2. INDICE
1. PERSPECTIVA HISTÓRICA DE LA GENERACIÓN FOTOVOLTAICA
2. SITUACION ACTUAL
3.TECNOLOGIAS DE GENERACIÓN FOTOVOLTAICA
4. ESQUEMA BÁSICO DE UNA INSTALACION FOTOVOLTAICA
5. TIPOS DE PÉRDIDAS
6. PRODUCCIÓN MEDIA DE UNA INSTALACION FOTOVOLTAICA
7. SITUACION REGULATORIA ACTUAL: EL RD 1578/2008
8. CONCLUSIONES
3. PERSPECTIVA HISTÓRICA DE LA GENERACIÓN FOTOVOLTAICA
En 1839, Edmund Beckerel, mientras trabajaba con celdas electrolíticas,
observó que al iluminar un electrodo se producía un voltaje: acababa de
descubrir el “efecto fotovoltaico” (conversión directa de luz en electricidad)
En 1885, Charles Fritts, construyó la primera célula solar, con selenio y oro.
En 1953, Calvin Fuller, Gordon Pearson y Darryl Chapin construyen la primera
celda solar moderna, utilizando el silicio, como fuente de energía para
instalaciones telefónicas aisladas. La llamaron “Aparato de conversión de
energía solar”
4. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO: EL EFECTO FOTOVOLTAICO
- Al incidir los fotones sobre el silicio, se rompen los enlaces :
se liberan electrones (-) y dejan “huecos” (+).
(- huecos”
- Para favorecer este proceso, se utiliza el “dopado” del silicio:
dopado”
se añaden impurezas para favorecer la liberación de electrones y
añ liberació
la creación de huecos
creació
Tipo “N”: se añaden impurezas de fósforo, el cual tiene
añ fó
un electrón más que el silicio: facilita la liberación de
electró má liberació
electrones
Tipo “P”: se añaden impurezas de boro, que posee un
añ
electrón menos que el silicio: facilita la captura de
electró
electrones
Se produce una diferencia de potencial y una
corriente asociada de la zona P a la zona N.
Este proceso se conoce como el efecto
fotovoltaico
I
5. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN FOTOVOLTAICA
Silicio Cristalizado
Se utiliza silicio de gran pureza
En el proceso de cristalización, se produce un único cristal
cristalizació
Monocristalino Es que tiene mayor rendimiento (14-16%)
(14-
Aspecto homogéneo
homogé
Se utiliza silicio de menor pureza
En el proceso de cristalización, se producen multitud de
cristalizació
pequeños cristales.
pequeñ
Policristalino Tiene menor rendimiento que el monocristalino (10%-12%)
(10%-
Variedad de tonalidades en las células por la diferente
cé
cristalización
cristalizació
Capa Fina (Thin Film)
Se requiere muy poco silicio para su fabricación (98% menos)
fabricació
Tiene menor rendimiento que el silicio cristalino (6-9%)
(6-
Sin embargo, el rendimiento eléctrico (kWh/kWp) es superior,
elé (kWh/kWp)
por dos motivos fundamentalmente:
Silicio
a) Menores pérdidas por temperatura
pé
Amorfo b) Aprovechamiento de la luz difusa
Más ligero y barato que el mono/policristalino
Alta degradación en los primeros días de funcionamiento
degradació dí
Se fabrica en láminas flexibles
á
l
6. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN FOTOVOLTAICA
Capa Fina (Thin Film)
No se utiliza silicio, sino cadmio
Tiene menor rendimiento que el silicio cristalino (similar al
amorfo, 6-9%)
6-
Sin embargo, el rendimiento eléctrico (kWh/kWp) es superior,
elé (kWh/kWp)
Teluro de por dos motivos fundamentalmente:
Cadmio a) Menores pérdidas por temperatura
pé
b) Aprovechamiento de la luz difusa
Más ligero y barato que el mono/policristalino, ligeramente más
má
caro que el amorfo
Los módulos usados deben reciclarse por la toxicidad del
mó
cadmio
Vidrio
TCO (trasparent conducting oxide)
CdS (Sulfuro de Cadmio) tipo P
CdTe (Teluro de Cadmio) tipo N
Metal conductor
EVA (Etil Vinilo Acetato)
Vidrio
Esquema de celda de teluro de cadmio
7. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN FOTOVOLTAICA
Capa Fina (Thin Film)
Dentro de la capa fina, es el que tiene mayor rendimiento (9%-
(9%-
11%)
Utilizando lentes de concentración, se pueden alcanzar
concentració
Diselenuro de
rendimientos superiores al 30%
Cobre-Indio (CIS) y
Es el más novedoso, por lo que no se tienen referencias del
má
Cobre-Indio-Galio comportamiento a largo plazo.
