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2015 02-mella-munoz

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Análisis técnico-económico de paneles fotovoltaicos “Thin film” de Telurio de Cadmio, en una vivienda ubicada en Chillán, Región del Bío Bío, en relación al autoabastecimiento energético y su aporte al SIC mediante Net Billing

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  1. 1. 1 ÍNDICE DE CONTENIDOS PÁG. DEDICATORIA JUAN FRANCISCO MELLA…………………………………………………………………………….……. I DEDICATORIA ESNALDO MUÑOZ………………………………………………………………………………………….…. II AGRADECIMIENTOS………………………………………………………………………………………………………………... III RESUMEN……………………………………………………………………………………………………………………………..… IV ABSTRACT…………………………………………………………………………………………………………………………….…. V Capítulo 1: Generalidades............................................................................................................ 16 1.1. Introducción...................................................................................................................... 16 1.2. Antecedentes y motivación .............................................................................................. 17 1.3. Objetivos........................................................................................................................... 20 1.3.1. Objetivo General........................................................................................................ 20 1.3.2. Objetivos Específicos: ................................................................................................ 21 1.4. Hipótesis............................................................................................................................ 21 1.5. Hipótesis Secundaria......................................................................................................... 22 1.6. Supuestos y Consideraciones Generales: ......................................................................... 23 Capítulo 2: Marco Teórico............................................................................................................ 24 2.1. Introducción...................................................................................................................... 24 2.2. Situación energética mundial ........................................................................................... 25
  2. 2. 2 2.3. Situación energética en Chile............................................................................................ 27 2.3.1. Política Energética Nacional, Energía 2050................................................................ 27 2.4. Energías Renovables No Convencionales ......................................................................... 29 2.4.1. Energía Solar .............................................................................................................. 30 2.4.2. Módulos fotovoltaicos. .............................................................................................. 31 2.4.3. Clasificación de Módulos Fotovoltaicos en estudio................................................... 31 2.4.3.1. Monocristalino de Silicio..................................................................................... 31 2.4.3.2. Policristalino de Silicio......................................................................................... 32 2.4.3.3. Thin Film.............................................................................................................. 33 2.4.3.3.1. Telurio de Cadmio........................................................................................ 34 2.4.3.4. Eficiencia energética. .......................................................................................... 35 2.4.4. Componentes de un sistema fotovoltaico................................................................. 36 2.4.4.1. Regulador de carga ............................................................................................. 37 2.4.4.2. Inversor de corriente .......................................................................................... 37 2.4.4.3. Baterías de almacenamiento .............................................................................. 38 2.4.5. Funcionamiento de la energía fotovoltaica. .............................................................. 38 2.4.6. Descripción general de la conexión a red de un sistema fotovoltaico. ..................... 39
  3. 3. 3 2.4.7. Factores de pérdidas energéticas. ............................................................................. 42 2.4.8. Coeficientes de rendimientos.................................................................................... 43 2.5. Software PVsyst V.6.39 ..................................................................................................... 44 2.6. Ley 20.571, Net Billing....................................................................................................... 45 2.6.1. Disposiciones Generales y Objetivos. ........................................................................ 45 2.6.1.1. Procedimiento de conexión a Sistema Interconectado Central. ........................ 48 2.6.2. Medición y valorización de la energía........................................................................ 50 2.6.3. Método de cogeneración países desarrollados, Feed-In Tariff. ................................ 53 2.7. Sistemas de Interconexión Eléctrica en Chile. .................................................................. 54 2.7.1. Sistema Interconectado Central ................................................................................ 54 2.7.2. Sistema Interconectado del Norte Grande................................................................ 55 2.7.3. Sistema Eléctrico de Aysén ........................................................................................ 56 2.7.4. Sistema Eléctrico de Magallanes................................................................................ 56 2.8. Climatología de la Región del Bío-Bío ............................................................................... 57 2.8.1. Zonificación climática según normativa..................................................................... 57 2.8.2. Irradiancia Solar ......................................................................................................... 58 Capítulo 3: Estudio Teórico.......................................................................................................... 60
  4. 4. 4 3.1. Elección de vivienda tipo .................................................................................................. 60 3.2. Distribución del consumo energético sector residencial.................................................. 62 3.3. Justificación de elección zona de estudio......................................................................... 64 3.4. Estudio del mercado habitacional en la ciudad de Chillán. .............................................. 68 3.5. Diseño de la vivienda. ....................................................................................................... 72 3.5.1. Materialidad y características generales. .................................................................. 73 3.5.2. Estructura de techumbre........................................................................................... 77 3.6. Cálculo de la demanda energética mensual ..................................................................... 82 3.7. Estudio de mercado paneles fotovoltaicos....................................................................... 85 3.8. Comparativa técnica con los sistemas fotovoltaicos tradicionales .................................. 88 3.8.1 Especificaciones Técnicas de los elementos que componen los sistemas ................. 89 3.8.1.1 Especificaciones Técnicas Inversores On-Grid y Off-Grid (Aislado)..................... 89 3.8.1.2 Especificaciones técnicas de medidor.................................................................. 90 3.8.1.3 Especificaciones técnicas de rieles de montaje ................................................... 91 3.8.1.4 Especificaciones Técnicas baterías de almacenamiento ..................................... 92 3.9. Diseño del sistema fotovoltaico en estudio...................................................................... 93 3.9.1. Características y elementos que componen el sistema fotovoltaico CdTe. .............. 93
  5. 5. 5 3.9.1.1. Comparativa técnica de tejas de vidrio con tejas tradicionales. ........................ 94 3.9.1.2. Instalación Sistema en estudio. .......................................................................... 95 3.9.1.3. Proyectos finalizados ........................................................................................ 105 3.10. Simulación en software PvSyst. .................................................................................... 108 3.10.1. Conectado a la red................................................................................................. 109 3.10.1.1. Simulación Kit Monocristalino de Silicio......................................................... 109 3.10.1.2. Simulación Kit Policristalino de Silicio............................................................. 113 3.10.1.3. Simulación Kit Thin Film de Telurio de Cadmio. ............................................. 117 3.10.1.4 Resumen de simulaciones conexión a la red ................................................... 121 3.10.2. Aislado, sin inyección al SIC ................................................................................... 122 3.10.2.1. Simulación Kit Monocristalino de Silicio Aislado ............................................ 122 3.10.2.2. Simulación Kit Policristalino de Silicio Aislado................................................ 129 3.10.2.3. Simulación Kit Thin Film Telurio de Cadmio Aislado....................................... 133 3.11. Ubicación módulos fotovoltaicos en techumbre.......................................................... 137 3.11.1. Instalación módulos Monocristalinos.................................................................... 137 3.11.2. Instalación módulos Policristalinos........................................................................ 138 3.11.3. Instalación módulos Thin Film Cdte....................................................................... 139
  6. 6. 6 Capítulo 4: Análisis Económico .................................................................................................. 140 4.1. Financiamiento................................................................................................................ 141 4.2. Costos Generales. ........................................................................................................... 143 4.2.1. Costos Operacionales............................................................................................... 143 4.2.1.1. Costos de los procedimientos para conexión a la red. ..................................... 143 4.2.2. Mantención y otras consideraciones....................................................................... 146 4.2.2.1. Costos de mantención ...................................................................................... 148 4.2.3. Costos de transporte................................................................................................ 149 4.3. Inversión.......................................................................................................................... 151 4.3.1. Inversión Sistemas conectados a la red................................................................... 151 4.3.2. Sistemas Aislados..................................................................................................... 153 4.4. Inflación de la valorización energética............................................................................ 154 4.5. Degradación de potencia................................................................................................ 155 4.6. Cálculo del ahorro energético producido Ley 20.571..................................................... 155 4.6.1 Valorización de energía inyectada a la red ............................................................... 155 4.6.1.1 Ahorro energético por inyección a la red .......................................................... 156 4.6.1.2 Kit Monocristalino.............................................................................................. 157
  7. 7. 7 4.6.1.3 Kit Policristalino ................................................................................................. 158 4.6.1.4. Kit Thin Film CdTe. ............................................................................................ 159 4.6.1.5. Resumen de ahorro energético escenario con inyección a la red.................... 160 4.6.1.6. Análisis de resultados. ...................................................................................... 160 4.7. Cálculo del ahorro energético sistema autónomo.......................................................... 161 4.7.1. Valorización de energía generada para el autoabastecimiento .............................. 161 4.7.2. Ahorro energético por autoabastecimiento............................................................ 162 4.7.2.1. Kit Monocristalino............................................................................................. 162 4.7.2.2. Kit Policristalino ................................................................................................ 163 4.7.2.3. Kit Thin Film CdTe ............................................................................................. 164 4.7.2.4. Resumen de ahorro energético sin inyección a la red...................................... 165 4.7.2.5. Análisis de resultados. ...................................................................................... 165 4.8. Resumen comparativo de ahorro energético según escenario propuesto. ................... 166 4.9. Rentabilidad económica por venta de excedentes a empresas distribuidoras.............. 167 4.9.1 Análisis de Valor Actualizado Neto. (VAN)................................................................ 167 4.9.2 Análisis económico sistema Monocristalino de Silicio.............................................. 169 4.9.2.1 Periodo de Recuperación Monocristalino de Silicio .......................................... 171
  8. 8. 8 4.9.3 Análisis económico sistema Policristalino de Silicio ................................................. 172 4.9.3.1 Periodo de Recuperación Policristalino de Silicio.............................................. 174 4.9.4 Análisis económico sistema Thin Film de Telurio de Cadmio. .................................. 175 4.9.5 Resumen económico comparativo escenario de inyección a la red......................... 176 4.10. Rentabilidad económica por autoabastecimiento sin inyección.................................. 178 4.10.1 Análisis económico sistema Monocristalino de Silicio............................................ 178 4.10.2. Análisis económico sistema Policristalino de Silicio .............................................. 180 4.10.3. Análisis económico sistema Thin Film de Telurio de Cadmio ................................ 182 4.10.4. Resumen económico comparativo escenario autoabastecimiento....................... 183 Capítulo 5: Conclusiones............................................................................................................ 185 5.1. Conclusiones ................................................................................................................... 185 5.2. Recomendaciones y Proyecciones.................................................................................. 195 Capítulo 6: Bibliografía............................................................................................................... 199 ANEXOS...................................................................................................................................... 202
