Estudio de viabilidad económica de una instalación fotovoltaica en una casa unifamiliar en Premià de Dalt

TRABAJO FIN DE ESTUDIOS Documento: Memoria Estudio de viabilidad económica de una instalación fotovoltaica en una casa unifamiliar en Premiá de Dalt Autor: Farré Forcén, Gerard Directora: Amante Garcia, Beatriz Titulación: Grado en Tecnologías Industriales Convocatoria: Enero 2025 i 1 Resumen La Unión Europea ha establecido el objetivo de alcanzar la neutralidad en emisiones netas de gases de efecto invernadero para 2050, recogido en la Ley Climática Europea [1]. Dicho compromiso incluye el Pacto Verde Europeo, que fija una meta intermedia de reducir las emisiones de GEI en un 55 % para 2030, respecto a los niveles de 1990. En este contexto, el presente trabajo aborda el dimensionamiento y el análisis integral de la viabilidad técnico-económica y medioambiental de una instalación fotovoltaica en una residencia de Premiá de Dalt, con el propósito de contribuir a la descarbonización del sector energético. El estudio incluye el cálculo de la potencia necesaria, la selección del equipamiento y la consideración de aspectos estructurales, incluyendo la rehabilitación de la cubierta. Asimismo, se realiza un análisis económico más exhaustivo de lo habitual, contemplando factores no comunes en este tipo de proyectos. Los resultados económicos evidencian un Valor Actual Neto (VAN) negativo y una Tasa Interna de Retorno (TIR) inferior al 2 %, valores por debajo de los umbrales de rentabilidad normalmente aceptados. Esta limitada viabilidad financiera se asocia principalmente a la necesidad de acometer trabajos poco frecuentes de adecuación junto con el coste poco habitual asociado al estudio económico. No obstante, desde una perspectiva medioambiental, la instalación propuesta podría reducir hasta en un 95 % las emisiones de CO₂ asociadas al consumo energético de la residencia, avanzando de este modo hacia los objetivos de sostenibilidad marcados por la Unión Europea. Este estudio pone de manifiesto la relevancia de evaluar los proyectos de generación renovable no solo en función de su rentabilidad, sino también teniendo en cuenta sus beneficios ambientales y sociales, especialmente en situaciones condicionadas por factores técnicos y estructurales que encarecen la inversión. ii 2 Abstract The European Union has set a goal to achieve net-zero greenhouse gas emissions by 2050, as stated in the European Climate Law [1]. This commitment includes the European Green Deal, which sets an intermediate goal to reduce GHG emissions a 55 % by 2030 compared to 1990 levels. In this context, the present work addresses the sizing and comprehensive analysis of the technical-economic and environmental feasibility of a photovoltaic installation in a residence in Premiá de Dalt, with the aim of contributing to the decarbonization of the energy sector. The study includes the calculation of the required power capacity, selecting equipment, and considering structural aspects, including the roof rehabilitation. In addition, an in-depth economic analysis is carried out more extensively than what is commonly expected, taking into account factors not commonly considered in this type of project. The economic results reveal a negative Net Present Value (NPV) and an Internal Rate of Return (IRR) below 2 %, both falling short of commonly accepted profitability thresholds. This limited financial viability is primarily linked to the need to undertake infrequent adaptation work, along with the unusually high costs associated with the economic study. Nevertheless, from an environmental perspective, the suggested installation could reduce CO₂ emissions associated with the residence’s energy consumption up to 95 %, thus advancing toward the sustainability objectives set by the European Union. This study highlights the importance of assessing renewable energy generation projects not only based on their profitability but also taking into account their environmental and social benefits, especially in scenarios influenced by technical and structural factors that increase the investment cost. iii 3 Índice 1 RESUMEN .......................................................................................................................................... I 2 ABSTRACT ......................................................................................................................................... II 3 ÍNDICE ............................................................................................................................................. III 4 ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................................. V 5 ÍNDICE DE FIGURAS .......................................................................................................................... VI 1 OBJETO ............................................................................................................................................. 1 2 ALCANCE .......................................................................................................................................... 1 3 JUSTIFICACIÓN .................................................................................................................................. 2 4 REQUERIMIENTOS ............................................................................................................................ 3 5 METODOLOGÍA ................................................................................................................................. 4 6 LEGISLACIÓN APLICABLE ................................................................................................................... 6 7 GENERACIÓN SOLAR MEDIANTE PANELES FOTOVOLTAICOS. ............................................................ 7 8 CARACTERÍSTICAS DE LA INSTALACIÓN ............................................................................................. 9 8.1 CARACTERÍSTICAS DEL EMPLAZAMIENTO .................................................................................................... 9 8.2 UBICACIÓN DE LA INSTALACIÓN .............................................................................................................. 11 8.3 DIMENSIONADO DE LA POTENCIA DE LA INSTALACIÓN ................................................................................. 13 9 TOMA DE DECISIONES SOBRE LOS ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN ............................................... 15 9.1 PANELES ........................................................................................................................................... 15 9.1.1 Tipología de panel ................................................................................................................. 15 9.1.2 Selección del generador fotovoltaico .................................................................................... 18 9.1.3 Módulo fotovoltaico seleccionado para el diseño ................................................................. 23 9.2 INVERSORES ....................................................................................................................................... 24 9.2.1 Comparativa entre inversor central y microinversores ......................................................... 24 9.2.1.1 Ubicación .......................................................................................................................................... 25 9.2.1.2 Monitorización .................................................................................................................................. 25 9.2.1.3 Restricciones en la capacidad productiva ......................................................................................... 26 9.2.1.3.1 Efecto del sombreado ................................................................................................................. 26 9.2.1.3.2 Pérdidas por desigualdad en la capacidad productiva de los paneles. ....................................... 27 9.2.1.4 Coste de los equipos ......................................................................................................................... 27 9.2.1.5 Análisis de las características de los inversores centrales y microinversores ................................... 28 9.2.2 Equipo de inversión seleccionado para la instalación ........................................................... 29 9.2.3 Modelo de inversor ............................................................................................................... 30 9.2.3.1 Selección del equipo de inversión ..................................................................................................... 30 9.2.3.2 Inversor seleccionado para el diseño ................................................................................................ 32 9.2.3.3 Características operativas y constructivas del microinversor seleccionado ..................................... 34 9.3 ESTRUCTURA DE SOPORTE .................................................................................................................... 35 9.3.1 Soporte seleccionado para el diseño ..................................................................................... 37 9.3.2 Costes adicionales para la instalación de la estructura de soporte ...................................... 37 10 DIMENSIONADO DEL CABLEADO ................................................................................................. 38 10.1.1 Cableado DC .......................................................................................................................... 38 10.1.2 Cableado AC .......................................................................................................................... 39 10.1.2.1 Disposición del cableado ................................................................................................................... 39 10.1.2.2 Dimensionamiento del cableado ...................................................................................................... 40 10.1.3 Cableado de protección toma tierra ..................................................................................... 44 11 PROTECCIONES ........................................................................................................................... 45 11.1 DIMENSIONADO PROTECCIONES AC ....................................................................................................... 45 11.1.1 Modelos de Equipos de Protección Seleccionados ................................................................ 47 iv 12 ELEMENTOS ADICIONALES NECESARIOS ...................................................................................... 47 12.1 CUADRO DE LOS ELEMENTOS DE PROTECCIÓN ........................................................................................... 47 12.2 INSTRUMENTOS DE MEDIDA .................................................................................................................. 47 13 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA DIMENSIONADO ....................................................................... 48 14 PRODUCCIÓN DE LA INSTALACIÓN .............................................................................................. 49 15 ANÁLISIS DE IMPACTO AMBIENTAL DE LA INSTALACIÓN EN USO ................................................ 51 16 PROCEDIMIENTO PARA LA LEGALIZACIÓN DE LA INSTALACIÓN ................................................... 52 17 ESTUDIO ECONÓMICO ................................................................................................................ 54 17.1 ANÁLISIS DE COSTES PARA LA IMPLANTACIÓN DEL SISTEMA .......................................................................... 54 17.1.1.1 Costes asociados a los elementos del sistema .................................................................................. 54 17.1.1.2 Costes asociados a la instalación del sistema ................................................................................... 55 17.1.1.3 Coste global de la instalación del sistema de generación ................................................................. 56 17.2 ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN MEDIANTE LOS INDICADORES DE RENTABILIDAD ..................................................... 57 17.2.1 Valor neto anual para la inversión (VAN) .............................................................................. 57 17.3 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) .......................................................................................................... 59 17.4 CONCLUSIONES DEL ESTUDIO ECONÓMICO ............................................................................................... 60 18 CONCLUSIONES .......................................................................................................................... 62 19 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................. 63 v 4 Índice de tablas TABLA I. EXTREMOS CLIMÁTICOS REGISTRADOS EN LA ESTACIÓN METEOROLÓGICA DE VILASAR DE DALT (2009 - 2024) .......................................................................................................................................... 10 TABLA II. CONSUMO ELÉCTRICO DE LA VIVIENDA PARA EL AÑO 2023 ........................................................... 13 TABLA III. CONSUMOS DE LA VIVIENDA. ......................................................................................................... 14 TABLA IV. ANÁLISIS DE SELECCIÓN PARA LA TIPOLOGÍA DE LOS PANEL DE LA INSTALACIÓN ........................ 17 TABLA V. MODELOS DE PANELES MONOCRISTALINOS PROPUESTOS PARA EL DISEÑO ................................. 20 TABLA VI RESUMEN PUNTUACIÓN DEL ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS DE LOS PANELES PROPUESTOS ........... 22 TABLA VII. CARACTERÍSTICAS DEL PANEL JAM54D40 - 445W - JASOLAR ........................................................ 23 TABLA VIII.ANÁLSISI COMPARATIVO ENTRE EQUIPOS DE INVERSIÓN ............................................................ 29 TABLA IX. RESUMEN DEL ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS DE LOS MICROINVERSORES PROPUESTOS ................ 32 TABLA X. CARACTERÍSTICAS DEL MICROINVERSOR HMS-800-2T DE LA MARCA HOYMILES ........................... 33 TABLA XI. MODELO DE SOPORTE SELECCIONADO .......................................................................................... 37 TABLA XII. FACTORES DE CORRECCIÓN PARA DISTINTAS TEMPERATURAS DEL AIRE ..................................... 40 TABLA XIII. FACTORES DE CORRECCIÓN EN CASO DE AGRUPACIÓN DE CABLES ............................................. 41 TABLA XIV. CORRIENTES ADMISIBLES PARA CONDUCTORES CON AISLAMIENTO TERMOESTABLE ................ 42 TABLA XV. RELACIÓN ENTRE LA SECCIÓN DE LOS CONDUCTORES Y EL CABLEADO DE PROTECCIÓN ............ 44 TABLA XVI. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA DISEÑADO ................................................................................. 48 TABLA XVII. DESGLOSE DE PÉRDIDAS ESTÁNDAR EN LA PRODUCCIÓN. ......................................................... 49 TABLA XVIII. EMISIONES DE CO2 SEGÚN FUENTE DE GENERACIÓN PARA LA ENERGÍA GENERADA A LO LARGO DE LA VIDA ÚTIL DE LA INSTALACIÓN ..................................................................................................... 52 TABLA XIX. COSTES ASOCIADOS A LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA ................................................................. 55 TABLA XX. COSTES ASOCIADOS A LA INSTALACIÓN DEL SISTEMA .................................................................. 56 TABLA XXI. RESUMEN DEL COSTE TOTAL DEL SISTEMA DE GENERACIÓN ...................................................... 57 TABLA XXII. ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................................................................. 61 TABLA XXIII. ANÁLISIS DE SELECCIÓN DE TIPOLOGÍA DE PANELES .................................................................. 70 TABLA XXIV. ANÁLISIS DE ALTERNTIVAS PARA EL PANEL ÓPTIMO PARA LA INSTALACIÓN ............................ 71 TABLA XXV. ANÁLISIS DE ALTERNTIVAS PARA EL MICROINVERSOR ÓPTIMO PARA LA INSTALACIÓN ............ 72 TABLA XXVI. PRODUCCIÓN Y CONSUMO MENSUAL Y DIARIO ........................................................................ 74 TABLA XXVII. ESTUDIO ECONÓMICO BAJO CONSIDERACIONES HABITUALES ................................................. 