(CIGS) Más ligero y barato que el mono/policristalino, ligeramente más
má
caro que el amorfo
8. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN FOTOVOLTAICA
Fotovoltaica de Concentración
Se basa en el uso de elementos ópticos para concentrar la luz solar en una
célula de alta eficiencia.
Se utilizan células de triple unión: tres capas de semiconductores de manera
cé unió
que cada una absorbe diferentes porciones del espectro solar.
Se requiere seguimiento en dos ejes de alta precisión
precisió
Es la tecnología que obtiene mejor rendimiento, llegando a
tecnologí
alcanzar valores superiores al 40%.
En la actualidad, el coste es superior a otras tecnologías, si bien
tecnologí
Concentración tiene un alto potencial de reducción de costes.
reducció
Fotovoltaica (CPV) El sistema de seguimiento muy preciso, con desviaciones
máximas de + 0.5%, requiere de un mantenimiento robusto.
Utiliza menos material que cualquier otra tecnología, en relación
tecnologí relació
a kWh generados.
9.
10. ESQUEMA BASICO DE INSTALACION FOTOVOLTAICA
Linea MT
Campo Solar Inversor Equipo de medida CT
Esquema básico de conexión
11. ESQUEMA BASICO DE INSTALACION FOTOVOLTAICA
Inversor
Caja de strings
La conexión de una planta fotovoltaica se compone de
conexió
cadenas de módulos conectados en serie (“strings”),
mó (“ strings”
conectadas entre sí en paralelo.
sí
La longitud de las cadenas y el número máximo de cadenas a
nú má
conectar en paralelo vienen limitadas por los parámetros
pará
eléctricos del módulo y del inversor.
é ó
el m
12. TIPOS DE PÉRDIDAS EN UNA INSTALACION FOTOVOLTAICA
Asociadas a la variación de parámetros entre módulos
variació pará mó
El módulo de menor intensidad limita la intensidad de toda la
mó
Mistmach cadena.
La cadena de menor tensíón, limita la tensión de todas las
tensíón tensió
cadenas
Suciedad y
El módulo recibe menor irradiancia solar
mó
sombreado
El módulo recibe la irradiancia solar con un ángulo y un valor
mó
espectral distinto al de las condiciones estándar de medida del
está
Angulares y
módulo: a mayor inclinación del rayo solar, mayores pérdidas.
ó pé
inclinaci
espectrales Igualmente, el módulo es “espectralmente” selectivo: no se
mó espectralmente”
comporta igual con todas las longitudes de onda.
Tanto en el cableado de continua como en el de alterna se
Óhmicas producen pérdidas por efecto Joule.
pé
El inversor tiene distintos rendimientos según la zona de trabajo
segú
Inversor (curva característica)
í
caracter
El punto de máxima potencia varía en función de la tensión y la
má varí funció tensió
Seguimiento intensidad de entrada. Existe para cada instante una tensión en el
tensió
PPM lado de continua que hace máxima la potencia de alterna. Cuanto
á
m
más se acerque el inversor a este valor, menores pérdidas.
pé
15. PRODUCCION MEDIA DE UNA INSTALACION FOTOVOLTAICA
IG s/plano Tª ambiente Ratio de Performance
horizontal media Producción generación Ratio
(kWh/m2) (ºC) (kWh) (kWh/kWp) PR (%)
Enero 83,5 11 9.152 80 83,8
Febrero 102,0 12 10.946 96 82,1
En zona V (Badajoz), una valor razonable
Marzo 156,3 15 16.135 141 79,0
de producción sería de 1.425 kWh/kWp
producció serí kWh/
Abril 176,2 17 17.524 153 76,1
Mayo 214,4 20 20.543 180 73,3
Junio 221,2 25 20.174 176 69,8
Julio 240,8 28 21.355 187 67,9
Agosto 218,2 28 19.632 172 68,8
Septiembre 166,3 25 15.735 138 72,4
Octubre 130,0 20 13.153 115 77,4
Noviembre 90,0 15 9.542 83 81,1
Diciembre 76,5 11 8.369 73 83,8
Anual 1.875,4 19,0 182.260 1.593 74,4
CENSOLAR: Estudio elaborado para ASIF (2007)
IG s/plano Tª ambiente Ratio de Performance
horizontal media Producción generación Ratio
(kWh/m2) (ºC) (kWh) (kWh/kWp) PR (%)
Enero 56,0 11 5.697 50 84,1
Febrero 77,8 12 7.764 68 82,5
Marzo 117,1 15 11.266 98 79,5
Abril 155,8 17 14.474 127 76,8