  9. 9. 9 ÍNDICE DE FIGURAS E ILUSTRACIONES PÁG. Ilustración 1, Módulo Monocristalino de Silicio. ......................................................................... 32 Ilustración 2, Módulo Policristalino de Silicio.............................................................................. 33 Ilustración 3: Módulo Telurio de Cadmio. ................................................................................... 35 Ilustración 4: Componentes de un sistema fotovoltaico aislado................................................. 36 Ilustración 5: Regulador de Carga................................................................................................ 37 Ilustración 6, Inversor de corriente On-Grid................................................................................ 37 Ilustración 7, Batería de almacenamiento................................................................................... 38 Ilustración 8, Ángulo de Inclinación Módulo. .............................................................................. 41 Ilustración 9, Ángulo de Azimut................................................................................................... 41 Ilustración 10, Promedio Irradiancia Global Chillán. ................................................................... 59 Ilustración 11, Mapa de Proyectos Inmobiliario ciudad de Chillán 1° Semestre 2015................ 72 Ilustración 12, Composición de Techumbre con sistema fotovoltaico Thin Film. ....................... 79 Ilustración 13, Tejas de vidrio de alta resistencia instaladas en techumbre. .............................. 93 Ilustración 14, Especificaciones Técnicas Techa Vidrio Soltech, Fuente: Elaboración Propia. .... 94 Ilustración 15, Especificaciones Técnicas Teja de Arcilla, Fuente: Elaboración Propia. .............. 94 Ilustración 16, Distanciamiento entre listones verticales............................................................ 96 Ilustración 17, Distanciamiento borde alero listones verticales.................................................. 96 Ilustración 18, Distanciamiento borde alero listones verticales.................................................. 97 Ilustración 19, Colocación perfiles de montaje Tejas de Vidrio de alta resistencia..................... 97
  10. 10. 10 Ilustración 20, Perforación para cableado................................................................................... 98 Ilustración 21, Colocación Sello de Goma.................................................................................... 99 Ilustración 22, Sello de Goma. ..................................................................................................... 99 Ilustración 23, Cableado Externo............................................................................................... 100 Ilustración 24, Colocación Paneles Fotovoltaicos...................................................................... 100 Ilustración 25, Conexión entre módulos.................................................................................... 101 Ilustración 26, Detalle Cumbrera y Sello Alero.......................................................................... 102 Ilustración 27, Colocación Sello Alero........................................................................................ 102 Ilustración 28, Posicionamiento Tejas de Vidrio la Techumbre Preinstalación......................... 103 Ilustración 29, Instalación de tejas de vidrio. ............................................................................ 103 Ilustración 30, Clip de sujeción Tejas de vidrio.......................................................................... 104 Ilustración 31, Secuencia colocación Tejas de vidrio................................................................. 104 Ilustración 32, Secuencia colocación Tejas de vidrio,................................................................ 105 Ilustración 33, Instalación Sistema Telurio de Cadmio.............................................................. 105 Ilustración 34, Instalación Sistema Telurio de Cadmio.............................................................. 106 Ilustración 35, Proyecto Älta Elementary School, Nacka, Sweden. ........................................... 106 Ilustración 36, Proyecto habitacional, Suecia............................................................................ 107 Ilustración 37, Proyecto en Hotel. ............................................................................................. 107
  11. 11. 11 ÍNDICE DE TABLAS PÁG. Tabla 1, Niveles de Irradiancia Santiago/Chillán.......................................................................... 22 Tabla 2, Eficiencia en laboratorio................................................................................................. 35 Tabla 3, “Ley 20.571, Reglamento y experiencias de evolución de la Generación Distribuida”. 47 Tabla 4, Requerimientos según Proyecto y potencia máxima Instalada. .................................... 50 Tabla 5, Catastro Proyectos Inmobiliarios ciudad de Chillán, Dic. 2015...................................... 61 Tabla 6, Gasto de energía de los electrodomésticos. .................................................................. 63 Tabla 7, Proyectos habitacionales registrados 1° Trimestre 2015............................................... 67 Tabla 8, Niveles de Radiación. ..................................................................................................... 67 Tabla 9, Indicador General Inmobiliario. ..................................................................................... 70 Tabla 10, Tipo de vivienda predominante Chillán. ...................................................................... 72 Tabla 11, Pesos en Kg sistema Fotovoltaico Thin Film................................................................. 80 Tabla 12, Consumo promedio diferentes ciudades de Chile. ...................................................... 82 Tabla 13, Consumo Promedio Mensual, Vivienda Chillán. .......................................................... 84 Tabla 14, Cálculo de facturación consumo eléctrico. .................................................................. 85 Tabla 15, Kit fotovoltaico Monocristalino.................................................................................... 86 Tabla 16, Kit fotovoltaico Policristalino. ...................................................................................... 87 Tabla 17, Kit fotovoltaico Thin Film. ............................................................................................ 87 Tabla 18, Técnico comparativa módulos fotovoltaicos. .............................................................. 88 Tabla 19, Especificaciones técnicas inversores............................................................................ 89
  12. 12. 12 Tabla 20, Especificaciones técnicas medidor............................................................................... 90 Tabla 21, Especificaciones técnicas rieles de montaje. ............................................................... 91 Tabla 22, Especificaciones Baterías.............................................................................................. 92 Tabla 23, Resumen Energía generada por los distintos Paneles Fotovoltaicos en estudio....... 121 Tabla 24, Energía suministrada por el sistema y energía demandada por usuario................... 126 Tabla 25, Distribución consumo energético de la vivienda y generación Monocristalino. ....... 128 Tabla 26, Distribución consumo energético de la vivienda y generación Policristalino............ 132 Tabla 27, Distribución consumo energético de la vivienda y generación Thin Film.................. 136 Tabla 28, Inversiones Sistemas On-Grid. ................................................................................... 141 Tabla 29, Inversiones Sistemas Off-Grid.................................................................................... 141 Tabla 30, Tarifas para conexión de equipamiento de generación residencial. ......................... 144 Tabla 31, Costos Operacionales por concepto de Procedimientos de Conexión. ..................... 145 Tabla 32, Costos de mantención sistemas Mono y Policristalino de Silicio............................... 149 Tabla 33, Costos de mantención Sistema Thin Film de Telurio de Cadmio............................... 149 Tabla 34, Pesos en Kg para cotizaciones de traslado de materiales.......................................... 150 Tabla 35, Análisis de Precios Unitarios On-Grid Monocristalino. ............................................ 151 Tabla 36, Análisis de Precios Unitarios On-Grid Policristalino................................................. 152 Tabla 37, Análisis de Precios Unitarios On-Grid Thin Film......................................................... 152 Tabla 38, Análisis de Precios Unitarios Off-Grid Monocristalino............................................... 153 Tabla 39, Análisis de Precios Unitarios Off-Grid Policristalino................................................... 153
  13. 13. 13 Tabla 40, Análisis de Precios Unitarios Off-Grid Thin Film......................................................... 154 Tabla 41, Valorización de Inyección de energía......................................................................... 156 Tabla 42, Consumo Promedio Bimensual vivienda Chillán, período 2014- 2015...................... 156 Tabla 43, Generación e Ingresos, sistema Monocristalino, escenario Net Billing..................... 157 Tabla 44, Generación Anual en Kwh e Ingresos, sistema Policristalino, escenario Net Billing.. 158 Tabla 45, Generación Anual en Kwh e Ingresos, sistema Thin Film, escenario Net Billing........ 159 Tabla 46, Resumen comparativo ahorro energético del primer año bajo Ley 20.571. ............. 160 Tabla 47, Generación e Ingresos, sistema Monocristalino, escenario Autoabastecimiento..... 162 Tabla 48, Generación e Ingresos, sistema Policristalino, escenario Autoabastecimiento. ....... 163 Tabla 49, Generación e Ingresos, sistema Thin Film, escenario Autoabastecimiento............... 164 Tabla 50, Resumen comparativo ahorro energético del primer año sistema autónomo. ........ 165 Tabla 51, Resumen Flujos de costos y VAN, Sistema Monocristalino escenario Net Billing. .... 169 Tabla 52, FNC actualizado e Inversión por recuperar, Monocristalino escenario Net Billing.... 171 Tabla 53, Resumen Flujos de costos y VAN, Sistema Policristalino escenario Net Billing. ........ 172 Tabla 54, FNC actualizado e Inversión por recuperar, Policristalino escenario Net Billing. ...... 174 Tabla 55, Resumen Flujos de costos y VAN, Sistema Thin Film escenario Net Billing. .............. 175 Tabla 56, Resumen Económico escenario Inyección a la red con tasa de rentabilidad 10%..... 177 Tabla 57, Resumen Flujos de costos y VAN, Monocristalino escenario autoabastecimiento. .. 178 Tabla 58, Resumen Flujos de costos y VAN, Policristalino escenario autoabastecimiento..... 180 Tabla 59, Resumen Flujos de costos y VAN, Thin Film escenario autoabastecimiento............. 182
  14. 14. 14 Tabla 60, Resumen Económico escenario Aislado de la Red..................................................... 183 ÍNDICE DE GRÁFICOS PÁG. Gráfico 1, Producción de Sistemas de generación de energía eléctrica...................................... 18 Gráfico 2, Estimación Consumo Eléctrico Residencial. ................................................................ 63 Gráfico 3, Incorporación Trimestral de Unidades a Oferta Pública (Marzo 2006-Marzo 2015).. 66 Gráfico 4, Unidades Ofertadas Vivienda y Departamentos según comuna. ............................... 70 Gráfico 5, Elevaciones frontales vivienda tipo............................................................................. 74 Gráfico 6, Elevaciones laterales vivienda tipo. ............................................................................ 75 Gráfico 7, Planta general vivienda tipo........................................................................................ 76 Gráfico 8, Detalle Cerchas vivienda tipo...................................................................................... 77 Gráfico 9, Planta techumbre vivienda tipo. ................................................................................. 78 Gráfico 10, Consumo Promedio Bimensual, período 2014- 2015. .............................................. 83 Gráfico 11, Dimensionamiento sistema fotovoltaico Monocristalino Conectado a la Red....... 110 Gráfico 12, Resumen de resultados........................................................................................... 111 Gráfico 13, Energía útil y pérdidas del sistema.......................................................................... 112 Gráfico 14, Dimensionamiento sistema fotovoltaico Policristalino Conectado a la Red........... 114 Gráfico 15, Resumen de resultados. Fuente: Elaboración propia con PVSYST.......................... 115 Gráfico 16, Energía útil y pérdidas del sistema.......................................................................... 116 Gráfico 17, Dimensionamiento sistema fotovoltaico Thin Film Conectado a la Red................. 118
  15. 15. 15 Gráfico 18, Resumen de resultados. Fuente: Elaboración propia con PVSYST.......................... 119 Gráfico 19, Energía útil y pérdidas del sistema.......................................................................... 120 Gráfico 20, Dimensionamiento sistema fotovoltaico Monocristalino de Silicio Aislado........... 123 Gráfico 21, Resumen de resultados. Fuente: Elaboración propia con PVSYST.......................... 124 Gráfico 22, Energía útil y pérdidas del sistema.......................................................................... 125 Gráfico 23, Dimensionamiento sistema fotovoltaico Policristalino de Silicio Aislado,.............. 129 Gráfico 24, Resumen de resultados. Fuente: Elaboración propia con PVSYST.......................... 130 Gráfico 25, Energía útil y pérdidas del sistema.......................................................................... 131 Gráfico 26, Dimensionamiento sistema fotovoltaico Thin Film Telurio de Cadmio Aislado. .... 133 Gráfico 27, Resumen de resultados. Fuente: Elaboración propia con PVSYST.......................... 134 Gráfico 28, Energía útil y pérdidas del sistema.......................................................................... 135 Gráfico 29, Planta ubicación módulos Monocristalino, Fuente: Elaboración Propia. ............... 137 Gráfico 30, Planta ubicación módulos Policristalino, Fuente: Elaboración Propia.................... 138 Gráfico 31, Planta ubicación módulos Thin film, Fuente: Elaboración Propia........................... 139 Gráfico 32, Resumen comparativo de ahorro energético de cada sistema, bajo los dos escenarios propuestos. Fuente: Elaboración propia. ................................................................ 166
  16. 16. 16 Capítulo 1: Generalidades 1.1. Introducción El contexto energético mundial y la disminución de las fuentes tradicionales de energía producto del cambio climático y el sobreconsumo de éstas, hace imperativo que se desarrollen nuevas maneras de obtener energía de fuentes inagotables, como es el caso de la que se puede obtener a través de la radiación emitida por el sol, la cual es capaz de abastecer sistemas de generación autónomos como lo son los paneles fotovoltaicos, permitiendo el autoabastecimiento de una vivienda o un conjunto de éstas. A lo anterior se incorpora la creación de nuevas políticas energéticas gubernamentales que otorgan la facultad de inyectar los excedentes producidos al Sistema Interconectado Central de distribución y recibir por ello un beneficio económico, transformándose de esta manera al consumidor en un cogenerador de la empresa generadora y distribuidora.
