayores tanto los costes de inversión como los de

explotación)

Sabiendo que la producción energética de la planta solar que se proyecta se estima

en unos 776.099 kWh, se dejarían de emitir anualmente las siguientes cantidades a la

atmósfera:

CO2 294,982

Toneladas

NOx 285,60kg

SO2 308,11 kg

Partículas 10,09 kg

Tabla 8.3. Emisiones anuales netas que ahorra la planta solar con seguimiento en un eje








9. ESTUDIO DE LA RENTABILIDAD DE LA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA

En este capítulo se va a proceder al análisis económico detallado de la planta solar

que se proyecta. Dicho análisis se realizará a partir de un análisis de rentabilidad de la

inversión atendiendo a criterios como son el plazo de recuperación (Pay Back), el Valor

Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR).

Para realizar una evaluación correcta y comparar las cantidades que intervienen en

el estudio de rentabilidad, se tendrá en cuenta como varían los costes imputados en la

cuenta de resultados como consecuencia de la inflación.

La inflación se puede identificar como la tasa de variación del nivel general de

precios o disminución del poder adquisitivo del dinero. La tasa de inflación se puede

evaluar a partir del IPC (Índice de Precios de Consumo), índice que expresa el

crecimiento de los precios de los bienes de consumo durante un período determinado.

Tomando datos históricos en cuanto a la evolución del IPC anual se refiere, se

fijará este en un valor medio anual de un 2,5%.


9.1.1. Entradas de capital

Las entradas de capital se deben a su totalidad a los ingresos generados por la

planta solar fotovoltaica, como resultado de la venta de la energía producida a la

compañía distribuidora

9.1.2. Salidas de capital

Las salidas de capital están constituidas por los siguientes factores:

•••• La inversión total de la instalación, es decir, 1.231.560,69 € netos (1.453.241,61 €

IVA incluido) y la previsión de gastos en función de los ingresos por la venta de

energía.








•••• Operación y mantenimiento: incluye los gastos de mantenimiento preventivo y

correctivo de la instalación. Se han estimado unos 1200 €/100 kW instalados, lo

que supone un 3,6% aproximadamente de los ingresos por venta de energía.

•••• Seguro de instalación: se estiman unos 5000 €/año, lo que supone un 2,9% de los

ingresos por venta de energía.

•••• Impuesto de Sociedades: se aplica un 35%

•••• Amortización del préstamo hipotecario.

9.1.3. Financiación

Para el modo de financiación se ha considerado la forma habitual, un aporte de

fondos propios de un 20% y un préstamo del 80%. El préstamo tendrá un tipo de interés

del 4% (Euribor medio estimado en un 3,5% + 1% de intereses) y un periodo de

amortización de 15 años. El pago del préstamo se realizará mensualmente.


9.2.1. Entradas de capital

Debidas en su totalidad a los ingresos generados por la planta solar fotovoltaica,

como resultado de la venta de la energía producida a la compañía distribuidora. Serán

mayores lógicamente a los de la planta solar fija.

9.2.2. Salidas de capital

Las salidas de capital están constituidas por los siguientes factores:

•••• La inversión total de la instalación, a la que hay que añadirle la partida

correspondiente a los seguidores e incluirla en el Capítulo 4 del presupuesto

correspondiente (ver el Presupuesto del presente Proyecto). Dicha partida quedaría

redactada como sigue:








Código Ud Concepto Comentario Cantidad Precio Importe

4.2 SEGUIDOR SOLAR

402001 Ud Seguidor de un eje horizontal

Suministro e instalación de seguidor solar de un eje horizontal marca y modelo: SENDEKIA Tracker-Cub NS cubierta compuesto por: * mecanismo biela manivela en acero al carbono galvanizado, diseñado para soportar los esfuerzos según proyecto. * Autómata individual, con algoritmos NREL y SOLPOS, seguimiento astronómico, alarmas técnicas, modo de uso manual y automático y reposicionamiento por viento. Montado sobre pupitre en armario con envolvente en poliéster, equipado con protecciones para los motores y parada de emergencia. * Reductor sinfín-Corona marca y modelo: Tecnotrans VFR 185 V 240 P-132 B5, diseñado para un par máximo de hasta 4700 N·m. * Motor eléctrico MEB 230V 0,8 kW con grado de protección IP 65. Incluso p.p. de pequeño material, sellamientos e impermeabilizaciones, cableado eléctrico, conexionado, sujeciones, montaje y programación del autómata, totalmente instalado y puesto en servicio.