76 vi 5 Índice de figuras FIG. 1. LCOE DE LAS FUENTES DE ENERGÍA RENOVABLES MÁS RELEVANTES ................................................... 2 FIG. 2. MAPA DE IRRADIACIÓN SOLAR MEDIA (1994-2010) ............................................................................. 3 FIG. 3. MATERIALES SEMICONDUCTORES ......................................................................................................... 7 FIG. 4. GENERACIÓN DE POTENCIAL ELÉCTRICO MEDIANTE EL EFECTO FOTOVOLTAICO ................................ 7 FIG. 5. CELDA FOTOVOLTAICA ........................................................................................................................... 8 FIG. 6. ELEMENTOS BÁSICOS DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA. ............................................................. 8 FIG. 7. MUNICIPIO DE LA INSTALACIÓN ............................................................................................................ 9 FIG. 8. IRRADIACIÓN DEL EMPLAZAMIENTO SELECCIONADO PARA LA INSTALACIÓN ...................................... 9 FIG. 9. RESIDENCIA DE LA INSTALACIÓN ......................................................................................................... 11 FIG. 10. UBICACIÓN DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA .............................................................................. 11 FIG. 11. ESTRUCTURA DE LA CUBIERTA ........................................................................................................... 12 FIG. 12. ACCIONES PREVISTAS EN LA RESIDENCIA .......................................................................................... 12 FIG. 13. TIPOLOGÍAS DE PANELES SOLARES .................................................................................................... 15 FIG. 14. ÍNDICE DE DEGRADACIÓN ANUAL ..................................................................................................... 16 FIG. 15. INTERCONEXIÓN DE LAS CELDAS EN UN PANEL ................................................................................ 18 FIG. 16. FUNCIONAMIENTO TECNOLOGÍA PERC ............................................................................................. 19 FIG. 17. ESQUEMAS DE INTERCONEXIÓN DE SISTEMAS INVERSORES ............................................................ 24 FIG. 18. INTERCONEXIÓN DE PANELES PARA INVERSOR CENTRAL Y MICROINVERSORES .............................. 25 FIG. 19. CONFIGURACIÓN DE GENERADORES EN SERIE .................................................................................. 26 FIG. 20. EFECTO DEL SOMBREADO EN LA PRODUCCIÓN ................................................................................ 26 FIG. 21. LIMITACIONES PRODUCTIVAS DEL EFECTO MISMATCH PARA LOS DIFERENTES EQUIPOS DE INVERSIÓN .............................................................................................................................................. 27 FIG. 22. COSTE ASOCIADO A LOS EQUIPOS DE INVERSIÓN EN FUNCIÓN DEL TIEMPO ................................... 28 FIG. 23. UBICACIONES POSIBLES EN CASO DE AMPLIACIÓN DE POTENCIA DE LA INSTALACIÓN ................... 30 FIG. 24. MODELOS DE MICROINVERSORES PRESELECCIONADOS ................................................................... 31 FIG. 25. SISTEMA DE MONITORIZACIÓN HMS-800-2T .................................................................................... 34 FIG. 26. ELEMENTOS DEL MICROINVERSOR HMS-800-2T ............................................................................... 35 FIG. 27. DISPOSICIÓN DEL MICROINVERSOR HMS-800-2T EN EL SISTEMA ..................................................... 35 FIG. 28. ESTRUCTURA DE SOPORTE MÓVIL PARA INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS ..................................... 36 FIG. 29. SOPORTES DE PANELES FIJOS ............................................................................................................ 36 FIG. 30. ESTRUCTURA DE SUPERPOSICIÓN COPLANAR ................................................................................... 37 FIG. 31. CONEXIONADO DEL INVERSOR HMS-800-2T ..................................................................................... 38 FIG. 32. DISPOSICIÓN DEL CABLEADO AC DE LA INSTALACIÓN ....................................................................... 39 FIG. 33. SUBCONECTOR AC DEL MICROINVERSOR HMS-800-2T ..................................................................... 39 FIG. 34. MÉTODO DE INSTALACIÓN DEL CABLEADO AC .................................................................................. 41 FIG. 35. CONDUCTOR AC RZ1-K DE GENERAL CABLE ...................................................................................... 44 FIG. 36. CONDUCTOR H07V-K ......................................................................................................................... 44 FIG. 37. CONDICIONES 1 Y 2 DE LAS PROTECCIONES ...................................................................................... 46 FIG. 38. EQUIPOS DE PROTECCIÓN SELECCIONADOS ..................................................................................... 47 FIG. 39. CAJA DE DISTRIBUCIÓN DE PROTECCIONES ELEKTRO-PLAST ............................................................. 47 FIG. 40. CONTADOR BIDIRECCIONAL DDSU666-H ........................................................................................... 48 FIG. 41. GENERACIÓN Y CONSUMO MENSUAL ............................................................................................... 50 FIG. 42. GENERACIÓN Y CONSUMO DE ENERGÍA DIARIO ............................................................................... 51 1 1 Objeto El objeto de este estudio consiste en dimensionar una instalación fotovoltaica sobre las cubiertas de una residencia ubicada en Premiá de Dalt acorde con el consumo de la vivienda y evaluar su viabilidad económica en el contexto actual. 2 Alcance Los contenidos que serán desarrollados en el estudio se exponen a continuación: • Recogida de Información General En esta etapa, se recopilarán los datos clave del emplazamiento relacionados con la instalación, abarcando la identificación del tipo de cubierta, sus dimensiones y su estado actual. Asimismo, se evaluará el entorno para identificar posibles sombras que puedan afectar la eficiencia del sistema. Se obtendrán datos precisos sobre la irradiación solar del lugar, considerando sus variaciones mensuales, y se analizarán las condiciones climáticas específicas, incluyendo la temperatura promedio, los extremos máximos y mínimos. Esta información será necesaria para adaptar el diseño del sistema a las condiciones específicas del emplazamiento, asegurando su eficiencia y viabilidad. • Dimensionado Técnico de la Instalación Para el desarrollo del diseño del sistema, se realizará el dimensionado a partir de los datos recopilados en el punto anterior, garantizando cumplir con los requerimientos técnicos y operativos. Posteriormente, se determinarán los equipos y componentes necesarios, seleccionados en función de la oferta del mercado actual y asegurando su compatibilidad y adecuación al proyecto. Todo ello ajustándose a la normativa vigente, considerando el marco legislativo aplicable junto con los requerimientos específicos establecidos por el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (REBT) y las ordenanzas municipales correspondientes (ver Anexo 6). Finalmente, se elaborarán los planos y esquemas necesarios para la representación de la instalación. • Evaluación Económica y Ambiental En este apartado se realizará un análisis de la rentabilidad de la inversión, evaluando los costos iniciales, gastos operativos, ingresos estimados y el periodo de recuperación (payback). Paralelamente, se realizará un análisis ambiental del proyecto en uso, evaluando la reducción de emisiones en comparación con el consumo de diversas fuentes de energía no renovables. • Redacción de la Documentación del Proyecto Finalmente, se procederá a la elaboración de la documentación técnica necesaria para la entrega formal del proyecto, donde se plasmarán los resultados del estudio realizado y la solución propuesta. Esta documentación recogerá de manera detallada los aspectos clave del diseño, los análisis realizados y las decisiones tomadas, garantizando que el proyecto quede claramente definido y alineado con los objetivos establecidos. 8 Fig. 5. Celda fotovoltaica. Fuente: [11]. En la producción de energía eléctrica, los paneles solares convierten la energía solar en una diferencia de potencial unidireccional, tal como muestra la figura 4. Por este motivo, la energía eléctrica generada resulta en forma de corriente continua (DC). Sin embargo, dado que la mayoría de los electrodomésticos y sistemas eléctricos hacen uso de corriente alterna (AC), es imprescindible integrar equipos inversores en las instalaciones fotovoltaicas para transformar la energía de DC generada a AC, asegurando así su compatibilidad en el consumo con los equipos eléctricos convencionales.A su vez, se requieren elementos adicionales, como soportes para paneles, cableado, protecciones, entre otros, los cuales resultan indispensables en una instalación fotovoltaica.!! En la figura 6, se presenta un esquema simplificado el cual integra los elementos indispensables de una instalación solar fotovoltaica en una vivienda. En este esquema, se observa como la energía generada por los paneles, instalados sobre la cubierta, fluye hacia el equipo inversor, encargado de convertir la corriente continua producida en corriente alterna, adecuada para su consumo en electrodomésticos y dispositivos del hogar. La salida del inversor distribuye la energía generada de dos maneras: por un lado, se dirige al cuadro de protecciones de la residencia, donde es utilizada por los distintos dispositivos del hogar; y por otro, se bifurca hacia un medidor de energía, que monitoriza, controla y registra la producción. Finalmente, el esquema muestra la conexión a la red eléctrica, lo que permite el vertido del excedente de energía generado por el sistema. Durante el diseño del sistema, se realizará una selección detallada de estos componentes, eligiendo la tipología y los modelos más adecuados para optimizar el rendimiento, garantizando la seguridad de la instalación y adaptándose a las condiciones particulares de la ubicación. Fig. 6. Elementos básicos de una instalación fotovoltaica. Fuente: [12]. 9 8 Características de la instalación En el estudio de las características de la instalación se analizarán, en los siguientes puntos, tanto las condiciones geográficas asociadas al emplazamiento como las particularidades de la residencia donde se evalúa la implantación del sistema de generación fotovoltaica. Mediante este análisis será posible identificar factores clave que puedan influir en el diseño posterior, así como la viabilidad de la instalación. 8.1 Características del emplazamiento La residencia objeto de este estudio, destinada a la implantación de una instalación fotovoltaica, se encuentra en el municipio de Premiá de Dalt, perteneciente a la comarca del Maresme, en la provincia de Barcelona. En la figura siguiente (figura 7), se destaca en rojo la ubicación del municipio en particular, resaltando su contexto geográfico dentro de la región. (Para mayor detalle acerca de la ubicación véase el Plano 1 del Anexo 8). Fig. 7. Municipio de la instalación. Fuente: Adaptado de [13]. De acuerdo con el mapa de irradiancia presentado en la figura 2, la zona se considera propicia para el aprovechamiento de su elevada incidencia solar. Según los datos extraídos de la base de datos del programa PVGIS [14], la ubicación de la residencia presenta valores elevados de irradiancia. La irradiación solar anual alcanza los 1851,44 kWh/m², mientras que los valores mensuales varían desde un mínimo de 86,67 kWh/m², para el mes de diciembre, hasta un máximo de 226,55 kWh/m² en el mes de julio. Fig. 8. Irradiación del emplazamiento seleccionado para la instalación. Fuente: [14]. 10 Estos valores confirman que la zona es adecuada para la generación de energía mediante una instalación fotovoltaica, incluso en los meses de menor irradiancia, como diciembre, donde los niveles de irradiancia permanecen elevados (ver figura 8). Por lo tanto, la implantación de una instalación fotovoltaica en esta ubicación será eficiente y permitirá un aprovechamiento significativo de la energía solar durante todo el año. Para analizar las características térmicas de la zona, se han utilizado los datos registrados por la estación meteorológica más cercana al emplazamiento, ubicada en el municipio vecino a Premiá de Dalt (Vilassar de Dalt). Estos datos corresponden a los extremos climáticos (temperaturas mínimas y máximas) junto con las rachas máximas de viento registradas entre el 6 de agosto de 2009 y el 21 de noviembre de 2024. En la Tabla I, se detalla para cada mes, el año en que se alcanzó la temperatura máxima y mínima, así como la racha máxima para el período de registro, junto con sus respectivos valores. TABLA I. EXTREMOS CLIMÁTICOS REGISTRADOS EN LA ESTACIÓN METEOROLÓGICA DE VILASAR DE DALT (2009 - 2024) Fuente: Adaptado de [15]. El análisis revela que la temperatura media de las máximas durante este período es de 30,5 ºC, lo cual se considera óptimo para el desarrollo eficiente de la producción eléctrica en sistemas fotovoltaicos. En cuanto a las temperaturas máximas absolutas, el valor más crítico se registró en agosto de 2018, alcanzando 37,5 ºC, una condición menos favorable para el rendimiento fotovoltaico. Sin embargo, esta temperatura se encuentra dentro del rango operativo de los equipos, que está establecido entre -40 ºC y 80 ºC. En lo que respecta a los extremos inferiores, la temperatura mínima absoluta se registró en febrero de 2012, con un valor de -1,7 ºC, también comprendido dentro del rango operativo de los sistemas fotovoltaicos modernos. Del análisis de las condiciones térmicas extremas registradas en los últimos 15 años, se concluye que estas no representan un impedimento significativo para el correcto funcionamiento de la instalación fotovoltaica. Por sus características térmicas, la ubicación seleccionada para el proyecto no presenta limitaciones para la implantación de un sistema fotovoltaico, resultando adecuado para la generación eficiente y confiable de energía eléctrica mediante este tipo de sistema. En cuanto al efecto del viento este se evaluará tras la selección de la alternativa de soporte para los paneles, ya que su impacto variará según el tipo de fijación elegido para la instalación. 11 8.2 Ubicación de la instalación Según el informe catastral de la vivienda recogido en el Anexo 1, la residencia objeto de estudio para la implantación de la instalación fotovoltaica fue construida en el año 1950 [16]. En la figura siguiente (figura 9), se presenta una imagen de la residencia tomada desde el interior de la parcela, permitiendo observar las características del entorno y su longeva edificación. Fig. 9. Residencia de la instalación. Fuente: [16]. Los paneles solares se instalarán sobre la cubierta de la residencia principal, cuya ubicación específica se detalla en el Plano 3 del Anexo 8. No obstante, de forma general se indica su ubicación en la siguiente figura (figura 10). La cubierta, de tipo inclinada a dos aguas y revestida con teja árabe, presenta una orientación sureste y una inclinación de 15°, lo que favorece el aprovechamiento de la energía solar. La superficie disponible para la instalación cuenta con un área total de 45 m², distribuida en 9 metros de ancho y 5 metros de largo, proporcionando el espacio necesario para la colocación de los paneles solares. Fig. 10. Ubicación de la instalación fotovoltaica. Fuente: Adaptado de [17]. En la figura 11 se observa la estructura interior de la cubierta, compuesta por vigas de madera. La antigüedad del inmueble implica que esta estructura no cumple con la normativa M.V.101-1062 de «Acciones en la edificación», aprobada mediante el Decreto 195/1963, del 17 de enero [18], ni con las normativas actuales, al no incorporar los requisitos mínimos establecidos por estas. Además, anteriormente los diseños de las cubiertas no contemplaban sobrecargas asociadas a la integración de equipos sobre su superficie. 