  17. 17. 17 1.2. Antecedentes y motivación Hoy en día Chile, tiene una gran dependencia energética exterior, el 73% de las energías es importada, los cual nos hace muy vulnerables energética y económicamente, dada la inestabilidad del precio de los combustibles a nivel mundial y la disponibilidad de suministro. Al ritmo actual el consumo energético crecerá a una tasa de 5,4% anual al 2030. Los sectores Residencial, Público y Comercial representan el 25% del consumo de energía final total del país. 1 Uno de los motivos más importantes que nos llevó a investigar e introducirnos en el área de eficiencia energética, es que hoy en día Chile gracias a sus características y diversidad climatológica, cuenta con suficiente potencial para el desarrollo de fuentes de Energías Renovables No Convencionales, tales como la eólica, hidráulica, geotérmica y solar. Su geografía y clima, entregan condiciones ideales para la generación de energías limpias a partir de la ejecución de éstas mismas. Uno de los factores a considerar y que dieron origen a la elección de este tema, es el importante aumento del sector inmobiliario en proyectos de viviendas en extensión o edificación en altura en todo el país y a su vez, el impacto ambiental que genera la industria en los diversos procesos constructivos. 1 Comisión Nacional de Energía, Guía práctica de la Buena Energía.
  18. 18. 18 Por lo tanto, a medida que la industria inmobiliaria crece, mayor será la energía que se necesitará para poder abastecer dicho incremento, consumo que se estima aumente entre un 2,5% a 3% en 2015.2 Debido a lo anterior es que hasta Junio del año 2015, las estadísticas entregadas en el Reporte Mensual Sector Energético de la Comisión Nacional de Energía, establece que del total de proyectos de generación de energía eléctrica ejecutadas en el país, la segunda con mayor producción energética medidas en MegaWatts [MW] fue la del tipo solar en un total de 16 proyectos fotovoltaicos a nivel nacional, siendo superada tan sólo, en un 3% por la hidráulica de pasada. Gráfico 1, Producción de Sistemas de generación de energía eléctrica. Fuente: Elaboración propia en base a cifras CNE. 2 Diario Financiero, 2015.
  19. 19. 19 Actualmente Chile, ya cuenta con proyectos inmobiliarios con sistemas de obtención de energía solar para la generación de electricidad, no obstante, la integración de los sistemas ya implementados en edificios o viviendas, cuentan con una tecnología que a estas alturas está en desventaja con respecto a las nuevas generaciones de módulos fotovoltaicos, los cuales entregan mejoras sustanciales en sus rendimientos. Se consideró realizar el estudio en la ciudad de Chillán, Región del Bío Bío, debido que según estadísticas, ésta presenta un índice de radiación de 5,12 Kwh/m2/día de energía versus Santiago que entrega 5,53 Kwh/m2 /día3 . El sistema que se va a estudiar, está enfocado a implementarlo en viviendas en extensión, por lo que creemos que esta zona, cuenta con un potencial de producción energética, por lo que su aporte al Sistema Interconectado Central (SIC) es más significativo que el que puede entregar Santiago, cuya proyección inmobiliaria está destinada preferencialmente para edificación en altura. Un hito importante es la promulgación de la Ley 20.571, la cual establece el derecho a los clientes regulados de las Empresas Distribuidoras a generar su propia energía, autoconsumirla y vender sus excedentes a la empresas distribuidoras. Este derecho es para sistemas de generación de hasta 100 Kw que funcionen en base a energías renovables o de cogeneración eficiente, tales como sistemas fotovoltaicos, eólicos e hidráulicos.4 3 Diario Electrónico La Discusión, 2012. 4 Ministerio de Energía, 2015.
  20. 20. 20 De esta forma, con nuestro Proyecto de Título, queremos contribuir al incremento del uso de este tipo de sistemas de generación eléctrica, ser parte de una generación que entregue todas las herramientas y antecedentes referenciales para futuras evaluaciones técnicas y económicas frente a la implementación de nuevas tecnologías solares, como la que es tema de estudio en esta investigación, módulos fotovoltaicos de Teluro de Cadmio los cuales aún no se implementan en el país y que junto a las nuevas políticas energéticas, ayudarán a fomentar la evolución de los sistemas ya implementados, hacia otros que cuenten con mejores niveles de eficiencia, seguridad y equidad en la sustentabilidad ambiental de la matriz energética nacional, generando así una compensación por parte de la industria de la construcción frente al impacto medioambiental generado. 1.3. Objetivos 1.3.1. Objetivo General Realizar un estudio técnico-económico comparativo sobre el uso de paneles solares “Thin Film” de Teluro de Cadmio, con los sistemas fotovoltaicos del tipo Mono y Policristalinos de Silicio en una vivienda tipo ubicada en la ciudad de Chillán, Región del Bío-Bío, respecto al autoabastecimiento energético y la inyección de los excedentes al Sistema Interconectado Central (Ley 20.571).
  21. 21. 21 1.3.2. Objetivos Específicos: 1. Identificar las características técnicas, costos de inversión y operación asociados a cada sistema. 2. Definir una vivienda tipo, que represente a los actuales proyectos de construcción y cuantificar la energía generada por cada módulo fotovoltaico. 3. Realizar una simulación mediante el software PVsyst. sobre el comportamiento de los paneles fotovoltaicos. 4. Verificar el periodo de retorno de cada sistema bajo dos escenarios posibles, sin inyección de excedentes al Sistema Interconectado Central y con la inyección propiamente tal. 5. Determinar de acuerdo a la rentabilidad, características técnicas y operacionales, autoeficiencia e inyección al Sistema Interconectado Central, cuál de los módulos fotovoltaicos estudiados es el más eficiente. 1.4. Hipótesis La implementación de paneles fotovoltaicos del tipo Thin Film de Teluro de Cadmio, es más eficiente, tanto técnica y económicamente en comparación a los paneles del tipo Mono y Policristalino de Silicio en el abastecimiento energético de una vivienda tipo bajo las variables
  22. 22. 22 de rendimientos, costos de instalación y operación, autoabastecimiento e inyección de energía eléctrica al SIC mediante Net Billing. 1.5. Hipótesis Secundaria Debido a la proyección habitacional que Chillán presenta con proyectos futuros de viviendas en extensión y las condiciones de irradiación presentes, cercanas a las que entrega Santiago, se cuenta con una mayor superficie útil para la implementación del sistema, por lo que se cree que su aporte energético al Sistema Interconectado Central (SIC) puede ser mayor a la que puede generar Santiago, cuya expansión se realiza principalmente para vivienda en altura. Tabla 1, Niveles de Irradiancia Santiago/Chillán. Ciudad Irradiancia (KWhr/m2 día) Casas Departamento Santiago 5.53 18.920 32.325 Chillán 5.12 47.290 1.554 Fuente: Diario Electrónico La Discusión/ Casen 2009.
  23. 23. 23 1.6. Supuestos y Consideraciones Generales: • Producto de la inyección de energía al Sistema Interconectado Central (SIC) mediante Net Billing, se espera que el periodo de retorno de la inversión disminuya. • Se debe tener en cuenta que es una inversión a largo plazo por lo que el retorno de la inversión en ningún caso se producirá en un periodo menor a un año calendario. • El estudio de los paneles fotovoltaicos del tipo Thin Film de Teluro de Cadmio, se realizará considerando que al instalarse bajo una determinada cantidad de tejas de vidrio transparente de alta resistencia, la captación del flujo solar será de un 90%, según lo indica y establece las especificaciones técnicas del fabricante.
