implantación de una huerta solar fotovoltaica con seguidores sobre un terreno irregular

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR

DE

INGENIEROS DE MINAS

PROYECTO FIN DE CARRERA

DEPARTAMENTO DE SISTEMAS ENERGÉTICOS

IMPLANTACIÓN DE UNA HUERTA SOLAR FOTOVOLTAICA CON

SEGUIDORES SOBRE UN TERRENO IRREGULAR

TOMO I

Jonathan Leloux SEPTIEMBRE 2005

ÍNDICE

TOMO I DOCUMENTO Nº 1: MEMORIA 1 OBJETIVOS Y ALCANCE……………………………………………………. 2 2 INTRODUCCIÓN……………………………………………………………… 3 3 DEFINICIONES………………………………………………………………. 4 4 NOTACIONES Y SÍMBOLOS………………………………………………. 5 5 LEYES Y SUBVENCIONES…………………………………………………. 6 5.1 Marco regulatorio…………………………………………………………………………........................ 6 5.2 Real Decreto 436/2004………………………………………………………………………………………….. 8 6 LUGAR DE IMPLANTACIÓN EN VILLAREJO…………………………. 10 6.1 Datos geográficos…………………………………………….…………………………………………………….. 10 6.2 Estudio de accesos y abastecimiento…………………………………………………………………….. 10 7 ESTUDIO TOPOGRÁFICO…………………………………………………. 12 7.1 Trabajos de campo ………………………………………………………………………………………………… 12 7.2 Tratamiento de los datos de terreno……………………………………………………………………… 12 7.3 Fotografías de las fincas…………………………………………………………………………………………. 13 7.4 Ocultamiento topográfico……………………………….………………………………………………………. 15 8 ESTUDIO CLIMATOLÓGICO DE VILLAREJO…………………………. 17 8.1 Climatología general………………………………………………………………………………………………..17 8.2 Irradiación solar………………………………………………………………………………………………………. 19 9 RECURSO SOLAR…………………………………………………………….. 24 9.1 Irradiancia solar………………………………………………………………………………………………………. 24 9.2 Movimiento aparente del sol…………………………………………………………………………………… 28 9.3 Interacción radiación solar – atmósfera………………………………………………………………… 32 9.4 Factores que afectan a la radiación solar………………………………………………………………. 34 10 ELECCIÓN DE LOS PANELES SOLARES……………………………… 35 11 VISTA GENERAL DE LA IMPLANTACIÓN…………………………… 37 12 FINCA SURESTE: ESTRUCTURAS FIJAS……………………………. 40 12.1 Elección de las estructuras fijas…………………………………………………………………………… 40 12.2 Cálculo de las sombras…………………………….………………………………………………………….. 41 12.3 Implantación de las estructuras fijas…………………………………………………………………… 45 12.4 Cálculo de producción…………………………………………………………………………………………… 46 13 FINCA NORTE: SEGUIDORES SOLARES……………………………. 47 13.1 Justificación e implicaciones de la elección de la implantación de seguidores…… 47 13.2 Elección de los seguidores solares………………………………………………………………………. 50 13.3 Dibujo de los seguidores solares………………..……………………………………………………….. 51 13.4 Modelado del terreno……………………………………………………………………………………………. 52 13.5 Cálculo de las sombras…………………………………………………………………………………………. 54 13.6 Implantación de los seguidores……………………………………………………………………………. 61 13.7 Cálculo de producción…………………………….……………………………………………………………. 61 14 FINCA SUROESTE: CENTRALITA 45 kV……………………………. 63 15 RESULTADOS Y CONCLUSIONES……………………………………… 64 16 REFERENCIAS………………………………………………………………. 66

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DOCUMENTO Nº 2: ESTUDIO ECONÓMICO 1 PRECIO DE VENTA DE LA ENERGÍA SOLAR…………………………. 68 2 CONDICIONES E HIPÓTESIS ECONÓMICAS………………………… 71 3 CÁLCULO DE RENTABILIDAD DEL PROYECTO…………………….. 72 4 RIESGOS Y COBERTURAS………………………………………………… 78 DOCUMENTO Nº 3: PLIEGO DE CONDICIONES 1 OBJETO…………………………………………………………………………. 80 2 CAMPO DE APLICACIÓN………………………………………………….. 81 3 DISPOSICIONES GENERALES…………………………………………… 82 3.1 CONDICIONES FACULTATIVAS LEGALES…………………………………………… 82 3.2 SEGURIDAD EN EL TRABAJO……………………………………………………………. 82 3.3 SEGURIDAD PÚBLICA…………………………………………………………………….. 83 4 ORGANIZACIÓN DEL TRABAJO………………………………………… 84 4.1 DATOS DE LA OBRA……………………………………………………………………….. 84 4.2 REPLANTEO DE LA OBRA………………………………………………………………… 84 4.3 RECEPCIÓN DEL MATERIAL…………………………………………………………….. 85 4.4 ORGANIZACIÓN…………………………………………………………………………….. 85 4.5 EJECUCIÓN DE LAS OBRAS……………………………………………………………… 86 4.6 SUBCONTRATACIÓN DE OBRAS……………………………………………………….. 86 4.7 PLAZO DE EJECUCIÓN…………………………………………………………………….. 87 4.8 RECEPCIÓN PROVISIONAL……………………………………………………………… 87 4.9 PERIODOS DE GARANTÍA……………………………………………………………….. 88 4.10 RECEPCIÓN DEFINITIVA………………………………………………………………. 88 4.11 PAGO DE OBRAS………………………………………………………………………….. 88 4.12 ABONO DE MATERIALES ACOPIADOS……………………………………………… 89 5 DISPOSICIÓN FINAL………………………………………………………. 90

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TOMO II DOCUMENTO Nº 4: ANEXOS ANEXO A: EL RECURSO SOLAR ANEXO B: ESTUDIO TOPOGRÁFICO ANEXO C: IDAE – PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS ANEXO D: BOLETÍN DE DERECHO AMBIENTAL ABRIL 2005 ANEXO E: ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD ANEXO F: TECNOLOGÍA SOLAR ANEXO G: PRODUCCÍON DE LAS HUERTAS SOLARES ANEXO H: HUERTAS SOLARES Y SEGUIDORES ANEXO I: DICTAMEN JURÍDICO DEL REGIMEN ESPECIAL ANEXO J: REAL DECRETO 436/2004 ANEXO K: MÓDULO SOLAR FOTOVOLTAICO TOTAL ENERGIE ANEXO L: PROTÓCOLO DE KIOTO ANEXO M: RADIACIÓN SOLAR EN ESPAÑA ANEXO N: ESTRUCTURAS FIJAS SOLAR SIMPLEX CONERGY ANEXO O: PARTICIPACIÓN DEL RÉGIMEN ESPECIAL ANEXO P: DESCRIPCIÓN TÉCNICA INVERSORES INGETEAM DOCUMENTO Nº 5: PLANOS PLANO Nº 1: VILLAREJO DE SALVANÉS VISTA GENERAL PLANO Nº 2: VILLAREJO DE SALVANÉS FINCA SUR PLANO Nº 3: VILLAREJO DE SALVANÉS FINCA NORTE

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ÍNDICE DE FIGURAS DOCUMENTO N °1: MEMORIA Figura 1: Villajero de Salvanés se encuentra en el sureste de la provincia de Madrid ............. 10

Figura 2: Evolución de las temperaturas a lo largo del año en Madrid .................................. 16

Figura 3: Finca norte .................................................................................................... 18

Figura 4: Finca norte de lejos ......................................................................................... 19

Figura 5: Finca sureste: vertedero .................................................................................. 19

Figura 6: Fachada sur de la finca sur .............................................................................. 20

Figura 7: Finca suroeste ................................................................................................ 20

Figura 8: Fachada sur de la finca sur y camino de acceso a la derecha ................................ 21

Figura 9: Módulo fotovoltaico Total Energie TE 200 200 Wp ................................................ 23

Figura 10: Características eléctricas de los módulos Total Energie 2000 TE 200 Wp ............... 24

Figura 11: Dimensiones de los módulos fotovoltaicos Total Energie TE 2000 200 Wp ............. 24

Figura 12: Vista general de las fincas de Fotosolar en Villarejo de Salvanés ......................... 25

Figura 13: Finca norte en vista isométrica desde el suroeste .............................................. 26

Figura 14: Finca norte en vista isométrica desde el sureste ............................................... 26

Figura 15: Finca sureste en vista isométrica desde el sureste ............................................. 26

Figura 16: Finca suroeste en vista isométrica desde el suroeste ......................................... 27

Figura 17: Estructura fija de tipo cajón de plástico Solar Simplex ....................................... 28

Figura 18: Ficha técnica de los cajones Solar Simplex ....................................................... 29

Figura 19: Cálculo de la distancia mínima entre estructuras fijas ........................................ 30

Figura 20: Implantación final en la finca sureste............................................................... 31

Figura 21: Posición solar el 21 de diciembre a las 11 de la mañana .................................... 39

Figura 22: Seguidor en sus diferentes posiciones.............................................................. 39

Figura 23: Modelado de alambre de la finca norte............................................................. 40

Figura 24: Modelado con mallas y curvas de la finca norte ................................................. 41

Figura 25: Modelado con mallas de la finca norte ............................................................. 41

Figura 26: Sombras el 21/03 a las 9h30 de la mañana ...................................................... 44

Figura 27: Sombras el 21/12 a las 11h30 de la mañana .................................................... 44

Figura 28: Sombras el 21/12 a las 14h14 ........................................................................ 45

Figura 29: Sombras el 21/12 a las 17h30 de la tarde ........................................................ 45

Figura 30: Sombras 21/03 a las 17h30 de la tarde ........................................................... 46

Figura 31: Implantación final de la finca norte ................................................................. 47

Figura 32: Subestación de la finca suroeste ..................................................................... 49

iv

ÍNDICE DE TABLAS DOCUMENTO N °1: MEMORIA Tabla 1: Pirámide de población de Villajero de Salvanés (2003) ................................. 11 Tabla 2: Evolución de la populación de Villajero de Salvanés ...................................... 11

Tabla 3: Renta por habitante calculado como Base imponible IRPF............................. 12

Tabla 4: Datos climatológicos generales en Villarejo de Salvanés ............................... 14

Tabla 5: Temperaturas y precipitación medias en Madrid ........................................... 15

Tabla 6: Características técnicas de los seguidores ADES ........................................... 36

Tabla 7: Diferentes posiciones posibles de los seguidores solares ............................ 38

DOCUMENTO N °2: ESTUDIO ECONÓMICO Tabla 8: Presupuesto general de la instalación……………………………………………………… ..... 58 Tabla 9: Hipótesis de base del estudio económico………………………………………………… ..... 59

Tabla 10: Flujo de caja del proyecto de Villarejo de Salvanés ................................ 60

v

RESUMEN

El objetivo de este proyecto fin de carrera es el estudio de la implantación para la

empresa Fotosolar de una huerta solar con seguidores sobre un terreno de nivel

muy irregular. El estudio ha consistido en diferentes fases desde la búsqueda de

ofertas hasta la realización de la implantación, excluyendo los estudios eléctricos y

de impacto sobre el medio ambiente. El terreno se encuentra en Villarejo de

Salvanés, Madrid, España, y se divide en tres fincas de un antiguo vertedero.

Se ha elegido una implantación con seguidores solares en la finca norte, que ha

sido optimizado mediante modelado en tres dimensiones realizado con la ayuda

de las herramientas más avanzadas de AutoCAD 2005 y Matlab.

En la finca sur, se ha adoptado un sistema con estructuras fijas de PVC, por no

tener las garantías suficientes sobre la resistencia del suelo, de tipo escombreras.

Se ha estimado una producción total del orden de 658 000 kWh, lo que supone un

periodo de retorno de la inversión inicial de 9 años. El VAN después de 25 años

tiene un valor estimado de 365 000 €.

ABSTRACT

The purpose of this final course project is the study of the setting-up for the

Fotosolar Company of a solar plant equipped with solar tracking systems on a very

irregular field. The study has consisted of different steps from benchmark to

design, excluding the electrical engineering and the environmental impact

assessment. The plant is projected in Villarejo de Salvanés, Madrid, Spain, and it

is divided into three properties of a former garbage dump.

A tracking system has been chosen for the northern area, which has been

optimized by a three dimensional modelling assisted with AutoCAD 2005 and

Matlab.

Fixed structures have been elected for the southern area because of a lack of

ground stability guaranties.

The energy yield assessment led to a total production of some 658,000 kWh,

which implies that the initial investment is paid back after a period of 9 years. The

projected VAN after 25 years is of 365,000 €.

vi


DE

INGENIEROS DE MINAS

DEPARTAMENTO DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES

IMPLANTACIÓN DE UNA HUERTA SOLAR CON

SEGUIDORES SOBRE UN TERRENO DE NIVEL MUY

IRREGULAR

DOCUMENTO Nº 1: MEMORIA

JONATHAN LELOUX SEPTIEMBRE 2005

DOCUMENTO Nº 1: MEMORIA 2

1 OBJETIVOS Y ALCANCE

Este proyecto trata de la implantación en Villarejo de Salvanés, Comunidad de

Madrid, España, de una huerta solar fotovoltaica conectada a red. Antes de todo

hay que hacer hincapié sobre el hecho de que este proyecto es un proyecto

industrial real, cuya construcción está prevista a partir de octubre 2005 por la

empresa Fotosolar.

La primera fase de este proyecto fue la recogida de información, tanto técnica

(lectura de libros y revistas especializadas) cómo económica (búsqueda y selección

de ofertas de varias empresas).

La etapa siguiente ha consistido en encontrar un sitio geográfico adecuado para la

implantación de esta huerta solar, tanto desde el punto de vista climatológico cómo

económico, social, ambiental,…

Una vez elegido el sitio, ha sido necesario llevar a cabo un estudio topográfico del

lugar con una precisión alta, para poder servir de base a los estudios y la

implantación futuros.

Luego, la cuestión era estimar la producción posible a alcanzar, a partir de datos

tanto climatológicos cómo técnicos, y estudiar el conjunto de estos datos y cálculos

con los precios económicos del mercado para poder orientarse hacía unas

soluciones básicas que parecían más rentables.

Teniendo las líneas principales del proyecto hechas, con lo que se podría llamar un

estudio previo, se ha decidido el tipo de implantación a realizar.

Se ha elegido empezar con la compra de tres fincas, que pueden ser agrupadas en

dos grupos de fincas, norte y sur.

También hay que destacar que este proyecto ha sido dividido en dos fases

principales: esta presente fase, y una fase de estudio de carácter eléctrico, que

empezará justo después de haber completado esta primera fase, es decir a finales

de septiembre, mientras que empezará ya la parte de preparación a la construcción

a principios de octubre. El estudio de impacto sobre el medio ambiente tampoco

entra dentro de este presente proyecto, ya que lo tiene que realizar un titulado

superior colegiado en este dominio.


2 INTRODUCCIÓN

El campo de las huertas solares es un campo nuevo y complejo. En este proyecto

se habla de una implantación de una huerta solar con seguidores y estructuras

fijas, sobre un terreno irregular y difícil, dado que se trata de un antiguo vertedero.

Este proyecto permite entonces la rehabilitación de un sitio de baja valor

económico.

La parte norte esta compuesta de un suelo de naturaleza arcillosa. Este terreno

tiene la particularidad de estar organizado en tres escalones principales, cada uno

separado por una diferencia de altura que varía entre seis y nueve metros. Estos

escalones están mas o menos orientados hacia el sur, de tal manera que se pueden

aprovechar para poder colocar los paneles, dando menos sombras entre si según la

dirección norte-sur. Por el contrario, el terreno esta también constituido por una

parte inclinada según una dirección más o menos este-oeste, lo que hace mas difícil

la implantación de los paneles, y mucho mas complejos los cálculos de sombras.

Una parte sureste, compuesta de una zona de escombreras, sobre la cual es

imposible construir algo. Esta parte también esta muy irregular, por lo cual se ha

decidido aplanar el terreno antes de colocar los paneles. Dado que este tipo de

terreno no daba la garantía de permitir colocar seguidores, se ha decidido colocar

estructuras fijas de tipo cajones de plástico.