12 Por estas razones, y con el fin de garantizar la seguridad de las personas que intervengan en la instalación del sistema fotovoltaico, así como para preservar la integridad del inmueble, se ha considerado indispensable realizar una rehabilitación de la cubierta a través de una empresa especializada. De esta manera se permitirá certificar la capacidad estructural necesaria para poder implantar la correcta implementación del proyecto en la ubicación seleccionada. Fig. 11. Estructura de la cubierta. Fuente: Elaboración propia. En relación con la situación actual del entorno de la vivienda, se han planificado diversas acciones de rehabilitación para adecuar las condiciones del área que rodea la residencia. Una de las principales problemáticas que está prevista tratar se deriva de la proximidad de un árbol de gran tamaño situado cerca de la balsa. Las raíces de este han generado, a lo largo del tiempo, una afectación estructural en uno de los muros situados frente al inmueble, tal como se indica en la figura 13. Este muro presenta una deformación significativa que se manifiesta como una inclinación hacia la balsa, resultado de un desplazamiento progresivo provocado por el momento flector debido a la presión ejercida por este árbol sobre el muro. Fig. 12. Acciones previstas en la residencia. Fuente: Adaptado de [17]. Nota: En azul se señala el muro programado para acciones de mantenimiento, mientras que en naranja se destaca el árbol cuya retirada está prevista. Como acción prevista a corto plazo, el propietario de la vivienda ha planificado la eliminación del árbol (figura 12), con el objetivo de detener el avance del daño estructural al muro. Por este motivo, se contempla la reparación inmediata del muro afectado mediante técnicas adecuadas para restablecer su estabilidad y funcionalidad. De forma complementaria, se ha programado el vaciado completo de 13 la balsa para llevar a cabo una limpieza exhaustiva y aplicar un tratamiento de impermeabilización en su fondo, garantizando así su correcto funcionamiento y durabilidad en el marco de la rehabilitación del entorno. Todas estas obras de adecuación no forman parte del presente proyecto; sin embargo, se mencionan debido a su impacto directo en el emplazamiento del sistema. 8.3 Dimensionado de la potencia de la instalación La implantación de paneles solares nace de la voluntad de disminuir la dependencia eléctrica de la residencia, con el objetivo de reducir los gastos asociados a este consumo y, de este modo, obtener un beneficio económico directo. Por este motivo, la potencia instalada de los equipos de generación debe ser acorde con las necesidades de consumo eléctrico reales de la vivienda. Para calcular estas necesidades, se tomará como referencia el consumo mensual máximo registrado en la vivienda durante el último año (Tabla II), buscando no superar significativamente este valor. Seguidamente, se realizará un análisis de las cargas de mayor potencia de la vivienda (Tabla III), desglosando su uso diario y evaluando su tiempo de uso y frecuencia mediante la aplicación de coeficientes específicos, con el objetivo de obtener una imagen de la potencia requerida por la residencia. TABLA II. CONSUMO ELÉCTRICO DE LA VIVIENDA PARA EL AÑO 2023 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio 156,16 130,49 112,34 128,08 133,06 159,15 Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 200,42 461,95 179,29 192,36 139,52 106,98 Nota: Los datos de la Tabla II, se presentan en kWh y han sido obtenidos del registro de la plataforma web de la comercializadora eléctrica contratada (Endesa). Fuente: Elaboración propia. A partir de los consumos mensuales de la vivienda reflejados en la Tabla II, se ha identificado un consumo máximo de 461,95 kWh para el mes de agosto, lo que equivale a un promedio diario de 14,90 kWh/día durante dicho mes. Este valor representa el periodo de mayor demanda energética a lo largo del año, asociado principalmente al uso intensivo de ciertos equipos durante condiciones climáticas específicas de este periodo del año. De este modo, se concluye que la potencia de generación de la instalación debe de producir como máximo 14,90 kWh/día, ya que este valor corresponde a la demanda energética máxima de la vivienda. Sin embargo, con el fin de evitar el sobredimensionamiento de la potencia de la instalación, se evaluarán a continuación las demandas energéticas asociadas a los consumos de la residencia, asegurando que el diseño del sistema de generación se ajuste a dichas necesidades. Para ello, se identificarán los electrodomésticos de mayor consumo y se analizará su uso y frecuencia de uso aplicando los coeficientes de simultaneidad correspondientes. En la Tabla III, se presenta un desglose detallado de los equipos más relevantes de la vivienda, indicando tanto el tipo de dispositivo como su potencia aproximada. En la consideración del uso y la frecuencia de uso de los electrodomésticos se han aplicado los coeficientes de simultaneidad establecidos en la ITC-BT-25 del REBT. Según esta, se asigna un coeficiente de simultaneidad de 0,75 a los siguientes equipos de la vivienda: nevera, congelador, lavadora, 14 secadora, horno y lavavajillas. En el caso de otros consumos, como iluminación y pequeños electrodomésticos de baja potencia y uso ocasional, se consideran estos con un coeficiente de simultaneidad de 0,25, tal como estipula la ITC-BT-25. Por otro lado, para las bombas de calor, el REBT no especifica un coeficiente de simultaneidad. No obstante, en base al uso intensivo que presentan durante ciertos periodos del año y tomando como referencia los valores asignados a otros equipos, se ha adoptado un coeficiente de 0,4 para este equipo. TABLA III. CONSUMOS DE LA VIVIENDA. Electrodoméstico Número de equipos Consumo aproximado unitario (kWh) Consumo total (kWh/día) Coeficientes de uso y simultaneidad Necesidades de consumo (kWh/día) Nevera 1 1,5 1,5 0,75 1,1250 Congelador (arcón) 1 1,25 1,25 0,75 0,9375 Lavadora 1 1,0 1,0 0,75 0,7500 Secadora 1 2,5 2,5 0,75 1,8750 Horno 2 1,5 3,0 0,75 2,2500 Bomba de calor 4 3,0 12,0 0,40 4,8000 Lavavajillas 1 1,5 1,5 0,75 1,1250 Otros consumos 1 1,25 1,25 0,25 0,3125 Potencia máxima requerida (kWh/día) 13,1750 Nota: Los valores de los coeficientes de simultaneidad de todos los equipos, excepto la bomba de calor, se han extraído de la ITC-BT-25 del REBT. Fuente: Elaboración propia. Tras analizar el consumo de la vivienda a partir de la Tabla II, se ha identificado un consumo mensual máximo de 461,95 kWh, lo que equivale a un promedio diario de 14,90 kWh/día durante dicho mes. Este valor es muy cercano al obtenido mediante el análisis detallado de los consumos, que estima un consumo diario de 13,175 kWh/día, lo que indica un análisis realizado correctamente. La diferencia entre ambos valores se debe a que el primero corresponde al periodo del año con mayor demanda energética, mientras que en el resto del año el consumo es significativamente menor. Por este motivo, para dimensionar la potencia de la instalación, se tomará como referencia el valor de 13,175 kWh/día obtenido en el análisis detallado, asegurando al mismo tiempo que no se supere el consumo máximo anual registrado (14,90 kWh/día en el mes de agosto). Con estos datos, se concluye que la energía generada diariamente por la instalación debería ser de aproximadamente 13,18 kWh para cubrir prácticamente la totalidad de la demanda energética de la vivienda. Considerando que la producción total diaria se concentra en las 4 horas de mayor incidencia solar y aplicando un rendimiento del 80% habitual para esta fuente de generación eléctrica, resulta que la potencia requerida para la instalación sería alrededor de los 2,6 kW nominales (kWn), acorde con el cálculo desarrollado a continuación. 𝑃!"#$%&%'!ó" =# 𝑘𝑊ℎ/𝑑í𝑎 𝐻𝑜𝑟𝑎𝑠#𝑑𝑒#𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛/𝑑í𝑎 · 𝜂)*"*+%'!ó" =13,18#𝑘𝑊ℎ/𝑑í𝑎 4ℎ/𝑑í𝑎 · 0,8 ≈ 2,64#𝑘𝑊𝑛 15 De esta manera, ajustando la potencia de la instalación alrededor de los 2,6 kWn se consigue dimensionar la producción de energía a la situación habitual de consumo de la vivienda, sin superar los 14,90 kWh/día para el mes de mayor demanda energética. Una vez seleccionado el modelo de panel y los equipos inversores será determinada posteriormente la potencia final para la instalación, de acuerdo con las conclusiones de este apartado estando esta alrededor de los 2,6 kWn tal como se ha concluido. 9 Toma de decisiones sobre los elementos de la instalación En este apartado se determinará la tipología de los equipos más relevantes que integrarán la instalación fotovoltaica a diseñar, así como la selección del modelo específico para cada tipo de equipo. Estas decisiones se fundamentarán en el método de selección de alternativas definido en la metodología del estudio, cuyo objetivo es identificar el tipo de equipo y el modelo óptimo que garanticen un diseño eficiente y adaptado a las características particulares de la ubicación del sistema de generación. 9.1 Paneles La selección de paneles solares es una decisión clave en el diseño de una instalación fotovoltaica, ya que influye directamente en la capacidad de generación del sistema. En este apartado se seleccionará la tipología de paneles fotovoltaicos de la instalación, así como el modelo seleccionado para el sistema. 9.1.1 Tipología de panel Los paneles solares se clasifican según la estructura cristalina de las celdas fotovoltaicas que los componen y, en términos generales, se agrupan en tres categorías principales: monocristalinos, policristalinos y de película delgada (también conocidos como amorfos o de silicio amorfo). Cada uno de estos tipos posee características específicas que los hacen más adecuados para distintas aplicaciones, lo que permite optimizar el diseño de la instalación según las necesidades particulares. Los paneles monocristalinos y policristalinos, debido a su estructura cristalina, se agrupan bajo la categoría de paneles cristalinos, mientras que los paneles amorfos, al utilizar una tecnología basada en una estructura no cristalina, se clasifican como una categoría aparte. La figura 13, ilustra estos tres tipos de paneles y es posible observar visualmente las diferencias entre estas tipologías, destacando las particularidades de cada grupo [19]. Fig. 13. Tipologías de paneles solares. Fuente: [19]. Para la selección del tipo de módulo óptimo para la instalación, se considerarán los siguientes parámetros clave: rendimiento, índice de degradación, vida útil, influencia de la térmica en la productividad, eficiencia superficial y precio. Todo ello, con objetivo de seleccionar la tecnología más adecuada acorde con las particularidades del proyecto y su entorno. 16 El índice de degradación anual resulta un parámetro de gran importancia debido a que indica el ritmo de disminución de la producción respecto a sus condiciones iniciales en forma de porcentaje [20]. En la figura 14, se aprecia de manera gráfica este índice exponiendo el declive en la producción a lo largo de la vida útil de un panel. En su medida se diferencia la degradación para el primer año y la degradación anual para los años posteriores hasta el fin de su vida útil. En la misma figura (figura 14), se observa como el valor inicial del rendimiento del módulo es del 97% indicando un índice de degradación para el primer año del 3%. Sin embargo, la degradación anual posterior es del 0,48%, tal como se indica en la imagen. Este último índice será el valorado en la selección de alternativas y se le asigna un peso de 90 por su influencia en la productividad a largo plazo y su influencia en el beneficio económico asociado a esta. Fig. 14. Índice de degradación anual. Fuente: [20]. La influencia de la temperatura es un factor determinante, este repercute de manera directa sobre la capacidad productiva de los módulos fotovoltaicos [21]. El efecto de este parámetro se refleja en el coeficiente de temperatura, el cual cuantifica la influencia de la temperatura en el rendimiento de los módulos. Este coeficiente indica cuánto se reduce la eficiencia del panel por cada grado Celsius que su temperatura excede los 25 °C [22]. Dado que repercute de manera negativa en el rendimiento, su valor se expresa como un porcentaje negativo, tal como se presenta en los valores de la Tabla IV. Por este motivo se asigna a este parámetro un peso de 85. A la eficiencia superficial de las diferentes tipologías siendo esta el área necesaria para los equipos para producir 1 W se incluye entre los criterios de selección de la tipología óptima de paneles. Este parámetro resulta una consideración de alta relevancia debido al aumento en la productividad asociado a una mayor eficiencia superficial, por este motivo se le asigna a este parámetro el peso máximo siendo este de valor 100. Del mismo modo, la eficiencia, la vida útil y el coste de los tipos de módulos tienen una alta implicación en la selección al condicionar todos ellos el beneficio económico de la inversión. De este modo sus pesos de ponderación son de 95, 95, 70 respectivamente. En la Tabla IV se resumen los valores de cada parámetro considerado para las distintas tipologías de paneles. Además, se incluye el peso asignado a cada criterio y el valor óptimo para cada parámetro, definido como el valor máximo o mínimo según corresponda. Finalmente, la tabla presenta los resultados del análisis de selección de la tecnología más adecuada, mostrando la puntuación obtenida por cada tipología según el método de selección utilizado en el estudio. Para más detalles sobre los valores recopilados en la Tabla IV, consulte la Tabla XXIII del Anexo 2.1, donde se expone el cálculo detallado de los valores según la metodología de análisis aplicada. 17 TABLA IV. ANÁLISIS DE SELECCIÓN PARA LA TIPOLOGÍA DE LOS PANEL DE LA INSTALACIÓN Categoría/Parámetros Peso de ponderación (1-100) Valor óptimo (Mínimo/ Máximo) Tipología de panel Monocristalino Policristalino Amorfo Eficiencia (%) 95 Máximo 15 - 20 [22] 13 – 16 [22] 5 – 7 [23] Índice de degradación anual (%) 90 Máximo 0,55 [24] 0,7 [24] 1 [23] Vida útil (años) 95 Máximo >25 [24] [22] >25 [24] [22] 10 – 15 [25] Coeficiente de temperatura (%/ºC) 85 Mínimo -0,3 a -0,5 [22] [23] -0,3 a -1 [22] -0,1 a -0,2 [23] Eficiencia del espacio (W/m2) 100 Máximo Alta [22] Media [22] Baja [23] Precio (€) 70 Mínimo Alto [23] Medio [23] Baja [23] Puntuación obtenida para cada tipología (%) 78,97 57,98 28,97 Fuente: Elaboración propia a partir de la Tabla XXIII del Anexo 2.3. Del análisis se concluye como la opción más adecuada para el diseño son los paneles monocristalinos, al ser este tipo el que presenta una puntuación mayor, adaptándose de manera óptima a los criterios establecidos y a la relevancia asignada a cada uno de ellos. A partir del resultado de la selección se esperan instalar equipos de generación con una vida útil alrededor de los 30 años y una eficiencia aproximada del 20%. 24 Considerando la potencia del modelo de panel seleccionado, el sistema requerirá de un total de 6 paneles, configurando así una instalación de 2,67 kWp. Este valor es ligeramente superior a los 2,6 kWn teniendo en cuenta las posibles pérdidas asociadas al rendimiento de los inversores. Es importante señalar que la potencia nominal de la instalación corresponde a la salida de los inversores, por lo que esta configuración no implica un sobredimensionamiento del sistema, sino un ajuste adecuado para su correcto funcionamiento de acuerdo con la potencia definida para el sistema. 9.2 Inversores Otro componente fundamental en un sistema fotovoltaico son los inversores, encargados de convertir la corriente continua producida por los paneles solares en corriente alterna, indispensable para el consumo de la energía generada mediante equipos domésticos. Para realizar esta conversión, se identifican dos tipos principales de inversores: los inversores centrales y los microinversores, cada uno con características específicas que permiten seleccionar el dispositivo óptimo según las particularidades de la aplicación. En un sistema con inversor central, toda la energía producida por los paneles de la instalación se convierte mediante un único dispositivo. Esto puede lograrse mediante una conexión directa o a través de conjuntos de paneles interconectados (strings), que finalmente se conectan al inversor principal. En la conexión en serie de todos los paneles hacia un único inversor se particulariza la interconexión denominándose al equipo; inversor en cadena. Por las limitaciones expuestas en los apartados posteriores, en el estudio no será valorada esta configuración para estos inversores. En la figura (figura 17a), se ilustra un esquema de una instalación con inversor central, en el que se observa como el conjunto de paneles convergen en un único inversor representando el conexionado particular para este tipo de equipos. Como alternativa para la transformación de la corriente, existe otra tipología que consiste en conectar los módulos solares a múltiples inversores de menor capacidad, conocidos como microinversores. Según el modelo de microinversor, es posible conectar a cada microinversor, un único panel (figura 17b) o bien varios, siendo habitual que cada equipo microinversor gestione entre 2 y 4 paneles. Fig. 17. Esquemas de interconexión: a) Inversor central, b) Microinversores. Fuente: Adaptado de [40]. 