  24. 24. 24 Capítulo 2: Marco Teórico 2.1. Introducción. En el siguiente capítulo se contextualiza la situación energética referente a la radiación emitida por el Sol a través de los rayos ultravioleta, generando por medio de paneles fotovoltaicos energía eléctrica, la cual se utilizará para la alimentación de una vivienda y la inyección de los excedentes que el sistema instalado permita transferir hacia el Sistema Interconectado Central (SIC). Para lo anteriormente descrito se aborda el Instrumento Legal que regula la relación entre la Generadora Residencial (Vivienda) y La Empresa Distribuidora respectiva, según lo establecido en la Ley 20.571, también conocida en nuestro país con el nombre de Net Billing, la cual fue planteada anteriormente por el alumno de la Universidad Central Alejandro David Maturana Becerra en la Memoria para optar al Título de Ingeniero en Construcción “ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO DEL USO DE PANELES FOTOVOLTAICOS Y PANELES SOLARES TÉRMICOS EN UNA VIVIENDA TIPO Y SU APORTE DE ELECTRICIDAD A LA RED PÚBLICA TRAVÉS DE NET METERING EN 3 ZONAS CLIMÁTICAS DE CHILE.” desarrollada durante el Primer Semestre del año 2014. En relación al Proyecto de Título del alumno Alejandro Maturana, el presente proyecto busca desarrollar en profundidad la puesta en marcha de la Ley 20.571, ya en vigencia, pues en dicho proyecto desarrollado durante el Primer semestre de 2014, la normativa que regula el
  25. 25. 25 pago de excedentes por parte de las empresas distribuidoras, aún no se hacía vigente, hecho que ocurrió durante el segundo semestre del mismo, resultado de ello es que no se contaba con las cifras de tarificación relativas a este sistema de pago, ni contratos y menos con los procedimientos legales que exigen los organismos para poner en marcha la respectiva inyección al Sistema Interconectado Central. Es por eso, que en este capítulo, será necesario primero, contextualizar desde la base, la teoría y los conceptos relacionados con el funcionamiento de módulos fotovoltaicos, destacando con ello las nuevas características tecnológicas e innovadoras que podrían presentar en la actualidad en relación al mercado existente en años anteriores a la puesta en marcha de la Ley. Con los antecedentes e información actualizada permitirá finalmente establecer el rendimiento de la nueva tecnología y con ello obtener una diferenciación con respecto a resultados obtenidos en estudios anteriores. 2.2. Situación energética mundial Los antecedentes e informes entregados por la Agencia Internacional de Energía (AIE), señalan que las energías renovables se transforman cada vez en elementos asequibles, esto gracias a la importancia que tiene el mitigar los efectos del cambio climático, y afirma que en corto tiempo serán estos sistemas los que dominen en la industria de producción y consumo energético a nivel mundial.
  26. 26. 26 En el caso de la producción de electricidad, la energía renovable no convencional se convertirá en la mayor fuente individual de generación eléctrica de aquí a los próximos 5 años, esto debido a diversos factores tales como, el aumento de la industrialización de sistemas solares y el aumento de la demanda mundial por adquirir sistemas de este tipo. Actualmente la mayor inversión efectuada por un país para energías renovables es China, cuya inversión supera a la de Estados Unidos más el de todos los países de Europa juntos, por lo que China es uno de los países que está tomando importantes acciones sobre la matriz energética de su país. Y eso se traduce, en que el propio director ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía, Fatih Birol, solicitará al gobierno de China tomar el mando, transmitir su experiencia e impulsar las energías renovables, una vez que en el año 2016 sea Beijing quien asuma la presidencia del G20. A su vez, los miembros de la Agencia Internacional de Energía, hacen un llamado a los gobiernos del mundo a que reduzcan las incertidumbres políticas sobre la energía renovable, pues la actitud de mínimo compromiso que muchos países han adquirido sólo actúa como un freno para la masificación mundial de las energías renovables.
  27. 27. 27 2.3. Situación energética en Chile Según el reporte de Energías Renovables en el Mercado Eléctrico Chileno de Agosto del 2015 entregado por el Centro Nacional para la Innovación y Fomento de las Energías Sustentables (CIFES), indica que el mercado energético ha presentado un destacable desempeño durante el año 2015, gracias a la inyección obtenida por fuentes renovables no convencionales, las cuales han duplicado las exigencias que establece la ley que regula su incorporación a la matriz energética nacional, proporcionando así este año una capacidad instalada de 430 MW. 2.3.1. Política Energética Nacional, Energía 2050 La importancia de contribuir al aumento en el desarrollo de nuevos sistemas de generación eléctrica, ha llevado al gobierno a establecer diferentes actividades y proyecciones frente a la política energética nacional. Es así como se ha creado un programa de gobierno llamado Energía 2050. Su principal objetivo es establecer una visión compartida para el futuro desarrollo del sector energético vinculado al área social, técnico y político, áreas que se requieren como la base estratégica para definir una política energética que el país necesita. Energía 2050 es un proceso histórico por su forma participativa de construir una política energética de Estado, el que a lo largo de sus 18 meses de duración, contempla diversas instancias de discusión y participación incluyendo un Comité Consultivo de carácter estratégico compuesto por actores clave del sector; una serie de grupos de trabajo temáticos de carácter
  28. 28. 28 técnico; talleres regionales y, siguiendo las recomendaciones de la OECD, una plataforma virtual para convocar a una participación ciudadana amplia.5 El programa Energía 2050, ha establecido 4 etapas para concretar una política energética nacional, las cuales son: Etapa 1: Lanzamiento de Energía 2050 (Agosto 2014 - Diciembre 2015), Lineamientos básicos para sustentabilidad y factibilidad técnica del sector energético al año 2025. El principal objetivo fue el de ejecutar un proceso apropiado, con propuestas de generación de acuerdos y definir una visión a largo plazo para la construcción de la Política Energética en Chile. Etapa 2: Agenda de Energía (Enero – Agosto 2015), Visión y hoja de ruta al 2050. El objetivo de esta etapa es producir un desarrollo coordinado y constructivo de los desafíos energéticos definidos en la Agenda de Energía. Etapa 3: Política Energética de Largo Plazo (Septiembre – Diciembre 2015), Entrega de la política energética a largo plazo. El objetivo de esta etapa, es concretar una visión y política de estado al año 2050, con metas, proyecciones y diferentes hitos específicos para el año 2035. Aquí se identificarán las problemáticas, cuestionamientos y la solución de problemas, para trabajarlos en conjunto con el grupo de especialistas y expertos técnicos del área energética. Etapa 4: Lanzamiento y Difusión Política Energética de Largo Plazo (Enero - Abril 2016), Taller nacional y regionales de difusión. El objetivo de esta etapa es dar a conocer la Política 5 Programa Energía 2050, Ministerio de Energía.
  29. 29. 29 Energética de largo plazo, se difundirá a nivel nacional por medio de procesos participativos para con la población. 2.4. Energías Renovables No Convencionales La energías renovables son aquellas que no se agotan en procesos de transformación y aprovechamiento de su energía útil, los impactos ambientales son significativamente menores en relación a las fuentes de energía convencionales, tales como el carbón, hidráulica a gran escala, gas natural, entre otros. Frente a la preocupación mundial por la reducción de contaminantes y de la alta generación de residuos tóxicos en estos procesos, la utilización de fuentes energéticamente limpias, parece ser hoy en día la base primordial para el potencial desarrollo de éstas. Dentro de las energías renovables no convencionales, podemos encontrar a la geotérmica, eólica, biomasa, biogás, minihidráulica, mareomotriz y solar.
  30. 30. 30 2.4.1. Energía Solar La energía solar es considerada hoy en día como la fuente energética más abundante con la que contamos los seres humanos aquí en la tierra. La energía que percibimos en la superficie terrestre durante el día se conoce como irradiancia y su magnitud es medida en W/m2 , lo cual depende principalmente de factores geográficos y climatológicos, como también de la hora del día, la inclinación y la dirección de los rayos del sol. La energía solar, es transformada a energía eléctrica mediante diversos sistemas fotovoltaicos, ya sea, aprovechando indirectamente la energía como calor, mediante la concentración solar de potencia o utilizada para el calentamiento de agua a través de un colector solar. Es debido a lo anterior que los cientos de fabricantes y científicos del mundo de la eficiencia energética han buscado mejorar gracias a la tecnología, todos los componentes que permiten que estos sistemas fotovoltaicos sean una realidad. Las principales mejoras se traducen en la utilización de nuevos componentes químicos, la materialidad con que son confeccionados, el aumentar los rendimientos y reducir los costos de inversión de las diversas celdas fotovoltaicas, lo que generará una evolución permanente y constante, cuya demanda permitirá que estos sistemas sean asequibles en todo el mundo. (Ver Anexo 1, pág. 205)
  31. 31. 31 2.4.2. Módulos fotovoltaicos. Los sistemas de generación de energía solar o de módulos fotovoltaicos están conformados principalmente por la celda PV, la cual contiene un semiconductor que cumple la función de convertir la energía solar en electricidad corriente continua. Como el recurso esencial para el funcionamiento de los sistemas fotovoltaicos es la radiación, el flujo de electricidad que éste produzca dependerá de la intensidad que presente la radiación solar. 2.4.3. Clasificación de Módulos Fotovoltaicos en estudio. Los módulos PV comerciales pueden ser divididos en dos grandes categorías: - Silicio Cristalino, estos representan entre un 85% y 90% del mercado mundial y se subdividen en dos grandes categorías, i) monocristalinos y ii) policristalinos. - Thin Films, corresponden a entre un 10% y 15% de las ventas de módulos PV en el mundo y se subdividen en tres familias, i) Silicio amorfo y micromorfo, ii) Telurio de Cadmio y iii) Copper- Indium-Diselenide.6 2.4.3.1. Monocristalino de Silicio Los paneles monocristalinos de silicio son fabricados a partir de delgadas secciones de una barra de silicio cristalizado en una sola pieza. Los rendimientos y porcentajes máximos de 6 Libro Solar, Centro de Energías Renovables (CER)
  32. 32. 32 eficiencia que han entregado en laboratorios son del 24.7 %, pero los módulos comercializados entregan una eficiencia de conversión que va entre los 15% -19% 7 según cada fabricante. Ilustración 1, Módulo Monocristalino de Silicio. Fuente: http://www.energiza.org/ 2.4.3.2. Policristalino de Silicio Los paneles policristalinos de silicio tienen semejanza a los del tipo monocristalino y se diferencian principalmente en el proceso de cristalización del silicio. Este panel está constituido por secciones de barras de silicio la cual es estructurada desordenadamente en pequeños cristales, formando así un aspecto granulado. Los rendimientos en laboratorio son cercanos al 20%, aunque los módulos comerciales presentan una eficiencia de conversión entre un 14% - 20%.8 7 CIFES, Paneles Monocristalino de Silcio. 8 CIFES, Paneles Policristalinos de Silicio.