Seguidor para 5 filas x 4 paneles 70 3423,96 239.677,20

Seguidor para 4 filas x 4 paneles 10 2786,50 27.864,98

TOTAL SUBCAPÍTULO 4.2 267.542,18

El presupuesto de la planta solar con seguimiento en un eje quedaría de la

siguiente manera:

RESUMEN DE CAPÍTULOS

CAPÍTULO 1. DEMOLICIONES

17.271,32 €

CAPÍTULO 2. MOVIMIENTO DE TIERRAS

17.778,31 €

CAPÍTULO 3. OBRA CIVIL

91.734,05 €

CAPÍTULO 4. GENERADOR SOLAR FOTOVOLTAICO

934.619,70 €

CAPÍTULO 5. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

28.467,92 €

CAPÍTULO 6. CENTRO DE SECCIONAMIENTO

16.974,91 €

CAPÍTULO 7. INSTALACIÓN ELÉCTRICA

95.604,41 €

CAPÍTULO 8. CONTROL Y MONITORIZACIÓN DE LA PLANTA SOLAR

7.668,58 €

CAPÍTULO 9. INSTALACIONES AUXILIARES DE LOS LOCALES

9.936,19 €

CAPÍTULO 10. REPOSICIÓN DE PAVIMENTOS Y ACABADOS

46.347,13 €

CAPÍTULO 11. LEGALIZACIONES

19.000,00 €

CAPÍTULO 12. SEGURIDAD Y SALUD

17.064,60 €

TOTAL PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN MATERIAL 1.302.467,12 €

13% GASTOS GENERALES (GG) 169.320,73 € 6% BENEFICIO INDUSTRIAL (BI) 78.148,03 € TOTAL PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN POR CONTRATA 1.549.935,88 €

18% I.V.A. 278.988,46 €

TOTAL PRESUPUESTO 1.828.924,34 €








Es decir, 1.549.935,88 € netos (1.828.924,34 € IVA incluido) y la previsión de

gastos en función de los ingresos por la venta de energía.

•••• Operación y mantenimiento: incluye los gastos de mantenimiento preventivo y

correctivo de la instalación. Se han estimado unos 1500 €/100 kW instalados, lo

que supone un 4,1% aproximadamente de los ingresos por venta de energía.

•••• Seguro de instalación: No cambia, por tanto se estiman unos 5000 €/año, lo que

supone un 2,75% de los ingresos por venta de energía.

•••• Impuesto de Sociedades: se aplica un 35%

•••• Amortización del préstamo hipotecario.

9.2.3. Financiación

Se sigue considerando la forma habitual, un aporte de fondos propios de un 20% y

un préstamo del 80%. El préstamo tendrá un tipo de interés del 4% (Euribor medio

estimado en un 3,5% + 1% de intereses) y un periodo de amortización de 15 años. El

pago del préstamo se realizará mensualmente








10. CUENTA DE RESULTADOS DE LA EXPLOTACIÓN

A partir de los parámetros de entrada definidos en los apartados anteriores se ha

elaborado una hoja de cálculo que nos muestra por un lado los gastos como resultado de

la explotación, así como los ingresos que se esperan obtener como fruto de la venta de la

energía producida anual. Como resultado se muestra la cuenta de resultados de la

explotación, en las que se muestran entre otros los beneficios que se esperan obtener, el

TIR, el VAN, así como el el Cashflow y el Pay Back o retorno de la inversión efectuada.

La hoja de cálculo con las hipótesis realizadas se muestra en el Anejo adjunto a

este Estudio de Viabilidad. Los resultados que se han obtenido son los siguientes:


Se desarrolla a continuación la cuenta de resultados para la planta solar propuesta.

10.1.1. Ingresos y gastos previstos durante la vida útil de la planta solar

Como se aprecia en la figura siguiente, los ingresos obtenidos anualmente son

superiores a los gastos fruto de la amortización de la planta solar así como los gastos

propios de la explotación de la misma. Este es el primer índice que indica la rentabilidad

de la misma. Se observa una disminución drástica de los gastos a partir del año 16. Esto

es debido a que se ha supuesto la amortización del préstamo en 15 años, lo cual índica

que a partir de esta fecha, al no existir el mismo, los gastos del mismo se extinguen,

siendo el margen de beneficios mucho más amplio.








Figura 10.1. Gráfico de ingresos VS gastos previstos durante los 25 años de explotación de la planta solar

10.1.2. Cash flow previsto durante la vida útil de la planta solar

Se muestra a continuación el flujo de caja previsto, en el que se ha añadido el

desembolso con medios propios correspondiente a la inversión inicial (20% del total del

presupuesto, es decir, unos 250.000 € netos (Sin IVA), a partir del primer año se ve como

el Cash flow se mantiene más o menos constante en torno a unos 45.000 €, lo cual indica

que el margen de beneficios actual neto obtenido es constante. En el momento que se

termina de amortizar el préstamo (año 15), el Cash flow asciende hasta una cifra cercana

a los 140.000 € y a partir de ahí asciende muy levemente, debido a que los ingresos

obtenidos aumentan más que los gastos propios de la instalación.








Figura 10.2. Cash Flow previsto durante los 25 años de explotación de la planta solar

10.1.3. Retorno de la inversión de la planta solar

Figura 10.3. Pay Back o retorno de la inversión de la planta solar








Se deduce a partir del gráfico anterior que el retorno de la inversión efectuada se

hará a partir del 7º año de vida de la planta solar, pues es en este momento en el que el

Pay Back comienza a hacerse positivo, la pendiente del gráfico indica los beneficios

obtenidos, siendo estos mayores cuanto mayor es la pendiente, nuevamente se ve como

a partir del año 15, cuando se termina de amortizar el préstamo, aumentan los beneficios

obtenidos como resultado de explotación de la planta solar.

10.1.4. Tasa Interna de Retorno (TIR)

Se muestra en el siguiente gráfico la evolución del mismo a lo largo de la vida útil

de la planta solar.