9.2.1 Comparativa entre inversor central y microinversores En este apartado se llevará a cabo un análisis comparativo para ambos sistemas de transformación, teniendo en cuenta los aspectos más relevantes de cada equipo según las características específicas de su configuración. Serán analizadas sus ventajas y desventajas, destacando especialmente aquellos 25 factores que tienen mayor impacto en el diseño del proyecto, con el propósito de identificar la tipología más adecuada para su implementación. 9.2.1.1 Ubicación Una de las principales diferencias entre ambos equipos es la ubicación en la que se instalan. En el caso de los inversores centrales, la energía generada por la instalación se concentra en el cableado de corriente continua (DC), lo que hace necesario implementar protecciones específicas para esta sección de la instalación (figura 18A). Con el fin de reducir las pérdidas de energía y minimizar los costos del cableado, los inversores centrales suelen colocarse cerca de los cuadros de corriente continua o en espacios interiores. Su particular ubicación sitúa a estos equipos en áreas de fácil acceso facilitando las tareas de mantenimiento, reparación o sustitución cuando sea necesario. Fig. 18. Interconexión de paneles: A) Inversor central, B) microinversores. Fuente: Adaptado de [41]. A diferencia de los inversores centrales los microinversores se instalan directamente debajo de los paneles, fijados a la misma estructura que sostiene los módulos fotovoltaicos. Su singular emplazamiento limita su acceso, dificultando las acciones de intervención sobre alguno de los microinversores en caso de ser necesario. Por este motivo, para instalaciones de potencia superior a 2 kWp resultan más adecuados los inversores centrales, recomendados para instalaciones de alta potencia debido a su mayor accesibilidad [25]. Sin embargo, pese a la limitación que presenta la ubicación de los microinversores su aplicación no queda condicionada por la potencia de la instalación, pudiéndose implantar en instalaciones de potencia superior a 2 kWp. Por estar ubicados junto a los paneles, los microinversores quedan expuestos a las condiciones climatológicas adversas. Estas exigencias externas confieren a los dispositivos un diseño de mayor resistencia, dotándolos de impermeabilidad y un rango de temperaturas de operación superior a los inversores centrales, siendo capaces de operar en un rango de -45ºC a 60ºC [42]. Por otro lado, los inversores centrales presentan temperaturas de operación entre los -25ºC y 60ºC [42]. Debido a la mayor dificultad para realizar tareas de sustitución, la vida útil de los microinversores es aproximadamente 2,5 veces superior a la de los inversores centrales. En términos generales, los microinversores tienen una duración estimada de alrededor de 30 años, mientras que los inversores centrales suelen operar entre 8 y 12 años [42]. La vida útil de estos equipos resulta un factor clave a tener en cuenta en la selección del tipo de inversor a seleccionar, ya que tiene un impacto directo en la rentabilidad de la inversión y el costo-beneficio a largo plazo del sistema. 9.2.1.2 Monitorización Tal como se muestra en la figura 18B, la corriente alterna (AC) se genera a partir de la conversión de la energía total producida por los paneles, lo que impide conocer la producción individual de cada panel. De esta manera, en caso de un mal funcionamiento en alguno de los paneles no sería posible identificar a priori, el módulo defectuoso para proceder a su reparación o reemplazo. 26 En contraposición, el uso de microinversores permite una generación eléctrica de mayor independencia, pudiéndose monitorizar y analizar la producción de cada panel. Ello posibilita la identificación precisa de un mal funcionamiento en el sistema, siendo posible la particularización del módulo dañado. 9.2.1.3 Restricciones en la capacidad productiva En el caso de los inversores centrales, los paneles están conectados entre sí en configuraciones serieparalelo. Esta disposición presenta un riesgo para la productividad de la instalación, ya que en una conexión en serie el flujo de corriente es único y uniforme para todos los paneles del circuito (ver figura 19). En consecuencia, la producción individual de cada módulo para este tipo de interconexión queda limitada por el panel con menor rendimiento dentro del conjunto conectado en serie. A estas pérdidas por desacoplamiento se las conoce como pérdidas por “mismatch”. A continuación, se describen algunos de los factores que pueden causar diferencias en la producción de los paneles, reduciendo así su potencia, afectando a la capacidad productiva del sistema. Fig. 19. Configuración de generadores en serie. Fuente: Adaptado de [43]. 9.2.1.3.1 Efecto del sombreado Entre las principales causas de la limitación de potencia de un panel se encuentra el efecto de las sombras sobre la superficie de captación del módulo fotovoltaico. Sin embargo, según el tipo de inversor seleccionado la capacidad productiva total queda limitada en mayor o menor medida. En el caso de un inversor central, el efecto de las sobras sobre algún panel repercute de manera significativa en la generación de la instalación. En las interconexiones de los paneles en los strings se encuentran módulos conectados en serie (ver figura 20A). En el mal funcionamiento del módulo afectado, se limita la capacidad productiva de todos los generadores interconectados tal como se observa en la figura 20A. En contraste, para la misma situación, al hacer uso de microinversores, las sombras repercutirían de manera menos significativa en la generación de instalación (figura 20B). Esto se debe a que cada panel opera de manera independiente gracias a que la inversión de la energía generada se realiza de forma individual. En este caso el efecto de una sombra limita únicamente la capacidad del panel afectado, sin influir sobre el rendimiento del resto la instalación. Fig. 20. Efecto del sombreado en la producción: a) Instalaciones con inversor central b) Instalaciones con microinversores. Fuente: Adaptado de [41]. 27 Las consecuencias del efecto de sombreado analizado previamente también pueden generarse debido a otros factores equivalentes, como la acumulación de polvo o suciedad en la superficie de los paneles, así como por la presencia ocasional de objetos externos, como hojas caídas o pájaros posados sobre ellos. Siendo todos estos factores capaces de provocar una disminución temporal en la eficiencia de la generación de energía del sistema. 9.2.1.3.2 Pérdidas por desigualdad en la capacidad productiva de los paneles. En la selección del modelo de panel fotovoltaico, se ha identificado como las potencias de los paneles, para un mismo modelo, pueden presentar cierta variabilidad debido a las tolerancias de potencia tal como se aprecia en la Tabla V. En el caso del modelo de generador seleccionado para el diseño, este intervalo para la potencia de cada módulo se encuentra entre el 0 % y el 5 % [37], lo que permite integrar en la misma instalación módulos con capacidades comprendidas entre 455 W y 477,75 W. Esta diferencia en las potencias de los paneles repercute del mismo modo que el efecto del sombreado en la productividad, debido a una falta de homogeneidad en la potencia de los equipos. Al hacer uso de un inversor central, la generación de energía de todos los paneles estará limitada por la potencia del módulo con menor capacidad, no siendo posible aprovechar los paneles con potencias superiores. Sin embargo, con un microinversor, es posible aprovechar las diferencias de potencia entre los módulos, ya que estos funcionan de manera independiente sin estar estos interconectados entre ellos. En la figura 21 se representa de forma gráfica y cuantitativa el impacto del mismatch para los diferentes equipos de inversión. Fig. 21. Limitaciones productivas del efecto mismatch para los diferentes equipos de inversión: a) Inversor central, b) Microinversor. Fuente: Adaptado de [42]. Por este motivo, debido a las repercusiones en la capacidad productiva, mencionadas anteriormente, en las instalaciones con inversores centrales es imprescindible que los strings conectados al inversor distribuyan de manera equitativa el total de paneles [42]. Esto ayuda a prevenir diferencias de potencia entre los strings evitando limitar la producción de la instalación. La orientación desigual de los paneles o el uso de módulos de diferentes potencias genera el mismo efecto de mismatch, lo que hace inadecuado orientar paneles en direcciones distintas en una instalación con inversor central [42]. Por esta razón, las instalaciones con inversores centrales son más restrictivas en cuanto a la disposición y configuración de los paneles. 9.2.1.4 Coste de los equipos En la figura 22, se observa que los costes iniciales asociados a una instalación con microinversores son más elevados en comparación con los inversores centrales. Sin embargo, la menor vida útil de 28 los inversores centrales incrementa los costes a largo plazo, ya que es necesaria su sustitución periódica. Este gráfico (figura 22) es el resultado de un estudio comparativo que analizó los costes asociados a instalaciones con microinversores e inversores centrales. De manera gráfica, se muestra cómo varían estos costes en función del número de paneles de la instalación y la cantidad de reemplazos de los equipos de inversión, considerando su evolución en el coste a lo largo del tiempo. Fig. 22. Coste asociado a los equipos de inversión en función del tiempo. Fuente: [42]. Para el diseño de la instalación fotovoltaica de la residencia particular, se han considerado 6 paneles con una vida útil estimada de aproximadamente 30 años. En el caso de utilizar un sistema de conversión basado en un inversor central, sería necesario realizar al menos tres reemplazos, debido a que estos equipos tienen una vida útil de entre 8 y 12 años, según lo mencionado anteriormente. Sin embargo, como se muestra en la figura 22, el uso de microinversores resultaría una inversión más económica a largo plazo en comparación con la implementación de un inversor central para la instalación prevista. 9.2.1.5 Análisis de las características de los inversores centrales y microinversores A continuación, se presenta un análisis comparativo de las características de los inversores centrales y los microinversores, organizando dichas características en ventajas o desventajas de acuerdo con la instalación particular a diseñar y las particularidades previamente descritas de cada tipo de inversor. En la Tabla VIII, se resumen los aspectos clave de ambos tipos de inversores, con el propósito de valorar su idoneidad en función de las necesidades específicas del proyecto. 29 TABLA VIII.ANÁLSISI COMPARATIVO ENTRE EQUIPOS DE INVERSIÓN Inversor central Microinversor Ventajas • Interconexión de un conjunto mayor de paneles. • Ubicación accesible, facilidad de sustitución y mantenimiento. • Menor coste de inversión inicial. • Preferible para instalaciones de gran envergadura. • La producción de los demás paneles no se ve comprometida por sombras o averías que afecten a un panel en particular. • Posibilidad de ampliar fácilmente la potencia de la instalación. • Control modular de la producción. • Posibilita instalaciones con paneles en distintas orientaciones. • Disminución de pérdidas por mismatch. • Media de vida útil 30 años. • Pueden operar con potencias pico más bajas. Desventajas • La productividad de la instalación se influenciada significativamente por sombreados, o algún mal funcionamiento en algún panel. • Pérdidas en la producción por mismatch. • No es posible la monitorización de cada panel individualmente. • No es óptimo para trabajar con paneles en distintas orientaciones. • Necesidad de un cuadro de protecciones para la sección de corriente continua (de los paneles al inversor). • Media de vida útil menor (8 a 12 años). • Limita la capacidad de ampliar la instalación a largo plazo. • Dificultad de sustitución o mantenimiento debido a su baja accesibilidad. • Coste de inversión elevado. • Exposición de los equipos a condiciones extremas. 9.2.2 Equipo de inversión seleccionado para la instalación El análisis inicial muestra que el uso de microinversores permite que cada panel opere de forma independiente, reduciendo así el impacto de factores externos en la capacidad de generación total de la instalación. En cuanto a la durabilidad de los equipos, los microinversores destacan por su vida útil similar a la de los paneles fotovoltaicos (alrededor de 30 años), lo que elimina la necesidad de reemplazarlos a lo largo del periodo de vida de la instalación. Por el contrario, los inversores centrales, con una vida útil menor (entre 8 y 12 años), requieren al menos tres reemplazos durante el ciclo de vida de la instalación. Teniendo en cuenta esta diferencia en la durabilidad, la figura 22 muestra el sobrecosto asociado al uso de inversores centrales frente a los microinversores para una instalación de 6 paneles, según lo previsto. Este sobrecosto se origina en la necesidad de sustituir los inversores centrales a lo largo del tiempo, lo que incrementa significativamente el coste total de la inversión. En contraste, los microinversores, gracias a su mayor longevidad, constituyen una opción más económica a largo plazo. 30 Por estos motivos, y analizadas las características particulares de la instalación, la cual presenta una gran facilidad para futuras ampliaciones de potencia, debido al elevado número de cubiertas disponibles, cada una con su respectiva orientación e inclinación (ver figura 23), se concluye que la tecnología de microinversores es la opción óptima para el diseño del sistema. De este modo, se consigue maximizar la productividad, minimizar los costes a largo plazo de los equipos de inversión y, al mismo tiempo, preparar la instalación para ampliaciones futuras de potencia. Esto permite reducir los costes ante posibles aumentos en la capacidad de generación, al garantizar que los equipos inversores existentes puedan aprovecharse si fuera necesario. Fig. 23. Ubicaciones posibles en caso de ampliación de potencia de la instalación. Fuente: Adaptado de [17]. 9.2.3 Modelo de inversor Reconociendo la importancia fundamental de los inversores en las instalaciones fotovoltaicas, se ha realizado un estudio a cerca de las opciones que ofrece el mercado para estos equipos. Entre los equipos compatibles con el modelo de paneles seleccionados en apartados anteriores, se han identificado tres alternativas viables para la instalación. Los modelos seleccionados para el análisis cuentan todos ellos con dos entradas MPPT, permitiendo a cada inversor gestionar de manera simultánea la corriente generada por dos paneles solares. De esta manera, el número de microinversores necesarios será la mitad de los paneles instalados, siendo necesarios 3 equipos. 