  33. 33. 33 Ilustración 2, Módulo Policristalino de Silicio. Fuente: http://www.energiza.org/ 2.4.3.3. Thin Film Los módulos fotovoltaicos Thin Film son fabricados con capas muy finas de materiales fotovoltaicos sobre un soporte de bajo costo, tales como el plástico, acero o vidrio, reduciendo con ellos los costos de producción en comparación a los módulos tradicionales de tecnología cristalina. Este tipo de sistema, entrega una eficiencia de conversión de entre un 6% y 12%9 . Esta tecnología busca aumentar las eficiencias, esperando llegar a un rendimiento de un 15% y 18% en la década del 2020-2030. 9 CIFES, Thin Film.
  34. 34. 34 Si bien las eficiencias logradas con esta tecnología aún son bajas, el alto nivel de automatización que pueden alcanzar en su operación, la escasa sensibilidad al sobrecalentamiento (en general los paneles disminuyen su desempeño al Thin Film elevarse su temperatura), su mejor apariencia y factibilidad de ser colocados en edificios, los ha hecho ver aumentada su demanda.10 2.4.3.3.1. Telurio de Cadmio Los módulos Thin Film de Telurio de Cadmio, están formados por un compuesto cristalino de cadmio y telurio, las cuales son utilizados para cumplir una doble funcionalidad, ya sea como para una ventana óptica para los rayos infrarrojos y como material de célula solar. La tecnología presente en este módulo se basa en el uso de una fina película de telurio de cadmio y una capa semiconductora que absorbe y convierte la luz solar en electricidad. Es considerada como la primera y única célula fotovoltaica cuya tecnología supera en precio a la de Silicio Cristalino. Su rendimiento en laboratorio ha llegado alcanzar el 16% y en módulos comercializados un 8%. 10 Libro Solar, Centro de Energías Renovables (CER)
  35. 35. 35 Ilustración 3: Módulo Telurio de Cadmio. Fuente: Installation manual SolTech Power. 2.4.3.4. Eficiencia energética. La siguiente tabla muestra las eficiencias máximas obtenidas en laboratorio del activo químico presente en los módulos fotovoltaicos en estudio, bajo condiciones ideales. Tabla 2, Eficiencia en laboratorio. Célula Fotovoltaica Laboratorio Eficiencia Monocristalino de Silicio Sun Power 25 % Policristalino de Silicio Trina Solar 20.8 % Telurio de Cadmio (Cdte) First Solar 21.5% Fuente: Best Research-Cell Efficiencies, NREL 2015.
  36. 36. 36 2.4.4. Componentes de un sistema fotovoltaico Para que se produzca el funcionamiento de un sistema fotovoltaico, será necesario contar con ciertos elementos auxiliares, tales como los almacenadores de energía, reguladores de cargas y transformadores. Ilustración 4: Componentes de un sistema fotovoltaico aislado. Fuente: http://www.sfe-solar.com
  37. 37. 37 2.4.4.1. Regulador de carga Es el dispositivo que permite controlar los procesos de carga y descarga de la batería o acumulador de energía. Ilustración 5: Regulador de Carga. Fuente: Tienda Punto Solar. 2.4.4.2. Inversor de corriente Corresponde al equipo que convierte y adapta la forma de la corriente, sea esta corriente continua o alterna, según la necesidad que requiera su utilización. Ilustración 6, Inversor de corriente On-Grid. Fuente: Tienda AquitoSolar.
  38. 38. 38 2.4.4.3. Baterías de almacenamiento Es la que permite acumular y mantener la energía que se genera durante un periodo de tiempo. Es utilizada generalmente en sistemas de generación Off-Grid. Ilustración 7, Batería de almacenamiento. Fuente: Tienda SolarShop. 2.4.5. Funcionamiento de la energía fotovoltaica. Tal como se mencionó en el apartado 2.4.1, la energía solar puede ser utilizada como una fuente de calor para sistemas solares térmicos, o como fuente de generación eléctrica para paneles o sistemas fotovoltaicos. El principio de funcionamiento de los paneles fotovoltaicos, se genera gracias a la estructura interna que presentan los módulos solares, los cuales conformados por un grupo de
  39. 39. 39 células o celdas solares, cumplen la función de transformar la energía luminosa, en la energía eléctrica a través de la generación de electrones, es decir, los fotones provenientes de la radiación, impactan la superficie de la célula, la cual absorbe energía gracias a materiales semiconductores, como el silicio, o el telurio de cadmio. La liberación y posterior acumulación de electrones en cada una de las celdas conectadas entre sí en forma de circuito en serie, permiten aumentar la tensión de salida de la electricidad, ya sea esta en 12 o 24 volts. Al mismo tiempo que este proceso ocurre, otras redes cuya conexión se encuentran en paralelo, y por su parte permiten aumentar la capacidad de producción eléctrica que entrega el panel solar.11 2.4.6. Descripción general de la conexión a red de un sistema fotovoltaico. Para que un sistema fotovoltaico entre en funcionamiento, será necesario contar con los elementos mencionados anteriormente como también establecer con claridad el diseño con respecto a la distribución eléctrica de una vivienda. Para ello es necesario conocer diferentes factores que influyen en el desarrollo previo a la instalación, lo cual nos permitirá seleccionar de manera adecuada y óptima, cual es el modelo, marca o las especificaciones técnicas acordes a cubrir una necesidad. Estos factores son determinantes al momento de diseñar y definir la cantidad y ubicación de los paneles fotovoltaicos, siendo las más importantes a considerar, la 11 Libro Solar, Centro de Energías Renovables. 2010. 3 p.
  40. 40. 40 estructura donde irá soportado el sistema, la conexión eléctrica a la red, y el concepto de integración bajo condiciones mínimas que permitan aprovechar al máximo la capacidad del sistema. En relación al factor de integración que debe tener un sistema fotovoltaico, es necesario tener en cuenta los índices de radiación que presenta un lugar. Gracias a los diversos estudios de medición de rendimientos de este tipo de sistema, ha quedado demostrado que el lugar geográfico es la base para que éste cumpla con los requerimientos exigidos, por tanto, un lugar geográfico donde la radiación solar es baja, impedirá que el sistema presente un buen rendimiento. Al igual que la radiación, es importante considerar también los siguientes conceptos que se involucran directamente con la integración del sistema fotovoltaico, ellos son: Azimut: Corresponde al ángulo que forma una dirección con el Norte Geográfico o el ángulo de desviación con respecto al Sur. Es de suma importancia pues es la magnitud que determina las horas de radiación que recibe el módulo fotovoltaico. A su vez, este concepto está relacionado directamente con las pérdidas máximas permisibles, las cuales se calculan en función del ángulo de azimut y el ángulo de inclinación. Ángulo de inclinación: Es el ángulo que forma la superficie donde se instalarán los módulos fotovoltaicos con el plano horizontal.
  41. 41. 41 Ilustración 8, Ángulo de Inclinación Módulo. Fuente: www.lawebdelasenergiasrenovables.com Ángulo de azimut: Es el ángulo producido entre la proyección del plano horizontal a la superficie del módulo y el meridiano donde se encuentra ubicada la vivienda. Ilustración 9, Ángulo de Azimut. Fuente: www.lawebdelasenergiasrenovables.com
  42. 42. 42 Hoy en día la regulación de la conexión de un sistema fotovoltaico a la red eléctrica varía dependiendo del país, a pesar de ello, la instalación estándar de la conexión exige que como mínimo se cuente con un medidor que registre la cantidad de energía producida con tal de entregar información que será procesada por la empresa distribuidora para la posterior facturación. 2.4.7. Factores de pérdidas energéticas. En la mayoría de los procesos o sistemas de generación eléctrica, existe un importante concepto el cual es determinante en el funcionamiento y rendimientos de los diferentes equipos involucrados, este concepto es conocido con factor de pérdida. Generalmente resulta muy fácil pensar que la energía producida por una instalación fotovoltaica es directamente proporcional a la irradiación incidente en el plano del generador fotovoltaico. Así por ejemplo un sistema con un generador fotovoltaico de potencia nominal 1 kWp instalado con unas condiciones meteorológicas tales que reciba una irradiación anual de 1800 kWh/m², dicho generador en ausencia de pérdidas produciría 1800 kWh. Ahora bien, la experiencia y distintos estudios muestran que la energía producida por un módulo fotovoltaico es sensiblemente inferior. 12 Las disminuciones de energía que entrega un sistema generador, en relación a la energía incidente se puede explicar mediante el siguiente listado de pérdidas energéticas: 12 YubaSolar, Factores de pérdidas fotovoltaicas.