Figura 10.4. Evolución del TIR durante los 25 años de explotación de la planta solar

Se utiliza para decidir sobre la aceptación o rechazo de un proyecto de inversión.

Para ello, la TIR se compara con una tasa mínima o tasa de corte, el coste de oportunidad

de la inversión (si la inversión no tiene riesgo, el coste de oportunidad utilizado para

comparar la TIR será la tasa de rentabilidad libre de riesgo). Si la tasa de rendimiento del

proyecto - expresada por la TIR- supera la tasa de corte, se acepta la inversión; en caso

contrario, se rechaza.








El TIR obtenido para la planta solar que se proyecta al final de su vida útil (25 años)

es de un 19,37%. Bastante superior al 15% que se suele considerar como aceptable para

este tipo de instalaciones, luego, según los resultados obtenidos, la rentabilidad de la

instalación queda garantizada.

10.1.5. Valor Actual Neto (VAN)

El método de valor presente es uno de los criterios económicos más ampliamente

utilizados en la evaluación de proyectos de inversión. Consiste en determinar la

equivalencia en el tiempo 0 de los flujos de efectivo futuros que genera un proyecto y

comparar esta equivalencia con el desembolso inicial. Cuando dicha equivalencia es

mayor que el desembolso inicial, entonces, es recomendable que el proyecto sea

aceptado.

El VAN que se ha obtenido como resultado de la explotación de la planta solar

después de los 25 años coincide exactamente con el valor final del Pay back en el año 25,

es decir, unos 962.905 €, del orden de 4 veces superior a la inversión inicial efectuada

para la planta solar. Por lo que nuevamente se concluye que la planta solar que se

proyecta es altamente rentable.


Vamos a analizar a continuación los resultados obtenidos para la alternativa de la

planta solar con seguimiento en un eje con los parámetros definidos en el apartado 9.2.

10.2.1. Ingresos y gastos previstos durante la vida útil de la planta solar

Al igual que en el apartado 10.1.1. se observa como los ingresos obtenidos son

mayores que los gastos derivados de la amortización y explotación de la planta solar.

Nuevamente se observa una disminución drástica de los gastos a partir del año 16,

debido al fin de amortización del préstamo.








Figura 10.5. Gráfico de ingresos VS gastos previstos durante los 25 años de explotación de la planta solar con seguimiento

En este caso los ingresos resultantes de la explotación de la planta solar con

seguimiento son mayores, pero también los gastos por tanto el margen de beneficios será

similar, tal y como se aprecia en el flujo de caja del apartado siguiente.

10.2.2. Cash flow previsto durante la vida útil de la planta solar

Se muestra a continuación el flujo de caja previsto, en el que se ha añadido el

desembolso con medios propios correspondiente a la inversión inicial (20% del total del

presupuesto, en este caso superior a los, unos 315.000 € netos (Sin IVA), a partir del

primer año se ve como el Cash flow se mantiene más o menos constante en torno a unos

32.000 € e incluso varía levemente a la baja, lo cual indica que el margen de beneficios

actual neto obtenido es constante, si bien resulta unos 20.000 € inferior al obtenido en el

apartado 10.1.2. En el momento que se termina de amortizar el préstamo (año 15), el

Cash flow asciende hasta una cifra cercana a los 149.000 € y a partir de ahí asciende muy

levemente, debido a que los ingresos obtenidos aumentan más que los gastos propios de

la instalación. A partir de la fecha en la que se termina de amortizar el préstamo, se ve








que el Cash flow obtenido en este caso es mayor al que se obtiene en el caso de la planta

solar sin seguimiento (en torno a los 140.000 €).

Figura 10.6. Cash Flow previsto durante los 25 años de explotación de la planta solar con seguimiento en un eje

10.2.3. Retorno de la inversión de la planta solar

Figura 10.7. Pay Back o retorno de la inversión de la planta solar con seguimiento en un eje








Se deduce a partir del gráfico anterior que el retorno de la inversión efectuada se

hará a partir del 13º año de vida de la planta solar, pues es en este momento en el que el

Pay Back comienza a hacerse positivo. En este caso el retorno de la inversión se produce

en un plazo casi el doble al previsto para la planta solar sin seguimiento (7 años), esto es

debido a los gastos tanto de amortización como de explotación de la planta solar son

mayores que los ingresos producidos, lo cual nos da un primer indicio de que la

alternativa de poner seguimiento no es factible.

10.2.4. Tasa Interna de Retorno (TIR)

Se muestra en el siguiente gráfico la evolución del mismo a lo largo de la vida útil

de la planta solar.

Figura 10.8. Evolución del TIR durante los 25 años de explotación de la planta solar con seguimiento en un eje

El TIR obtenido para la planta solar con seguimiento en un eje al final de su vida útil

(25 años) es de un 13,53%. Inferior al 15% que se suele considerar como aceptable para

este tipo de instalaciones, luego, según los resultados obtenidos, aunque la planta solar

con seguimiento en un eje resulta rentable, no se aconseja la alternativa de montar el








seguidor de un eje, ya que la rentabilidad es notablemente inferior a la de la planta solar

sin seguimiento, cuyo TIR es del 19,37%.