Una parte suroeste, compuesta de una zona de escombras diez metros más bajo

que la parte anterior. Esta parte tiene la particularidad de estar inclinada hacia el

norte, lo que hace muy difícil la implantación de paneles solares, por lo cual se ha

decidido colocar allí las casetas eléctricas y la centralita de transformación hasta

media tensión.

El paso siguiente ha sido la implantación de los paneles en cada finca, después de

haber llevado a cabo una serie de estudios con herramientas informáticas tal cómo

AutoCAD 2005, Matlab o Excell, según las necesidades particulares a cada paso de

los estudios.

Por fin, un estudio económico demuestra la rentabilidad del proyecto a medio plazo

(retorno económico en 9 años).


3 DEFINICIONES

Célula (o celda) fotovoltaica: Componente básico de todo sistema fotovoltaico,

donde se realiza la conversión entre energía luminosa y energía eléctrica. Se realiza

con materiales semiconductores, siendo el silicio el más utilizado.

Horas anuales equivalentes de sol: Es una unidad sólo utilizada en la energía

solar, que representa el equivalente, en horas de producción máxima alcanzable, de

la producción anual de un sistema solar.

Huerta solar fotovoltaica: Planta fotovoltaica de producción y venta a la red

eléctrica de gran tamaño, pudiendo llegar hasta varios megawatios, lo que permite

aprovechar las economías de escala.

Irradiancia solar: Energía por unidad de ángulo sólido (J/sr o Wh/sr)

Irradiación solar: Energía por unidad de superficie (J/m² o Wh/m²)

Módulo fotovoltaico: Agrupación de células fotovoltaicas.

Panel fotovoltaicas: Agrupación de módulos fotovoltaicos.

Radiación solar: Potencia por unidad de superficie (W/m²)

Seguidor solar: Estructura móvil de soporte de los paneles, utilizada con el fin de

poder presentar la superficie de los paneles de manera ortogonal respecto a la luz

solar directa, y así aprovecharla más.

Sistema fotovoltaico: Un sistema fotovoltaico consiste en la integración de varios

componentes, cada uno de ellos cumpliendo con una o más funciones específicas, a

fin de que éste pueda suplir la demanda de energía eléctrica impuesta por el tipo de

carga, usando como fuente la energía solar.

Sistema fotovoltaico conectado a red: Sistema de producción de electricidad

constituida por lo medio de agrupación de paneles fotovoltaicos, cuyo ámbito es

producir electricidad para venderla a la red eléctrica.


4 NOTACIONES Y SÍMBOLOS

Wp: watio-pico: Es una unidad utilizada sólo en la energía solar, que define la

capacidad máxima de producción, en vatios, de una instalación solar fotovoltaica

con condiciones de sol óptimas.


5 LEYES Y SUBVENCIONES

5.1 MARCO REGULATORIO La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, que transpone la Directiva 96/92/CE sobre el

mercado interior de la electricidad al ordenamiento jurídico español, enuncia entre

sus objetivos:

• la garantía del suministro,

• la calidad del mismo,

• al menor coste posible,

• la mejora de la eficiencia energética,

• la reducción del consumo y

• la protección del Medioambiente,

El Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético IDAE, para cumplir con

estos objetivos, elaboró en 1999 el Plan de Fomento de Las Energías

Renovables (PFER) 1999 - 2010.

Las energías renovables ayudan a la reducción de la tasa de dependencia

energética, tan necesaria para garantizar una estabilidad para el desarrollo de los

países, así como contribuyen a la consecución de los objetivos fijados en Kyoto en

la lucha contra los gases de efecto invernadero. De esta manera, tanto la UE como

el Gobierno Español apoyan de manera concreta el desarrollo de estas energías. Es

importante mencionar que las energías renovables han sido reconocidas dentro de

la nueva Constitución Europea (art. 256), como un medio para alcanzar los

objetivos energéticos, medioambientales y de desarrollo sostenible de la UE.

En el año 1998, el Gobierno a través del RD 2818 /1998 fijó los términos por los

que se promovían e incentivaban las energías renovables. Estos términos incluían 2

componentes, uno el precio del mercado de la electricidad y el segundo una prima

al desarrollo de la energía renovable en cuestión. Estos términos eran revisables

cada 4 años.

Ante el incumplimiento previsible de los objetivos fijados por el Gobierno en el

PFER, éste ha decidido dar un impulso por medio del nuevo Decreto 436/2004

aprobado en marzo de 2004. Este Decreto, nacido en los últimos días antes de la

derrota electoral en las urnas el 14 de Marzo pasado, nació con múltiples críticas


por favorecer a ciertos sectores del negocio eléctrico. Estas críticas se apoyaban

sobre dos argumentos:

• que contenía ciertas carencias jurídicas;

• que no incentivaba suficientemente ciertas energías renovables, que como en el

caso de la biomasa continúa siendo el farolillo rojo en el cumplimiento de los

objetivos del PFER.

Aun así, este decreto introdujo un sistema predecible para las inversiones, al

garantizar el plazo de percepción de primas y el cálculo de actualización de las

mismas durante toda la vida de las instalaciones. Ello implica, que estas inversiones

pueden ser planificadas y financiadas con un alto grado de seguridad a largo plazo.

Entre las energías más favorecidas por este Decreto 436/2004, se encuentra la

energía solar fotovoltaica.

El nuevo Gobierno ya ha anunciado su intención de modificar el Decreto 436/2004

con objeto de impulsar aún más ciertas energías renovables. Entre las energías que

previsiblemente serán reafirmadas, están la biomasa, la solar fotovoltaica, la solar

térmica y la eólica. Estas modificaciones se esperan para principios del año 2005.

Para ello, el nuevo Gobierno pretende revisar al alza los objetivos de las diferentes

energías renovables contempladas dentro del PFER para el año 2010. Se habla de

incrementos significativos como para el eólico que pasaría de 13.000 MW a 20.000

MW. Para la energía solar fotovoltaica se habla de pasar de 50 MW conectados a

red a 1000 MW. No creemos que se llegue a tanto, pero el simple hecho de hablar

de estas cifras transmite la voluntad política clara y determinada que el nuevo

Gobierno tiene para favorecer las Energías Renovables.

Pasando de la voluntad política para favorecer estas energías a resultados

concretos, a finales de 2003 España contaba con una potencia fotovoltaica instalada

de 27 MWp. Sin embargo, el Plan de Fomento de Las Energías Renovables (PFER)

marca como objetivo 2010 para la energía solar fotovoltaica, una potencia instalada

de 140 MW. Adicionalmente la UE establece una previsión de 800 MWp para nuestro

país en el año 2020. No llevamos camino de cumplir los objetivos del PFER y mucho

menos los de la UE, con lo que medidas que lancen definitivamente la energía

fotovoltaica ya han sido tomadas (primer paso dado con el nuevo Decreto

436/2004).


En el ámbito de la construcción, existen adicionalmente varios ayuntamientos de

ciudades importantes que han aprobado a lo largo de 2004 normas urbanísticas que

obligan al uso de la energía solar en la nueva edificación. De este modo, tanto la

energía solar fotovoltaica como la solar térmica empiezan a contar en los planes de

arquitectos y promotores.

Esta situación se va a ver reforzada en 2005 cuando se apruebe el nuevo Código

Técnico de la Edificación que, de forma similar, obliga a la nueva edificación a

utilizar energía renovable y, en especial, energía solar, además de tratar otros

aspectos esenciales como el ahorro energético y la eficiencia.

Por último, es importante resaltar los dos elementos que determinan la mayor o

menor viabilidad para desarrollar el negocio fotovoltaico. Estos son:

• Las horas de insolación en donde se pretende realizar la instalación y

• las ayudas (vía primas, subvenciones, ventajas fiscales….), que se reciben en las

regiones / países en donde se desarrollan los proyectos.

De manera clara pues, podemos concluir, que es en el sur de Europa en donde se

encuentran las zonas más interesantes para desarrollar proyectos fotovoltaicos,

especialmente:

• en España;

• en Italia;

• en Portugal.

Ahora en día, la energía solar fotovoltaico, por muchas razones, no podría ser

rentable por si misma, es decir sin ayudas y subvenciones.

Estas subvenciones pueden venir del gobierno, del ministerio, de un ayuntamiento

o de cualquier otra fuente de ayudas, tal cómo un particular o una organización

dedicada a ayudar las iniciativas en el dominio de las energías renovables.

5.2 REAL DECRETO 436/2004 El Real Decreto 436 de 2004 tiene por ámbito la actualización, sistematización y

refundición de las normas sobre la energía eléctrica en el régimen especial, el

establecimiento de un régimen especial adaptado a las nuevas formas de

tarificación de la energía, así cómo la incitación al desarrollo de las energías

renovables.


Este Real Decreto se divide en categorías, las cuales se dividen en grupos y

subgrupos, según la fuente de la energía y el tamaño de la planta.

Este proyecto esta dentro de la categoría b:

Instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías

renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocarburante,

siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen

ordinario.

Más concretamente, pertenece al grupo b.1:

Instalaciones que utilicen como energía la energía solar.

Dentro del grupo b.1, el proyecto pertenece al subgrupo b.1.1:

Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la energía solar

fotovoltaica.

Las ayudas vienen entonces dadas por la legislación vigente aplicable a este

subgrupo b.1.1.

El lector que necesita más información sobre este tema esta invitado a consultar el

anexo J sobre el Real Decreto 436/2004.


6 LUGAR DE IMPLANTACIÓN EN VILLAREJO

6.1 DATOS GEOGRÁFICOS Villarejo de Salvanés es un municipio situado en el noreste de la provincia de

Madrid, a menos de 50 km de la capital.

Figura 1: Villarejo de Salvanés se encuentra en el sureste de la provincia de Madrid

Se pueden destacar las siguientes características sobre el pueblo:

• Latitud: 40,50 °;

• Longitud: 3, 80°;

• Superficie: 11,860 km2;

• Hidrografía: por su extremo meridional pasa el río Tajo;

• Altura media: 692 m;

• Habitantes: 5581 (noviembre 2004);

6.2 ESTUDIO DE ACCESOS Y ABASTECIMIENTO La importancia de la localización adecuada de este proyecto se manifiesta en

diversas variables, cuya repercusión económica puede modificar el resultado de la

evaluación. La localización y emplazamiento más adecuado son aquellos que


conduzcan a los mejores resultados económicos, si bien habrá que tener en cuenta

otras consideraciones de tipo medio-ambiental, social,…

Existe un conjunto de fuerzas o factores locales que han intervenido en la toma de

decisión de la localización:

• El precio del terreno: Las fincas de Fotosolar en Villarejo de Salvanés son

parte de un antiguo vertedero de escombros, lo que resulta en que el precio

sea relativamente barato.

• Situación cerca de un punto de inyección de corriente a la red

eléctrica: Estas fincas están situadas justo al lado de una línea de media

tensión de la compañía Fenosa, lo que permite una venta a la red sencilla.

• Abastecimiento de materias primas: Este tipo de instalación no necesita

casi ninguna materia prima. Se necesita agua para lavar los paneles de

manera regular, y este agua se obtendrá directamente a partir de una

captación en el suelo en el mismo sitio.

• Condiciones climatológicas: Cómo se menciona en la parte de estudio

climatológico, el lugar goza de buenas condiciones climatológicas desde el

punto de vista de las horas de sol.

• Infraestructura de transporte y comunicaciones: La fincas están

situadas justo al lado de la carretera de Valencia, lo que permite un acceso

fácil, por ejemplo cuando se necesite mantenimiento.

• Legislación y normativa vigente: La normativa vigente se ha

aprovechado para obtener ayudas, lo que es muy importante en el caso de

la energía solar, que necesita una cierta inversión.

• Consideraciones ambientales: Una primera idea del impacto sobre el

medio ambiente puede darse mediante las consideración de tres situaciones

del entorno:

o estado cero;

o estado futuro sin proyecto;

o estado futuro con este proyecto.

Cómo ya se hace mencionado, el estado cero del terreno es una zona de

escombrera. Este tipo de terreno no permite casi ningún otro uso rentable

para la comunidad, dado que es muy difícil construir por encime de las

escombreras. El estado futuro sin proyecto sería probablemente igual que el

estado cero: un vertedero sin uso ninguno, es decir un terreno que no vale

para nada. Desde este punto de vista, este proyecto de implantación de una

huerta solar sobre este terreno es una oportunidad casi única para poder

aprovechar el terreno de nuevo.


7 ESTUDIO TOPOGRÁFICO 7.1 TRABAJOS DE CAMPO Para realizar el levantamiento se han colocado una serie de bases topográficas en la

zona a levantar. La posición de dichas bases figura en el plano.

Las bases son: 5001 y 5006, granetazo en roca y pintura roja; 5002, 5003, y 5005,

estaca de madera con clavo y pintura roja; 5004 spit de acero sobre asfalto y pintura

roja.

La toma de datos en campo ha sido realizada con una estación total de precisión

angular de 20 segundos centesimales y precisión en distancias de 5mm/Km ± 5

p.p.m.. Los datos obtenidos en campo han sido almacenados de forma automática en

un colector de datos electrónico.

Con objeto de darle coordenadas UTM al trabajo, se arranca del Vértice Geodésico de

primer orden “Piedras Gordas”, situado próximo a la zona, y se orienta con los

Vértices Geodésicos “Valdesierpe” y “Quiebrahilos”.

Desde las bases de dicha poligonal se han radiado los diferentes puntos componentes

del levantamiento consistentes en los puntos de los diferentes linderos de las

parcelas, puntos para altimetría y curvas de nivel, y puntos para planimetría.

7.2 TRATAMIENTO DE LOS DATOS DE TERRENO Los datos, residentes en el colector electrónico, han sido transferidos de forma

automática a un ordenador para ser interpretados por un programa específico de

topografía y proceder a su cálculo.

Se ha resuelto la poligonal y, seguidamente, se han obtenido las coordenadas de los

puntos de detalle.

Los cálculos se han realizado en proyección U.T.M. Con dichas coordenadas se ha

creado un archivo de diseño gráfico. En él, se han comprobado las diferentes

alineaciones de las fincas y se ha efectuado la delineación del plano.

Seguidamente se ha generado un modelo digital del terreno y se han calculado las

curvas de nivel de forma analítica.


Por último, partiendo de los planos descargados de la Oficina Virtual de Catastro de

Internet, se han digitalizado los linderos de las parcelas y se han añadido al plano

topográfico. Esta operación se realiza porque la mayoría de los linderos reales de las

parcelas han desaparecido físicamente. No obstante, dado que han sido digitalizadas

de un plano a escala 1/3000 cuya precisión y veracidad esta desconocida, estos

linderos digitalizados son solo orientativos, no debiéndose interpretar como algo

preciso.

7.3 FOTOGRAFIAS DE LAS FINCAS En la figura 2 se ve la finca norte desde su parte norte, la más alta. La carretera a

la izquierda de la fotografía es la carretera de Valencia. El camino de tierra más o

menos paralelo a la carretera constituye el límite oeste y norte del conjunto de las

fincas de Fotosolar. En la misma dirección que este camino se encuentra una línea

baja tensión que podría ser aprovechada por el equipo de montaje para sacar

corriente eléctrica a la hora de construir la planta.

De manera general la finca norte baja desde el norte hasta el sur. La mayoría de

los árboles tendrán que ser cortados con el fin de implantar los seguidores y evitar

las sombras. Existen unos árboles protegidos que no se pueden cortar, y que desde

luego se han tenido en cuenta a la hora de calcular las sombras.

Figura 2: Finca norte vista desde el norte


La figura 3 muestra la finca norte desde la finca sureste. De allí se puede ver su

forma característica, con su parte este, en forma anticlinal, y su parte oeste, en

escalones.

Figura 3: Finca norte desde la finca sureste

La figura 4 muestra una fotografía del límite sur de la finca sureste, desde el sur.

Este límite sur consiste en una fachada con una inclinación general superior a 45 º.

Se ve también la naturaleza pedrosa del suelo que compone los escombreros.