  43. 43. 43 ● Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal. ● Pérdidas de mismatch o de conexionado. ● Pérdidas por polvo y suciedad. ● Pérdidas angulares y espectrales. ● Pérdidas por caídas óhmicas en el cableado. ● Pérdidas por temperatura. ● Pérdidas por sombreado del generador fotovoltaico. ● Pérdidas por rendimiento AC/DC del inversor. 2.4.8. Coeficientes de rendimientos Los coeficientes aplicados a los sistemas de generación eléctrica solar, tienen directa relación a los rendimientos que presenten los módulos fotovoltaicos bajo diversas condiciones. Este rendimiento se representa en una magnitud porcentual, cuyo factor incidente en su eficiencia puede ser tanto la ubicación y la calidad que presente la instalación completa o del componente activo del módulo fotovoltaico. El coeficiente se expresa entre la relación del rendimiento real versus el rendimiento nominal que entrega el sistema una vez instalado. Con ello se puede obtener la proporción de energía disponible para alimentar energéticamente una vivienda, esta proporción debe contar con los descuentos de las pérdidas energéticas
  44. 44. 44 involucradas mencionadas en el apartado anterior, ya sean, pérdidas térmicas por su nivel de exposición o pérdidas por cableado, entre otras. Se considera un buen rendimiento, cuando la proporción alcanza valores cercanos al 100%, lo cual se obtiene sólo en laboratorio o en condiciones ideales, por lo que aún no es posible alcanzar el rendimiento perfecto. Sin embargo, una instalación fotovoltaica se considera eficiente cuando éstas alcanzan un coeficiente de hasta un 80%. 2.5. Software PVsyst V.6.39 PVSytst es un software computacional que entrega diversas herramientas para desarrollar, simular y analizar el estudio de instalaciones fotovoltaicas. Cuenta con una base de datos meteorológica la cual entrega mediciones de radiación solar en función de la ubicación del proyecto que se quiera desarrollar. El diseño es simulado en tres dimensiones y cuenta con proyección de sombras gracias a que es capaz de representar el movimiento que realiza el sol durante el día. Otra de las herramientas que nos entrega, es el permitir efectuar un análisis económico en base a los costos reales de los componentes que se consideren en el diseño de la instalación fotovoltaica.
  45. 45. 45 2.6. Ley 20.571, Net Billing. En la “MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO EN CONSTRUCCIÓN” del alumno de la Universidad Central de Chile, ALEJANDRO DAVID MATURANA BECERRA “ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO DEL USO DE PANELES FOTOVOLTAICOS Y PANELES SOLARES TÉRMICOS EN UNA VIVIENDA TIPO Y SU APORTE DE ELECTRICIDAD A LA RED PÚBLICA A TRAVÉS DE NET METERING EN 3 ZONAS CLIMÁTICAS DE CHILE”, desarrollada durante el Primer Semestre del año 2014. El análisis referente al aporte de electricidad por parte de la vivienda a la red pública se desarrolla bajo la Ley 20.571, Ley que lleva como título “REGULA EL PAGO DE LAS TARIFAS ELÉCTRICAS DE LAS GENERADORAS RESIDENCIALES” promulgada el día 20 de febrero de 2012. Publicada el 22 de Marzo del mismo año y que en ese momento ésta aún no entraba en vigencia, finalmente entra en ejecución el día 6 de Septiembre del 2014, motivo por el cual en el presente capítulo se plasmara lo establecido en la Ley que entró en vigencia en la fecha antes mencionada, como también los análisis que se efectuarán en los siguientes capítulos con respecto al aporte energético entregado al Sistema Interconectado Central por parte de la vivienda en estudio, bajo los parámetros y requerimientos que la Ley establece. 2.6.1. Disposiciones Generales y Objetivos. En el siguiente capítulo se especificarán las principales disposiciones generales y objetivos de la Ley 20.571, para así comprender de mejor manera la metodología y los requisitos necesarios para establecerse como una cogeneradora de energía a la empresa
  46. 46. 46 generadora mediante la inyección de los excedentes de energía eléctrica que se generan al implementar sistemas generadores de ERNC (Energías Renovables No Convencionales). ● El principal objetivo de la Ley es otorgar a los Clientes de las Empresas Distribuidoras, “El derecho de generar su propia energía eléctrica”, para autoabastecerse y vender los excedentes a las Empresas Distribuidoras. ● Los nombres con los que se puede reconocer a la Ley 20.571 corresponden a: Ley de Generación Distribuida, Ley de Facturación Neta, Ley de Net Billing y Ley de Net Metering. ● Los sistemas que se pueden utilizar son aquellos basados en ERNC (Energías Renovables No Convencionales), o de cogeneración eficiente, de hasta 100 Kw. ● Sólo pueden ser utilizados paneles solares autorizados por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Lo que también aplica para los inversores que se utilizan en los Sistemas Fotovoltaicos. Y será esta quien autorice a “Laboratorios de Ensayo y Organismos de Certificación habilitados para que certifiquen equipos”. “Equipos (Productos Nacionales e Internacionales) que no puedan certificarse según procedimientos establecidos en reglamento, pueden ser certificados mediante resolución fundada SEC”.13 ● La Empresa Distribuidora no puede rechazar una solicitud de conexión. Si puede pedir correcciones en el caso de que existieran errores en el sistema. 13 Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
  47. 47. 47 ● La tramitación de la conexión debe realizarse a través de un instalador eléctrico clase A o B autorizado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Tabla 3, “Ley 20.571, Reglamento y experiencias de evolución de la Generación Distribuida”. Solicitud de Conexión (Cliente) Informe que aprueba o rechaza la solicitud Notificación de Conexión (Cliente) Contrato de conexión. Cliente /Distribuidora Información del Cliente Capacidad máxima a conectar en el punto de conexión, que no requiere de obras adicionales. Identificación del instalador autorizado. Potencia máxima y fuente primaria del equipamiento de generación. Información del equipamiento de generación y fuente primaria utilizada Memoria técnica de la instalación. Fecha de puesta en servicio. Potencia máxima del equipamiento de generación que intenta conectar Copia de la declaración de la nueva instalación ante la SEC. Remuneraciones de inyecciones y pago de remanentes Fuente: Ley 20.571, Reglamentos. Lo antes descrito en este punto se debe realizar con el fin de, “Asegurar al cliente que la instalación del sistema cumple con la normativa vigente y no supone peligro para las personas y bienes materiales. Y además asegurar a la Distribuidora la instalación de Equipos de Generación cumplen con los estándares técnicos de seguridad y calidad, establecidos en la normativa vigente” 14 Los costos asociados a la conexión son los costos propios a la conexión y aquellos relacionados con obras adicionales a la red de distribución. “Las obras adicionales y adecuaciones que sean necesarias para permitir la conexión y la inyección de los excedentes…, 14 Ministerio de Energía, Ley 20.571, Reglamento y Propuestas de ajustes.
  48. 48. 48 deberán ser solventadas por cada propietario… y no podrán significar costos adicionales a los demás clientes.”15 2.6.1.1. Procedimiento de conexión a Sistema Interconectado Central. A continuación se mostrará en detalle, los procesos previos que debe efectuar un usuario que decida ser un cogenerador de energía mediante la inyección de los excedentes que produzca su equipo generador. 1- Usuario debe completar Formulario N°1: Solicitud de Información. (Ver Anexo 2, pág. 206) 2- Empresa distribuidora a través del Formulario N°2 (Ver Anexo 3, pág. 207) efectúa la Respuesta a la Solicitud de Información. (Dentro de 10 días hábiles). 3- Usuario efectúa Solicitud de Conexión (Formulario N°3, Ver Anexo 4, pág. 208). 4- Empresa Distribuidora efectúa Respuesta a la Solicitud de Conexión (Formulario 4, Ver Anexo 5, pág. 209), Máximo 20 días hábiles. 5- Usuario debe efectuar Manifestación de Conformidad en un plazo máximo de 20 días hábiles. 15 Ministerio de Energía, Ley 20.571.
  49. 49. 49 6- Instalador Eléctrico Autorizado SEC efectúa la Instalación del equipo fotovoltaico generador. 7- El cliente e instalador deben declarar la puesta en marcha del servicio a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, a través del Formulario de Declaración TE4 (Ver Anexo 6, pág. 2210). 8- Cliente debe efectuar Notificación de Conexión a través del Formulario N°5 (Ver Anexo 7, pág. 212). 9- Los procesos de los puntos 5, 6, 7 y 8, deben ocurrir en un periodo máximo de 6 meses. 10- Cliente y Empresa Distribuidora efectúan La Firma de Contrato (Dentro de 5 días hábiles máx.) 11- Instalador Autorizado y Empresa Distribuidora realizan Protocolo de Conexión del Equipo de generación, a través del Formulario N°6 (Ver Anexo 8. pág. 213). 12- Empresa distribuidora finalmente realiza la Conexión del Equipamiento Generador al Sistema Interconectado Central. Además, según lo establecido por la Superintendencia de Energía y Combustibles (SEC) en la Resolución Exenta N°5537, todo proyecto de generadora residencial deberá presentar según su potencia máxima instalada con la siguiente información:
  50. 50. 50 Tabla 4, Requerimientos según Proyecto y potencia máxima Instalada. Proyectos de 1 a 10 Kw. Proyectos mayores a 10 Kw y menores o iguales a 30 Kw. Proyectos mayores a 30 Kw. -Planos. -Informe de ensayos y mediciones del generador - Verificación inicial. -Check List realizado por el Instalador. -Memoria Explicativa. -Planos. -Informe de ensayos y mediciones del generador - Verificación inicial. -Check List realizado por el Instalador. -Memoria Explicativa. -Memoria de Cálculos de estructura. -Planos. -Informe de ensayos y mediciones del generador - Verificación inicial. -Check List realizado por el Instalador. Fuente: Resolución Exenta N°5537, SEC. 2.6.2. Medición y valorización de la energía. “Las inyecciones de energía, serán valorizadas al precio que los concesionarios de distribución traspasan a sus clientes regulados, de acuerdo a lo estipulado en el artículo 158° de la Ley. Dicha valorización deberá incorporar, además, las menores pérdidas eléctricas de la concesionaria de distribución…”16 16 Ministerio de Energía, Ley 20.571.