Mayo 187,7 20 16.827 147 74,1
Junio 205,0 25 17.526 153 70,6
Julio 223,0 28 18.556 162 68,8
Agosto 204,9 28 17.274 151 69,7
Septiembre 149,2 25 13.188 115 73,1
Octubre 105,9 20 9.980 87 77,9
Noviembre 68,3 15 6.734 59 81,4
Diciembre 53,4 11 5.430 47 84,0
Anual 1.604,2 19,0 144.715 1.265 74,5
IDAE: Instalaciones Solar Térmica - Pliego de condiciones
técnicas de instalaciones de baja temperatura (2002) (Fuente: CENSOLAR)
17. PRODUCCION MEDIA DE UNA INSTALACION FOTOVOLTAICA
Producción por meses planta 114,4 kWp Producción Parque 5.757,3 kWp
IG s/plano Tª ambiente Ratio de Performance Producción Producción
horizontal media Producción generación Ratio estimada Real Diferencia
(kWh/m2) (ºC) (kWh) (kWh/kWp) PR (%) (kWh) (kWh) (%)
Enero 83,5 11 9.152 80 83,74 460.584 424.963 -7,73%
Febrero 102,0 13 10.946 96 81,56 550.869 640.972 16,36%
Marzo 156,3 14 16.135 141 79,38 812.011
Abril 176,2 17 17.524 153 76,25 881.914
Mayo 214,4 21 20.543 180 72,93 1.033.848
Junio 221,2 25 20.174 176 70,3 1.015.278
Julio 240,8 29 21.355 187 68,22 1.074.713
Agosto 218,2 29 19.632 172 69,07 988.001
Septiembre 166,3 24 15.735 138 73,2 791.880
Octubre 130,0 20 13.153 115 77,73 661.939
Noviembre 90,0 16 9.542 83 80,69 480.211 650.978 35,56%
Diciembre 76,5 12 8.369 73 83,26 421.179 453.310 7,63%
Anual 1.875,40 19,29 182.260 1.593 74,52
19. PRINCIPALES NOVEDADES DEL NUEVO RD
El nuevo RD 1578 incluye modificaciones importantes en las condiciones
administrativas y económicas de las nuevas instalaciones fotovoltaicas
conectadas a red. Estas modificaciones se pueden agrupar en tres puntos,
que desarrollaremos a continuación:
Se reduce notablemente la tarifa, pasando de 0,45 €/kWh en el RD 661 a 0,34-0,32
€/kWh en el nuevo RD.
Se establece un sistema de cupos de potencia anuales, con convocatorias
trimestrales, de manera que la tarifa de la convocatoria n+1 varía en función de la
potencia que haya entrada en la convocatoria n.
Se introducen importantes cambios en la tramitación administrativa
21. CONDICIONES ECONOMICAS RD 1578/2008
Condiciones económicas RD 1578: el sistema de cupos anuales
El nuevo RD fija unos cupos de potencia anuales, que se reparten en 4 convocatorias (una
reparten
por trimestre), de manera que se parte de un precio inicial y, en función de la potencia que
en funció
finalmente quede inscrita en cada convocatoria, se actualiza el precio para las
convocatorias sucesivas.
La asignación de potencia se hará por orden cronológico de entrada de solicitudes. En el
asignació hará cronoló
caso de que a una convocatoria se presente una potencia mayor del cupo, la potencia
del
sobrante se pasará a la siguiente convocatoria.
pasará
Para el primer año, se fijan los siguientes cupos:
añ
Tipo I.1: 26,7 MW (Cubiertas <=20 kW)
kW)
Tipo I.2: 240 MW (Cubiertas > 20 kW y hasta 2 MW)
Tipo I.3: 233 MW (Suelo hasta 10 MW)
El RD 1578 fija las tarifas para la 1ª Convocatoria en 0,34 €/kWh para las instalaciones
1ª
tipo I.1 y 0,32 €/kWh para el resto.
22. CONDICIONES ECONOMICAS RD 1578/2008
Condiciones económicas RD 1578: el sistema de cupos anuales
Para las sucesivas convocatorias, la tarifa se actualiza según la siguiente fórmula:
segú fó
Si P > 0,75 x Po
Tn = Tn-1 x [(1-A) x (Po – P) / (0,25 x Po) + A]
Tn- [(1- (Po Po)
Si P < 0,75 x Po
Tn = Tn – 1
P: potencia pre-registrada en la convocatoria n-1
pre- n-
Po: cupo para la convocatoria n-1
Po: n-
Tn-1: tarifa para las instalaciones pre-registradas en la convocatoria n-1
Tn- pre- n-
Tn: tarifa para las instalaciones pre-registradas en la convocatoria n
Tn: pre-
A: factor 0,91/m donde m es el número de convocatorias anuales (inicialmente 4, una por trimestre)
nú trimestre)
23. CONDICIONES ECONOMICAS RD 1578/2008
¿ Cómo se interpretan los resultados de esta fórmula?