Figura 4: Fachada sur de la finca sur


La figura 5 muestra la finca suroeste desde encima de las escombreras de la finca

sureste. Se nota la naturaleza hostil del suelo a la implantación de cualquier tipo de

construcción, y la inclinación general de esta finca hacia el norte. También se ve el

pilón donde se ha tenido el permiso de conectar la planta con la red eléctrica de

media tensión de Unión Fenosa. Estos parámetros han jugado un papel importante

en el hecho de que se vaya a implantar en esta finca la centralita de transformación

de baja a media tensión así cómo el punto de conexión a la red de Unión Fenosa.

Figura 5: Finca suroeste vista desde encima de la finca sureste

7.4 OCULTAMIENTO TOPOGRÁFICO Las diferencias de nivel producen problemas de sobras muy complejos. En este

caso, las sombras constituyen el factor determinante, más importante que el clima

local.

El hecho de que un punto esté en sombra puede deberse a dos circunstancias:

• auto-ocultamiento, que se produce cuando el vector normal a la superficie

forma un ángulo superior a los 90º con el vector solar, como es el caso en la

finca norte, o de 45º, cuando el sol ilumina desde el Sur, elevado solamente

30º sobre el horizonte, lo que es el caso en la finca suroeste.

• ocultamiento por el relieve, circundante, que se produce cuando la

topografía interrumpe la línea visual desde el Sol hasta el punto analizado,

lo que se produce por la mañana el la finca norte.


La existencia de auto-ocultamiento se deduce directamente del valor del ángulo de

incidencia.

El segundo caso es algo más complejo ya que se produce cuando el entorno de un

punto proyecta una sombra sobre él, para unas posiciones determinadas del sol.

Dada la complejidad del problema, y tal cómo se hablará mas adelante, el cálculo

de las sombras se ha realizado por medio de un modelado en 3D con el programa

AutoCAD 2005.


8 ESTUDIO CLIMATOLÓGICO DE VILLAREJO 8.1 CLIMATOLOGÍA GENERAL La tabla 1 presenta un resumen de los datos climatológicos generales de la estación

de Villarejo de Salvanés desde 1971 hasta 2000.

Tabla 1: Datos climatológicos generales en Villarejo de Salvanés

ESTACIÓN DE VILLAREJO DE SALVANÉS (MADRID)

Periodo: 1971-2000 Altitud (m): 667 Latitud: 40 24 40 Longitud: 3 40 41

MES T TM Tm R H DR DN DT DF DH DD I

ENE 6.1 9.7 2.6 37 71 6 1 0 5 6 8 148

FEB 7.9 12.0 3.7 35 65 6 1 0 4 3 6 157

MAR 10.7 15.7 5.6 26 54 5 0 1 2 1 7 214

ABR 12.3 17.5 7.2 47 55 7 0 1 1 0 5 231

MAY 16.1 21.4 10.7 52 54 8 0 3 0 0 4 272

JUN 21.0 26.9 15.1 25 46 4 0 3 0 0 8 310

JUL 24.8 31.2 18.4 15 39 2 0 3 0 0 16 359

AGO 24.4 30.7 18.2 10 41 2 0 2 0 0 14 335

SEP 20.5 26.0 15.0 28 50 3 0 2 0 0 9 261

OCT 14.6 19.0 10.2 49 64 6 0 1 1 0 6 198

NOV 9.7 13.4 6.0 56 70 6 0 0 5 1 7 157

DIC 7.0 10.1 3.8 56 74 7 1 0 6 4 7 124

AÑO 14.6 19.4 9.7 436 57 63 4 16 24 16 97 2769

LEYENDA T Temperatura media mensual/anual (°C)

TM Media mensual/anual de las temperaturas máximas diarias (°C) Tm Media mensual/anual de las temperaturas mínimas diarias (°C) R Precipitación mensual/anual media (mm) H Humedad relativa media (%)

DR Número medio mensual/anual de dias de precipitación superior o igual a 1 mm

DN Número medio mensual/anual de dias de nieve DT Número medio mensual/anual de dias de tormenta DF Número medio mensual/anual de dias de niebla DH Número medio mensual/anual de dias de helada DD Número medio mensual/anual de dias despejados I Número medio mensual/anual de horas de sol

FUENTE: Instituto nacional de climatología


Dado que existen muchas mas fuentes de información climatológica acerca de

Madrid que de Villarejo de Salvanés y que los dos lugares están relativamente cerca

el uno del otro, se pueden utilizar los datos de Madrid para estudiar Villarejo de

Salvanés con una precisión muy elevada. Dentro del cuadro de este estudio

climatológico, según la fuente de información, se hablara de Madrid o Villarejo de

Salvanés como sinónimos.

La tabla 2 muestra la comparación entre las temperaturas y precipitaciones en

Madrid con los datos de los últimos 30 años.

Tabla 2: Temperaturas y precipitación de los últimos 30 años en Madrid

Temperaturas medias Precipitación (mm)

Media Valor Media Valor Media Valor Valor Valor Valor Meses máxima normal mínima normal mensual normal Total normal máximo mínimo 2004 Enero 11,3 9,7 3,9 2,6 7,6 6,1 5,7 37 121 - Febrero 12,2 12,0 3,9 3,7 8,1 7,9 64,2 35 88 - Marzo 13,7 15,7 5,1 5,6 9,4 10,7 59,9 26 66 - Abril 17,7 17,5 7,0 7,2 12,4 12,3 46,5 47 119 7 Mayo 19,7 21,4 10,4 10,7 15,1 16,1 135,3 52 132 5 Junio 30,8 26,9 18,2 15,1 24,5 21,0 5,0 25 60 1 Julio 32,2 31,2 18,9 18,4 25,6 24,8 9,4 15 53 - Agosto 29,6 30,7 18,5 18,2 24,0 24,4 38,6 10 56 - Septiembre 28,0 26,0 16,6 15,0 22,3 20,5 3,7 28 169 - Octubre 19,7 19,0 11,5 10,2 15,6 14,6 85,1 49 192 - Noviembre 13,2 13,4 5,0 6,0 9,1 9,7 17,3 56 198 - Diciembre 10,8 10,1 3,9 3,8 7,4 7,0 14,1 56 139 - 2003 Enero 9,6 9,7 2,6 2,6 6,1 6,1 44,3 37 121 - Febrero 10,5 12,0 3,1 3,7 6,8 7,9 47,8 35 88 - Marzo 16,9 15,7 7,7 5,6 12,3 10,7 40,2 26 66 - Abril 18,4 17,5 8,4 7,2 13,4 12,3 39,2 47 119 7 Mayo 24,9 21,4 12,4 10,7 18,6 16,1 19,4 52 132 5 Junio 31,7 26,9 19,2 15,1 25,4 21,0 8,4 25 60 1 Julio 32,4 31,2 19,4 18,4 25,9 24,8 - 15 53 - Agosto 33,2 30,7 21,1 18,2 27,2 24,4 3,4 10 56 - Septiembre 27,3 26,0 16,3 15,0 21,8 20,5 40,8 28 169 - Octubre 17,5 19,0 10,4 10,2 14,0 14,6 151,3 49 192 - Noviembre 13,6 13,4 7,2 6,0 10,4 9,7 79,3 56 198 - Diciembre 10,1 10,1 3,4 3,8 6,7 7,0 44,4 56 139 - (1) El valor normal es el valor medio del periodo 1971-2000

FUENTE: Ministerio de Medio Ambiente


8.2 IRRADIACIÓN SOLAR La figura 6 muestra la distribución de la irradiación solar en España durante el mes

de enero de 2005. Se puede apreciar que la evolución creciente de la irradiación

según la disminución de la latitud no es el único parámetro que influya sobre la

irradiación solar. La meteorología regional o local juega también un papel muy

importante. En España las áreas donde se tiene el máximo de irradiación son las

islas canarias, debido a sus localización mucho mas a sur, y justo después viene la

región sureste de España, en particular la región entre Almería y Murcia.

Figura 6: Distribución de la irradiación global media en España en enero 2005

(kWh/m²)

FUENTE: Instituto Nacional de Meteorología. Ministerio de Medio Ambiente.


En la tabla 3 aparecen los distintos valores de la irradiación solar medida en el

Centro Radiométrico Nacional (CRN) durante el mes de enero 2005.

Tabla 3: Irradiancia solar medida en el CRN (enero 2005)


En la figura 7 se puede ver claramente la evolución mensual de la radiación global

en Madrid. Se observa que varios días se superaron los valores máximos de la serie

disponible y que todos los días se superó la media diaria.

Figura 7: Radiación global diaria. Comparación con media y máxima disponible.

(Enero 2005)


Como se observa en la figura 8, la evolución mensual de la irradiación solar global

media frente a los valores máximo, medio y mínimo de la serie de Madrid (CRN/


1975-2004), muestra un valor medio en el mes de enero superior al normal del

mes (un 44%).

Figura 8: Radiación global en Madrid (Enero 2005)


La radiación directa fue un 98% superior, como lo muestra la figura 9.

Figura 9: Radiación directa en Madrid (Enero 2005)



La figura 10 muestra la evolución de las temperaturas en Madrid a lo largo del año.

Se puede ver que las temperaturas máximas se encuentran durante los meses de

julio y agosto, y por el contrario las temperaturas mas bajas se encuentran durante

los meses de enero y febrero.

Figura 10: Evolución de las temperaturas a lo largo del año en Madrid


Hay que hacer hincapié sobre el hecho de que las fechas de temperaturas máximas

o mínimas no coinciden exactamente con las fechas respectivamente de radiación

solar directa máxima o mínima, pero si coinciden con las fechas respectivamente de

radiación solar global máxima o mínima.

Este hecho es debido a que intervienen fenómenos más complejos que la geometría

Sol-Tierra en la evolución de la temperatura de la atmósfera, tal como la

meteorología propia a la troposfera o la inercia térmica terrestre, en particular el

efecto acumulador térmico de las grandes masas de agua. Así, durante el verano

una parte de la energía llegando hasta la superficie terrestre esta absorbida por

estos cuerpos a efecto acumulador, y durante el invierno estos últimos devuelven

esta energía a la superficie.

Para entender bien la relación entre las radiaciones directa, difusa y global, las

figuras 11 y 12 muestran la comparación entre un día sin nubes con un día muy

nuboso.

La figura 11 muestra la radiación solar en Madrid el 30 de enero de 2005, día muy

claro.


Figura 11: Radiación solar en Madrid el 30 de enero de 2005

La figura 12 muestra la radiación solar en Madrid el 29 de enero de 2005, día muy

nuboso.

Figura 12: Radiación solar en Madrid el 29 de enero de 2005


9 RECURSO SOLAR

9.1 IRRADIANCIA SOLAR

La irradiancia que emite el Sol en todas direcciones, producto de las reacciones

nucleares, corresponde a una parte del llamado espectro electromagnético. Cada

cuerpo, según sus características intrínsecas, emite un patrón de irradiación

electromagnética (una forma de radiación característica) que puede identificarse en

el espectro electromagnético. En la figura 13 pueden apreciarse las diferentes

formas de irradiación electromagnética, que dependen de la cantidad de energía

que ésta posea. Para nosotros la más común es la luz visible, pero también los

rayos X o los rayos infrarrojos constituyen otras formas de radiación

electromagnética.


Figura 13: Espectro electromagnético

La radiación electromagnética no es otra cosa que el tipo de partículas o de ondas

(en el sentido físico) que nos llega de un cuerpo, en este caso del Sol. Los rayos del

Sol están compuestos por diminutas partículas, llamadas fotones que viajan a la

velocidad de la luz.

En la figura 14 pueden apreciarse las características físicas de una onda de luz. Un

ejemplo cotidiano de una onda lo podemos observar en el movimiento que se

produce en el agua de un estanque cuando se tira una piedra al centro de éste; se

formarán una serie de anillos concéntricos que se harán cada vez más grandes,

hasta llegar al borde del estanque. Aquí debe señalarse que las ondas de luz, a

diferencia de las de un estanque, se pueden propagar en el vacío, cosa que no

sucede con las ondas de un estanque, porque requieren de un medio para

propagarse. La luz se comporta como una serie de partículas en movimiento o

como una onda transversal que se propaga en diferentes materiales o en el vacío.

Figura 14: Características físicas de una onda de luz

El tipo de radiación electromagnética dependerá de las características físicas que

posean los fotones. La energía contenida en los rayos del Sol se calcula a partir de

la fórmula de Planck, E= hν

donde:

• E es la energía de los fotones;

• h es la constante de Planck, que equivale a 6.625 x 10-34 Js;


• v es la frecuencia a la que oscilan los fotones o la frecuencia de las ondas de

luz.

De esta fórmula se desprende que hay fotones que poseen gran cantidad de

energía (como los rayos gamma) y otros que son menos energéticos (los rayos

infrarrojos, por ejemplo). Esto se traduce en que hay fotones que ni siquiera

pueden atravesar la atmósfera terrestre, mientras que otros cruzan los tejidos

blandos del cuerpo y chocan únicamente con los huesos: estos últimos constituyen

los rayos X, que se utilizan para tomar radiografías.

Una característica común que comparten todos los fotones es que viajan a una

velocidad constante en el vacío: a la velocidad de la luz, que es la más alta que

existe en el Universo. Una propiedad curiosa de estas partículas es que un fotón en

reposo tiene una masa igual a cero.

A pesar de que la velocidad de la luz es muy grande, un rayo del Sol tarda

aproximadamente ocho minutos en llegar a la Tierra.

Los rayos que provienen del Sol traen consigo fotones de características diferentes

(rayos gamma, rayos ultravioleta, luz visible, rayos infrarrojos y ondas de radio) y

estos constituyen el espectro del Sol.

En la figura 15 puede apreciarse cómo gran parte de la radiación solar (el 90%

aproximadamente) está constituida por rayos infrarrojos y luz visible.

Figura 15: Espectro del Sol


Fuera de la atmósfera, la radiación solar está constituida por 7 % de rayos

ultravioleta, 47 % de radicación visible y 46 % de rayos infrarrojos. En la

superficie, en condiciones ideales (cielo despejado y a nivel del mar) los

porcentajes son: 4 % de ultravioleta, 46 % de visible y 50 % de infrarroja. La

curva corresponde a la radiación de cuerpo negro a aproximadamente 6 000 K.

El sol es una fuente inagotable de energía debido a las reacciones nucleares que

ocurren en su centro. Una gran parte de esta energía llega a la Tierra en forma de

radiación electromagnética, la luz solar que podemos percibir está el espectro que

abarca desde 0,2 hasta 2,6 µm.

A medida que la radiación atraviesa la atmósfera terrestre sufre atenuación por los

procesos de absorción, reflexión y refracción. Tales procesos se verifican cuando

los rayos de luz chocan con las nubes o con el vapor de agua existente en la

atmósfera. La radiación que llega a la superficie terrestre se puede clasificar en

directa y difusa. La radiación directa es aquella que se recibe en la superficie

terrestre sin que esta haya sufrido ninguno de los procesos antes mencionados al

pasar por la atmósfera. La radiación difusa es la que se recibe después de haber

cambiado su dirección por los procesos de refracción y reflexión que ocurren en la

atmósfera.

Un captador de la energía solar "percibe" la radiación como si viniera de la bóveda

celeste. En un día nublado, la radiación solar recibida en un captador es sólo

difusa, ya que la radiación directa es obstruida por las nubes.

La energía de la radiación solar que se recibe en una superficie determinada en un

instante dado se le conoce como irradiancia y se mide en unidades de W/m2. La

irradiancia es un valor distinto para cada instante, es decir se espera que en un día

despejado la irrandiancia a las 10h00 de la mañana será diferente y menor a la que

se obtiene a las 1h00 de la tarde, esto se debe al movimiento de rotación de la

tierra (movimiento sobre su propio eje). Cuando es de noche, se tiene una

irradiancia de 0 Watts por metro cuadrado (W/m2), porque simplemente a esa

parte de la Tierra el sol no la puede "ver".