  51. 51. 51 El precio que los concesionarios de distribución traspasan a sus clientes regulados corresponde al entregado por la siguiente ecuación: 𝑷𝒓𝒆𝒄𝒊𝒐 𝒂 𝒖𝒔𝒖𝒂𝒓𝒊𝒐 𝒇𝒊𝒏𝒂𝒍 = 𝑷𝒓𝒆𝒄𝒊𝒐 𝑵𝒖𝒅𝒐 + 𝑽𝒂𝒍𝒐𝒓 𝒂𝒈𝒓𝒆𝒈𝒂𝒅𝒐 𝒅𝒆 𝒅𝒊𝒔𝒕𝒓𝒊𝒃𝒖𝒄𝒊ó𝒏 + 𝑪𝒂𝒓𝒈𝒐 ú𝒏𝒊𝒄𝒐 𝒑𝒐𝒓 𝒖𝒔𝒐 𝒅𝒆𝒍 𝒔𝒊𝒔𝒕𝒆𝒎𝒂 𝒕𝒓𝒐𝒏𝒄𝒂𝒍 Ecuación N° 1: Ecuación Precio a usuario final, Fuente: Comisión Nacional de Energía (CNE). En donde: Precio Nudo: Precio máximo aplicable al suministro de electricidad de clientes regulados, considerando el costo de generación y transporte, sin considerar la distribución. El precio nudo es el que fija la autoridad o el que resulta de los procesos de licitación de suministro de clientes regulados.17 Valor Agregado de Distribución: El valor agregado por concepto de costos de distribución se determina en base de una empresa modelo teórica. Considera los costos fijos de administración, las pérdidas y las inversiones en infraestructura, considerando la respectiva mantención y operación.18 Cargo Único por uso del Sistema Troncal: “Este cargo se determina en proporción al consumo de energía. Este cargo financia el desarrollo del sistema de transmisión que es el que permite llevar la energía desde los puntos de generación hasta los centros de consumo.”19 17 Central Energía, Glosario del Mercado Eléctrico. 18 Central Energía, Glosario del Mercado Eléctrico. 19 Chilectra, Tarifas 2015.
  52. 52. 52 Con respecto al pago de los excedentes de inyección al Sistema Interconectado Central: ● Las inyecciones de energía efectuadas mediante estos Equipamientos de Generación, pueden ocuparse para acreditar el cumplimiento de la obligación establecida en el artículo 150 bis de la LGSE según se disponga en este artículo. ● Anualmente, y cada vez que el cliente lo solicite, la Distribuidora emitirá un certificado que acredite las inyecciones mediante ERNC. ● El cliente podrá comercializarlo directamente, convenir su comercialización con la Distribuidora, o con cualquier tercero. “Tanto las inyecciones como los consumos son registrados en el medidor, siendo responsabilidad de la empresa distribuidora realizar la lectura de las inyecciones de energía eléctrica efectuadas por el equipo de generación”. Por lo que el Cliente final deberá disponer de un equipo medidor capaz de registrar tanto las inyecciones que se realicen a la red de distribución como los consumos.20 El pago de dichos las inyecciones corresponde a descontar el monto al cual se valoriza está en la facturación en el que se haya realizado dicha inyección. Y en el caso de existir remanentes a favor del usuario final,”...el mismo se imputará y descontará en la o las facturas subsiguientes, los que deberán ser reajustados de acuerdo al IPC.” 21 20 Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), Guía para usuarios de Net Billing. 21 Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), Guía para usuarios de Net Billing.
  53. 53. 53 2.6.3. Método de cogeneración países desarrollados, Feed-In Tariff. Es una herramienta normativa que impulsa el desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales, mediante el establecimiento de una tarifa especial, como premio o sobreprecio por unidad de energía eléctrica que una residencia inyecte a la red mediante sistemas de generación renovables no convencionales. Una de las principales características de este instrumento es que la autoridad y entidad a cargo de las políticas energéticas establece una tarifa mínima, sobre precio o incentivo por la inyección de energía, la cual varía dependiendo de sus magnitud, ubicación y tipo de fuente. “El sistema FIT se ha promulgado y utilizado en muchos países, como Australia, Austria, Brazil, Canada, China, Chipre, República Checa, Dinamarca, Estonia, Francia, Alemania, Grecia, Hungría, Irán, Irlanda, Israel, Italia, Korea, Lituania, Luxemburga, Holanda, Portugal, Singapur, Sudáfrica, España, Suecia, Suiza y algunos estados de USA.” 22 Por tanto se obtienen 3 beneficios financieros gracias a las FITs. 1. Pago por generación, lo que se basa en el total de energía generada y en el tipo de energía. 2. Una tarifa de pago, lo que es por cualquier energía exportada cuando la generación es mayor a la consumida. 3. Menores cuentas provenientes del proveedor que suministra la energía. 22 Estructuras de tarificación de energías renovables en el mundo
  54. 54. 54 2.7. Sistemas de Interconexión Eléctrica en Chile. Actualmente en Chile, existen 4 sistemas eléctricos interconectados. Según la información que se extrae del sitio web del Ministerio de Energía, estos sistemas corresponden al Interconectado del Norte Grande, con un 28.06% de la capacidad instalada; luego corresponde al Sistema Interconectado Central (SIC), con un 71,03% de la capacidad instalada del país; el sistema de Aysén con un 0,29% de la capacidad y finalmente el Sistema de Magallanes, con un 0,62% de la capacidad instalada del país. 2.7.1. Sistema Interconectado Central El Sistema Interconectado Central es uno de los sistemas más importantes del país, esto debido a que suministra eléctricamente a más del 90% de la población. Tiene una extensión que comienza en el norte desde la ciudad de Taltal y finaliza en la Isla Grande de Chiloé. El SIC tiene una capacidad instalada de 9.385,746 MW a Diciembre de 2008, perteneciente a un total de 20 empresas de generación que junto a algunas empresas de transmisión, conforman el Centro de Despacho Económico de Carga del SIC.
  55. 55. 55 El parque generador está constituido en un 47,41% por centrales hidráulicas de embalse y pasada; un 51,86% por centrales térmicas a carbón, fuel, diésel y de ciclo combinado a gas natural; y un 0,73% por centrales eólicas.23 2.7.2. Sistema Interconectado del Norte Grande El Sistema Interconectado del Norte Grande, está conformado por un conjunto de centrales generadoras interconectadas que abastecen de energía eléctrica de las I y II región del país. Los mayores clientes del SING están compuesto por la industria minera correspondiente al 90% del consumo, los cuales por normativa legal no son sometidos a la regulación de precios de la electricidad. El 10 % restante de la energía generada, se concentra hacia las empresas de distribución las cuales abastecen a la población sujeta a la regulación de precios. El SING cuenta con una capacidad instalada de 3601,9 MW a Diciembre de 2008. El parque generador es eminentemente termoeléctrico, constituido en un 99,64% por centrales térmicas a carbón, fuel, diésel y de ciclo combinado a gas natural. Sólo existen dos unidades hidroeléctricas correspondientes a las centrales Chapiquiña y Cavancha, que representan sólo un 0,36% de la capacidad instalada. Durante el año 2008 la demanda máxima alcanzó los 1.897 MW, y la generación bruta de energía se ubicó en torno a los 14.503,2 GWh.24 23 Sistemas Eléctricos, Ministerio de Energía. 24 Sistemas Eléctricos, Ministerio de Energía.
  56. 56. 56 2.7.3. Sistema Eléctrico de Aysén El sistema eléctrico de Aysén, suministra de electricidad a la población de la XI Región del país. Su capacidad instalada a diciembre del 2008 alcanza los 40,15 MW, constituido en un 56,5% por centrales termoeléctricas, 39,7% hidroeléctrico y 3,8% eólico. Durante el año 2008, la demanda máxima alcanzó los 20,4 MW y el consumo de energía se ubicó en torno a los 102,2 GWh. Opera en él una sola empresa, EDELAYSEN S.A., quien desarrolla las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, atendiendo a un total cercano a los 26.000 clientes.25 2.7.4. Sistema Eléctrico de Magallanes El sistema de Magallanes se encuentra ubicada en la XII Región del país. Se compone principalmente de 4 subsistemas de generación eléctrica, tales como, Punta Arenas, Puerto Natales, Puerto Williams y Puerto Porvenir. Hasta el año 2008 se documentó una capacidad instalada de 98.71 MW, de los cuales su totalidad corresponde a sistemas de generación térmica. Durante el año 2008, la demanda máxima integrada del sistema Magallanes alcanzó un valor cercano a los 47 MW, mientras que la generación de energía se ubicó en torno a los 249,2 GWh. 25 Sistemas Eléctricos, Ministerio de Energía.
  57. 57. 57 Opera en estos sistemas una sola empresa, EDELMAG S.A., quien desarrolla las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, atendiendo a un total cercano a los 50.000 clientes.26 2.8. Climatología de la Región del Bío-Bío La región del Bío Bío, cuenta con una superficie de 37.068.7 km2 que representa el 4,9% del territorio Chileno Americano e Insular. Desde el punto de vista climático, esta región es representada por 3 tipos de clima, tales como, el clima de altura, clima templado lluvioso y templado cálido con estación seca. 2.8.1. Zonificación climática según normativa. Según lo que indica la norma Chilena Oficial de Zonificación climático y habitacional para Chile y recomendaciones para el diseño arquitectónico Nch 1079 of 1977, la Región del Bío Bío se encuentra representada por: Central Litoral: Localización: Valle central comprendido entre la zona NL (Norte Litoral) y la precordillera de los Andes por bajo los 1000 m. Por el norte comienza con el valle del Aconcagua o por el sur llega hasta el valle del Bío Bío. Características generales: Zona de clima mediterráneo. Temperaturas templadas. Inviernos de 4 a 5 meses. Vegetación normal. Lluvias y heladas en aumento hacia el sur. 26 Sistemas Eléctricos, Ministerio de Energía.
  58. 58. 58 Insolación intensa en verano especialmente hacia el Noroeste. Oscilación diaria de temperatura moderada, aumentando hacia el este. Viento del SW.27 2.8.2. Irradiancia Solar Uno de los motivos por los cuales se decidió optar por desarrollar el presente Proyecto de Título en la Región del Bío-Bío, ciudad de Chillán, es debido a los antecedentes y condiciones que presentan los niveles de irradiación presentes en esta zona. Los datos que se presentan a continuación se obtuvieron como resultado de la herramienta online Explorador de Energía Solar o Mapa Solar del departamento de Geofísica de la Universidad de Chile. El Explorador Solar es una herramienta de análisis de la radiación solar superficial, que entrega resultados de manera gráfica y cómoda para el usuario. La metodología utilizada para generar esta base de datos se basa en el uso de un modelo de transferencia radiativa combinado con información de nubosidad inferida del satélite GOES EAST y observaciones locales. La información entregada por el Explorador Solar permite realizar una evaluación preliminar del recurso solar en un determinado lugar de gran parte del territorio nacional. 28 Los datos ingresados para obtener los resultados de radiación en el periodo 2003-2011, corresponden a las coordenadas geográficas de la ubicación de la vivienda en la ciudad de Chillán. 27 Norma Chilena 1079 of 1977. 6p. 28 Explorador de Energía Solar, Facultad de Geofísica UCh.