9.2.3.1 Selección del equipo de inversión En el estudio preliminar, se ha verificado que los modelos presentados a continuación cumplen con los requisitos de compatibilidad con los paneles solares. De este modo, los factores para la selección del microinversor óptimo estarán relacionados con las ventajas que cada modelo puede aportar a la instalación, considerando tanto la productividad como las características específicas del emplazamiento. Siguiendo un criterio uniforme respecto a las características mecánicas de los equipos, (tal como se ha aplicado en la selección del modelo de panel), será incluida la evaluación del peso de los microinversores como un parámetro del análisis, asignándole un peso de ponderación de 80. Los equipos inversores requieren conexión a la red eléctrica para su correcto funcionamiento, lo que implica un consumo energético asociado que representa un costo adicional y puede impactar la rentabilidad de la inversión. Para reflejar este impacto, se incluirá en el análisis el consumo energético 31 especificado por los fabricantes de los microinversores durante los períodos en los que los paneles no están operativos, aplicando un peso de 20 a este parámetro característico. Asimismo, será valorada la confiabilidad de los equipos durante el período de funcionamiento garantizado por los fabricantes, asignando a este parámetro un peso de 90. En los microinversores, es común que los fabricantes ofrezcan un período mínimo de garantía, con la posibilidad de ampliarlo si se demuestra que los equipos están correctamente integrados en la instalación. En el análisis, será considerado el período máximo de garantía ofrecido por los diferentes fabricantes, puesto que los microinversores han sido seleccionados valorando previamente la compatibilidad con los equipos de generación fotovoltaica. La eficiencia de los estos equipos en la conversión de corriente se evaluará considerando los valores de este parámetro, específicos para cada alternativa disponible. Para garantizar una comparación equitativa y representativa, se tomará como referencia el valor de eficiencia en MPPT (Maximum Power Point Tracking), dado que este refleja la capacidad del equipo para maximizar el aprovechamiento energético de los paneles solares. En el análisis, este parámetro será evaluado con un peso de 80, destacando su importancia crítica en el desempeño general del sistema. El valor óptimo será el más alto registrado, ya que una mayor eficiencia implica un mayor aprovechamiento de la energía generada por los módulos fotovoltaicos, traduciéndose en un rendimiento superior del sistema en su conjunto. Los equipos microinversores compatibles con el modelo de panel seleccionado para la instalación, elegidos en base a sus altas eficiencias y precios competitivos, son: M800 (TSUN), EVT800 (Envertech) y HMS-800-2T (Hoymiles). A continuación, se muestra una imagen de todos ellos en una la figura siguiente (figura 24). Fig. 24. Modelos de microinversores preseleccionados: A) M800 (TSUN), B) EVT800 (Envertech) , C) HMS800-2T (Hoymiles). Fuente: Adaptado de [39], [40], [45] respectivamente. En la Tabla IX se presentan los resultados del análisis comparativo realizado entre los diferentes modelos de equipos de inversión evaluados. Esta tabla incluye los parámetros clave previamente descritos, destacando el desempeño de cada alternativa en dichos criterios. Además, se detallan los pesos asignados a cada parámetro del análisis y su valor óptimo (máximo o mínimo) así como la puntuación global para cada alternativa en forma de porcentaje. Para más información acerca de los cálculos justificativos del análisis realizado véase la Tabla XXV del Anexo 2.3. 32 TABLA IX. RESUMEN DEL ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS DE LOS MICROINVERSORES PROPUESTOS Categoría/ Parámetros Peso de ponderación (1-100) Valor óptimo (Mínimo/ Máximo) Valores HMS-8002T (Hoymiles) M800 (TSUN) EVT800 (Envertech) Peso del microinversor (kg) 80 Mínimo <50 <50 <100 Consumo nocturno (mW) 20 Mínimo <50 <50 <100 Eficiencia nominal en MPPT (%) 80 Máximo 99,8 99,9 99,9 Garantía máxima (años) 90 Máximo 25 [45] 25 [39] 20 [40] Precio con IVA (€/panel) 100 Mínimo 163,49 [46] 179,00 [47] 181,50 [48] Puntuación obtenida en porcentaje (%) 78,38 76,72 21,62 Fuente: Elaboración propia a partir de [39], [40], [45], [46], [47] y [48]. Del análisis se concluye que la alternativa más adecuada para la instalación es el microinversor HMS800-2T de la marca Hoymiles, que obtuvo la puntuación más alta, alcanzando un 78,38 % en los criterios evaluados. Esto lo posiciona como la opción idónea y, en consecuencia, el equipo seleccionado para la instalación. 9.2.3.2 Inversor seleccionado para el diseño A continuación, se presentan las características técnicas del modelo de equipo de conversión de energía seleccionado para el sistema fotovoltaico. La ficha técnica completa del equipo se incluye en el Anexo 7.2. 33 TABLA X. CARACTERÍSTICAS DEL MICROINVERSOR HMS-800-2T DE LA MARCA HOYMILES HMS-800-2T (Hoymiles) Parámetro Especificación Tensión de entrada máxima (V) 65 Intervalo de tensión MPPT (V) 16 - 60 Tensión de arranque (V) 22 Corriente de entrada máxima (A) 2 × 14 Corriente máxima de cortocircuito de entrada (A) 2 × 25 Número de MPPT 2 Número de entradas por MPPT 1 Potencia de salida nominal (W) 800 Intervalo/tensión de salida nominal (V) 230/180 - 275 Intervalo/frecuencia nominal (Hz) 50/45 - 55 Eficiencia MPPT 99,8 % Consumo nocturno de energía (mW) < 50 Intervalo de temperatura ambiente (ºC) -40 a +65 Dimensiones [Longitud ˣ ancho x grosor](mm) 261 × 180 × 35,1 Peso (kg) 3,2 Fuente: Elaboración propia a partir de la ficha técnica del equipo [49], incluida en el Anexo 7.2. El modelo seleccionado, HMS-800-2T, ha sido seleccionado siguiendo el criterio de infradimensionamiento de la potencia del microinversor, estableciendo que la relación entre la potencia en corriente continua (CC) y corriente alterna (CA) del equipo se encuentra entre 1,1 y 1,35, tal como indica el fabricante [50]. A continuación, se demuestra cómo la potencia de entrada de los dos paneles que se conectarán se ajusta al intervalo recomendado por el fabricante. 𝑅𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛--/-/ =𝐶𝐶0"$+%1% 𝐶𝐴2%&!1% =445 · 2 800 = 1,11 40 10.1.2.2 Dimensionamiento del cableado Al dimensionar la sección del cableado, es fundamental considerar factores clave como la longitud del cable, la corriente máxima que circula por él y la tensión de operación. En este caso particular, al conectar tres microinversores en paralelo, la corriente total en el cable será el resultado de sumar las corrientes generadas por cada uno, mientras que la tensión será igual a la salida de un único microinversor, debido a la disposición en paralelo de estos equipos. El cálculo de la sección debe ajustarse a los criterios establecidos en la normativa recogida en la ITCBT-40 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, la cual establece dos requisitos principales. Por un lado, la capacidad del cable para conducir corriente debe ser suficiente para soportar, de forma segura, una intensidad que supere el 125 % de la máxima esperada en la instalación, evitando así sobrecalentamientos o daños. Por otro lado, la normativa exige que la caída de tensión entre los microinversores y el punto de interconexión con la vivienda no exceda el 1,5 % de la tensión nominal, asegurando una transmisión eficiente de la energía sin pérdidas significativas que puedan afectar al rendimiento del sistema. Criterio de corriente máxima admisible: Tal como se ha expuesto anteriormente la corriente que circulará por el cableado corresponderá a la suma de las corrientes generadas por cada uno de los microinversores. De acuerdo con su ficha técnica del modelo seleccionado (HMS-800-2T), presenta una corriente de salida para cada microinversor de 3,48 A. Siendo la corriente total que circula 10,44 A tal como se muestra en la ecuación 2. 𝐼/- = 𝑁º!"3*+#4+*# · 𝐼/-5#%&!1%/!"3*+#4+ = 3 · ( 3,48 ) =10,44#𝐴 (2) Para determinar la sección mínima del cableado capaz de soportar la intensidad máxima de la instalación ( 𝐼/- ), se han considerado factores de corrección según las normativas UNE 211435-1 y ITCBT-06. La aplicación de estos factores resulta esencial para ajustar los cálculos a las condiciones reales de operación garantizando un diseño adaptado al entorno operativo del sistema. Para el cálculo de la sección del conductor, se ha adoptado una temperatura ambiente de diseño de 40 °C, en cumplimiento de la ITC-BT-06, la cual establece este valor por defecto para las condiciones de diseño. Del análisis de las temperaturas históricas del entorno realizado anteriormente se muestra que el valor máximo registrado para el municipio fue de 37,5 °C (en agosto de 2018). El promedio de temperaturas máximas mensuales entre 2009 y 2024 es de 30,5 °C (ver Tabla I), por ello, se opta por no incrementar el valor normativo de 40 °C al contemplar con este las condiciones más exigentes y posibles variaciones futuras de la temperatura del emplazamiento de la instalación. Determinada esta temperatura de diseño, se aplica un factor de corrección por temperatura de 1,0, conforme al REBT y la Tabla XII de la norma UNE 211435-1, lo que indica que la capacidad máxima admisible del conductor no requiere ajustes adicionales debido a la temperatura ambiente. TABLA XII. FACTORES DE CORRECCIÓN PARA DISTINTAS TEMPERATURAS DEL AIRE Fuente: UNE 211435-1 de 2021. 41 A pesar de que el cableado estará instalado debajo de los equipos fotovoltaicos y protegido por un tubo rígido en su tramo exterior, se considera un escenario más desfavorable para garantizar un diseño mejor capacitado. Este enfoque sobredimensiona los conductores, proporcionando un margen adicional de seguridad. En este contexto, y de acuerdo con la ITC-BT-06, se aplica un factor de corrección de 0,9 para tener en cuenta una exposición directa al sol, considerando las condiciones más extremas a las que el cableado podría enfrentarse. El diseño contempla un conjunto de cables: neutro, fase y toma tierra (uno para el inversor y otro para los paneles). Por este motivo, es necesario aplicar factores de corrección adicionales relacionados con el número de cables conductores agrupados, siendo este de valor 0,89 conforme a la ITCBT-06 del REBT y la UNE 211435-1 (Tabla XIII). TABLA XIII. FACTORES DE CORRECCIÓN EN CASO DE AGRUPACIÓN DE CABLES Fuente: UNE 211435-1 de 2021. En resumen, la aplicación de estos criterios y factores asegura que el cableado cumple con los requisitos normativos y garantiza un nivel óptimo de seguridad, fiabilidad y rendimiento bajo las condiciones de operación previstas, incluso en escenarios adversos. 𝐼′/- =6!" 7#$%5·7&'()*&+,ó./+&0%1#5·7 213*1(&2)(&55 =9:,<< :,=∗:,?=∗9 ≈13,03#𝐴 De esta manera la intensidad aplicando los factores de corrección ( 𝐼′/- ) resulta ser de 13,03 A, como se muestra en el cálculo expuesto anteriormente. Según el tipo de instalación prevista, el cableado será anclado en el soporte en el tramo comprendido debajo de los paneles y en su recorrido exterior este se incorporará en el interior de un tubo rígido. Este diseño de instalación corresponde al método B1 establecido en la normativa UNE 211435-1 (figura 34), el cual se aplica a conductores instalados en soportes de recorrido horizontal o vertical. Fig. 34. Método de instalación del cableado AC. Fuente: UNE-60364-5-52. El cableado de instalación será de aislamiento XLPE, que de acuerdo con la nomenclatura se denominará al conductor, 2XLPE al presentar 2 conductores con carga. La normativa UNE-60364-5-52 de 2022 establece las corrientes máximas admisibles para conductores, teniendo en cuenta su sección, el número de conductores y el tipo de aislamiento. Según el método de instalación seleccionado (E), el cálculo para este conductor se debe realizar utilizando los valores indicados en la columna 5 de la Tabla XIV. 42 TABLA XIV. CORRIENTES ADMISIBLES PARA CONDUCTORES CON AISLAMIENTO TERMOESTABLE Nota: La Tabla XIV refleja las intensidades máximas según su sección para conductores con aislamiento tipo XLPE, EPR o similar para una temperatura ambiente del aire 40 ºC. Fuente: UNE-60364-5-52 de 2022. En este caso, para la corriente de diseño ( 𝐼′/-# = 13,03 A), se verifica una sección mínima de 1,5 mm², la cual cumple con el criterio de intensidad máxima establecido por el REBT. De este modo, se concluye que la corriente de diseño del sistema resulta inferior a la intensidad máxima admisible para conductores de sección superior a 1,5 mm², según los valores recogidos en la Tabla XVI cumpliendo así con uno de los criterios normativos. Criterio de caída de tensión: Como se ha explicado anteriormente, la sección mínima del conductor debe ser capaz de soportar un 125 % de la intensidad máxima prevista de la instalación, garantizando así la seguridad y la capacidad de conducción de corriente bajo las condiciones de operación. Además, esta sección mínima también debe cumplir con el requisito de caída de tensión, la cual no debe superar el 1,5 % entre la salida de los equipos generadores y el punto de interconexión. En este caso, el punto de interconexión corresponde al cuadro de protecciones de la instalación fotovoltaica. Para determinar esta sección mínima, se utiliza la siguiente ecuación (3), que permite calcular la sección necesaria del conductor para cumplir con las exigencias de caída de tensión establecidas en la ITC-BT-40, de acuerdo con el Anexo 2 de la Guía BT. 𝑆 ≥ ,·@·6456/ _!" A·B(·C .$3 (3) Donde: • S = Sección mínima del conductor (mm²). • L= Longitud del conductor (m). 43 • 𝐼DEF5 _/- = Intensidad nominal de salida del microinversor (A). • γ = Conductividad del cobre a 70 ºC. (m/(Ω∙mm²) • 𝑈+ = Caída de tensión máxima en tanto por uno (V). • Vnom = Tensión de salida del microinversor en condiciones nominales (V). Esta ecuación expresa la sección mínima de un conductor, de acuerdo con las características del conductor y el sistema para el cual está prevista su aplicación. Fuente: Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (REBT). A partir de la figura 32, se estima una longitud de 14,60 metros del cableado de AC. Sin embargo, para los cálculos, se añadirá un margen de 3,40 metros adicionales, lo que supone un sobredimensionamiento que proporciona seguridad ante posibles reorientaciones del cableado en la fachada debido a agentes externos. De este modo, el dimensionamiento se realizará considerando una longitud total de 18 metros. La corriente que circulará a potencia nominal para la instalación diseñada ha sido previamente calculada como 𝐼/- de valor 10,44 A. Sin embargo, tras aplicar los factores de corrección para esta se obtiene un valor de 13,03 A ( 𝐼′/-) , con el que se realizará el dimensionado de la sección mínima, al considerar esta última las condiciones a las que será expuesto el conductor. La tensión de operación para el cálculo es de 230 V, acorde con la tensión de salida nominal de los microinversores en condiciones estándar. En cuanto a la conductividad del cobre a 70 ºC, este material presenta una valor de 48 m/(Ω∙mm²) de acuerdo con el Anexo 2 de la Guía BT. 𝑆 ≥ 2 · 18 ·13,03 48 · 0,015 ·230 𝑆 ≥ 2,83#𝑚𝑚,#≈ 4#𝑚𝑚, Redondeando al valor comercial inmediato superior, se establece que la sección mínima de los conductores para la instalación, mediante el criterio de caída de tensión, es de 4 mm². Al tratarse éste del criterio más restrictivo, se concluye que la sección mínima requerida del conductor resulta ser de 4 mm². De esta manera se cumplen con las exigencias normativas, garantizando un funcionamiento seguro y eficiente para el sistema. El microinversor seleccionado es totalmente compatible con esta sección, al admitir en su conexión de salida cables AWG 12 y AWG 10, equivalentes a secciones de 4 mm² y 6 mm², respectivamente [51]. No obstante, se ha analizado la posibilidad de emplear la sección inmediatamente superior de 6 mm², aprovechando la compatibilidad del inversor con esta opción. El análisis realizado demuestra que el sobrecoste asociado es insignificante, ascendiendo a tan solo 0,31 €/m [56], [57], lo que supone un incremento total de 5,58 € para los 18 metros necesarios en la instalación. Dado que el microinversor es compatible con cableados de 6 mm² y considerando las ventajas que esta sección adicional proporciona, como una reducción significativa del efecto Joule y un aumento en la seguridad general del sistema, se ha decidido implementar esta sección en el cableado del sistema. Esta elección no solo optimiza la eficiencia energética, sino que también refuerza la confiabilidad y durabilidad de la instalación. Para esta implementación, se selecciona el modelo RZ1-K (AS) de 1000 V de Exzhellent General Cable (figura 35), cuyo precio es de 1,28 €/m (con IVA). En consecuencia, el coste total con IVA para los 18 metros necesarios del cable de fase y neutro será de 46,08 €. 44 Fig. 35. Conductor AC RZ1-K de General Cable. Fuente: [57]. 