10.2.5. Valor Actual Neto (VAN)

El VAN que se ha obtenido como resultado de la explotación de la planta solar

después de los 25 años es de unos 794.426 €, del orden de 2,5 veces superior a la

inversión inicial que habría que hacer para la planta solar sin seguimiento, cuyo VAN es

superior (962.905 €). Por lo que nuevamente se recomienda encarecidamente la NO

instalación del sistema de seguimiento en la planta solar sobre cubierta. Es decir, se

PROPONE hacer la planta solar SIN seguimiento.

En Sevilla, Abril de 2012

El autor del Proyecto.

Fdo. Manuel Campos Fernández

B. ANEJOS A LA MEMORIA

1. ESTUDIO ECONÓMICO DE LA ALTERNATIVA PROPUESTA: SIN SEGUIMIENTO








1 DATOS DE LA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA ENTRADA DE

DATOS

1 Año de la compra. 2012

2 Potencia de la instalación (Wp instalados) 519.450

3 Precio unitario (€/Wp) 2,41 €

4 Pagado por medios propios (Nota : Porcentaje de todo financiado ) 20,00%

5 Comisión estudio y apertura crédito. 1,50%

6 Gastos de constitución crédito (fijos como escritura) 2.000,00

7 ¿El crédito es concedido el año anterior a la puesta en marca? 0/1 1

8 Años de carencia del crédito. -

9 Años de crédito 15

10 Tipo de interés de salida (Suele ser Euribor 1 año + diferencial) 4,50%

11

Desgravación medioambiental 10 años (Ley: 6% en 2008, 4% en 2009, 2% en 2010. A partir de entonces