Otro concepto importante es el de insolación, éste corresponde a la integración de

la irradiancia en un período determinado. En otras palabras es la energía radiante

que incide en una superficie de área conocida en un intervalo de tiempo dado. Este

término tiene unidades de energía por área, comúnmente Watts-hora por metro

cuadrado (W-h/m2). Generalmente se reporta este valor como una acumulación de


energía horaria, diaria, estacional o anual. La insolación también se expresa en

términos de horas solares pico. Una hora horas de energía es equivalente a la

energía recibida durante una hora, a una irradiancia promedio de 1,000 W/m2

(Figura 16). La energía útil que produce el arreglo fotovoltaico es directamente

proporcional a la insolación que recibe.

Figura 16: Irradiancia y horas solares pico (insolación) durante un día soleado

Se estima a 1350 horas equivalentes la irradiación solar anual equivalente en

Villarejo de Salvanés.

9.2 MOVIMIENTO APARENTE DEL SOL

La Tierra gira alrededor del Sol en un movimiento que se denomina traslación y que

realiza durante un año. La trayectoria que describe nuestro planeta es una elipse

que se acerca a una trayectoria circular. El Sol se encuentra en uno de los dos

centros de esta elipse, denominados focos. El movimiento de la Tierra y de la

mayor parte de los planetas tiene lugar en un plano, llamado eclíptica. Como el Sol

está en uno de los focos de la elipse, nuestro planeta está más cerca del Sol en una

época y más lejos en otra. La Tierra alcanza su máxima aproximación al Sol cuando

se encuentra a 1.45 x 108 km, posición llamada perihelio, a la que llega hacia el 4

de enero de cada año.

http://www.re.sandia.gov/wp/wpGuia/energia.html%23%23


A partir de ese punto se va alejando del Sol, hasta que, hacia el 5 de julio de cada

año, alcanza la posición más separada, su afelio, a 1.54 x 108 km de distancia.

Pero nuestro planeta no sólo se mueve alrededor del Sol, sino que gira en torno a

un eje imaginario, en un movimiento que se llama rotación. El eje de rotación de la

Tierra no es perpendicular al plano de la eclíptica, sino que forma un ángulo de

23.45º.

Si medimos el ángulo que forman los trópicos de Cáncer y de Capricornio con

respecto al ecuador, desde el centro de la Tierra, el primero será de +23,45 º y el

segundo de -23,45 º. Esta inclinación del eje de la Tierra con respecto al plano de

la eclíptica es lo que ocasiona fundamentalmente las estaciones y, por lo tanto, la

cantidad de radiación que recibimos del Sol, en cada caso.

En el solsticio de invierno, el 21 de diciembre, los rayos solares llegan al Hemisferio

Norte durante menos tiempo, porque es el día más corto del año, y el Sol se

encuentra al mediodía en el punto más bajo del cielo; en consecuencia, en el día el

soleamiento es mínimo. En el Hemisferio Sur ocurre lo contrario. Posteriormente, el

21 de marzo, en el equinoccio de primavera, cuando el día y la noche duran lo

mismo, el soleamiento es igual en ambos hemisferios y el Sol al mediodía cae

verticalmente sobre el ecuador, pero el eje de rotación de la Tierra forma un ángulo

de 23,45 º con respecto a la perpendicular del plano de la eclíptica y, por lo tanto,

este plano imaginario corta a la Tierra formando un ángulo también de 23,45 º

respecto al ecuador. En el solsticio de verano, que ocurre el 22 de junio, los rayos

solares llegan al Hemisferio Norte durante más tiempo, porque es el día más largo

del año y el Sol alcanza el punto más alto en el cielo; éste es el caso México. Por lo

tanto, en el Hemisferio Norte en ese día ocurre el soleamiento máximo. En el

Hemisferio Sur ocurre lo opuesto. Finalmente, el 22 o 23 de septiembre, en el

equinoccio de otoño, se repite la misma situación que en el equinoccio de

primavera, día y noche duran lo mismo en ambos hemisferios y el soleamiento es

intermedio entre los puntos máximo y mínimo (solsticios de verano e invierno en el

Hemisferio Norte, o al contrario en el Sur) y el eje de la Tierra forma un ángulo de -

23,45 º con respecto al ecuador. En la figura 17 se muestra en forma gráfica cada

uno de los cuatro casos.


Figura 17: Radiación solar durante los solsticios y los equinoccios

Para comprender mejor cómo llegan los rayos solares en los equinoccios y los

solsticios, en la figura 18 se muestra la trayectoria aparente del Sol en las cuatro

situaciones, vista desde la latitud de la ciudad de México o de Colima.

Figura 18: Trayectoria aparente del Sol


Cuando los rayos de Sol llegan perpendicularmente a una superficie es cuando

puede aprovecharse la mayor cantidad de radiación; por eso, la cantidad de

radiación que recibe nuestro planeta depende de la inclinación de los rayos solares.

La radiación que llega a la Tierra es variable y dichos cambios deben conocerse

para saber la cantidad de radiación que puede aprovecharse en cada lugar del

planeta. En otras palabras, la radiación solar no es constante sino que cambia

según las estaciones del año, las condiciones atmosféricas y la latitud de cada

región.

Pese a lo anterior, para todo fin práctico se considera que en el límite superior de

nuestra atmósfera llega una cantidad de radiación promedio por unidad de tiempo

por cada m², que se denomina constante solar. El valor de esta constante es igual a

1367 W/m². Esto quiere decir que en el borde de la atmósfera, a cada m² le llegan

1 367 W de potencia solar. Si consideramos la mitad de la superficie de la Tierra

(debido a la noche) se tendría una energía de 1.7 x 1017 Wh cada 60 minutos de

Sol, cantidad muy superior a la energía eléctrica que se genera en todo el mundo a

lo largo de un año (7 x 1015 Wh). Sin embargo, la atmósfera y la eficiencia de los

sistemas solares ocasionan que esta cantidad sea mucho menor (2.16 x 1020

Wh/año).

La Tierra tiene una atmósfera cuyo límite se fija convencionalmente a 2 000 km de

altura sobre la superficie y está compuesta de las siguientes capas:

• troposfera;

• estratosfera;

• ionosfera;

• exosfera.

Ésta última funciona como un gran invernadero, que guarda parte del calor

proveniente del Sol. El efecto de invernadero permite que la temperatura terrestre

no sea la de un témpano de hielo. Sin embargo, el efecto invernadero también

puede provocar un calentamiento global del planeta, lo cual ocasionaría daños

ecológicos. Para entenderlo se debe mencionar que cuando la radiación llega a un

objeto, éste la absorbe y a su vez emite una radiación en forma de ondas

electromagnéticas que no necesariamente tiene la misma longitud de onda.


9.3 INTERRACCIÓN RADIACIÓN SOLAR - ATMÓSFERA

El Sol emite una radiación caracterizada por el espectro solar. Esa radiación es

absorbida por el sistema atmósfera-Tierra. Dicho sistema atmósfera-Tierra se

calienta y a su vez emite una radiación de características diferentes a la absorbida.

A pequeña escala, si los rayos solares llegan a un invernadero, el vidrio o los vidrios

dejan pasar la longitud de onda corta, y el suelo y las plantas absorben esa

radiación, pero, a su vez, emiten una radiación de longitud de onda larga. Esta

radiación de onda larga no puede salir porque el vidrio no deja pasar esa radiación.

Así, como el calor no puede salir se eleva la temperatura en el interior del

invernadero. En nuestra atmósfera ocurre un efecto similar.

Para saber cuál es la cantidad de radiación que llega a la superficie de nuestro

planeta y no sólo a la frontera de la atmósfera, debe hacerse un análisis global de

los diferentes procesos físicos y químicos que tienen lugar desde que la radiación

solar atraviesa la atmósfera hasta que llega a la superficie terrestre. Este proceso

global se llama balance energético de la radiación solar.

Hacer un balance preciso de la radiación solar resulta una tarea compleja. Hasta

ahora sólo se han hecho aproximaciones. Por otro lado, la radiación solar que

recibe cada punto de la Tierra varía, dependiendo de la radiación directa y difusa

que reciba. Por ello, hablar de un balance global resulta una aproximación de la

radiación promedio anual que recibe la superficie terrestre, aunque permite darse

una idea de lo que sucede.

Solamente 47 % de la radiación solar que absorbe nuestra atmósfera llega a la

superficie terrestre; 31 % directa y 16 % indirectamente, como radiación que se

difunde en la atmósfera y se denomina, por ello, radiación difusa.

Por otro lado, la radiación solar que se desaprovecha se divide en los siguientes

porcentajes: 28 % se va al espacio exterior por reflexión en la capa superior de la

atmósfera, 6 % se pierde por difusión de aerosoles, 7 % se refleja en el suelo

terrestre y 17% lo absorben las distintas capas de la atmósfera. La suma de estas

pérdidas da un total de 53 por ciento (véase figura 19).


Figura 19: Balance energético de la radiación solar para longitudes de onda<4 µm

Por lo tanto, en los diferentes dispositivos solares se puede aprovechar, en

promedio, 47 % de la radiación que llega fuera de la atmósfera. Pero esto sólo

ocurre con la radiación solar de onda corta (menor de 4 micrómetros). La Tierra

absorbe esa radiación (47 %), pero a su vez emite radiación de onda larga, tal y

como ocurre en un invernadero. Posteriormente, de esa radiación de onda larga

(mayor de 4 micrómetros) que emite nuestro planeta, 18 % sale de la atmósfera.

De esa manera, únicamente 29 % (47-18=29 %) de la radiación total absorbida

queda en nuestro planeta. En la figura 7 se muestra este balance energético.

El aprovechamiento de la energía solar se refiere a la conversión directa de la

radiación solar en calor y en electricidad, llamadas conversión fototérmica y

fotovoltaica, respectivamente. La energía solar es la causa indirecta de que pueda

aprovecharse la energía que proporcionan las plantas y los animales, mejor

conocida como biomasa. También al Sol se deben los movimientos de las diferentes

masas de aire que ocasionan los vientos; así, la energía eólica o de los vientos es

indirectamente energía solar. Además, el depósito de organismos que alguna vez

estuvieron vivos en las capas de la corteza terrestre no es otra cosa que los

componentes del petróleo y el carbón. De esa manera, los combustibles fósiles son

también indirectamente producto de la energía solar. Finalmente, la energía

hidroeléctrica proviene de una enorme máquina térmica, cuyo combustible es

precisamente la energía solar. Cuando los rayos del Sol calientan el agua de la

Tierra se produce vapor de agua; éste se eleva formando nubes; ahí, el vapor de

agua se condensa y se precipita, lo que aumenta el nivel de agua de, por ejemplo,

una presa.


Como se mencionó antes, los movimientos de rotación y traslación de la Tierra

hacen que varíe la cantidad de radiación que recibe el planeta. Así, para conocer la

radiación por unidad de tiempo por unidad de superficie que recibe un lugar

determinado de la Tierra, deben conocerse varios parámetros como la latitud y la

longitud geográficas, la altura sobre el nivel del mar, la concentración de vapor de

agua y la concentración de bióxido de carbono en la atmósfera. La medición de

estas variaciones ha permitido hacer un mapa mundial de la radiación mensual que

reciben diferentes lugares de la Tierra.

9.4 FACTORES QUE AFECTAN A LA RADIACIÓN SOLAR

Muchas veces es necesario encontrar la forma de aprovechar a lo máximo la

energía que el Sol brinda, esto se debe a lo siguiente:

• Ubicación geográfica

Debido al movimiento del planeta alrededor del Sol y sobre su propio eje, la

radiación solar no es uniforme en todas las regiones del planeta, sino que

varía de un lugar a otro dependiendo de la ubicación (latitud y longitud).

• Condiciones atmosféricas

El viento, la temperatura, los días nublados y lluviosos afectan la intensidad

de los rayos solares que inciden sobre los generadores fotovoltaicos.

• Época del año

Por ello se entiende el fenómeno de equinoccio y solsticio. En el solsticio, los

días son más largos que las noches; en el equinoccio, las noches son más

largas que los días. Por lo tanto en solsticio hay más energía solar disponible

que en equinoccio.

• Orientación de la superficie captora

Frente a la opción de emplear un sistema de seguimiento, una solución

estática puede resultar suficiente para determinadas aplicaciones.

Naturalmente, en este caso la energía colectada no es la máxima posible

pero puede resultar aceptable si se da al colector una determinada

inclinación y orientación, la cual se puede variar con ajustes estaciónales

para conseguir algunas mejoras.


10 ELECCIÓN DE LOS PANELES SOLARES

La empresa Fotosolar pertenece al grupo multinacional francés Total Energie, quien

produce paneles solares de silicio de alta calidad, tanto policristalinos como

monocristalinos. El panel mas eficaz que tiene Total Energie hoy en día es el

modelo TE 2000 210 Wp, pero dadas las prisas de Fotosolar por empezar la

construcción de la planta a principios noviembre no se ha podido tener la garantía

de que Total Energie pueda producir suficientes paneles para suministrar a la

empresa Fotosolar dentro de este plazo. Así se ha decidido realizar el proyecto

sobre la base técnica de los módulos de modelo TE 2000 200 Wp.

El módulo TE 2000 200 Wp, mostrado en la figura 20, usa células fotovoltaicas de

silicio policristalino con rendimiento de conversión elevado. El tamaño de cada

célula es de 156 mm x 156 mm. Las células solares están medidas individualmente

y seleccionadas electrónicamente antes de ser interconectadas. Están encapsuladas

por hojaldrado de capa polimerizada al calor, resistente a temperaturas elevadas.

La cara delantera esta compuesta de vidrio templado, con leve tenor en hierro, y la

cara trasera esta en Tedlar. El hojaldrado, EVA resistente a los UV, baña las células

fotovoltaicas dentro de los laminados y asegura condiciones de funcionamiento

óptimas de las células bajo cada ambiente. La estructura vidrio/Tedlar del módulo

reduce su peso, protegiendo al mismo tiempo las células solares.

Figura 20: Módulo fotovoltaico Total Energie TE 200 200 Wp


Las características de los módulos TE 2000 200 Wp son las la figura 21.

Figura 21: Características eléctricas de los módulos TE 2000 200 Wp

Los módulos Total Energie TE 2000 200 Wp están se componen de 54 células

fotovoltaicas, repartidas en 9 filas x 6 columnas. La figura 22 muestra las

dimensiones generales de estos módulos.

Figura 22: Dimensiones de los módulos fotovoltaicos TE 2000 200 Wp


11 VISTA GENERAL DE LA IMPLANTACIÓN

El terreno que posee Fotosolar en Villarejo de Salvanés tiene una superficie de 2,44

ha. La figura 23 muestra una vista general del terreno.

Figura 23: Vista general de las fincas de Fotosolar en Villarejo de Salvanés, en

proyección isométrica

A la izquierda de la figura se encuentra la finca norte. A la derecha se encuentran la

finca sureste y la finca suroeste

Este terreno se divide en tres fincas principales:

• finca norte;

• finca sureste;

• finca suroeste.

La finca norte esta compuesta de un suelo de naturaleza arcillosa. Este terreno

tiene la particularidad de ser organizado en tres escalones principales, cada uno

separado por una diferencia de altura que varía entre 6 y 9 metros. Estos escalones

están mas o menos orientados hacia el sur, de tal manera que se pueden



parte inclinada según una dirección más o menos este-oeste, provocando más

problemas de sombras, y haciendo mucho más complejos los cálculos de sombras.

Las figuras 24 y 25 muestran vistas isométricas de la finca norte.


Figura 24: Finca norte en vista isométrica desde el

suroeste

Figura 25: Finca norte en vista isométrica desde

el sureste

La finca sureste, que muestra la figura 26, esta compuesta por una zona de

escombreras, sobre la cual no se ha obtenido las garantías de poder implantar

seguidores, por lo cual se han elegido estructuras fijas de tipo cajones de PVC. Esta

parte también esta muy irregular, por lo que se ha decidido aplanar el terreno

antes de colocar los paneles.

Figura 26: Finca sureste en vista isométrica, desde el sureste. Se habla de una

zona de escombreras.


La finca suroeste esta compuesta por una zona de escombreras aproximadamente

10 metros por debajo de la parte sureste. Esta parte tiene la particularidad de ser

inclinada hacia el norte, lo que imposibilita la implantación de paneles solares. Por

otra parte, en esta parcela se encuentra el pilón y el punto de conexión a la red

eléctrica de media tensión de Unión Fenosa, que pasa por encima de esta última.