Si no se cubre el 75% de la potencia asignada a una convocatoria, la tarifa no varía en la
convocatoria, varí
siguiente convocatoria.
Si se cubre el 100% del cupo, la tarifa baja un 2,60% en la siguiente convocatoria.
Si se cubre entre el 75%-100%, la tarifa bajará entre un 0%-2,60%.
75%- bajará 0%-
Un par de consideraciones importantes:
1- El último proyecto en entrar, y que por tanto completa el 100% del cupo, entrará con la
cupo, entrará
potencia total del mismo en la convocatoria, por lo que lo normal es que, si se llega al
normal
100%, se supere, lo que implica que la tarifa para la siguiente convocatoria, en el peor de
los casos, puede bajar más de un 2,60%.
má
2- En el caso de que en dos convocatorias consecutivas no se alcance el 50% del cupo de
alcance
potencia, se podrá incrementar la tarifa para la convocatoria siguiente.
podrá siguiente.
24. CONDICIONES ECONOMICAS RD 1578/2008
RESULTADOS 1ª CONVOCATORIA
Nº Expedientes Potencia (MW)
Cupo 6,675
Cubierta
Potencia <= 20 kW Inscritas 153 1,669
(Tipo I.1)
No admitidas 59 1,444
Cupo 60,075
Cubierta
Potencia > 20 kW Inscritas 143 20,916
(Tipo I.2)
No admitidas 44 7,350
Cupo 58,250
Inscritas 96 66,113
Suelo
(Tipo II) No inscritas 664 529,800
No admitidas 440 302,853
En suelo, se han presentado solicitudes para cubrir el cupo de los próximos 3 años
En cubierta, no se ha llegado al 50% del cupo en ninguno de los dos tipos.
25. TRAMITACIÓN ADMINISTRATIVA NUEVAS INSTALACIONES
TRAMITACIÓ
Tramitación administrativa de nuevas instalaciones fotovoltaicas
Potencia <= 100 kW
Solicitud de inclusión en el Régimen
Solicitud de punto Preasignación de
Especial, Autorización Administrativa, Licencia de obras
de acceso y conexión retribución
y aprobación de proyecto
Solicitud estudio condiciones Información societaria (escrituras, Punto de acceso y conexión
conexión balances y cuenta de resultados, Autorización Administrativa
Memoria Técnica accionistas) del titular Licencia de obras
Si es en suelo, aval Contrato de suministro de módulos Aval
Documento de propiedad o
arrendamiento de terrenos.
Proyecto técnico visado
Documentación urbanística y
medioambiental (caso de suelo no
urbanizable)
26. TRAMITACIÓN ADMINISTRATIVA NUEVAS INSTALACIONES
TRAMITACIÓ
Tramitación administrativa de nuevas instalaciones fotovoltaicas
Potencia > 100 kW
Solicitud de Autorización
Solicitud de punto de
Solicitud de inclusión
Administrativa y aprobación Licencia de obras
acceso y conexión
en el Rég. Especial*
de proyecto
Información societaria del titular Solicitud estudio condiciones Punto de acceso y conexión
(escrituras, balances y cuenta de conexión Proyecto Técnico
resultados, accionistas) Acreditación de solicitud de Documentación urbanística y
Contrato de suministro de módulos Inclusión en el Reg. Especial medioambiental (caso de suelo
Documento de propiedad o Si es en suelo, aval no urbanizable)
Preasignación de
arrendamiento de terrenos.
retribución
Memoria técnica
Punto de acceso y conexión
Autorización Administrativa
Licencia de obras
Aval
*En Extremadura, no es necesario para solicitar el punto de acceso y conexión: puede tramitarse junto a la Autorización Administrativa
27. CONCLUSIONES
Entonces … ¿ya no es rentable invertir en fotovoltaica?
Con los costes actuales, la rentabilidad es muy similar a la que se obtenía en el RD
661. Como referencia, el precio actual de una planta oscila entre 3.90 - 4.35 €/Wp.
En el peor de los casos (4,35 €/Wp) la TIR de proyecto es superior al 8%. Con las
condiciones actuales de financiación (80% a Eur+1.75%), al precio de 4.35 €/Wp, la TIR
de accionista es superior al 16%.
Aunque baje la tarifa, los costes lo hacen a un ritmo igual o superior al de la tarifa, por
lo que la rentabilidad se mantiene o incluso se incrementa.
Los proyectos fotovoltaicos son fácilmente financiables por la seguridad en los
futuros ingresos a percibir.
La previsión de los fabricantes de módulos a medio plazo es conseguir costes de
producción con tecnología fotovoltaica inferiores a los de la generación tradicional
mediante combustibles fósiles, por lo que será rentable invertir en fotovoltaica incluso
sin las primas actuales.