0%) 0,00%

12 Producción específica prevista en instalación fija (kWh año/kWp instalado) 1.685

13 Porcentaje de seguidor, de uno ó dos ejes 0,00%

14 Perdidas de producción estimadas 0,84%

15 Precio de la tarifa regulada (1º trimestre 2012, €/ kWh) 0,193170

16 Gastos variables sobre producción (Porcentaje sobre ingresos que cubra gastos de mantenimiento, etc.) 3,60%

17 Años sin los gastos variables anteriores por encontrase la instalación en periodo de garantía. -

18 Alquiler de terrenos, seguro, IBI, mantenimiento y otros gastos fijos. 5.000 €

19 Gastos de representación según Disp. Transitoria SEXTA apartado 2 RD 661/2007. 0,001500 €

20 I.P.C. estimado como media de 25 años válido para ingresos y gastos. 2,50%

21 Tasa de descuento (Tipo de productos a largo plazo como "Bonos del Estado" a un plazo similar a 25 años) 0,00%

22 Impuestos, I.R.P.F. ó I.S. (Cifra que se considere que se va a pagar) 35,00%

23 Años de amortización de la instalación. 25








2 DATOS ESPERADOS DE LA INVERSIÓN

AUTOMÁTICO

1 Coste total de la instalación sin I.V.A. 1.252.794 €

2 I.V.A. de la instalación que pagaría el banco en caso de leasing. 160.358 €

3 I.V.A. de la instalación correspondiente al comprador por la parte de contado. 40.089 €

4 Coste total de la instalación (I.V.A. incluido). 1.453.241 €

5 Pagado por medios propios. 20,00% 250.559 €

6 Total a financiar. 80,00% 1.002.235 €

7 Cuota anual intereses más amortización. 93.322 €

8 Cuota mensual amortización incluida. 7.777 €

9 Intereses pagados durante la vida del crédito. 397.594 €

10 Gastos medios anuales. 31.687 €

11 Gastos medios mensuales. 2.641 €

12 Producción específica prevista anual en kWh x año / kWp instalado. 1.685

13 Producción total prevista anual en kWh x año. 875.284

14 Ingresos por producción media anual antes de impuestos. 196.926 €

15 Ingresos por producción media mensual antes de impuestos. 16.410 €

16 Rentabilidad media sobre inversión total antes de impuestos. 9,19%

17 Rentabilidad media sobre inversión de medios propios antes de impuestos. 45,95%

18 Porcentaje que queda libre después de pagar impuestos. 65,00%

19 Valor Actual Neto (V.A.N.). 962.905 €

20 V.A.N. medio anual sobre inversión de medios propios. 15,37%

21 Años de retorno de la inversión. 7

22 Tasa de descuento. (media ponderada) 3,60%

23 Desgravación medioambiental, (según ley 35% cuota líquida) 0 €

24 Tasa Interna de Retorno (T.I.R.). 19,37%








3 GASTOS DE EXPLOTACIÓN

MOMENTO AÑO LEASING PRINCIPAL

LEASING INTERESES

GASTOS

APERTURA

CREDITO

ESCRITURA

CREDITO

GASTOS

VARIABLES

S/PRODUCION

GASTOS

VARIABLES

GASTOS DE

REPRESENTACION

TOTAL

GASTOS

Unidad € € € € € € € € €

1 2012 1.002.235 0 0 0 0

1 2013 1.002.235 48.221 45.101 15.034 2.000 6.209 5.000 1.313 74.656

2 2014 954.014 50.391 42.931 6.280 5.125 1.302 55.637

3 2015 903.623 52.659 40.663 6.352 5.253 1.291 53.559

4 2016 850.964 55.029 38.293 6.424 5.384 1.280 51.381

5 2017 795.935 57.505 35.817 6.496 5.519 1.269 49.101

6 2018 738.430 60.093 33.229 6.569 5.657 1.258 46.713

7 2019 678.338 62.797 30.525 6.642 5.798 1.247 44.212

8 2020 615.541 65.623 27.699 6.715 5.943 1.236 41.594

9 2021 549.918 68.576 24.746 6.788 6.092 1.225 38.852

10 2022 481.343 71.662 21.660 6.862 6.244 1.214 35.981

11 2023 409.681 74.886 18.436 6.936 6.400 1.203 32.976

12 2024 334.795 78.256 15.066 7.011 6.560 1.192 29.829

13 2025 256.539 81.778 11.544 7.085 6.724 1.181 26.535

14 2026 174.761 85.458 7.864 7.160 6.893 1.170 23.087

15 2027 89.303 89.303 4.019 7.234 7.065 1.159 19.477

16 2028 0 0 0 7.309 7.241 1.148 15.699

17 2029 0 0 0 7.384 7.423 1.138 15.944

18 2030 0 0 0 7.459 7.608 1.127 16.194

19 2031 0 0 0 7.535 7.798 1.116 16.448

20 2032 0 0 0 7.610 7.993 1.105 16.708

21 2033 0 0 0 7.685 8.193 1.094 16.972

22 2034 0 0 0 7.760 8.398 1.083 17.241

23 2035 0 0 0 7.835 8.608 1.072 17.515

24 2036 0 0 0 7.910 8.823 1.061 17.794

25 2037 0 0 0 7.985 9.044 1.050 18.078

TOTALES 1.002.235 397.594 15.034 2.000 177.233 170.789 29.534 792.184








4 INGRESOS PREVISTOS DE LA INSTALACIÓN

MOMENTO AÑO PÉRDIDA

ESTIMADA

PÉRDIDA

ACUMULADA

PRODUCCIÓN

ESTIMADA

COEFICIENTE

REDUCTOR

IPC

IPC

REDUCIDO

PRECIO

kWh. INGRESOS

Unidad % % KWh % € €

0 2012 0,193170 0

1 2013 875.284 0,50% 2,00% 0,197033 172.460

2 2014 0,84% -0,84% 867.975 0,50% 2,00% 0,200974 174.441

3 2015 0,84% -1,67% 860.667 0,50% 2,00% 0,204994 176.431

4 2016 0,84% -2,51% 853.358 0,50% 2,00% 0,209093 178.432

5 2017 0,84% -3,34% 846.050 0,50% 2,00% 0,213275 180.441

6 2018 0,84% -4,18% 838.741 0,50% 2,00% 0,217541 182.460

7 2019 0,84% -5,01% 831.432 0,50% 2,00% 0,221892 184.488

8 2020 0,84% -5,85% 824.124 0,50% 2,00% 0,226329 186.523

9 2021 0,84% -6,68% 816.815 0,50% 2,00% 0,230856 188.567

10 2022 0,84% -7,52% 809.507 0,50% 2,00% 0,235473 190.617

11 2023 0,84% -8,35% 802.198 0,50% 2,00% 0,240183 192.674

12 2024 0,84% -9,19% 794.889 0,50% 2,00% 0,244986 194.737

13 2025 0,84% -10,02% 787.581 0,50% 2,00% 0,249886 196.805

14 2026 0,84% -10,86% 780.272 0,50% 2,00% 0,254884 198.879

15 2027 0,84% -11,69% 772.963 0,50% 2,00% 0,259981 200.956

16 2028 0,84% -12,53% 765.655 0,50% 2,00% 0,265181 203.037

17 2029 0,84% -13,36% 758.346 0,50% 2,00% 0,270485 205.121

18 2030 0,84% -14,20% 751.038 0,50% 2,00% 0,275894 207.207

19 2031 0,84% -15,03% 743.729 0,50% 2,00% 0,281412 209.294

20 2032 0,84% -15,87% 736.420 0,50% 2,00% 0,287040 211.382

21 2033 0,84% -16,70% 729.112 0,50% 2,00% 0,292781 213.470

22 2034 0,84% -17,54% 721.803 0,50% 2,00% 0,298637 215.557

23 2035 0,84% -18,37% 714.494 0,50% 2,00% 0,304610 217.642

24 2036 0,84% -19,21% 707.186 0,50% 2,00% 0,310702 219.724

25 2037 0,84% -20,04% 699.877 0,50% 2,00% 0,316916 221.802

TOTALES 19.689.516 4.923.149








6 TESORERÍA

MOMENTO AÑO PRICIPAL

LEASING INTERESES

GASTOS

EXPLOTACIÓN IMPUESTOS

TOTAL

SALIDAS

TOTAL

ENTRADAS

CASH

FLOW

TESORERIA

CASH FLOW

ACTUALIZADO

PAY BACK

RETORNO

INVERSION

T.I.R.

hasta el

año 'x'

Unidad € € € € € € € € € %

0 2012 - - - - - - - 250.559 - 250.559 - 250.559

1 2013 48.221 45.101 29.555 16.692 139.569 172.460 32.891 31.748 - 218.811

2 2014 50.391 42.931 12.707 24.042 130.071 174.441 44.370 41.340 - 177.471

3 2015 52.659 40.663 12.896 25.466 131.684 176.431 44.747 40.243 - 137.228 -27,93%