Por lo que se ha decidido colocar allí las casetas eléctricas y la centralita de

transformación hasta media tensión. La parte delantera de la figura 27 muestra

esta finca suroeste.

Figura 27: Finca suroeste en vista isométrica desde el suroeste, en la parte

delantera de la imagen. Detrás se ve la parte sureste, que es una zona de

escombreras.


12 FINCA SURESTE: ESTRUCTURAS FIJAS

12.1 ELECCIÓN DE LAS ESTRUCTURAS FIJAS Dado que la finca sureste es una antigua zona de escombreras, no se ha obtenido

la garantía de poder colocar estructuras masivas tales como seguidores solares.

Entonces se ha elegido una solución con estructuras fijas ligeras y sencillas de PVC,

llamadas cajones.

Con el fin de poder aprovechar al máximo el terreno, se ha pedido aplanar la parte

superior de la zona de escombreras.

Se han elegido estructuras fijas ligeras y sencillas de PVC, llamadas cajones, de

marca Solar Simplex. Incluyen un armazón de polietileno, 2 perfiles de apoyo y

todas las tuercas necesarias. Sólo pesa 4 kilos y se transporta con facilidad a

cualquier cubierta. El montaje consiste únicamente en rellenarlo con lastre, gravilla

o las escombras que se encuentran el en lugar, y ajustar los perfiles de apoyo y los

paneles. Son totalmente compatibles con los paneles fotovoltaicos de Total Energie.

Además, la distancia entre los paneles y los cajones garantiza una ventilación

interior óptima, lo que es muy importante porqué el rendimiento de los paneles

baja mucho con temperaturas elevadas.

Figura 28: Estructura fija de tipo cajón de plástico Solar Simplex


Estos cajones tienen las características técnicas que muestra la figura 29.

Figura 29: Ficha técnica de los cajones Solar Simplex

12.2 CÁLCULO DE LAS SOMBRAS

La radiación solar recibida por una superficie inclinada está compuesta por la

radiación directa recibida del sol, la radiación difusa proveniente del cielo y la

radiación reflejada por el piso y las superficies vecinas, como se muestra en la

figura 30. La irradiancia solar directa recibida por una superficie inclinada Gb,T,

depende tanto de las variaciones de la radiación solar directa incidente durante el

día Gb,i, como del ángulo θi que forma ésta con la normal a la superficie:

Gb,T = Gb,i x Cos θi

El Cos θi se debe expresar en términos de las coordenadas de la localidad donde se

encuentra la superficie, su inclinación y orientación, y los ángulos que caracterizan

la posición del sol en cualquier momento del día y en cualquier día del año. Como

se calculara más adelante. Para una superficie horizontal, la irradiancia solar directa

Gb se expresa como:

Gb = Gb,i x Cos θz


y es el ángulo que forma ésta con la normal a la superficie.

Figura 30: Superficies horizontales e inclinadas.

Puesto que para una superficie horizontal la irradiancia global G está dada por G =

Gb + Gd, en donde Gd es la irradiancia difusa, eliminando Gb, y, dividiendo la Ec. 1.6

entre Gb, se tiene:

Gb,T = ( G – Gd) x Cos θi / Cos θz

Gb,T = (G - Gd) x Rb

en donde:

Rb = Cos θi / Cos θz

Una superficie cualquiera en una localidad determinada se puede caracterizar por

medio de los siguientes ángulos (ver figura 31):

• Φ Latitud del lugar, esto es, la posición angular hacia el norte o hacia el

sur del Ecuador, es positivo en el hemisferio norte (norte: 0°< Φ < 90°) y

negativo en el hemisferio sur (-90° < Φ < 0°);

• δ Declinación, esto es, la posición angular del sol al mediodía con respecto

al plano del Ecuador. Es positivo en el hemisferio norte y varia entre –23.45

° y +23.45 °;

• β Inclinación de la superficie, esto es, el ángulo entre la superficie en

consideración y la horizontal (0 ° ≤ β ≤ 180 °). Cuando β =90 °, se trata de

una superficie vertical.

• Γ Angulo acimutal. Desviación de la proyección de la normal de la

superficie del meridiano local (- 180°≤ Γ ≤180°). (Cuando G =0° se trata de

una superficie en el hemisferio norte orientada hacia el sur). G es positivo

para superficies orientadas hacia el oeste y negativo para superficies

orientadas hacia el oriente;


• Γs Angulo acimutal del sol, es la desviación de la proyección de la radiación

directa del meridiano local ( convenciones como en el caso de G );

• W Angulo horario, es el desplazamiento angular del sol hacia el este o el

oeste del meridiano local, debido al movimiento de rotación de la tierra

alrededor de su eje ( W < 0 para la mañana, W > 0 para la tarde);

• θi Angulo de incidencia, es el ángulo entre la radiación directa sobre la

superficie y la normal a la superficie;

• θz Angulo de incidencia de la radiación directa o sea el ángulo entre la

radiación directa sobre la superficie horizontal y la normal de la superficie (

o cenit).

Figura 31: Ángulos relacionados con la inclinación de la superficie

La dirección de la radiación solar directa que incide sobre una superficie de

cualquier orientación con respecto a las coordenadas locales se puede calcular

mediante la siguiente expresión:

Cosθi = Senδ x SenΦ x Cosβ – Senδ x CosΦ x Senβ x CosΓ + Cosδ x CosΦ x CosW x

Cosβ + Cosδ x SenΦ x Senβ x CosΓ x CosW + Cosδ x Senβ x SenΓ x SenW

W se calcula como:

W = 15° x (12 – H )

En donde H es la hora solar local.

La declinación solar (), se calcula con la siguiente formula:

+

×°×°=365

28436045,23 nδ


Donde n es el número del día del año, con 1 ≥ n ≥ 365. y θz puede calcularse

mediante la ecuación arriba simplemente haciendo β = 0:

Cosθz = Senδ x SenΦ + Cosδ x CosΦ x CosW

Finalmente, como las HSP son una equivalencia del área bajo la curva de la

irradiancia y de la última ecuación, se tiene que:

HSP inclinadas = HSP horizontales x (Cos θi / Cos θz)

HSP inclinadas = HSP horizontales * Rb

Donde Rb, puede ser mayor, igual o menor a 1, dependiendo de que la inclinación

sea la optima o no.

Existen normas generales muy expandidas que dan una idea de la distancia mínima

que se debe respetar entre cada panel según la dirección norte-sur, en el caso de

las estructuras fijas sobre un terreno plano. Por ejemplo, la norma IDAE preconiza

calcular la distancia según la fórmula siguiente (ver figura 32):

+×=+= c

s

cc

htgsenLddL ββ cos

)()(

21

donde:

• Lc: altura del colector;

• βc: inclinación del colector;

• L: longitud de la sombra.

Figura 32: Cálculo de la distancia mínima entre estructuras fijas.


Habitualmente en el día más desfavorable del periodo de utilización, la instalación

no ha de tener más del 5 % de la superficie útil de captadores cubierta por

sombras. Un equipo resultará inoperante cuando el 20 % de su superficie de

captación esté en sombra.

La determinación de las sombras proyectadas sobre captadores por parte de

obstáculos se realiza de forma similar.

12.3 IMPLANTACIÓN DE LAS ESTRUCTURAS FIJAS Las estructuras fijas se han colocado según 166 filas de 10 paneles cada una,

dentro de las cuales los 10 paneles están conectados en serie entre ellos. El

número total de paneles colocados es entonces de unas 1660 unidades de 200 Wp

cada una.

El cálculo de sombras realizado según la norma IDAE descrita en la sección anterior

ha conducido a una distancia mínima entre cada rango de paneles de 1,20 m y se

ha tomado la decisión de dejar 1,25 m entre cada rango.

La figura 33 muestra la implantación final de las estructuras fijas sobre la finca

sureste:

Figura 33: Implantación final en la finca sureste


12.4 CÁLCULO DE PRODUCCIÓN Se han colocado en todo 166 filas de 10 cajones conectados en serie entre si, lo

que da una potencia pico máxima teórica de:

ppP kWW

panelW

filapanelesfilas 33233200020010166 ==××

y dado que se ha estimado a 1350 horas pico equivalentes la insolación total anual

en Villarejo de Salvanés, la producción máxima teórica energética anual viene dada

por la fórmula siguiente:

kWhhoraskWtPE p 4482001350332 =×=×=

En realidad, la energía que realmente se puede vender a la red es mucho mas baja,

debido a dos razones principales:

• Se utilizan estructuras fijas, y por lo tanto, los paneles no siempre están en

posición ortogonal respecto a la luz solar directa, lo que implica una bajada

de la producción anual de unos 20 % en comparación con la teoría;

• Desde los paneles hasta el punto de conexión a la red, se tiene pérdidas

eléctricas de un 10 %, debido a perdidas dentro de los inversores, pérdidas

a la largo del cableado y pérdidas en el punto de conexión.

El cálculo preciso de la producción anual ha sido realizado por Total Energie con un

programa específico capaz de tener en cuenta un gran número de parámetros.

Total Energie ha estimado la producción del conjunto de las estructuras fijas de la

finca a unos 405 000 kWh.


13 FINCA NORTE: SEGUIDORES SOLARES

13.1 JUSTIFICACIÓN E IMPLICACIONES DE LA

ELECCIÓN DE LA IMPLANTACIÓN DE SEGUIDORES La finca norte esta compuesta por un suelo de naturaleza arcillosa. Este terreno

tiene la particularidad de ser organizado en tres escalones principales, cada uno

separado por una diferencia de altura que varía entre 6 y 9 metros. Estos escalones

están mas o menos orientados hacia el sur, de tal manera que se puedan


dirección norte-sur. Por contrario, el terreno esta también constituido de una parte

inclinada según una dirección mas o menos este-oeste, provocando mas problemas

de sombras, y haciendo mucho mas complejos los cálculos de sombras.

Se ha tomado la decisión de colocar en esta parte seguidores solares, que permiten

lograr una rentabilidad mayor, en términos de inversión por energía producida.

Dicho de otra manera, los seguidores permiten reducir el cociente:

dokWhproduciinvertido∈

Este aumento de rentabilidad es la consecuencia del hecho que los módulos solares

producen más energía con un sistema de seguimiento solar. De hecho, los módulos

solares Total Energie TE 2000 200 Wp cuestan alrededor de 3,2 euros por Wp, lo

que representa mas de 60% de la inversión total necesaria por unidad de potencia,

estimada a 5 euros por Wp. Un seguimiento solar eficaz permite lograr hasta un 40

% de aumento de producción de energía eléctrica por Wp instalado, lo que conlleva

a una mayor rentabilidad, aunque los seguidores suponen una aumentación de un

20-25 % de la inversión por Wp instalado.

Dada la naturaleza muy irregular del terreno, la implantación de seguidores solares

en el caso del presente proyecto supone un estudio realizado con gran cuidado, y la

toma en cuenta de mucho más parámetros que en el caso de instalaciones solares

fijas. Uno de los parámetros mas críticos esta situado en las sombras que los

seguidores se dan entre si.

En el caso de esta finca, el hecho de tener un terreno muy irregular combinado con

estructuras móviles hace imposible la aplicación de cualquier fórmula sencilla de


cálculo de sombras, lo que hace imprescindible un modelado en tres dimensiones

del terreno.

En particular, el hecho de tener un nivel muy irregular según la dirección este-oeste

implica aumentar las distancias entre seguidores según esta dirección.

Además, los seguidores solares implican una producción por unidad de superficie de

terreno más baja, dado que es necesario alejarlos entre según las direcciones

norte-sur y este-oeste, cuando solo hay que alejar los paneles según la dirección

norte-sur en el caso de estructuras fijas.

Una huerta solar supone una serie de costes fijos, es decir que no dependen

directamente del volumen de la instalación, y también se compone de una serie de

precios variable, es decir que aumentan directamente con la producción.

Una producción por unidad de superficie demasiado baja causa importantes

problemas de rentabilidad suplementarios, provenientes de la mayor importancia

relativa de los precios fijos.

Ejemplos de precios fijos son la depreciación de las instalaciones, los impuestos, los

seguros, los sueldos administrativos generales, los servicios, las casetas de control,

las centralitas de transformación hasta media tensión,…

Ejemplos de precios variables son el mantenimiento directo, la mano de obra

directa, los lubricantes, el agua de limpieza de los paneles,…

Existen también árboles protegidos que no se pueden cortar, de una altura media

de tres metros, situados en los puntos mas altos, y por lo tanto se deben tener en

cuenta a la hora de calcular las sombras que producen sobre los seguidores.

Está complejidad ha conducido a la necesidad de llevar a cabo un modelado del

terreno en tres dimensiones con AutoCAD 2005, y la realización de una simulación

de las sombras engendradas por los seguidores entre si, y de su evolución a lo

largo del día y del año.

Esta existencia de precios fijos implica que se produce una economía de escala al

aumentar el tamaño del proyecto. Cómo en toda actividad industrial, se intenta

lograr un cierto óptimo económico. En el caso de esta implantación con seguidores,


esta búsqueda de un óptimo económico consiste en mayor parte en intentar colocar

el máximo de seguidores en la finca considerada como apta para colocarlos.

La mayor dificultad al aumentar el número de seguidores sobre el terreno, es decir

al aumentar la densidad de seguidores implantados, es el problema de sombras que

se dan los paneles entre si. Sin embargo, cómo ya se ha comentado, para que la

implantación sea rentable con seguidores, es imprescindible subir la producción de

un 25 % en comparación con una implantación con estructuras fijas, lo que implica

reducir al máximo las sombras. Esto dato obliga a alejar los paneles de una cierta

distancia para evitar estas sombras.

El problema de búsqueda de un óptimo económico se transforma entonces en un

problema de optimización de la implantación de los seguidores. Este problema,

aunque puede no parecer demasiado complicado, pertenece en realidad a la clase

de problemas de optimización matemática la más compleja. Se puede mostrar que

dado el número de parámetros que se deben tomar en cuenta y las distintas

relaciones entre ellos, el problema es lo que se llama en matemática un problema

NP-Complete. Con este tipo de problema, a muchas veces la complejidad es tan

grande que es imposible encontrar la solución óptima. Esto se debe en mayor parte

en la limitación de la potencia de los ordenadores, tal cómo a la complejidad de los

algoritmos desarrollados.

Con el fin de poder obtener una solución a este tipo de problema, se desarrolla

entonces lo que se llama un método heurístico, que es un modelado simplificado del

problema, intentando recoger una solución aproximada utilizando sólo los

parámetros que tienen la mayor importancia.

Dentro de la estimación de costes es de vital importancia identificar los principales

componentes de los mismos. Hay que recordar la ley de Pareto, que establece que

en cualquier distribución global de conceptos que tiene un efecto variable sobre los

costes, aproximadamente el 20 % de los conceptos principales produce el 80 % de

los efectos totales sobre dichos costes.

(Esta ley fue propuesta por Wilfredo Pareto en 1906 a raíz de un estudio de

distribución de la riqueza, y puede aplicarse a distintos campos y ramas de la

técnica.)


13.2 ELECCIÓN DE LOS SEGUIDORES SOLARES Los seguidores solares se utilizan para mejorar la producción de los paneles

fotovoltaicos captando la máxima radiación de energía solar durante el mayor

tiempo posible, a través de sistemas que siguen la trayectoria del sol.

El Seguimiento Solar puede llegar a proporcionar hasta un 40% de aumento en la

producción de una instalación fotovoltaica.

Los seguidores de ADES se caracterizan por disponer los paneles fotovoltaicos

alineados en filas a diferente nivel, a dos vertientes, sin contacto entre ellos,

favoreciendo su ventilación, permitiéndoles dilatarse libremente y minimizando su

resistencia estructural al viento.

Se trata de estructuras robustas montadas sobre una columna de gran diámetro

practicable mediante puerta, autoventilada. Puede disponer de ventilación forzada e

incluso de climatización para que los inversores y demás equipos eléctricos que se

alojan en su interior aumenten su rendimiento y vida útil.