10.1.3 Cableado de protección toma tierra La normativa ITC-BT-18 del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (REBT) establece una relación directa entre la sección del conductor de protección (toma de tierra) y la sección de los conductores de fase en instalaciones eléctricas. Estas relaciones se presentan en una tabla normativa que define las dimensiones mínimas requeridas para garantizar la seguridad de la instalación en función de la sección de los conductores. TABLA XV. RELACIÓN ENTRE LA SECCIÓN DE LOS CONDUCTORES Y EL CABLEADO DE PROTECCIÓN Fuente: ITC-BT-18 del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. Según los valores indicados en la Tabla XV, la sección del conductor de protección debe ser igual a la de los conductores de fase seleccionados, al ser estos de sección inferior a 16 mm². En este caso, el conductor de protección asociado a los microinversores debe tener una sección de 6 mm² para cumplir con las exigencias normativas. Respecto a los paneles fotovoltaicos, su estructura metálica también debe conectarse a la toma de tierra para garantizar la seguridad del sistema. De acuerdo con la ITC-BT-18, esta conexión puede realizarse a través de la toma de tierra de la residencia o mediante una toma de tierra independiente específica. Para el sistema en particular, se ha decidido emplear el mismo cableado de 6 mm² para conectar tanto los microinversores como la estructura metálica de los paneles a la toma de tierra de la residencia, cumpliendo con los requisitos de seguridad establecidos por la normativa. Para llevar a cabo esta instalación serán necesarios 18 metros de cable de 6 mm² para la protección de los microinversores y otros 18 metros para la protección de la estructura metálica de los paneles, lo que suma un total de 36 metros de este cableado. El modelo seleccionado para esta instalación es el cable H07V-K de 6 mm² (figura 36), cuyo precio es de 1,55 €/m, lo que supone un coste total de 55,80 € para los 36 metros necesarios [58]. Esta solución asegura el cumplimiento de la normativa vigente y garantiza la seguridad y eficiencia del sistema eléctrico de la instalación. Fig. 36. Conductor H07V-K. Fuente: [58]. 45 11 Protecciones Las protecciones son fundamentales para garantizar la seguridad del sistema fotovoltaico y el entorno que lo rodea. Según el tipo de instalación, es necesario implementar protecciones tanto en la sección de corriente continua como en la de corriente alterna. Este diseño es común en instalaciones que utilizan inversores centrales o inversores de tipo cadena debido a una acumulación mayor de corriente en la sección de corriente continua. En el caso de los microinversores seleccionados (HMS-800-2T), estos dispositivos ya incluyen protecciones integradas contra sobrecorriente y sobretensión en la sección de corriente continua [51]. Por lo tanto, no será necesario dimensionar protecciones adicionales para esta sección del sistema. Sin embargo, en la sección de corriente alterna, será imprescindible diseñar e implementar las protecciones correspondientes, teniendo en cuenta las características específicas de la instalación. Estas protecciones deberán cumplir con la normativa vigente, asegurando un funcionamiento seguro y confiable del sistema. 11.1 Dimensionado protecciones AC De acuerdo con la necesidad de integrar protecciones contra sobretensiones y sobreintensidades en las instalaciones de generación, tal como establece la ITC-BT-40 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, dichas protecciones se dimensionarán siguiendo las directrices de la normativa UNEHD-60364-4-43:2010. Esta normativa tiene como equivalentes internacionales la IEC 60364-443:1977/A1:1997 MOD y la IEC 60364-4-43:1977 MOD. En esta se indican las condiciones que deben reunir los equipos de protección las cuales se enuncian a continuación: 𝐼H# ≤ 𝐼"#≤ #𝐼I (4) 𝐼,# ≤ #1,45 · 𝐼I# (5) Donde: • IB: Intensidad de diseño del circuito. • IZ: Intensidad permanente admisible del cable (véase el capítulo 523). • In: Intensidad asignada del dispositivo de protección. • I2: Intensidad efectiva asegurada en funcionamiento en el tiempo convencional del dispositivo de protección. En estas ecuaciones (4 y 5), se enuncian la primera y la segunda condición que deben reunir los equipos de protección de la instalación. Fuente: UNE-HD-60364-4-43:2010. En la figura 37 se exponen de manera gráfica las condiciones expuestas anteriormente en las ecuaciones 4 y 5. 46 Fig. 37. Condiciones 1 y 2 de las protecciones. Fuente: Anexo B de la norma UNE-HD-60364-4-43:2010. Para el caso en particular, el valor de la IJ corresponderá al valor de la I’AC, calculada anteriormente (13,03#A) . Para el valor de la intensidad permanente admisible del cable, de la Tabla XIV, se obtiene que para la sección determinada (6 mm2), esta tiene un valor de 49 A. Sin embargo, debido a las condiciones de la instalación esta resultará algo menor. Aplicando los factores de corrección se determina que la IZ es de 35,28 A, como se muestra a continuación. 𝐼′I= 𝐼I· 𝑓 #4& #· 𝑓 %)+KL%'!ó"5'%M&*# #· 𝑓 $*NL*+%$K+% ##= 49 · 0,9 · 0,89 · 1 = 35,28#𝐴 Sustituyendo estos valores de intensidades en la primera y la segunda condición (ecuaciones 4 y 5) resultan las restricciones respectivamente, para la intensidad de los fusibles y magnetotérmicos de la instalación; 13,03#𝐴 ≤ 𝐼"#≤ #35,28#𝐴# 𝐼,# ≤ #1,45 ·35,28#𝐴 →#𝐼,# ≤ #51,15#𝐴# Cumpliendo con las condiciones establecidas, se instalará un magnetotérmico de 16 A, que se ajusta de manera óptima a los criterios de dimensionamiento. En cuanto al diferencial, se ha optado por un equipo de 25 A. Técnicamente, sería posible instalar un diferencial de 20 A. Sin embargo, se ha decidido optar por una opción ligeramente más robusta, con el objetivo de sobredimensionar la instalación en aras de mejorar su seguridad y prepararla para posibles exigencias futuras. Para garantizar una protección adicional al diferencial, la instalación se configurará de manera que el magnetotérmico sea el primer equipo en recibir la corriente generada. La salida del magnetotérmico se conectará al diferencial, permitiendo que, en caso de una sobreintensidad, el magnetotérmico actúe primero, protegiendo al diferencial, tal como se ilustra en el esquema unifilar del sistema (ubicado en el Plano 2 del Anexo 8). Esta disposición asegura que el diferencial, ya dimensionado por encima de las necesidades de la instalación, disponga de una protección complementaria que refuerza la seguridad y fiabilidad del sistema de protección. De esta forma, los equipos instalados cumplen plenamente con las restricciones normativas especificadas anteriormente, asegurando un sistema eléctrico confiable, seguro y robusto. 47 11.1.1 Modelos de Equipos de Protección Seleccionados En cuanto al diferencial se ha optado por el diferencial modelo iCV40 de la marca Schneider, de 20 A y sensibilidad 30 mA (figura 38A) con un precio de 22,98 € [59]. Para el magnetotérmico se selecciona el modelo iK60N de 20 A de la marca Schneider (figura 38B), con un precio de 10,44 € [60]. Fig. 38. Equipos de protección seleccionados: A) Diferencial iCV40. B) Magnetotérmico iK60N. Fuente: Adaptado de [60], [59]. 12 Elementos adicionales necesarios Además de los elementos previamente descritos, la instalación fotovoltaica requiere componentes adicionales para su óptimo funcionamiento. En los siguientes apartados se detallan estos elementos junto con su función y aplicación dentro del sistema. 12.1 Cuadro de los elementos de protección Para alojar las protecciones de corriente alterna previamente diseñadas, se empleará un cuadro independiente que se integrará en este la distribución de las protecciones. Para este propósito, se ha seleccionado el modelo de caja RN-1x8+2 - 2204-01 de la marca Elektro-Plast (figura 39), con un coste de 20,09 € [61]. Esta caja de distribución presenta las dimensiones en milímetros siguientes; 220 x 168 x 112,5, ofreciendo un diseño compacto y adecuado para la instalación requerida. Fig. 39. Caja de distribución de protecciones Elektro-Plast. Fuente: [61]. 12.2 Instrumentos de medida En el caso de esta residencia en particular, se dispone de un contador bidireccional capaz de medir tanto la energía consumida de la red como la energía vertida hacia ella. Este tipo de medidor es esencial para que la comercializadora eléctrica pueda compensar los excedentes de energía generados por la instalación y vertidos a la red. 48 Aunque la instalación cuenta con un contador adecuado para esta tarea, se añadirá un medidor adicional de propiedad (del titular de la residencia), para realizar un monitoreo independiente de la energía vertida a la red. Esto permitirá, en caso de un fallo del contador principal, registrar los excedentes reales vertidos y garantizar su adecuada compensación. El equipo de medida, comúnmente denominado "meter" (derivado de su nomenclatura en inglés), realiza las mediciones utilizando un sistema de elementos toroidales que monitorizan tanto la generación de energía de la instalación fotovoltaica como el consumo energético de la vivienda los cuales se visualizan en la aplicación web del fabricante del dispositivo. El modelo seleccionado es el DDSU666-H de la marca Huawei. Este dispositivo, detallado en la figura siguiente (figura 40), tiene un coste total, incluyendo el IVA, de 102,85 € [62]. Fig. 40. Contador bidireccional DDSU666-H. Fuente: Adaptado de [63]. 13 Características del sistema dimensionado En la Tabla XVI, se detallan las características del sistema dimensionado, incluyendo los modelos de los equipos de generación seleccionados y sus respectivas potencias. Además, se especifican las potencias de la instalación diferenciándose la potencia nominal y la pico. Como resultado del sobredimensionamiento de los paneles respecto al inversor, y conforme a las recomendaciones del fabricante, se aprecia que la potencia nominal de la instalación es menor que su potencia pico. Sin embargo, esto no supone ningún inconveniente para el sistema, ya que, como se ha mencionado anteriormente, los paneles rara vez operan en condiciones de máxima potencia en situaciones habituales, lo que hace que esta diferencia tenga un impacto mínimo en la producción promedio de la instalación. TABLA XVI. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA DISEÑADO Equipo Modelo Fabricante Número de Equipos Potencia nominal por equipo (kW) Potencia de salida total (kW) Panel JAM54D40 JASOLAR 6 0,445 2,67 Microinversor HMS-800-2T Hoymiles 3 0,800 2,40 Potencia pico de la instalación (kWp) 2,67 Potencia nominal de la instalación (kWn) 2,40 Fuente: Elaboración propia. 49 En el Plano 2 del Anexo 8, se presenta el esquema unifilar para la instalación diseñada en el cual se exponen la disposición de los equipos seleccionados y su conexión. 14 Producción de la instalación Siguiendo las directrices descritas en la metodología del estudio, el cálculo de la producción se realizará utilizando el software PVGIS, una herramienta desarrollada por la Comisión Europea que permite estimar el potencial de generación de energía solar en cualquier ubicación del mundo. PVGIS proporciona datos sobre irradiación solar, producción fotovoltaica estimada y otros parámetros esenciales para el diseño de sistemas solares. Para el análisis de la producción, el programa requiere introducir ciertos datos del sistema, incluyendo la ubicación, que puede especificarse mediante coordenadas, dirección exacta o selección manual en el mapa. Además, se deben proporcionar la inclinación de la cubierta y el tipo de estructura de soporte de los paneles. En este caso, se ha optado por ingresar las coordenadas precisas de la ubicación obtenidas a través de Google Maps, con una latitud de 41.49541100523197 y una longitud de 2.341507524930098. Asimismo, se ha introducido la inclinación de la cubierta, que, como se detalla en el apartado 8 del estudio, esta presenta un grado de inclinación de 15°. En cuanto a la potencia pico de la instalación, se anotó en el programa un valor de 2,67 kWp, en base a las características de la instalación recogidas en la Tabla XVI, del apartado anterior. El programa por defecto presenta unas pérdidas del sistema del 14 %, para las cuales no se expone cómo se desglosan. Sin embargo, otros softwares como PVWatts Calulator [64] también incluyen esta misma proporción la cual se desglosa en la tabla siguiente (Tabla XVII). TABLA XVII. DESGLOSE DE PÉRDIDAS ESTÁNDAR EN LA PRODUCCIÓN. Variable Porcentaje de pérdidas Pérdidas por suciedad 2 % Pérdidas por sombreado 3 % Pérdidas por diferencias de tensión 2 % Pérdidas a través del cableado 2 % Pérdidas por conexiones 0,5 % Pérdidas inducidas por la luz 1,5 % Diferencia entre la potencia real y la mostrada en la placa del fabricante 1 % Pérdidas por mantenimiento o interrupciones de red 3 % Pérdidas totales 14 % Fuente: Elaboración propia a partir de [64]. Analizando la instalación en las condiciones previstas para su entorno una vez implementada (figura 12), no se prevén sombras significativas generadas por su entorno. Los árboles situados frente a la cubierta tienen una altura inferior al punto más bajo de esta, por lo que las sombras que puedan proyectar no afectarán a la superficie de captación de los paneles. En cuanto al árbol ubicado a la derecha de la figura 13, su posición desplazada hacia el norte garantiza que su sombra no repercutirá 56 Por otro lado, los costos asociados a las tareas administrativas, que incluyen la legalización, la solicitud de permisos y el pago de tasas, suelen representar entre el 12 % y el 18 % del costo de los elementos del sistema (2040,74 €, ver Tabla XIX). Siguiendo el mismo criterio aplicado en el resto de las actividades, se ha optado por aplicar el porcentaje más alto del rango, lo que resulta en un costo estimado de 367,33 €. Sin embargo, considerando que este cálculo es una aproximación, el valor final de estas actividades se redondea a 370 €. La metodología aplicada en el cálculo de los costos permite realizar una estimación razonable de los gastos asociados a la implementación del sistema. Sin embargo, dado que presenta limitaciones en su precisión debido a la naturaleza aproximada de un presupuesto basado en valores de referencia, se ha optado por considerar los valores más altos disponibles. Esto permite evaluar el costo económico de la instalación en el escenario más desfavorable. La siguiente tabla (Tabla XX), presenta un resumen de los costos asociados a las actividades descritas anteriormente. Asimismo, se incluye el costo asociado a este estudio, el cual abarca el dimensionamiento del sistema junto con el análisis económico detallado para las particularidades de la instalación y los consumos específicos de la residencia. Este costo asciende a 5.776,00 €. Para más información sobre el detalle del costo del estudio, se puede consultar el documento Presupuesto. TABLA XX. COSTES ASOCIADOS A LA INSTALACIÓN DEL SISTEMA Actividades para la implementación del sistema Coste asociado (€) (IVA incluido) Adecuación de la cubierta 2.700,00 Mano de obra 1.000,00 Legalización gestión de permisos y tasas 370,00 Diseño del proyecto y estudio económico 5.776,00 Coste total para la instalación del sistema 9.846,00 De esta manera, tal como se expone en la Tabla XX, los costes asociados a la instalación del sistema se valoran en 9.846,00 €. 17.1.1.3 Coste global de la instalación del sistema de generación Los costos asociados a la instalación se han clasificado en dos categorías principales: los relacionados con los elementos y equipos necesarios para el sistema, y los correspondientes a las actividades esenciales para su implementación. Según el análisis realizado, el costo total estimado para la instalación del sistema de generación en la cubierta de la residencia asciende a aproximadamente 11.886,74 €, tal como se detalla en la Tabla XXI. 57 TABLA XXI. RESUMEN DEL COSTE TOTAL DEL SISTEMA DE GENERACIÓN Categoría de costes Coste asociado (€) (IVA incluido) Elementos del sistema 2040,74 Actividades asociadas a la instalación del sistema 9.846,00 Coste del sistema de generación sin bonificaciones 11.886,74 Coste del sistema de generación aplicando las bonificaciones 11.623,49 Debido a la bonificación fiscal concedida por el ayuntamiento del municipio donde se encuentra ubicada la residencia, se aplicará un descuento del 25 % en el Impuesto sobre Bienes Inmuebles (IBI) durante los próximos tres años. Este incentivo fiscal representa un beneficio económico total de 263,25 €, lo que permite disminuir el coste neto de la instalación fotovoltaica a 11.623,49 €, haciendo el proyecto aún más rentable. Uno de los requisitos iniciales establecidos para la instalación era que el costo total no superase los 20.000 €. Como se puede observar en los resultados obtenidos, el costo final de la instalación se sitúa considerablemente por debajo de esta cifra, cumpliendo de este modo con el requisito estipulado al inicio del estudio. 17.2 Análisis de la inversión mediante los indicadores de rentabilidad Una vez determinado el coste de la inversión asociado al sistema en el punto anterior, se puede llevar a cabo, siguiendo los indicadores descritos en la metodología, un análisis económico que permita evaluar si la inversión resulta económicamente viable. 