4 2016 55.029 38.293 13.088 26.928 133.338 178.432 45.093 39.145 - 98.084 -13,94%

5 2017 57.505 35.817 13.284 28.430 135.036 180.441 45.405 38.046 - 60.038 -5,06%

6 2018 60.093 33.229 13.484 29.972 136.778 182.460 45.682 36.948 - 23.090 0,83%

7 2019 62.797 30.525 13.687 31.557 138.566 184.488 45.921 35.851 12.761 4,90%

8 2020 65.623 27.699 13.894 33.186 140.403 186.523 46.121 34.755 47.516 7,80%

9 2021 68.576 24.746 14.106 34.861 142.289 188.567 46.278 33.662 81.177 9,91%

10 2022 71.662 21.660 14.321 36.583 144.226 190.617 46.391 32.571 113.749 11,49%

11 2023 74.886 18.436 14.540 38.355 146.217 192.674 46.457 31.484 145.233 12,69%

12 2024 78.256 15.066 14.763 40.179 148.264 194.737 46.473 30.401 175.633 13,62%

13 2025 81.778 11.544 14.991 42.055 150.368 196.805 46.437 29.322 204.955 14,34%

14 2026 85.458 7.864 15.223 43.988 152.533 198.879 46.346 28.247 233.202 14,91%

15 2027 89.303 4.019 15.459 45.978 154.759 200.956 46.197 27.178 260.380 15,36%

16 2028 - - 15.699 48.029 63.728 203.037 139.309 79.108 339.488 16,38%

17 2029 - - 15.944 48.673 64.617 205.121 140.504 77.014 416.502 17,13%

18 2030 - - 16.194 49.315 65.509 207.207 141.697 74.970 491.472 17,69%

19 2031 - - 16.448 49.957 66.405 209.294 142.889 72.973 564.445 18,12%

20 2032 - - 16.708 50.597 67.305 211.382 144.078 71.023 635.468 18,46%

21 2033 - - 16.972 51.235 68.207 213.470 145.263 69.119 704.587 18,73%

22 2034 - - 17.241 51.872 69.112 215.557 146.445 67.260 771.847 18,94%

23 2035 - - 17.515 52.505 70.020 217.642 147.622 65.445 837.292 19,11%

24 2036 - - 17.794 53.136 70.930 219.724 148.794 63.672 900.964 19,25%

25 2037 - - 18.078 53.764 71.843 221.802 149.960 61.941 962.905 19,37%

TOTALES 1.002.235 397.594 394.590 1.007.360 2.801.779 4.923.149 1.870.811 962.905

V.A.N. / 25 años / Inversión M.P. 15,37% V.A.N. 962.905 €

T.I.R. (a 25 años) 19,37%

RETORNO (En años) 7

2. ESTUDIO ECONÓMICO DE LA ALTERNATIVA B: CON SEGUIMIENTO EN UN EJE








1 DATOS DE LA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA ENTRADA DE

DATOS

1 Año de la compra. 2012

2 Potencia de la instalación (Wp instalados) 519.450

3 Precio unitario (€/Wp) 3,04 €

4 Pagado por medios propios (Nota : Porcentaje de todo financiado ) 20,00%

5 Comisión estudio y apertura crédito. 1,50%

6 Gastos de constitución crédito (fijos como escritura) 2.000,00

7 ¿El crédito es concedido el año anterior a la puesta en marca? 0/1 1

8 Años de carencia del crédito. -

9 Años de crédito 15

10 Tipo de interés de salida (Suele ser Euribor 1 año + diferencial) 4,50%

11

Desgravación medioambiental 10 años (Ley: 6% en 2008, 4% en 2009, 2% en 2010. A partir de entonces