Unas ventajas de estos seguidores para el presente proyectos son las siguientes:

• Pueden adaptarse para potencias entre 5 kW y 100 kW;

• Se fabrica el seguidor en función del modelo de panel;

• Fácil instalación y mantenimiento;

• Toda la estructura del seguidor se suministra galvanizada.

La tabla 4 muestra las características técnicas de los modelos clásicos de

seguidores ADES.

Tabla 4: Características técnicas de los seguidores ADES


En el presente proyecto, se han elegido seguidores de aproximadamente 12 000

Wp, de un tamaño de 10 m x 10 m, porqué son los que conducen al óptimo técnico-

económico entre los costes de inversión y la producción total lograda, dada la

naturaleza del terreno.

Este tipo de seguidor presenta las características siguientes:

• Sus dimensiones generales son de 10 m x 10 m = 100 m²

• Se compone de 6 filas horizontales de 10 paneles, es decir 60 paneles;

• Tiene una potencia pico de 200 x 60 = 12 000 Wp;

• Tiene un movimiento posible según dos ejes, horizontal y azimutal, cada uno

siendo equipado por un motor;

• Su peso es aproximadamente de 4 500 kg;

• Lleva zapata de hormigón de 5,5 m x 5,5 m x 0,5 m.

13.3 DIBUJO DE LOS SEGUIDORES SOLARES Se han dibujado diferentes posiciones del modelo de seguidor utilizado,

correspondientes a diferentes momentos clavé del año y del día. Estas posiciones y

los momentos correspondientes son los siguientes:

Tabla 5: Diferentes posiciones posibles de los seguidores solares

Día del año Hora solar Ángulo azimutal ( °) Ángulo vertical ( °)

21/03 o 21/09

(equinoccio)

7h07 100 12,8°

21/12 9h30 135 11,8°

21/12 14h14 180 26,7°

21/12 17h30 215 13,6°

Se ha realizado el modelado de los seguidores utilizados en cada momento clavé

del día y del año, como se ve en la tabla 5.

Hay que destacar que las sombras de orientación norte-sur se realizan mediante la

posición del sol el 12 de diciembre, que constituye el peor día del año dado que el

sol este más bajo.


Luego para determinar las sombras de dirección este-oeste, se ha realizado un

modelado con la posición del sol del 21/09 o del 21/0", que corresponde al sol de

los equinoccios. Se hace así porqué estos días de equinoccios corresponden a un

ángulo de atardecer de exactamente 180°, lo que no es el caso de los otros días del

año.

Se ha dibujado el seguidor para corresponder a cada posición clavé del año, como

se ve en la figura 34:

Figura 34: Seguidor en sus diferentes posiciones posibles

13.4 MODELADO DEL TERRENO El modelado del terreno se ha hecho por pasos sucesivos hasta lograr el modelado

completo.

En el primer paso se ha dibujado las curvas de nivel, obtenidas a partir del estudio

topográfico realizado en Villarejo de Salvanés.

Luego estas curvas de nivel han sido elevadas hasta sus propio nivel, lo que da en

AutoCAD una buena apreciación de la forma general del terreno como se puede ver

en la figura 35.


Figura 35: Modelado de alambre de la finca norte

El paso siguiente, el más laborioso, consiste en aproximar la superficie y el volumen

del terreno a partir de una interpolación de las curvas de nivel. El resultado de este

modelado, utilizando un gran número de mallas, puede verse en la figura 36.

Figura 36: Modelado con mallas y curvas de la finca norte

Una vez este modelado hecho, para permitir una mejor visualización del relieve, se

han quitado las curvas de nivel, lo que da el resultado visible en la figura 37:


Figura 37: Modelado con mallas de la finca norte

13.5 CÁLCULO DE LAS SOMBRAS Las normas que existen sólo permiten tener una idea de las sombras sobre un

terreno plano. Desde que se habla de un terreno irregular, lo que es el caso del

presente proyecto, los cálculos de sombras suelen ser mucho más complejos, dado

que las sombras dependen de la altura de cada seguidor, y que estas sombras

evolucionan a lo largo del día y del año, al mismo tiempo que los seguidores se

mueven también con el fin de presentar la superficie de los paneles fotovoltaicos lo

más ortogonal posible respecto a la luz solar.

Las sombras tienen dos componentes:

• Una componente de dirección norte-sur, que provoca problemas durante las

horas del medio día, y que suelen ser más importantes en invierno, dado

que el sol esta más lejos del cenit;

• Una componente de dirección este-oeste, que provoca problemas a

amanecer y atardecer, y que suelen ser más importantes cerca de los

solsticios, dado que el sol se levanta justo al este y desaparece justo al

oeste.

Una vez el modelado hecho, queda el cálculo de las sombras, que permite colocar

los paneles con la certidumbre de que no se hagan sombras entre si.

La complejidad del problema viene dada en mayor parte por los parámetros

siguientes:


• La naturaleza muy irregular del terreno induce sombras muy complejas;

• La utilización de seguidores son elementos móviles que suponen una

variación de las sombras inducidas a lo largo del día y del año;

• La trayectoria del sol varía por una parte a lo largo del día y por otra parte a

lo largo del año;

• La necesidad de seguir el sol al máximo todo el tiempo, lo que implica un

posicionamiento continúo de los seguidores según dos ejes, cada uno

activado por un motor;

• Unos árboles protegidos forman parte de la finca y no se pueden cortar,

pero sin embargo inducen sombras sobre los paneles, porqué están situados

sobre una de las partes más altas del terreno;

• Es necesario minimizar la distancia hacia el centro de transformación en

media tensión, hasta las casetas de control, y todo el cableado eléctrico, por

problema de coste del cableado, pero también de perdidas eléctricas en baja

tensión, bastante importantes;

• El terreno de naturaleza arcillosa, con su resistencia mecánica propia,

prohíbe colocar los seguidores demasiado cerca de los bordes.

Para implementar este modelado y este cálculo de sombras, es necesario conocer

perfectamente el movimiento del sol a lo largo del día y del año con alta precisión,

lo que nos permiten las ecuaciones del movimiento aparente del sol. Estas

ecuaciones muy complejas pueden ser implementadas en AutoCAD 2005 gracias a

sus herramientas avanzadas. Pero también hay que darse cuenta que un modelado

tal que esto solo podría, en principio, calcular las sombras en un momento dado del

año y del día, con una posición determinada de los seguidores, localizados a un

lugar preciso.

En pura teoría, una optimización tal que esta supondría un cálculo para cada

instante del día y del año, con cada combinación posible de los seguidores. Ni

hablar que este método teórico no pueda ser aplicado en un caso real industrial. Se

ha tenido que encontrar un método para limitar el número de posiciones que hay

que tener en cuenta.

Esto implica que se haya tenido que estudiar cuales son los momentos más críticos

del año y del día para poder calcular las sombras, caso por caso, en estos

momentos, con la posición correspondiente de los seguidores.


La implantación final resulta del conjunto de los modelados, y de la intersección de

las posibles soluciones encontradas para cada uno de ellos.

Conociendo la latitud y la longitud de Madrid, y teniendo en cuenta el cambio entre

horario de verano y de invierno, se puede calcular con el ordenador la inclinación

del vector posición solar a lo largo del año, en cualquier momento de cualquier día.

La figura 38 muestra la elección del lugar de implantación dentro de los que existen

en la base de datos de AutoCAD 2005.

Figura 38: Elección del lugar de implantación con AutoCAD 2005

En primer lugar se analizan las sombras que están producidas el 21 de marzo a las

9h30 de la mañana. Este día corresponde al equinoccio de primavera y posee

propiedades importantes desde el punto de vista de la trayectoria aparente del sol

sobre la bóveda. Es equivalente al 21 de septiembre, que corresponde al equinoccio

de autumno, por lo cual solo es necesario analizar uno de los dos días. Se ha

elegido el 21 de marzo sin razón particular.

La particularidad de este día es que el sol se pone exactamente al este al amanecer

y exactamente al oeste al atardecer. La figura 39 muestra el momento preciso del

amanecer el 21 de marzo.


Figura 39: Momento preciso del amanecer el 21 de marzo

El amanecer se produce exactamente a las 8h30 de la mañana. En el caso en el que

se hiciese el cálculo en este momento preciso del día, cualquier objeto tendría una

sombra de longitud infinita según la dirección este-oeste, y entonces sería

necesario alejar dos objetos de una distancia infinita para que no se den sombras

entre ellos según esta dirección. Este caso teórico no podría ser aplicable a una

planta solar, pero enseña desde luego que en la práctica nunca se puede realizar

una implantación sin dejar en ciertos momentos del día los paneles en sombras,

incluso completas. La dificultad reside en encontrar un óptimo entre el hecho de no

alejar demasiado los paneles entre ellos y el hecho de dar el mínimo de sombras

posibles. Para resolver este problema, la firma ADES, primer fabricante de

seguidores solares en España, ha establecido una norma que estima esta distancia

en función de la altura del seguidor, y estima que no se debe tener en cuenta la

primera y la última hora del día en el cálculo de sombras. En el caso del presente

proyecto, la restricción horaria puede ser aplicada sin dificultad pero dado que el

terreno tiene importantes variaciones de nivel, esta norma puede dar una primera

idea de esta distancia, pero nunca puede ser suficientemente precisa para poder

alcanzar un óptimo técnico-económico. El modelado que se ha realizado, teniendo

en cuenta estas diferencias de nivel, permite asegurarse que realmente se alcanza

este óptimo.

Dado que el 21 de marzo el sol se amanezca a las 8h30, se ha calculado las

sombras a partir de las 9h30, siendo este un momento clavé muy importante.

La figura 40 muestra el resultado en tres dimensiones del modelado de las sombras

que se dan los seguidores entre ellos el 21 de marzo a las 9h30. Esta figura

representa las sombras mas largas según las distancias este-oeste por la mañana.


Figura 40: Sombras el 21 de marzo a las 9h30 de la mañana

De manera análoga, se ha calculado las sombras que se dan los seguidores entre si

el 21 de marzo a las 19h20, es decir exactamente una hora antes de atardecer.

Esta figura representa las sombras mas largas según la dirección este-oeste por la

tarde. El resultado se ve en la figura 41.

Figura 41: Sombras el 21 de marzo a las 19h20

La distancia según la dirección norte-sur se obtiene mediante un modelado

realizado el 21 de diciembre, día del solsticio de invierno, es decir el día en el que el

Sol esta mas bajo sobre la bóveda. Se ha calculado estas sombras en el momento


preciso que corresponde a un vector solar de dirección exactamente norte-sur, es

decir a medio día solar, lo que corresponde en este caso a las 14h14 precisamente.

La figura 42 muestra el resultado de esta modelado en tres dimensiones.

Figura 42: Sombras el 21 de diciembre a las 14h14

Existe una larga variedad de posiciones posibles entre estas posiciones extremas.

Con el fin de dar mas claridad al lector, se ha introducido aquí dos ejemplos mas de

momentos solares intermedios, correspondientes al 21 de diciembre a las 11h30 de

la mañana, es decir justo entre el amanecer y el medio día solar, y el 21 de

diciembre a las 17h30, es decir justo entre el medio día solar y el atardecer.

La figura 43 muestra las sombras el 21 de diciembre a las 11h30 de la mañana.

Figura 43: Sombras el 21 de diciembre a las 11h30 de la mañana


La figura 44 muestra las sombras el 21 de diciembre a las 17h30 de la tarde.

Figura 44: Sombras el 21 de diciembre a las 17h30 de la tarde


13.6 IMPLANTACIÓN DE LOS SEGUIDORES Según los criterios de optimización citados arriba, la implantación se ha realizado

de tal forma que minimice las sombras sobre los paneles, intentando reducirlas a

cero siempre que sea posible. El resultado indica que el óptimo encontrado entre

densidad máxima de seguidores y sombras mínimas corresponde a 18 seguidores,

implantados tal cómo se indica en la figura 45.

Figura 45: Implantación final de la finca norte

Sobre cada uno de los seguidores se colocan 6 x 10 = 60 paneles Total Energie TE

2000 200 Wp.

13.7 CÁLCULO DE PRODUCCIÓN Se han colocado un total de 18 seguidores, llevando cada uno 60 paneles de 200

Wp.

El número total de paneles es entonces de unos 18 x 60 = 1080 paneles.


Esto nos da una potencia pico máxima teórica de 1080 x 200 = 216 000 Wp = 216

kWp.

Sabiendo que en Villarejo de Salvanés se tiene 1350 horas equivalentes de sol en

un año, se puede calcular la producción teórica máxima tal como:

E = P x t = 216 kWp x 1350h = 291 600 kWh.

En realidad este máximo teórico no se alcanza, debido como en el caso de las

estructuras fijas a que los paneles no están siempre ortogonales a la luz solar

directa (aunque mucho más con seguidores solares), y que se tienen perdidas

eléctricas.

Mediante las herramientas de cálculo de producción de la firma Total Energie

(Francia), se ha calculado una producción total de unos 253 000 kWh.


14 FINCA SUROESTE: CENTRALITA 45 kV

La parte suroeste esta compuesta por una zona de escombras a unos 10 metros

por debajo de la parte anterior. Esta parte tiene la particularidad de ser inclinada

hacia el norte, lo que hace muy difícil la implantación de paneles solares, por lo cual

se ha decidido colocar allí las casetas eléctricas y la centralita de transformación

hasta media tensión. Se habla de una centralita de transformación en corriente

alterna desde una tensión de entrada de 440 V hasta una tensión de salida de 45

kV. El punto de conexión a la red eléctrica de Unión Fenosa esta situado justo al

lado de esta parcela. La situación se aclara en la figura 46.

Figura 46: Subestación de la finca suroeste y punto de enganche a la red de Fenosa


15 RESULTADOS Y CONCLUSIONES

El terreno se puede dividir en tres fincas.

La parte norte esta compuesta por un suelo de naturaleza arcillosa. Este terreno

tiene la particularidad de estar organizado en tres escalones principales, cada uno

separado por una diferencia de altura que varía entre seis y nueve metros. Estos

escalones están mas o menos orientados hacia el sur, de tal manera que se pueden



parte inclinada según una dirección más o menos este-oeste, lo que hace mas difícil

la implantación de los paneles, y mucho mas complejos los cálculos de sombras.

Se han colocado un total de 18 seguidores, llevando cada uno 60 paneles de 200

Wp.

Esto da una potencia pico máxima teórica de 216 kWp, y una producción teórica

máxima de 291 600 kWh.

Total Energie ha calculado una producción total de unos 253 000 kWh mediante las

herramientas de cálculo de producción de la firma.

La parte sureste esta compuesta de una zona de escombreras en las cuales es

imposible construir. Esta parte también es muy irregular, por lo que se ha decidido

aplanar el terreno antes de colocar los paneles. Dado que este tipo de terreno no

daba la garantía de permitir colocar seguidores, se ha decidido colocar estructuras

fijas de tipo cajones de plástico.

Se han colocado un total de 66 filas de 10 cajones conectados en serie entre ellos,

lo que da una potencia pico máxima teórica de 332 kWp y una producción de 448

000 kWh, pero una producción real de 405 000 kWh

La parte suroeste esta compuesta de una zona de escombras diez metros más bajo

que la parte anterior. Esta parte tiene la particularidad de estar inclinada hacia el

norte, lo que hace muy difícil la implantación de paneles solares, por lo que se ha

decidido colocar allí las casetas eléctricas y la centralita de transformación hasta

media tensión.


La diferencia entre el valor teórico y el real se debe a dos razones principales:

• Se utilizan estructuras fijas, por lo que los paneles no siempre están en

posición ortogonal respecto a la luz solar directa, lo que implica una bajada

de la producción anual de unos 20 % en comparación con la teoría;

• Desde los paneles hasta el punto de conexión a la red, se tiene pérdidas

eléctricas de un 10 %, debido a pérdidas dentro de los inversores, pérdidas

a la largo del cableado y pérdidas en el punto de conexión.

Se han estimado a 1350 horas equivalentes la irradiación solar anual en Villarejo de

Salvanés.