17.2.1 Valor neto anual para la inversión (VAN) El Valor Actual Neto (VAN) es una herramienta financiera clave para analizar la viabilidad económica del proyecto. Este indicador permite calcular la diferencia entre la inversión inicial y el valor presente de los flujos de caja futuros generados por el sistema, ajustados mediante una tasa de descuento. En este apartado se calculará el VAN para la instalación fotovoltaica, evaluando su rentabilidad en el futuro al considerar los ahorros previstos y los costes estimados a lo largo de su vida útil. Para el cálculo del Valor Actual Neto (VAN) se hace uso de la siguiente expresión (6): 𝑉𝐴𝑁# =# ∑ O2 ( 9Q+ ) 2 " $S9 −#𝐼: (6) Donde: • Ft: Flujos de caja en cada periodo. • r: La tasa de descuento. • t: Número de periodos. • I0: Inversión inicial. En la expresión 6 se muestra la fórmula para el cálculo del Valor Anual Neto. Fuente: [70]. 58 Los flujos de caja para la instalación fotovoltaica se determinan considerando los beneficios anuales derivados de la venta de los excedentes de energía, junto con los ahorros asociados al autoconsumo de la energía generada por la propia instalación. El único coste relacionado con la producción corresponde al consumo energético de los microinversores. Según la información proporcionada por el fabricante, estos equipos tienen un consumo máximo de 50 mW. Dado que el tiempo de inactividad diario estimado para estos equipos es de 12 horas, se calcula un consumo total a lo largo de toda la vida útil de la instalación de 19,71 kWh, como se detalla a continuación. #𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜N!'+4!"3*+#4+*#5*"5T:5%ñ4# #= ( 3 · 0,05#𝑊 · 12ℎ ) · ( 365#𝑑í𝑎𝑠 ) ·30#𝑎ñ𝑜𝑠 = #19,71#𝑘𝑊ℎ Considerando el precio actual de la energía eléctrica, fijado en 0,19 €/kWh [71], este consumo representa un coste total de 3,75 € durante toda la vida útil de la instalación (véase la Tabla XXII). No será incluido como un flujo de caja negativo en el cálculo final al tratarse de un importe tan reducido, se considera despreciable, por tanto, el flujo de caja resulta: 𝐹𝑡 =#(𝐸. 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎'4"#KN!1% · 𝑃0"*+)í%5+*1) +#(𝐸. 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎*W'*1*"$* · 𝑃0"*+)í%5*W'*1*"$*) Para el cálculo de los beneficios asociados a la venta de los excedentes se tendrá en cuenta el nuevo contrato de energía del que dispondrá la residencia, donde se encuentra la instalación fotovoltaica, el cual se acogerá a la modalidad de compensación de excedentes con batería virtual. En este caso, para la comercializadora contratada (Endesa) se aplicará la tarifa Solar Plus con Batería Virtual [71]. La energía generada por la instalación fotovoltaica que no se consuma de forma inmediata será vertida a la red, ya que no es posible aprovechar el 100 % de la energía producida debido a que los patrones de consumo no siempre coinciden con las horas de mayor generación (por ejemplo, durante el consumo nocturno). No obstante, con la tarifa considerada en este estudio, la energía vertida a la red se compensa a un precio de 0,10 €/kWh [71]. Este beneficio se acumula en una batería virtual, donde se registra el importe proporcional a los excedentes vertidos a la red. Posteriormente, el saldo acumulado en la batería virtual se utiliza como descuento en la factura eléctrica, compensando parte del coste de la energía consumida de la red. Esto permite, de manera indirecta, aprovechar la energía fotovoltaica generada en un horario distinto al de su producción. Sin embargo, este sistema presenta una desventaja económica: la energía que se vierte a la red se compensa a un precio de 0,10 €/kWh, mientras que la energía consumida de la red tiene un coste aproximado de 0,19 €/kWh (para el año 2023). Esta diferencia de 0,09 €/kWh representa una pérdida de valor por cada kilovatio-hora que no se consuma directamente y, en su lugar, sea vertido a la red. Dado que se trata de una residencia y no de un espacio con consumos energéticos concentrados en una sola franja horaria, se ha considerado, para el cálculo de los flujos de caja, que el 50 % de la energía generada por la instalación fotovoltaica es consumida directamente por la residencia. Esto implica que la mitad de la energía generada anualmente cubrirá el consumo de la vivienda sin necesidad de recurrir a la red eléctrica, lo que reducirá el uso de energía proveniente de esta. El otro 50 % de la energía generada anualmente por la instalación no se consumirá directamente y será compensada al precio estipulado por la tarifa seleccionada (0,10 €/kWh). Además, con el objetivo de realizar una evaluación económica lo más precisa posible, se han considerado, en el cálculo de los flujos de caja, las limitaciones productivas derivadas del deterioro de los paneles solares a lo largo del tiempo. Para el modelo seleccionado (JAM54D40, 445W), se consideran los índices de degradación proporcionados por el fabricante, que indican una pérdida del 1 % en el primer año, seguida de una degradación anual del 0,4 % en los años posteriores (para más información ver el Anexo 7.1). 59 En relación con la tasa de descuento utilizada para el cálculo del VAN, se ha considerado la rentabilidad media de un depósito bancario, que en diciembre de 2024 se situaba en torno al 2,4 % para la banca española [72]. Además, se ha tenido en cuenta la devaluación del dinero, estimada en un 2 %, de acuerdo con los objetivos y previsiones del Banco Central Europeo a medio plazo. 1 + 𝑖 = (1 + 𝑟)(1 + 𝜋) (7) Donde: • i = Interés nominal. • r = Tasa real. • π = Inflación. La expresión 7 muestra la ecuación de Fisher, la cual depende del interés nominal, la tasa real y la inflación. Fuente: [73]. De esta manera, la tasa de descuento, calculada mediante la ecuación de Fisher, resulta en un 4,45 %, tal como se justifica a continuación. 𝑖 =# ( 1 + 0,024 )( 1 + 0,02 ) − 1# = #4,448#% ≈ #4,45#% Como resultado del apartado anterior, la inversión inicial, una vez aplicadas las bonificaciones del ayuntamiento, asciende a 11.623,49 € (ver Tabla XXI). De acuerdo con el cálculo del Valor Actual Neto (VAN) presentado en la tabla (Tabla XXII), se obtiene un resultado de -3.311,86 €. Este valor negativo indica que la inversión en la instalación fotovoltaica no es económicamente viable bajo las condiciones y supuestos considerados. Un valor negativo del VAN a su vez nos indica que la inversión no se podrá recuperar a lo largo de la vida útil de la instalación, por lo que el playback para la instalación está fuera del rango de la vida útil del sistema y por tanto no siendo este último un indicador útil para este contexto. 17.3 Tasa interna de retorno (TIR) En el análisis de viabilidad económica de una instalación fotovoltaica, la Tasa Interna de Retorno (TIR) es uno de los indicadores más relevantes para evaluar su rentabilidad. Este parámetro permite estimar la rentabilidad promedio anual de la inversión, expresada como un porcentaje, y se calcula como la tasa de descuento (r) que iguala el Valor Actual Neto (VAN) a cero, tal como se indica a continuación (8). 0" = " ∑ !! ( #$%&' ) ! )* +,# −"𝐼* (8) Donde: • Ft: Flujos de caja en cada periodo. • t: Número de periodos. • I0: Inversión inicial. • TIR: Tasa Interna de Retorno. En la ecuación 8 se muestra la fórmula para obtener la tasa interna de retorno asociada a la inversión de la instalación. Fuente: [70]. 60 En este caso, el cálculo del VAN arroja un valor negativo, lo que evidencia que los flujos de caja generados por la instalación no son suficientes para cubrir la inversión inicial y el costo del capital bajo las condiciones consideradas. Sin embargo, la TIR sigue siendo un indicador útil, ya que permite comparar la rentabilidad interna de este proyecto con otras posibles alternativas de inversión. El cálculo de la TIR para la instalación fotovoltaica resulta en un 1,82 %, lo que refleja una rentabilidad anual promedio muy baja. Este valor subraya que los flujos de caja generados no serán suficientes para recuperar la inversión inicial de manera rentable, tal como indica el resultado anterior del VAN, lo que cuestiona la viabilidad económica del proyecto en su configuración actual. 17.4 Conclusiones del estudio económico En el análisis económico realizado, se ha observado como los resultados reflejan una rentabilidad negativa, lo que indica que la inversión asociada al sistema fotovoltaico es deficitaria, no siendo capaz de recuperar el capital invertido ni generar beneficios a lo largo de la vida útil del sistema. Esta conclusión del análisis se atribuye principalmente a factores específicos del caso estudiado. Se ha identificado que las características particulares de la residencia y los sobrecostos asociados a trabajos no habituales, como la rehabilitación de cubierta, incrementan significativamente la inversión necesaria. Además, el factor más determinante es el elevado coste del estudio técnico, valorado en 5.776,00 €, lo que representa casi tres veces el costo de los equipos de la instalación, impactando de manera crítica en la viabilidad económica del proyecto. Para ajustar el análisis a un contexto más representativo, se ha valorado su viabilidad en un escenario más real, únicamente diferenciándose al considerar un costo habitual para el estudio técnico de 500 €. En este nuevo escenario, cuyos resultados se presentan en el Anexo 4.2, se ha observado una mejora significativa en la viabilidad del sistema, con un TIR del 7,89 % y un VAN positivo de 2.464,14 €. Estos resultados permiten concluir que, bajo condiciones más representativas y con presupuestos más ajustados, la inversión en el sistema fotovoltaico resulta económicamente viable. Asimismo, se destaca que la rentabilidad podría incrementarse si se optimizan los costos asociados a las tareas de instalación, al considerarse sistemáticamente en el análisis original el escenario económicamente más desfavorable. 61 TABLA XXII. ANÁLISIS ECONÓMICO Fuente: Elaboración propia. 62 18 Conclusiones El proyecto ha satisfecho con éxito las restricciones definidas al inicio del estudio y ha demostrado su viabilidad para diseñar un sistema de generación de energía renovable para la residencia de Premiá de Dalt. Desde la perspectiva medioambiental, la propuesta ofrece ventajas muy significativas, al permitir reducir hasta en un 95 % las emisiones de CO₂ asociadas a la generación de energía, gracias a la sustitución de fuentes fósiles por una fuente renovable. Esta reducción es especialmente relevante en el actual contexto de transición energética y lucha contra el cambio climático, ya que contribuye a disminuir la huella de carbono, mejorar la calidad del aire y alinearse con los objetivos medioambientales tanto de la Unión Europea como de España. Sin embargo, desde el punto de vista económico, los resultados obtenidos en el estudio económico no ilustran un resultado favorable. El análisis realizado muestra un Valor Actual Neto (VAN) negativo, lo que indica que, a lo largo de la vida útil de la instalación, no se recuperará la inversión efectuada. Además, la Tasa Interna de Retorno (TIR) resulta en un valor inferior al 2 %, comprendiéndose por debajo de los umbrales de rentabilidad comúnmente aceptados. Esta falta de viabilidad se explica, principalmente, por la necesidad de acometer trabajos de rehabilitación poco habituales en la cubierta, así como por los costes derivados de la adecuación estructural, que, junto con el elevado coste asociado al estudio económico y técnico realizado, incrementan notablemente la inversión inicial y dificultan la recuperación del capital a medio y largo plazo. Es importante señalar que las estimaciones económicas realizadas a lo largo del estudio se han basado en un escenario conservador, considerando siempre el caso más desfavorable. Por ello, en un análisis económico de un escenario más real se han obtenido resultados que muestran la viabilidad económica de la instalación. Por este motivo, un análisis más detallado con datos reales sobre la instalación podría reflejar un entorno más favorable para la inversión del sistema. En definitiva, aunque bajo las consideraciones del estudio la iniciativa no resulta rentable desde el punto de vista económico, debido a las circunstancias excepcionales que encarecen la intervención, su implementación supondría un paso significativo hacia la descarbonización del consumo energético de la vivienda. Esta situación pone de manifiesto la importancia de considerar, además de los criterios financieros, los impactos ambientales y sociales al analizar proyectos de generación renovable, especialmente cuando la viabilidad económica puede verse comprometida por factores técnicos o estructurales, como en el caso estudiado. 63 19 Bibliografía [1] «European Climate Law - European Commission». Accedido: 1 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://climate.ec.europa.eu/eu-action/european-climate-law_en [2] «¿Cómo potencia la UE la energía limpia?», Consilium. Accedido: 3 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.consilium.europa.eu/es/policies/how-the-eu-is-greening-energy/ [3] H. Ritchie y M. Roser, «What are the safest and cleanest sources of energy?», Our World in Data, mar. 2024, Accedido: 1 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://ourworldindata.org/safest-sources-of-energy [4] «Levelized cost of energy - Energy Education». Accedido: 2 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://energyeducation.ca/encyclopedia/Levelized_cost_of_energy [5] «Renewable power generation costs in 2023». [6] «Solar power in the European Union», Wikipedia. 16 de octubre de 2024. Accedido: 3 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Solar_power_in_the_European_Union&oldid=1251463370 [7] «Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC 2023-2030)», Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. Accedido: 3 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.miteco.gob.es/es/energia/estrategia-normativa/pniec-23-30.html [8] «Archivo:SolarGIS-Solar-map-Europe-es.png - Wikipedia, la enciclopedia libre». Accedido: 3 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://commons.wikimedia.org/wiki/File:SolarGIS-Solar-map-Europe-es.png [9] «Energía solar fotovoltaica: potencia instalada por región en España en 2023», Statista. Accedido: 1 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://es.statista.com/estadisticas/1004388/potencia-solar-fotovoltaica-instalada-por-region-en-espana/ [10] HelioEsfera, «Diferencia entre efecto fotoelectrico y efecto fotovoltaico», HelioEsfera. Accedido: 15 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.helioesfera.com/diferenciaentre-efecto-fotoelectrico-y-efecto-fotovoltaico/ [11] «Solar Modules». Accedido: 15 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.ibc-solar.co.za/products/solar-modules/ [12] J. C. Viola, J. Restrepo-Zambrano, J. M. Aller-Castro, y F. Quizhpi-Palomeque, «Inversor multinivel acoplado sin transformador a la línea eléctrica para la incorporación de fuentes fotovoltaicas distribuidas», Ingenius. Revista de Ciencia y Tecnología, n.o 15, pp. 58-65, 2016. [13] «Google Maps», Google Maps. Accedido: 9 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.google.es/maps/place/08338+Premi%C3%A0+de+Dalt,+Barcelona/@41.4756995,2.2025246,11.85z/data=!4m6!3m5!1s0x12a4b6ca4a7d392b:0x648885c198c04 43a!8m2!3d41.5048954!4d2.3458198!16s%2Fm%2F04ygxmw?hl=ca&entry=ttu&g_ep=EgoyMDI0MTIwNC4wIKXMDSoASAFQAw%3D%3D [14] «JRC Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS) - European Commission». Accedido: 9 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/es/ [15] «Clima en VILASSAR DE DALT.» Accedido: 25 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://x-y.es/clima/barcelona/0244X-vilassar-de-dalt [16] «Sede Electrónica del Catastro - Consulta y certificación de Bien Inmueble». Accedido: 25 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www1.sedecatastro.gob.es/CYCBienInmueble/OVCConCiud.aspx?del=8&mun=230&UrbRus=R&RefC=08230A012000200000GI&Apenom=&esBice=&RCBice1=&RCBice2=&DenoBice=&from=nuevoVisor&ZV=NO&anyoZV= [17] «Carrer Can Soberano en Premià de Dalt, Barcelona, España | Mapas de Apple». Accedido: 18 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://beta.maps.apple.com/?ll=41.49717194235762%2C2.3448999031252242&spn=0.010022020222947958%2C0.0 11993713070381773&t=k [18] «BOE-A-1963-4613 Decreto 195/1963, de 17 de enero, por el que se establece la norma M. V. 101-1062, de “Acciones en la edificación”.» Accedido: 8 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.boe.es/diario_boe/txt.php?id=BOE-A-1963-4613 64 [19] «Fig. 4. Tipos de células fotovoltaicas en el mercado.», ResearchGate. Accedido: 24 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.researchgate.net/figure/Tipos-de-celulas-fotovoltaicas-en-el-mercado_fig3_267211218 [20] SotySolar, «Comparativa de placas solares 2024 🌞 SotySolar», https://sotysolar.es/placas-solares/tipos-placas-solares-comparar-paneles. Accedido: 16 de octubre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://sotysolar.es/placas-solares/tipos-placas-solares-comparar-paneles [21] J. Mateo, «El Efecto de la Temperatura en los Paneles Solares», POWEN. Accedido: 24 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://powen.es/temperatura/ [22] «Monocrystalline vs Polycrystalline Solar Panels | American Solar Energy Society». Accedido: 16 de octubre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://ases.org/monocrystalline-vs-polycrystalline-solar-panels/ [23] K. HELTSLEY, «Amorphous vs Monocrystalline Solar Panels | A Detailed Comparison», ItekEnergy. Accedido: 24 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.itekenergy.com/solar-panels/amorphous-vs-monocrystalline-solar-panels/ [24] «Monocrystalline Vs Polycrystalline Solar Panels 2024: Which Is Better». Accedido: 16 de octubre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://solarsquare.in/blog/monocrystalline-vs-polycrystalline-solar-panels/ [25] R. Garcia, «What are Amorphous Solar Panels? (2024) - Pyron Solar». Accedido: 24 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://pyronsolar.com/solar-panels/amorphous-solarpanels/ [26] J. A. Alonso, «Voltaje de placas solares: qué es, tipos, cómo elegirlo | SunFields», SunFields | Expertos en Energía Fotovoltaica para Ahorro Energético en España. Accedido: 13 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.sfe-solar.com/noticias/articulos/voltaje-placas-solares/ [27] «Potencia eléctrica», Wikipedia, la enciclopedia libre. 