0%) 0,00%

12 Producción específica prevista en instalación fija (kWh año/kWp instalado) 1.754

13 Porcentaje de seguidor, de uno ó dos ejes 0,00%

14 Perdidas de producción estimadas 0,84%

15 Precio de la tarifa regulada (1º trimestre 2012, €/ kWh) 0,193170

16 Gastos variables sobre producción (Porcentaje sobre ingresos que cubra gastos de mantenimiento, etc.) 4,00%

17 Años sin los gastos variables anteriores por encontrase la instalación en periodo de garantía. -

18 Alquiler de terrenos, seguro, IBI, mantenimiento y otros gastos fijos. 5.000 €

19 Gastos de representación según Disp. Transitoria SEXTA apartado 2 RD 661/2007. 0,001500 €

20 I.P.C. estimado como media de 25 años válido para ingresos y gastos. 2,50%

21 Tasa de descuento (Tipo de productos a largo plazo como "Bonos del Estado" a un plazo similar a 25 años) 0,00%

22 Impuestos, I.R.P.F. ó I.S. (Cifra que se considere que se va a pagar) 35,00%

23 Años de amortización de la instalación. 25








2 DATOS ESPERADOS DE LA INVERSIÓN

AUTOMÁTICO

1 Coste total de la instalación sin I.V.A. 1.576.659 €

2 I.V.A. de la instalación que pagaría el banco en caso de leasing. 201.812 €

3 I.V.A. de la instalación correspondiente al comprador por la parte de contado. 50.453 €

4 Coste total de la instalación (I.V.A. incluido). 1.828.924 €

5 Pagado por medios propios. 20,00% 315.332 €

6 Total a financiar. 80,00% 1.261.327 €

7 Cuota anual intereses más amortización. 117.447 €

8 Cuota mensual amortización incluida. 9.787 €

9 Intereses pagados durante la vida del crédito. 500.377 €

10 Gastos medios anuales. 37.111 €

11 Gastos medios mensuales. 3.093 €

12 Producción específica prevista anual en kWh x año / kWp instalado. 1.754

13 Producción total prevista anual en kWh x año. 910.914

14 Ingresos por producción media anual antes de impuestos. 204.942 €

15 Ingresos por producción media mensual antes de impuestos. 17.079 €

16 Rentabilidad media sobre inversión total antes de impuestos. 6,64%

17 Rentabilidad media sobre inversión de medios propios antes de impuestos. 33,22%

18 Porcentaje que queda libre después de pagar impuestos. 65,00%

19 Valor Actual Neto (V.A.N.). 794.426 €

20 V.A.N. medio anual sobre inversión de medios propios. 10,08%

21 Años de retorno de la inversión. 13

22 Tasa de descuento. (media ponderada) 3,60%

23 Desgravación medioambiental, (según ley 35% cuota líquida) 0 €

24 Tasa Interna de Retorno (T.I.R.). 13,53%








3 GASTOS DE EXPLOTACIÓN

MOMENTO AÑO LEASING PRINCIPAL

LEASING INTERESES

GASTOS

APERTURA

CREDITO

ESCRITURA

CREDITO

GASTOS

VARIABLES

S/PRODUCION

GASTOS

VARIABLES

GASTOS DE

REPRESENTACION

TOTAL

GASTOS

Unidad € € € € € € € € €

1 2012 1.261.327 0 0 0 0

1 2013 1.261.327 60.687 56.760 18.920 2.000 7.179 5.000 1.366 91.225

2 2014 1.200.640 63.418 54.029 7.262 5.125 1.355 67.770

3 2015 1.137.222 66.272 51.175 7.345 5.253 1.344 65.116

4 2016 1.070.950 69.254 48.193 7.428 5.384 1.332 62.337

5 2017 1.001.696 72.371 45.076 7.511 5.519 1.321 59.428

6 2018 929.325 75.627 41.820 7.596 5.657 1.309 56.381

7 2019 853.697 79.031 38.416 7.680 5.798 1.298 53.193

8 2020 774.667 82.587 34.860 7.765 5.943 1.287 49.855

9 2021 692.080 86.303 31.144 7.850 6.092 1.275 46.360

10 2022 605.777 90.187 27.260 7.935 6.244 1.264 42.703

11 2023 515.590 94.245 23.202 8.021 6.400 1.252 38.875

12 2024 421.344 98.486 18.960 8.107 6.560 1.241 34.868

13 2025 322.858 102.918 14.529 8.193 6.724 1.229 30.675

14 2026 219.939 107.550 9.897 8.279 6.893 1.218 26.287

15 2027 112.389 112.389 5.058 8.365 7.065 1.207 21.694

16 2028 0 0 0 8.452 7.241 1.195 16.889

17 2029 0 0 0 8.539 7.423 1.184 17.145

18 2030 0 0 0 8.626 7.608 1.172 17.406

19 2031 0 0 0 8.713 7.798 1.161 17.672

20 2032 0 0 0 8.799 7.993 1.150 17.942

21 2033 0 0 0 8.886 8.193 1.138 18.218

22 2034 0 0 0 8.973 8.398 1.127 18.498

23 2035 0 0 0 9.060 8.608 1.115 18.783

24 2036 0 0 0 9.147 8.823 1.104 19.074

25 2037 0 0 0 9.233 9.044 1.093 19.369

TOTALES 1.261.327 500.377 18.920 2.000 204.942 170.789 30.737 927.765








4 INGRESOS PREVISTOS DE LA INSTALACIÓN

MOMENTO AÑO PÉRDIDA

ESTIMADA