Por fin, un estudio económico demuestra la rentabilidad del proyecto a medio plazo

(9 años) y un VAN de 365 000 € a lo largo de los 25 años de garantía de los

paneles, con posibilidad de tener mas beneficio si los paneles siguen produciendo

después de este plazo.


16 REFERENCIAS

LIBROS PLANA, I., ROSELL, J.R. (2005): Tecnología solar. Ediciones Mundi-Prensa. MARKVART, T., CASTANER, L. (2005): Practical Handbook of Photovoltaics: Fundamentals and Applications. Ediciones Elsevier.

INTERNET

www.ades.tv Número 1 español en fabricación de

seguidores solares

www.censolar.com Sitio lleno de recursos y herramientas sobre

la energía solar

www.fotosolar.com Sitio Web de la empresa Fotosolar

www.ine.com Instituto Nacional de Estadísticas

www.inm.es Instituto Nacional Meteorológico

www.isofoton.com Número 1 español de seguidores de gran

tamaño

www.total-energie.com Sitio de Total Energie en Francia, grupo al

cual pertenece la empresa Fotosolar

www.villarejodesalvanes.com Sitio oficial del ayuntamiento de Villarejo

http://www.ades.tv/

http://www.censolar.com/

http://www.fotosolar.com/

http://www.ine.com/

http://www.inm.es/

http://www.isofoton.com/

http://www.total-energie.com/

http://www.villarejodesalvanes.com/


DE

INGENIEROS DE MINAS




IRREGULAR

DOCUMENTO Nº 2: ESTUDIO ECONÓMICO


DOCUMENTO Nº 2: ESTUDIO ECONÓMICO 68

1 PRECIO DE VENTA DE LA ENERGÍA SOLAR

El sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica se ha reglamentado en España y

en muchos otros sitios y su principal misión es incrementar la producción de

electricidad sin contaminar el medio ambiente.

El Real Decreto Nº 2818/1998 del 30 de Diciembre de 1998 que entró en vigor a

principios de 1999 estableció que es obligación de las empresas de electricidad,

comprar la electricidad producida por sistemas fotovoltaicos, y además la

facturación tiene una prima que se establece en 0,42150 € por kWh producido para

sistemas inferiores de 5 kWp y 30,21 € por kWh producido para sistemas mayores

de 5 kWp. Este Real Decreto ha sido derogado con la entrada en vigor del Real

Decreto 436 de 2004.

Como regla general, la inversión mínima es de unos 4,7 Euros por watio. Por cada

watio de producción comprado se cobra 5,9 euros en media, debido al precio de la

venta de la electricidad a la red. Tal vez este previo subirá hasta valores todavía

mas elevada estos próximos años, tal como resultados de nuevas ayudas aplicadas

según el dominio b.1.1. del Real Decreto 436 de 2004.

A este precio se debe restar la subvención del Ministerio de Industria y Trabajo y/o

de las Comunidades Autónomas, las cuales subvencionaron gran parte de la

inversión inicial que hasta el 31/12/1999 fue de máximo 1 500 pesetas por Wp y

hasta el 50 % de la inversión total, logrando así un resultado económico muy

atractivo y fácil de amortizar.

Las informaciones sobre subvenciones estatales - en 1999 eran de 1 500 pesetas

por Wp instalado, máximo 50 % de la inversión total, se consiguen en las

Delegaciones Provinciales de la Consejería de Industria y Trabajo de su zona. Las

condiciones del contrato y primas de venta de kWh se pueden solicitar

directamente a la empresa de electricidad de la zona.

Es de dominio público que existen programas que apoyan y subvencionan a los que

decidan invertir en una instalación fotovoltaica de conexión a red. Sin embargo, es

preciso mencionar que puede obtenerse rentabilidad en términos muy distintos de

los puramente económicos. Es decir, además de obtener energía existe una

rentabilidad relacionada con aspectos como la investigación y desarrollo, la defensa

y protección del medio ambiente, imagen pública, publicidad de empresa, etc. Estos

aspectos, pueden motivar decisiones en el sentido de invertir en esta aplicación


mucho antes de que se alcancen los niveles de competitividad con la energía

convencional en términos exclusivos del coste del kWh generado.

Se está estudiando en el Ministerio de Industria una revisión en alza de las primas a

la fotovoltaica con el fin de eliminar todas las otras ayudas.

Los sistemas que aprovechan las fuentes de energía renovable están ganando

terreno, y el ritmo de avance es tan rápido que puede fácilmente perderse de vista

la magnitud de lo que esta sucediendo. Verificando lo ocurrido, podemos afirmar

que es posible constatar un cambio fundamental y generalizado en el pensamiento

de finales de los años 90. Es un consenso creciente en cuanto a que el

aprovechamiento de las energías renovables supondrá progreso económico y

protección medioambiental.

Además, con la conexión a red de la instalación fotovoltaica, el usuario y la

compañía eléctrica emprenden un nuevo tipo de relación. Una relación que se

presenta como reto tecnológico de futuro, y que tiene importantes valores

añadidos. Se pueden destacar:

• La electricidad fotovoltaica tiene un potente añadido económico que viene

dado en el caso de sustitución de otras energías. Se trata de que la

electricidad solar es una clara apuesta por la conservación del medio

ambiente. La generación de energía positiva (electricidad fotovoltaica)

supone una eficiente forma de reducir las emisiones de agentes

contaminantes a la atmósfera que se derivan de las fuentes convencionales,

y al mismo tiempo, supone un ahorro de combustibles fósiles para las

generaciones futuras.

• Muchos se encuentran tan ensimismados en el debate de acontecimientos

institucionales futuros que quizás no se den cuenta de la transformación

económica que ya está en marcha como consecuencia del aumento en la

utilización de las fuentes de energía renovable. En el caso que nos atañe, la

tecnología fotovoltaica es la base de un tejido industrial que goza de un

elevado potencial de exportación. Es una actividad productiva con futuro, y

en la UE se dispone de una industria muy motivada en este sector. Con las

principales compañías petrolíferas y otras grandes sociedades europeas,

están operativas numerosas pequeñas y medianas empresas. Las

previsiones existentes apuntan a que su número podría aumentar de forma

estable, creándose más de 70.000 empleos en Europa antes del 2010.


• Si consideramos que la energía solar es un recurso autóctono, cuanto mayor

presencia tenga en nuestro sistema de energía, menor presencia tendrá el

recurso importado. Es evidente que el cuidado aprovechamiento de los

recursos renovables ayuda a la disminución de la dependencia energética

con el exterior. Este hecho siempre ha proporcionado un aumento de la

seguridad y diversidad del suministro energético.

• La generación fotovoltaica es un método silencioso, es un procedimiento

fiable y es una construcción eléctrica de muy bajo mantenimiento.

• Las ciudades son sistemas abiertos que requieren de materia y energía para

mantener operativa su compleja estructura. En la mayoría de las ocasiones,

es necesario trasladar energía hasta el consumidor por medio de redes de

transporte y distribución. El transportar energía lleva implícito dificultades

que en ocasiones resultan prohibitivas. Por el contrario, la generación

fotovoltaica de electricidad se encuentra cerca del punto de consumo, lo que

favorece la diversidad del sistema y reduce las pérdidas ocasionadas en el

transporte y distribución. La generación distribuida de electricidad tiene un

gran atractivo.

Cabe destacar de las centrales fotovoltaicas, el poco tiempo que se necesita para su

construcción y la facilidad con que se pueden instalar en nuestros pueblos y

ciudades. La generación fotovoltaica inyecta potencia en la red sin menoscabo

alguno de la calidad del suministro y ofrece la posibilidad de obtener de forma

limpia electricidad de alto valor comercial.


2 CONDICIONES E HIPÓTESIS ECONÓMICAS

• Este negocio se basa en las buenas condiciones económicas que a corto,

medio y largo plazo comporta el desarrollo de las energías renovables, y en

especial la energía solar fotovoltaica: esencialmente, la prima pagada al

kWh conectado a la red eléctrica y, consecuentemente, el valor que alcanza

en el mercado un proyecto solar finalizado.

• La evolución de las primas que incentivan las energías renovables, y en

particular la prima solar, ha ido acompañada en los últimos años de una

cierta incertidumbre. Sin embargo, en 2004, el Ministerio de Economía ha

trabajado en un Plan de Estabilidad para las energías renovables, que

pretende seguir fomentado la inversión. Este plan se aprobó mediante el

Real Decreto 436/2004, ya descrito anteriormente.

• La nueva metodología de cálculo de los precios y primas, que representa el

plan de estabilidad para las energías renovables, establece la siguiente tarifa

para una instalación solar puesta en marcha en 2005:

o La nueva metodología define la Tarifa Media de Referencia, a partir

de la que se calcula el precio de la electricidad de origen solar

fotovoltaico. Esta TMR ha sido fijada en 7,2 c€/kWh en 2005 y se

actualizará anualmente con un valor entre el 1,4 y el 2%:

Para los primeros 25 años de funcionamiento el precio de la

electricidad de origen solar fotovoltaico es el 575 % de la

TMR.

Para los siguientes 15 años de funcionamiento el precio de la

electricidad de origen solar es el 460 % de la TMR.

• Estos valores sitúan la tarifa para el kWh solar fotovoltaico en 2005 en 42

céntimos de euros.


3 CÁLCULO DE RENTABILIDAD DEL PROYECTO

El presupuesto general del presente proyecto es tal que lo muestra la tabla 1:

Tabla 1: Presupuesto general de la instalación

Unidades P.U. Precio total Paneles fotovoltaicos TE 2000 200 Wp, instalados 2 740,00 735,00 2 013 900,00 Seguidores, instalados, Obra Civil incluida 18,00 30 000,00 540 000,00 Accesos, varios de obra civil 1,00 50 000,00 50 000,00 Inversores Ingeteam 34,00 8 000,00 272 000,00 Cableado de la instalación 1,00 100 000,00 100 000,00 Sistema de media tensión: Centro de transformación y Línea de interconexión 520,80 50,00 26 040,00 Ingeniería y D.O. 19 000,00

Ingeniería y D.O. 1,00 15 000 Gastos desplazamiento 1,00 2 000,00

Visados etc 1,00 2 000,00

TOTAL EJECUCIÓN MATERIAL 3 020 940,00

El proyecto sólo puede ser rentable si esta capaz de compensar esta inversión. La

recuperación del dinero invertido es función en gran parte de la energía producida y

del precio de venta de la energía fotovoltaica a la red de media tensión.


La tabla 2 muestra el cálculo de la producción y los beneficios inducidos:

Tabla 2: Hipótesis de base del estudio económico

INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED

Potencia 548,00 kWp

Precio 3 020 940 EUR 5,900

483 350 IVA €/Wp

Módulos 2 740 TE 2000

uds.

Localización Madrid

Producción 658 000 /kW 1 350

658 000 Total h equivalentes

Facturación Energía 277 345 EUR/ anuales 0,42150

€/kWh

Gastos 27 734 EUR anuales

10 %

27 734 Total Gastos Anuales

CONDICIONES DE PARTIDA

Inflación 2 % Modalidad Préstamo

Tipo de Interés 5 % 10 años sin carencia

Venta de energía:

575 % TMR x 25 años

460 % TMR +15 años

RENTABILIDAD

DESPUÉS DE IMPUESTOS

Recuperación de la Inversión 10 Años

T.I.R. 9,28 %

ANTES DE IMPUESTOS

Recuperación de la Inversión 10 Años

T.I.R. 10,14 %

Crédito fiscal -2 590 079

En esta tabla se puede destacar una producción total anual de 658 000 kWh, lo que

da una cantidad de dinero entrante equivalente a esta cantidad multiplicada por el

precio de venta de la energía. La tabla 3 presenta un análisis mas profundo.


Tabla 3: Flujo de caja del proyecto de Villarejo de Salvanés

Continúa

Total Inversión 3 020 940 EUR

0 EUR

IVA 16% 483 350 EUR

Financiable largo plazo 2 265 705 EUR 75 %

Financiable corto plazo (IVA+subvención) 483 350 25 %

Fondos propios 755 235 Tipo de Interés Préstamo EURIBOR 6m + 1% 5 000 % EUR

Bonificación Intereses 0 % EUR

Principal 2 265 705 EUR

Cuota Anual 226 571 EUR 10 años

Tipo de Interés Préstamo final 5 000%

ESCENARIO 1 ANTES DE IMPUESTOS

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Facturación de Energía 277 345 282 892 288 549 294 320 300 207 306 211 312 335 318 582 324 953 331 453 338 082 344 843

Inversión Fondos propios -755 235

IVA 16% (100%) -483 350

Devolución Préstamo corto plazo 483 350

Devolución Préstamo largo plazo -293 419 -293 419 -293 419 -293 419 -293 419 -293 419 -293 419 -293 419 -293 419 -293 419

Gastos Anuales -27 734 -28 566 -29 423 -30 306 -31 215 -32 152 -33 116 -34.110 -35.133 -36 187 -37 273 -38 391

Total Cash Flow Inversión -1 238 585 439 541 -39 094 -34 293 -29 405 -24 428 -19 360 -14 200 -8 947 -3 599 1 846 300 809 306 452

Continúa


Continúa

Tesorería -483 350 -43 809 -82 903 -117 196 -146 601 -171 029 -190 389 -204 590 -213 537 -217 136 -215 290 85 519 391 971

Cash Flow acumulado -1 238 585 -799 044 -838 138 -872 431 -901 836 -926 264 -945 624 -959 825 -968 772 -972 371 -970 525 -669 716 -363 264

Total Cash Flow Proyecto -3 504 290 732 961 254 325 259 126 264 014 268 991 274 059 279 219 284 472 289 820 295 265 300 809 306 452

Recuperación de la Inversión 9,5 Años

T.I.R. Inversión 10,14 % 25 Años

T.I.R. Proyecto 8,25 % 25 Años

VAN 557 559

ESCENARIO 2 DESPUÉS DE IMPUESTOS

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Facturación de Energía 277 345 282 892 288 549 294 320 300 207 306 211 312 335 318 582 324 953 331 453 338 082 344 843

Subvención 0

Inversión Proyecto -3 020 940

Inversión Fondos propios -755 235

IVA 16% (100%) -483 350

Devolución Préstamo corto plazo 483 350

Devolución Préstamo largo plazo -293 419 -293 419 -293 419 -293 419 -293 419 -293 419 -293 419 -293 419 -293 419 -293 419

Gastos Anuales -27 734 -28 566 -29 423 -30 306 -31 215 -32 152 -33 116 -34 110 -35 133 -36 187 -37 273 -38 391

Continúa


Conclusión

Amortización 302 094 302 094 302 094 302 094 302 094 302 094 302 094 302 094 302 094 302 094

Margen Operativo -43 809 -39 094 -34 293 -29 405 -24 428 -19 360 -14 200 -8 947 -3 599 1 846 300 809 306 452

Beneficio Antes de Impuestos -345 903 -341 188 -336 387 -331 499 -326 522 -321 454 -316 294 -311 041 -305 693 -300 248 300 809 306 452

Pérdidas acumuladas -341 188 -677 575 -1009 074 -1335596 -1657050 -1 973 345 -2284 386 -2 590 079 -2890327 -2589518 -2 283 066

Impuestos (30%) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Deducción 10% Inversión 0

Total Cash Flow Inversión -1 238 585 439 541 -39 094 -34 293 -29 405 -24 428 -19 360 -14 200 -8 947 -3 599 1 846 300 809 306 452

Tesorería -483 350 -43 809 -82 903 -117 196 -146 601 -171 029 -190 389 -204 590 -213 537 -217 136 -215 290 85 519 391 971

Cash Flow acumulado -1 238 585 -799 044 -838 138 -872 431 -901 836 -926 264 -945 624 -959 825 -968 772 -972 371 -970 525 -669 716 -363 264

Recuperación de la Inversión 10,0 Años

T.I.R. Inversión 9,28 % 25 Años

VAN 365 000

Conclusión


Se puede destacar un VAN descontada la inversión de 365 000 euros después de un

periodo de 25 años, la cual corresponde al plazo de garantía de los paneles solares

Total Energie. No se consideren los ingresos más allá del 25 años porqué el plazo es

demasiado grande para poder deducir números exactos, y aún no se conoce con

alta precisión el efecto de envejecimiento de los módulos fotovoltaicos y la

consiguiente pérdida de producción. No obstante, existe un valor residual de la

instalación hasta en año 40.