14 de agosto de 2024. Accedido: 24 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Potencia_el%C3%A9ctrica&oldid=161863464 [28] «¿Qué tipo de panel solar se necesita para una casa?» Accedido: 24 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://autosolar.es/mi-experiencia-placas-solares/que-tipo-de-panel-solar-senecesita-para-una-casa [29] «Diferencia entre panel solar 12V y 24V | AutoSolar Blog». Accedido: 13 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://autosolar.pe/aspectos-tecnicos/diferencia-entre-panel-solar12v-y-24v [30] jmhpower, «12V, 24V, or 48V Solar Power System: Which Voltage Is Best for Your Situation?», JMHPOWER. Accedido: 13 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://jmhpower.com/12v-24v-or-48v-solar-power-system-which-voltage-is-best-for-your-situation/ [31] V. Wang, «Top PV module suppliers by shipment volume in Q1, 2024|Manufacturing, Shipment Ranking|Solarbe Global». Accedido: 23 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.solarbeglobal.com/top-pv-module-suppliers-by-shipment-volume-in-q1-2024/ [32] M. Jimenez, «TECNOLOGIA PERC y HALF CELL en PANELES SOLARES», BLOG Tecnosol. Accedido: 24 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://tecnosolab.com/noticias/tecnologia-perc-y-half-cell-en-paneles-solares/ [33] Energytec, «Todo sobre la tecnología PERC en paneles solares», Blog de Placas Solares y Sistemas Renovables. Accedido: 18 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://energytec.es/blog/todo-sobre-la-tecnologia-perc-en-paneles-solares-innovacion-para-unamayor-eficiencia/ [34] «Placas Solares HiKu6 Mono PERC 445 W ~ 465 W | Paneles Solares | Placa Solar | Canadian Solar | Canadian Solar». Accedido: 24 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.hdibattery.com/p11809773_placas-solares-canadian-solar-hiku6-perc-445w-~-465wpale.html?srsltid=AfmBOoqjCsRKS34ih2rTglO4de-DU8EkSlRQxwOFJLpaf2yQK3SNRHYF%20%20https://tienda-solar.es/es/paneles-solares/1471-panel-solar-canadiansolar-hiku6-mono-perc-455wp?srsltid=AfmBOoojOlSEHaG6MM_-klykhKN6JuJqDdYoeQPg1dYTu2lSoCCwqPwV [35] «PANEL JA JAM54D40-445/LB BIFACIAL», Energytec. Accedido: 24 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://energytec.es/placas-solares/677-panel-ja-jam54d40- 65 445lb.html?srsltid=AfmBOor2Nt-9qb1aSnJH7E3-J8mOMoLwyn9bvEPQr12_jHugLsFPQq7c [36] «Panel Solar Sunova 445W Monocristalino SS-445-60MDH», YEYESOLAR - Empresa Distribuidora de Material Fotovoltaico. Accedido: 24 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://yeyesolar.com/es/paneles-solares/paneles-solares-por-unidad/panel-solar-sunova-445w-monoclistalino-ss-445-60mdh.html [37] «ficha tecnica ja solar 445». Accedido: 24 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.jasolar.com/uploadfile/2023/0606/20230606020158570.pdf [38] «ficah tecnica sunova_.pdf». Accedido: 24 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://7sun.eu/no/file/445/_.pdf?srsltid=AfmBOorew3k0WDIngPZmXZyj0dxQgCOKC3VvdqnY8hlTMu0tTsomAgHP [39] «Libro de Garantía - 西班牙». Accedido: 24 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.jasolar.com/index.php?m=content&c=index&a=lists&catid=344&page=1 [40] rajendra0909, «Microinversores frente a inversores string/centrales», pv magazine Latin America. Accedido: 8 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.pv-magazine-latam.com/2021/11/30/microinversores-frente-a-inversores-string-centrales/ [41] E. M. Bueno, «Microinversores: Todo lo que tienes que saber», Nergiza. Accedido: 27 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://nergiza.com/microinversores/ [42] «TFM_Trinidad Gutiérrez.pdf». Accedido: 27 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://diposit.ub.edu/dspace/bitstream/2445/194049/1/TFM_Trinidad%20Guti%C3%A9rrez.pdf [43] C. Cinjordiz, «Circuito eléctrico en serie.», infootec.net. Accedido: 27 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.infootec.net/circuito-electrico-serie/ [44] «Microinverter - microinverters». Accedido: 8 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.tsun-ess.com/microinverter.html [45] Luyao, «Hoymiles Microinverter Reliability Explained: Our Extensive Warranty that Covers Your PV Lifecycle», Hoymiles. Accedido: 8 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.hoymiles.com/resources/blog/hoymiles-microinverter-reliability-explained-our-extensive-warranty-that-covers-your-pv-lifecycle/ [46] «Hoymiles Hoymiles HMS-800-2T (Micro Inversor)», Mayorista Energia Solar. Accedido: 8 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://mayoristaenergiasolar.com/producto/hoymiles-hms-800-micro-inversor/ [47] «Micro inversor TSOL-M800 con WIFI», fothermo. Accedido: 8 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://fothermo.com/es/products/mikro-wechselrichter-tsol-m800-mit-wifi [48] «Microinversor ENVERTECH EVT800 800W - Atersa Shop». Accedido: 8 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://atersa.shop/microinversor-envertech-evt800-800w/?srsltid=AfmBOoo-YQr3WODaL1i3xBVW9DuyYVKZWu41OXi_XU50pDF7gQiZvNoA [49] «Embrace Renewable Solar Power With HMS-800-2T», Hoymiles. Accedido: 28 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.hoymiles.com/product/microinverter/hms-800-9001000-2t/ [50] «Installers FAQ-es», Hoymiles. Accedido: 28 de noviembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.hoymiles.com/es/installers/faqs/ [51] «User-manual_HMS-800-900-1000-2T_Global_ESMX_V202201.pdf». Accedido: 7 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://solarever.com.mx/wp-content/uploads/2023/07/User-manual_HMS-800-900-1000-2T_Global_ESMX_V202201.pdf [52] «Paneles solares giratorios - LTN Servotechnik GmbH». Accedido: 7 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.ltn-servotechnik.com/es/aplicaciones/detail/paneles-solaresgiratorios/ [53] https://www.areatecnologia.com, «Inclinación, Orientación y Sombras en Fotovoltaica. Cálculo de Pérdidas». Accedido: 8 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://areatecnologia.com/electricidad/perdidas-fotovoltaica.html [54] «Estructura Soporte Placas Solares para Cubierta de Teja con Varilla 01H», TeknoSolar.com. Accedido: 8 de diciembre de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.teknosolar.com/estructura-soporte-placas-solares-para-cubierta-de-teja-con-varilla-01h/ [55] «SUNFER SET 02.2V3», Energy Levante. Accedido: 19 de diciembre de 2024. [En línea]. Dis- 72 ANEXO 2.3 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS PARA EL MICROINVERSOR ÓPTIMO PARA LA INSTALACIÓN TABLA XXV. ANÁLISIS DE ALTERNTIVAS PARA EL MICROINVERSOR ÓPTIMO PARA LA INSTALACIÓN Fuente: Elaboración propia. 73 ANEXO 3 En este anexo se recogen los resultados de la simulación del programa PVGIS para la productividad de la instalación. Fuente: [14]. Rendimiento de un sistema FV conectado a red PVGIS-5 valores estimados de la producción eléctrica solar: Datos proporcionados: Latitud/Longitud: 41.495,2.342 Horizonte: Calculado Base de datos: PVGIS-SARAH3 Tecnología FV: Silicio cristalino FV instalado: 2.67 kWp Pérdidas sistema: 14 % Resultados de la simulación Ángulo de inclinación: 15 ° Ángulo de azimut: 0 ° Producción anual FV: 3722.2 kWh Irradiación anual: 1851.44 kWh/m² Variación interanual: 92.76 kWh Cambios en la producción debido a: Ángulo de incidencia: -2.97 % Efectos espectrales: 0.67 % Temperatura y baja irradiancia: -10.37 % Pérdidas totales: -24.7 % Perfil del horizonte en la localización seleccionada: Producción de energía mensual del sistema FV fijo: Irradiación mensual sobre plano fijo: Energía FV y radiación solar mensual Mes E_m H(i)_m SD_m Enero 204.8 95.7 21.4 Febrero 229.3 108.5 22.8 Marzo 315.3 152.0 36.5 Abril 353.8 174.2 30.7 Mayo 409.6 205.7 28.4 Junio 424.1 217.8 17.6 Julio 435.8 226.6 16.5 Agosto 395.1 204.6 16.1 Septiembre 315.7 160.1 16.9 Octubre 255.3 125.6 26.3 Noviembre 195.1 93.2 20.9 Diciembre 188.2 87.6 15.9 E_m: Producción eléctrica media mensual del sistema definido [kWh]. H(i)_m: Suma media mensual de la irradiación global recibida por metro cuadrado por los módulos del sistema dado [kWh/m²]. SD_m: Desviación estándar de la producción eléctrica mensual debida a la variación interanual [kWh]. PVGIS ©Unión Europea, 2001-2024. Reproduction is authorised, provided the source is acknowledged, save where otherwise stated. La Comisión Europea mantiene esta web para facilitar el acceso público a la información sobre sus iniciativas y las políticas de la Unión Europea en general. Nuestro propósito es mantener la información precisa y al día. Trataremos de corregir los errores que se nos señalen. No obstante, la Comisión declina toda responsabilidad en relación con la información incluida en esta web. Aunque hacemos lo posible por reducir al mínimo los errores técnicos, algunos datos o informaciones contenidos en nuestra web pueden haberse creado o estructurado en archivos o formatos no exentos de dichos errores, y no podemos garantizar que ello no interrumpa o afecte de alguna manera al servicio. La Comisión no asume ninguna responsabilidad por los problemas que puedan surgir al utilizar este sitio o sitios externos con enlaces al mismo. Para obtener más información, por favor visite https://ec.europa.eu/info/legal-notice_es Informe creado el 2024/12/19 74 ANEXO 4 Se recogen en el este apartado la información acerca de la producción de la instalación y el consumo de la residencia, así como el estudio económico para un escenario económicamente más favorable. ANEXO 4.1 En este anexo son recogidos los datos de generación y producción mensuales y su equivalente diario, todos ellos para la residencia de la instalación y el sistema dimensionado. TABLA XXVI. PRODUCCIÓN Y CONSUMO MENSUAL Y DIARIO Fuente: Elaboración propia. Nota: Los datos de generación presentados en la tabla XXVI han sido obtenidos mediante el software PVGIS, mientras que los datos de consumo provienen del registro de la plataforma web de la comercializadora eléctrica contratada, Endesa. 75 ANEXO 4.2 En el presente anexo se recoge un escenario económico más viable en el que se diferencia del análisis económico anteriormente mostrado al valorar un estudio económico y de ingeniería de valor habitual siendo este de 500 €. De esta manera no se supone el valor anteriormente considerado para estas tareas de 5.776,00 €, tal como se indica en la Tabla XX del estudio. 76 TABLA XXVII. ESTUDIO ECONÓMICO BAJO CONSIDERACIONES HABITUALES Fuente: Elaboración propia. 77 ANEXO 5 En este anexo se expone de manera detallada las modalidades a las que se pueden acoger las instalaciones fotovoltaicas En el cuadro de la siguiente figura (figura 46) se recogen las diferentes modalidades a las que se pueden acoger las instalaciones fotovoltaicas según el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) de acuerdo con sus características [66]. Cuadro resumen de las modalidades de autoconsumo. Fuente: [66]. 78 ANEXO 6 En el anexo se incluye la documentación relacionada con la comunicación de obras para instalaciones de energía eléctrica con paneles solares fotovoltaicos en Premiá de Dalt. La documentación mínima requerida, asociada a la presentación de la instancia genérica, se detalla a continuación. Esta información ha sido obtenida de la sede electrónica del Ayuntamiento de Premiá de Dalt. [74]. Documento de gestión de residuos: Documento de aceptación firmado por el promotor y un gestor de residuos autorizado que garantice la correcta gestión de los residuos clasificados por tipo, que incluya: Código del gestor, dirección de la obra, comprobante del importe abonado en concepto de depósito para la posterior gestión. Liquidación de tasas e impuestos: • Documento acreditativo del pago de la Tasa de Licencias Urbanísticas. • Documento acreditativo del pago del Impuesto de Construcción, Instalación y Obras (ICIO). • Documento acreditativo del pago de la ocupación de la vía pública, si aplica. • (Para realizar los pagos, se puede solicitar cita previa en cualquier oficina de la ORGT de la Diputación de Barcelona.) Documentación técnica mínima: • Asume de la ejecución de las obras y de la coordinación en materia de seguridad y salud, realizado por un técnico competente. • Memoria descriptiva y constructiva que justifique los requisitos establecidos en el artículo 9bis del Texto Refundido de la Ley de Urbanismo. • Planos (plantas, alzados y secciones) del estado actual y modificado del edificio o terreno donde se propone realizar la instalación, justificando los requisitos del artículo 9bis del Texto Refundido de la Ley de Urbanismo. • Estudio básico de seguridad y salud o Estudio de seguridad y salud, según corresponda en función de las obras propuestas. 79 ANEXO 7 En este anexo se incluyen las fichas técnicas de los equipos seleccionados para la instalación dimensionada. ANEXO 7.1 PANEL JASOLAR JAM54D30 80 Fuente: [37]. JAM54D40 430-455/LB/1500V Shanghai JA Solar Technology Co., Ltd. 81 Fuente: [37]. JAM54D40 430-455/LB/1500V Stäubli MC4-EVO2A/MC4-EVO2 QC Solar QC 4.10-351/QC 4.10-35 Country of Manufacturer China/Vietnam JAM54D40430/LB/1500V JAM54D40435/LB/1500V JAM54D40440/LB/1500V JAM54D40445/LB/1500V JAM54D40450/LB/1500V JAM54D40455/LB/1500V Measurement tolerance at STC: Pmax ±3 %, Voc ±3% and Isc ±4%. JAM54D40430/LB/1500V JAM54D40435/LB/1500V JAM54D40440/LB/1500V JAM54D40445/LB/1500V JAM54D40450/LB/1500V JAM54D40455/LB/1500V 2400Pa, 1.5 1600Pa, 1.5 Fire Safety Class Class C JAM54D40-440/LB/1500V JAM54D40-440/LB/1500V JAM54D40-440/LB/1500V Global_EN_20230522A 88 ANEXO 7.4 METTER DDSU666-H Fuente: [62]. SOLAR.HUAWEI.COM/ES/Version No.:03-(20200622) Pantalla LCD, fácil de configurar y comprobar Energía eficiente Consumo general de energía ≤ 1 W Especificaciones técnicas DDSU666-H DTSU666-H 250A/50mA Datos generales Dimensiones (alto x anchura x profundidad) 100 x 36 x 65.5 mm 100 x 72 x 65.5 mm Tipo de montaje DIN35 Rail Peso (incluidos los cables) 1.2 kg 1.5 kg Fuente de alimentación Tipo de red eléctrica 1P2W 3P4W Tensión de entrada (por fase) 176 Vac ~ 288 Vac Consumo de potencia ≤0.8 W ≤1 W Rango de medición Tensión de línea /304 Vac ~ 499 Vac Tensión por fase 176 Vac ~ 288 Vac Intensidad 0 ~ 100 A 0 ~250 A Precisión de medición Tensión ±0.5 % Intensidad / Potencia / Energía ±1 % Frecuencia ±0.01 Hz Comunicación Interfaz RS485 Velocidad de transmisión en baudios 9,600 bps Protocolo de comunicación Modbus-RTU Entorno Rango de temperatura de operación -25 ℃~ 60 ℃ Rango de temperatura de almacenamiento -40 ℃~ 70 ℃ Humedad de operación 5 %RH ~ 95 %RH (sin condensación) Otros Accesorios Cable RS485 (10 m) 1 CT 100 A/40 mA (5 m) 3 CT 250 A/50 mA (5 m) Fácil y sencillo Smart Power Sensor Preciso Precisión de medición: Clase 1 89 ANEXO 8 En el este anexo se presentan los planos elaborados para la descripción de la instalación fotovoltaica, incluyendo el plano de ubicación de la instalación, el esquema unifilar y finalmente la distribución de los módulos en la cubierta 90 91 92 EMPLAZAMIENTO DE LOS MÓDULOS PREMIÁ DE DALT PLANO 3 DICIEMBRE 2024 ESCALA 1:100 ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA EN UNA CASA UNIFAMILIAR EN PREMIÁ DE DALT LEYENDA MÓDULO FOTOVOLTAICO JASOLAR - JAM54D40 - 445W CABLEADO AC RZ1-K