PÉRDIDA

ACUMULADA

PRODUCCIÓN

ESTIMADA

COEFICIENTE

REDUCTOR

IPC

IPC

REDUCIDO

PRECIO

kWh. INGRESOS

Unidad % % KWh % € €

0 2012 0,193170 0

1 2013 910.914 0,50% 2,00% 0,197033 179.481

2 2014 0,84% -0,84% 903.308 0,50% 2,00% 0,200974 181.542

3 2015 0,84% -1,67% 895.702 0,50% 2,00% 0,204994 183.613

4 2016 0,84% -2,51% 888.096 0,50% 2,00% 0,209093 185.695

5 2017 0,84% -3,34% 880.490 0,50% 2,00% 0,213275 187.787

6 2018 0,84% -4,18% 872.884 0,50% 2,00% 0,217541 189.888

7 2019 0,84% -5,01% 865.278 0,50% 2,00% 0,221892 191.998

8 2020 0,84% -5,85% 857.671 0,50% 2,00% 0,226329 194.116

9 2021 0,84% -6,68% 850.065 0,50% 2,00% 0,230856 196.243

10 2022 0,84% -7,52% 842.459 0,50% 2,00% 0,235473 198.377

11 2023 0,84% -8,35% 834.853 0,50% 2,00% 0,240183 200.517

12 2024 0,84% -9,19% 827.247 0,50% 2,00% 0,244986 202.664

13 2025 0,84% -10,02% 819.641 0,50% 2,00% 0,249886 204.817

14 2026 0,84% -10,86% 812.035 0,50% 2,00% 0,254884 206.974

15 2027 0,84% -11,69% 804.428 0,50% 2,00% 0,259981 209.136

16 2028 0,84% -12,53% 796.822 0,50% 2,00% 0,265181 211.302

17 2029 0,84% -13,36% 789.216 0,50% 2,00% 0,270485 213.471

18 2030 0,84% -14,20% 781.610 0,50% 2,00% 0,275894 215.642

19 2031 0,84% -15,03% 774.004 0,50% 2,00% 0,281412 217.814

20 2032 0,84% -15,87% 766.398 0,50% 2,00% 0,287040 219.987

21 2033 0,84% -16,70% 758.792 0,50% 2,00% 0,292781 222.160

22 2034 0,84% -17,54% 751.185 0,50% 2,00% 0,298637 224.332

23 2035 0,84% -18,37% 743.579 0,50% 2,00% 0,304610 226.501

24 2036 0,84% -19,21% 735.973 0,50% 2,00% 0,310702 228.668

25 2037 0,84% -20,04% 728.367 0,50% 2,00% 0,316916 230.831

TOTALES 20.491.018 5.123.555








6 TESORERÍA

MOMENTO AÑO PRICIPAL

LEASING INTERESES

GASTOS

EXPLOTACIÓN IMPUESTOS

TOTAL

SALIDAS

TOTAL

ENTRADAS

CASH

FLOW

TESORERIA

CASH FLOW

ACTUALIZADO

PAY BACK

RETORNO

INVERSION

T.I.R.

hasta el

año 'x'

Unidad € € € € € € € € € %

0 2012 - - - - - - - 315.332 - 315.332 - 315.332

1 2013 60.687 56.760 34.466 8.816 160.729 179.481 18.752 18.100 - 297.231

2 2014 63.418 54.029 13.742 17.747 148.935 181.542 32.606 30.380 - 266.852

3 2015 66.272 51.175 13.941 19.401 150.789 183.613 32.824 29.520 - 237.332

4 2016 69.254 48.193 14.144 21.102 152.693 185.695 33.002 28.648 - 208.684 -29,20%

5 2017 72.371 45.076 14.351 22.852 154.651 187.787 33.136 27.765 - 180.919 -19,66%

6 2018 75.627 41.820 14.562 24.654 156.663 189.888 33.225 26.872 - 154.046 -13,01%

7 2019 79.031 38.416 14.776 26.509 158.732 191.998 33.266 25.971 - 128.076 -8,23%

8 2020 82.587 34.860 14.995 28.418 160.860 194.116 33.256 25.061 - 103.015 -4,69%

9 2021 86.303 31.144 15.217 30.386 163.049 196.243 33.193 24.144 - 78.871 -2,01%

10 2022 90.187 27.260 15.443 32.412 165.303 198.377 33.074 23.221 - 55.649 0,06%

11 2023 94.245 23.202 15.673 34.502 167.622 200.517 32.895 22.293 - 33.356 1,68%

12 2024 98.486 18.960 15.908 36.655 170.010 202.664 32.654 21.361 - 11.995 2,97%

13 2025 102.918 14.529 16.147 38.876 172.470 204.817 32.347 20.425 8.429 4,01%

14 2026 107.550 9.897 16.390 41.167 175.004 206.974 31.970 19.485 27.915 4,85%

15 2027 112.389 5.058 16.637 43.531 177.615 209.136 31.521 18.544 46.459 5,54%

16 2028 - - 16.889 45.971 62.860 211.302 148.442 84.294 130.753 7,84%

17 2029 - - 17.145 46.641 63.786 213.471 149.685 82.047 212.800 9,33%

18 2030 - - 17.406 47.309 64.715 215.642 150.926 79.852 292.652 10,40%

19 2031 - - 17.672 47.977 65.648 217.814 152.166 77.711 370.363 11,21%

20 2032 - - 17.942 48.642 66.585 219.987 153.402 75.620 445.983 11,83%

21 2033 - - 18.218 49.307 67.524 222.160 154.636 73.579 519.561 12,32%

22 2034 - - 18.498 49.969 68.467 224.332 155.865 71.587 591.148 12,72%

23 2035 - - 18.783 50.628 69.411 226.501 157.090 69.642 660.790 13,04%

24 2036 - - 19.074 51.285 70.359 228.668 158.310 67.744 728.534 13,31%

25 2037 - - 19.369 51.938 71.308 230.831 159.523 65.891 794.426 13,53%

TOTALES 1.261.327 500.377 427.387 916.696 3.105.788 5.123.555 1.702.435 794.426

V.A.N. / 25 años / Inversión M.P. 10,08% V.A.N. 794.426 €

T.I.R. (a 25 años) 13,53%

RETORNO (En años) 13

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