Un dato muy importante es el plazo después del cual se recupera la inversión, es

decir a partir de que momento el inversionista empieza a tener un beneficio. Este

plazo es de 9 años, lo que se deduce analizando la evolución del flujo de caja.


4 RIESGOS Y COBERTURAS

Tarifa: Los riesgos de un cambio del marco tarifario son nulos dado que la tarifa

está fijada por Ley para un periodo de 40 años. Es posible que veamos cambios en

las tarifas a medida que los costes de instalación vayan bajando, pero nunca con

efectos retroactivos.

Producción: La producción dependerá de la radiación solar. Considerando el

periodo completo de proyección, 25 años, el riesgo de desviación global de ingresos

debe considerarse reducido, dado que la base estadística tomada es muy amplia

(10 años) y el periodo de proyección es lo suficientemente extenso para compensar

ciclos. El mayor riesgo vendría dado por una baja radiación solar los primeros años,

donde se soporta toda la carga financiera, y que, eventualmente, hubiese que

aumentar la base de fondos propios.

Tipos de interés: No hay riesgo en este respecto, dado que estamos considerando

un tipo fijo aplicable a toda la vida del proyecto.

Contingencias: La tecnología es sencilla y probada, por lo que en este aspecto no

caben grandes sorpresas. Los siniestros por causas diversas quedan cubiertos por

la póliza de seguros en su inmensa mayoría (se cubren daños directos y lucro

cesante). En general, el riesgo por contingencias no debe ser mayor al de cualquier

otra actividad empresarial sin riesgo especial.

Autoseguro: Al margen de la póliza de seguro comentada, la huerta solar operará

bajo el régimen de autoseguro, esto es, la asignación de la producción por

instalación se realizará dividiendo la producción total entre el número de

instalaciones en vez de medir y asignar los rendimientos de forma individual. De

esta forma, un fallo en una instalación concreta se diluye entre todas las demás

instalaciones.


DE

INGENIEROS DE MINAS




IRREGULAR

DOCUMENTO Nº 3: PLIEGO DE CONDICIONES


DOCUMENTO Nº 3: PLIEGO DE CONDICIONES 80

1 OBJETO

Este pliego de condiciones determina los requisitos a que se debe ajustar la

ejecución de instalaciones para la generación y distribución de energía eléctrica

cuyas características técnicas están especificadas en el Proyecto.


2 CAMPO DE APLICACIÓN

Este pliego de condiciones se refiere a la construcción de redes aéreas o

subterráneas de baja y alta tensión hasta 132 kV, así como centros de

transformación y centrales hidroeléctricas en general.

Los pliegos de condiciones particulares podrán modificar las presentes

prescripciones.


3 DISPOSICIONES GENERALES

El contratista está obligado al cumplimiento de la Reglamentación del Trabajo

correspondiente, la contratación del Seguro Obligatorio, Subsidio familiar y de

vejez, Seguro de enfermedad y todas aquellas reglamentaciones de carácter social

vigentes o que en lo sucesivo se dicten. En particular deberá cumplir lo dispuesto

en la Norma UNE 24042 "Contratación de Obras. Condiciones Generales", siempre

que no lo modifique el presente pliego de condiciones.

3.1 CONDICIONES FACULTATIVAS LEGALES

Las obras del Proyecto, además de lo prescrito en el presente pliego de condiciones,

se regirán por lo especificado en:

a) Reglamento sobre Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión; Reglamento

Electrotécnico para Baja Tensión y Reglamento sobre Centrales Eléctrica,

Subestaciones y Centros de Transformación

b) Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el Trabajo, vigente a la fecha.

3.2 SEGURIDAD EN EL TRABAJO

El contratista está obligado a cumplir las condiciones que se indican en este Pliego

de Condiciones y cuantas en esta materia fueran de pertinente aplicación.

Asimismo, deberá proveer cuanto fuera preciso para el mantenimiento de las

máquinas, herramientas, materiales y útiles de trabajo en debidas condiciones de

seguridad.

Mientras los operarios trabajen en circuitos o equipos en tensión o en su

proximidad, usarán ropa sin accesorios metálicos y evitarán el uso innecesario de

objetos de metal; los metros, reglas, mangos de aceiteras, útiles limpiadores, etc.

que se utilicen, no deben ser de material conductor. Se llevarán las herramientas o

equipos en bolsas y se utilizará calzado aislante o al menos sin herrajes y/o clavos

en las suelas.


El personal de la contrata viene obligado a usar todos los dispositivos y medios de

protección personal, herramientas y prendas de seguridad exigidas para eliminar o

reducir los riesgos profesionales, tales como casco, gafas, banqueta aislante, etc.

pudiendo el Director de Obra suspender los trabajos, si estima que el personal de la

Contrata está expuesto a peligros que son corregibles.

El Director de Obra podrá exigir del Contratista, ordenándolo por escrito, el cese en

la obra de cualquier empleado y obrero que, por imprudencia temeraria, fuera

capaz de producir accidentes que hicieran peligrar la integridad física del propio

trabajador o de sus compañeros.

El Director de Obra podrá exigir del contratista en cualquier momento, antes o

después de la iniciación de los trabajos, que presente los documentos acreditativos

de haber formalizado los regímenes de Seguridad Social de todo tipo (afiliación,

accidente, enfermedad, etc.) en la forma legalmente establecida.

3.3 SEGURIDAD PÚBLICA

El contratista deberá tomar todas las precauciones máximas en todas las

operaciones y usos de equipos para proteger a las personas, animales y cosas de

los peligros procedentes del trabajo, siendo de su cuenta las responsabilidades que

por tales accidentes se ocasionen.

El contratista mantendrá póliza de Seguros que proteja suficientemente a él y a sus

empleados u obreros frente a las responsabilidades por daños, civil, etc. en que uno

y otro pudieran incurrir para con el contratista o para terceros, como consecuencia

de la ejecución de los trabajos.


4 ORGANIZACIÓN DEL TRABAJO

El contratista ordenará los trabajos en la forma más eficaz para la perfecta

ejecución de los mismos y las obras se realizarán siempre, siguiendo las

indicaciones del Director de Obra, al amparo de las condiciones siguientes:

4.1 DATOS DE LA OBRA

Se entregará al contratista una copia de los planos y pliegos de condiciones del

Proyecto, así como cuantos planos o datos necesite para la completa ejecución de

la obra.

El contratista podrá tomar nota o sacar copia a su costa de la Memoria,

Presupuesto y Anejos del Proyecto, así como segundas copias de todos los

documentos.

El contratista es responsable de la buena conservación de los originales, de donde

obtenga las copias, los cuales serán devueltos al Director de Obra después de su

utilización.

Por otra parte, en un plazo máximo de dos meses, después de la terminación de los

trabajos, el contratista deberá actualizar los diversos planos y documentos

existentes, de acuerdo con las características de la obra terminada, entregando al

Director de Obra dos expedientes completos relativos a los trabajos realmente

ejecutados.

No se harán por el contratista alteraciones, correcciones, omisiones, adiciones o

variaciones sustanciales en los datos fijados en el Proyecto, salvo aprobación previa

por escrito del Director de Obra.

4.2 REPLANTEO DE LA OBRA

El director de obra, una vez que el contratista esté en posesión del Proyecto y antes

de comenzar las obras, deberá hacer el replanteo de las mismas, con especial

atención en los puntos singulares, entregando al Contratista las referencias y datos

necesarios para fijar completamente la ubicación de las mismas.


Se levantará por duplicado, Acta en la que constarán claramente, los datos

entregados, firmada por el Director de obra y por el contratista o su representante.

Los gastos de replanteo serán por cuenta del Contratista.

Mejoras y variaciones del Proyecto.

No se considerarán mejoras ni variaciones del Proyecto, más que aquellas que

hayan sido ordenadas expresamente por escrito por el Director de Obra y

convenido precio antes de proceder a su ejecución.

Las obras accesorias o delicadas, no incluidas en los precios de adjudicación podrán

ejecutarse con personal independiente del contratista.

4.3 RECEPCIÓN DEL MATERIAL

El Director de Obra de acuerdo con el contratista dará a su debido tiempo su

aprobación sobre el material suministrado y confirmará que permite una instalación

correcta.

La vigilancia y conservación del material suministrado será por cuenta del

contratista.

4.4 ORGANIZACIÓN

El contratista actuará de patrono legal, aceptando todas las responsabilidades

correspondientes y quedando obligado al pago de los salarios y cargas que

legalmente están establecidas y en general, a todo cuanto se legisle, decrete u

ordene sobre el particular, antes o durante la ejecución de la obra.

Dentro de lo estipulado en el pliego de condiciones, la organización de la obra, así

como la determinación de la procedencia de los materiales que se empleen, estará

a cargo del Contratista a quien corresponderá la responsabilidad de la seguridad

contra accidentes.


El contratista deberá sin embargo, informar al Director de obra de todos los planes

de organización técnica de la Obra, así como de la procedencia de los materiales y

cumplimentar cuantas órdenes le dé éste en relación con datos extremos.

4.5 EJECUCIÓN DE LAS OBRAS

Las obras se ejecutarán conforme al Proyecto y a las condiciones contenidas en

este pliego de condiciones y en el pliego particular si lo hubiera y de acuerdo con

las especificaciones señaladas en el de Condiciones técnicas.

El contratista, salvo aprobación por escrito del Director de Obra, no podrá hacer

ninguna alteración o modificación de cualquier naturaleza, tanto en la ejecución de

la obra en relación con el Proyecto, como en las Condiciones Técnicas especificadas,

sin perjuicio de lo que en cada momento pueda ordenarse por el Director de Obra.

El contratista no podrá utilizar en los trabajos personal que no sea de su exclusiva

cuenta y cargo, salvo si así se aprobase.

Igualmente será de su exclusiva cuenta y cargo aquel personal ajeno al

propiamente manual y que sea necesario para el control administrativo del mismo.

El contratista deberá tener al frente de los trabajos un técnico suficientemente

especializado a juicio del Director de Obra.

4.6 SUBCONTRATACIÓN DE OBRAS

Salvo que el contrato disponga lo contrario o que de su naturaleza y condiciones se

deduzca que la obra ha de ser ejecutada directamente por el adjudicatario, podrá

éste concertar con terceros la realización de determinadas unidades de obra.

La celebración de los subcontratos estará sometida al cumplimiento de los

siguientes requisitos:

a) Que se dé conocimiento por escrito al Director de Obra del subcontrato a

celebrar, con indicación de las partes de obra a realizar y sus condiciones

económicas, a fin de que aquel lo autorice previamente.


b) Que las unidades de obra que el adjudicatario contrate con terceros, no exceda

del 50% del presupuesto total de la obra principal.

En cualquier caso el contratista no quedará vinculado en absoluto ni reconocerá

ninguna obligación contractual entre él y el subcontratista y cualquier

subcontratación de obras no eximirá al contratista de ninguna de sus obligaciones

respecto al contratante.

4.7 PLAZO DE EJECUCIÓN

Los plazos de ejecución, total y parciales, indicados en el contrato, se empezarán a

contar a partir de la fecha de replanteo.

El contratista estará obligado a cumplir con los plazos que se señalen en el contrato

para la ejecución de las obras y que serán improrrogables.

No obstante lo anteriormente indicado, los plazos podrán ser objeto de

modificaciones cuando así resulte por cambios determinados por el Director de

Obra debidos a exigencias de la realización de las obras y siempre que tales

cambios influyan realmente en los plazos señalados en el contrato.

Si por cualquier causa, ajena por completo al contratista, no fuera posible empezar

los trabajos en la fecha prevista o tuvieran que ser suspendidos una vez

empezados, se concederá por el Director de Obra, la prórroga estrictamente

necesaria.

4.8 RECEPCIÓN PROVISIONAL

Una vez terminadas las obras y dentro de los quince días siguientes a la petición del

contratista, se hará la recepción provisional de las obras por el contratante,

requiriendo para ello la presencia del Director de Obra y del representante del

contratista, levantándose la correspondiente Acta, en la que se hará constar la

conformidad con los trabajos realizados, si este es el caso. Dicha Acta será firmada

por el Director de Obra y el representante del Contratista, dándose la obra por

recibida si se ha ejecutado correctamente de acuerdo con las especificaciones

dadas en el pliego de condiciones técnicas y el proyecto correspondiente,

comenzándose entonces a contar el plazo de garantía.


En el caso de no hallarse la Obra en estado de ser recibida, se hará constar así en

el Acta y se darán al contratista las instrucciones precisas y detalladas para

remediar los defectos observados, fijándose un plazo de ejecución. Expirado dicho

plazo, se hará un nuevo reconocimiento. Las obras de reparación serán por cuenta

y a cargo del contratista. Si éste no cumpliese estas prescripciones, podrá

declararse rescindido el contrato con pérdida de la fianza.

La forma de recepción se indica en el pliego de condiciones técnicas

correspondiente.

4.9 PERIODOS DE GARANTÍA

El periodo de garantía será el señalado en el contrato y empezará a contar desde la

fecha de aprobación del Acta de recepción.

Hasta que tenga lugar la recepción definitiva, el contratista es responsable de la

conservación de la obra, siendo de su cuenta y cargo las reparaciones por defectos

de ejecución o mala calidad de los materiales.

Durante este periodo, el contratista garantizará al contratante contra toda

reclamación de terceros, fundada en causa y por ocasión de la ejecución de la obra.

4.10 RECEPCIÓN DEFINITIVA

Al terminar el plazo de garantía señalado en el contrato o en su defecto a los seis

meses de la recepción provisional, se procederá a la recepción definitiva de las

obras, con la concurrencia del Director de Obra y del representante del contratista,

levantándose el Acta correspondiente por duplicado (si las obras son conformes),

que será firmada por el Director de obra y el representante del contratista y

ratificada por el contratante y el contratista.

4.11 PAGO DE OBRAS

El pago de obras realizadas se hará sobre certificaciones parciales que se

practicarán mensualmente, Dichas certificaciones contendrán solamente las

unidades de obra totalmente terminada que se hubieran ejecutado en el plazo a

que se refieran. La relación valorada que figure en las certificaciones, se hará con


arreglo a los precios establecidos, reducidos en un 10% y con la cubicación, planos

y referencias necesarias para su comprobación.

Serán de cuenta del contratista las operaciones necesarias para medir unidades

ocultas o enterradas, si no se ha advertido al Director de Obra oportunamente para

su medición.

La comprobación, aceptación o reparos deberán quedar terminadas por ambas

partes en un plazo máximo de quince días.

El Director de Obra expedirá las certificaciones de las obras ejecutadas que tendrán

carácter de documentos provisionales a buena cuenta, rectificables por la

liquidación definitiva o por cualquiera de las certificaciones siguientes, no

suponiendo por otra parte, aprobación ni recepción de las obras ejecutadas y

comprendidas en dichas certificaciones.

4.12 ABONO DE MATERIALES ACOPIADOS

Cuando a juicio del Director de Obra no haya peligro de que desaparezcan o se

deterioren los materiales acopiados y reconocidos como útiles, se abonarán con

arreglo a los precios descompuestos de la adjudicación. Dicho material será

indicado por el Director de Obra que lo reflejará en el Acta de recepción de Obra,

señalando el plazo de entrega en los lugares previamente indicados. El contratista

será responsable de los daños que se produzcan en la carga, transporte y descarga

de este material.

La restitución de las bobinas vacías se hará en el plazo de un mes, una vez que se

haya instalado el cable que contenían. En caso de retraso en su restitución,

deterioro o pérdida, el contratista se hará también cargo de los gastos

suplementarios que puedan resultar.


5 DISPOSICIÓN FINAL

La concurrencia al concurso cuyo proyecto incluya el presente pliego de condiciones

generales, presupone la plena aceptación de todas y cada una de sus cláusulas.

implantación de una huerta solar fotovoltaica con seguidores sobre un terreno irregular

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