  59. 59. 59 Esta ubicación actualmente forma parte de la expansión territorial urbana que la ciudad ha presentado estos últimos años debido al inminente aumento de la densidad demográfica a nivel regional, situación que ha llevado a las autoridades a evaluar la necesidad de expandir y actualizar los límites que cuenta el Plan Regulador debido a la disponibilidad territorial de carácter rural que actualmente la ciudad presenta, siendo un buen paso para dar proyección inmobiliaria que satisfaga dicho crecimiento. A su vez en la Ilustración N°10 se muestra la irradiancia promedio anual de la zona en estudio. Coordenadas de ubicación preliminar emplazamiento vivienda tipo: Latitud: -36.621861 Longitud: -72.070451 Altitud: 139 m. Ilustración 10, Promedio Irradiancia Global Chillán. Fuente: Explorador de Energía Solar.
  60. 60. 60 Capítulo 3: Estudio Teórico En el presente capítulo se describirá en detalle las variables y elementos que componen nuestro proyecto de título. Se entregarán antecedentes y datos obtenidos de los estudios de mercado inmobiliarios de la zona en cuestión, se definirán los elementos que componen la vivienda tipo y su techumbre, cálculos y procedimientos previos, además de las especificaciones técnicas de los componentes fotovoltaicos y su respectiva instalación. 3.1. Elección de vivienda tipo Para la elección de la vivienda tipo, se efectuó un catastro de los proyectos inmobiliarios que se están ejecutando actualmente en la ciudad de Chillán. Con dicho análisis, se registraron los m2 construidos, obteniéndose un promedio de ellos. Otro de los análisis efectuados, permitió conocer la cantidad de las edificaciones cuyo tipo de construcción sea en altura o en extensión, lo cual establece un antecedente representativo de las viviendas tipo que se construyen actualmente en la ciudad de Chillán. Los siguientes datos se obtuvieron desde el sitio web Enlace Bío Bío, sitio destinado al almacenamiento de proyectos inmobiliarios ejecutados durante el primer y segundo semestre en la zona. De un total de 26 proyectos en ejecución sólo 5 proyectos corresponden a edificación en altura.
  61. 61. 61 Tabla 5, Catastro Proyectos Inmobiliarios ciudad de Chillán, Dic. 2015. Nombre Proyecto Tipo Proyecto Superficie construida (m2 ) Nueva Toledo Viviendas en extensión 108 /116/144 Jardín Paulista Viviendas en extensión 130/140 Condominio Azzam Viviendas en extensión 134 Alonso de Ercilla Viviendas en extensión 83/101 Portal del Libertador Viviendas en extensión 70/87 Barrio Las Delicias Viviendas en extensión 66/78 Cumbres de Chillán Edificación en altura 50/61 Verde Parque Viviendas en extensión 53,52 Hacienda Ñuble II Viviendas en extensión 63,8/67 Parque Andino Barrio Privado Viviendas en extensión 58/66,64 Portal del Sol Viviendas en extensión 80 Condominio Plaza del Este Edificación en altura 60,4/74 Alto Andino Barrio Privado Viviendas en extensión 73,57/85,79 Barrio Lantaño Etapa VI Viviendas en extensión 120,4/121,9 Barrio Lantaño III y IV Viviendas en extensión 68,81/69,68 Edificios Andes Chillán Edificación en altura 69/80/134/141 Condominio Abedules Viviendas en extensión 111,25 Condominio Bosque Queule Viviendas en extensión 105 Los Dominicos de Chillán Viviendas en extensión 60,53/68,26
  62. 62. 62 Don Martín Viviendas en extensión 50,78 Parque Almagro Edificación en altura 47,2/63,99 Condominio Sirari Etapa V Viviendas en extensión 110 Arboleda de Chillán Edificación en altura 44,58/54,73/58,2 Don Ambrosio Viviendas en extensión 46,36 Doña Violeta Viviendas en extensión 48-82/92 Don Martín Viviendas en extensión 50,78 Fuente: Elaboración Propia en base a lo extraído en Enlace Bío Bío. De la tabla anterior se obtiene que el promedio de la superficie de los proyectos habitacionales ejecutados actualmente en la ciudad de Chillán es de 80 m2 . A pesar de los datos analizados anteriormente, no es posible determinar con exactitud los m2 construidos de cada proyecto, pues las medidas entregadas por cada constructora e inmobiliaria corresponde a los m2 de edificación y patio, por lo que en el desarrollo de este Proyecto de Título y en el capítulo de estudio de mercado habitacional se entregaran nuevos antecedes que ayudarán a definir la superficie de nuestra vivienda tipológica. 3.2. Distribución del consumo energético sector residencial. Según los antecedentes entregados en la Guía Práctica de la buena energía del año 2010, se establece que el consumo energético a nivel residencial se distribuye de la siguiente forma:
  63. 63. 63 Gráfico 2, Estimación Consumo Eléctrico Residencial. Fuente: Guía Práctica de la buena energía. A lo anteriormente señalado, se agrega la siguiente tabla de consumo promedio de artefactos eléctricos de una vivienda: Tabla 6, Gasto de energía de los electrodomésticos. Artefactos Potencia (W) Horas de uso semanal Consumo Anual (kWh) Refrigerador 400 21 437 Televisor 65 56 189 Lavadora 395 8 164 Aspiradora 1500 2 156 Ampolleta 100 28 146 Plancha 1000 2 104 Secador de pelo 400 3 62 Microondas 1000 1 52 Juguera 350 2 36 DVD 75 4 16
  64. 64. 64 Fuente: Guía práctica de la buena energía. Por lo tanto, para los análisis asociados a los sistemas autónomos de la vivienda, se optará por dividir dicha alimentación en 3 áreas, correspondientes a iluminación, refrigeración y otros artefactos. 3.3. Justificación de elección zona de estudio. Una de las principales interrogantes tiene relación directa al porqué de la elección geográfica del lugar en estudio. Por tanto en este apartado se buscará entregar antecedentes que responden a esa interrogante y a su vez explicar el por qué se descartan las ciudades de Antofagasta y Santiago. La decisión de elegir la Región del Bío Bío para el desarrollo del estudio, se justifica bajo dos factores: 1- Proyección Inmobiliaria de viviendas en extensión en aumento en la ciudad de Chillán, en relación a ciudades como Antofagasta y Santiago. 2- Niveles de Irradiancia favorables para el desarrollo de sistemas de generación energética solar.
  65. 65. 65 Proyección inmobiliaria Antofagasta "Nuestros estudios muestran que la participación de Antofagasta en las ventas inmobiliarias a nivel nacional ha mantenido una tendencia a la baja. Esa es una tendencia que se viene evidenciando desde hace varios años, pero durante este periodo en específico se intensificó."29 Según el contenido entregado en el Plan de Desarrollo Comunal 2011-2020 de Antofagasta (PLADECO), se infiere que la dinámica inmobiliaria de la ciudad a nivel residencial ha tenido un tenido un considerable aumento en la tipología habitacional del tipo edificación en altura. La construcción de departamentos pasó de una participación del 6% en el año 2002 alcanzando un 63% de las viviendas construidas al término del año 2007. Como centro metropolitano de gran tamaño, se experimentan cambios en el comportamiento de las familias, las que han asumido sin inconveniente la vida en departamento, tendencia influenciada por la llegada de familias de Santiago y otras ciudades del país.30 Es por eso que los antecedentes que entrega la región de Antofagasta, da cuenta de que durante el primer y segundo semestre del año 2015 la proyección inmobiliaria se 29 Diario El Mercurio, Sección Actualidad, Consultora Tinsa. 18 Junio 2015 30 Plan de Desarrollo Comunal Antofagasta 2011- 2020
  66. 66. 66 encuentra estancada manteniéndose así por un periodo indefinido, como también se infiere que la construcción inmobiliaria tiene predominancia para proyectos de edificación en altura. Proyección Inmobiliaria Santiago En el caso del Gran Santiago, y según los estudios del mercado inmobiliario efectuados por el área de Estudios Territoriales de Adimark, quienes han registrado las incorporaciones de viviendas desde el año 2006 hasta el primer trimestre del año 2015, demuestran con claridad que en la ciudad de Santiago se efectúan una mayor cantidad proyectos de edificación en altura, tal como se aprecia en el Gráfico 3. Gráfico 3, Incorporación Trimestral de Unidades a Oferta Pública (Marzo 2006-Marzo 2015). Fuente: Área de Estudios Territoriales, Adimark.
  67. 67. 67 A raíz de lo anterior se agrega que en el 1° Trimestre del presente año se registraron la construcción en mayor cantidad para proyectos de departamentos que de viviendas, tal cual lo muestra la Tabla 7. Tabla 7, Proyectos habitacionales registrados 1° Trimestre 2015. Fuente: Elaboración Propia en base a cifras del Área de Estudios Territoriales, Adimark. Niveles de Irradiancia El segundo factor a considerar y que influyó en la elección de la región de Bío Bío para desarrollar este proyecto de Título fue los niveles de irradiancia que entrega la región mencionada a diferencia de Antofagasta y Santiago. Tabla 8, Niveles de Radiación. Ciudades Irradiancia (kWh/m2 día) Global Horizontal Directa Normal Antofagasta 6.14 7.57
  68. 68. 68 Santiago 5.14 6.99 Chillán 5.11 6.73 Fuente: Elaboración Propia en base a datos extraídos del Explorador de Energía Solar 2011- 2013. Si bien los niveles de irradiancia son favorables para la ciudad de Antofagasta, ésta región no cuenta con la proyección inmobiliaria para vivienda en extensión esperada, y que permita el desarrollo fotovoltaico propuesto, motivo por el cual la ciudad de Antofagasta fue descartada. En el caso de Santiago, si bien las variaciones en los índices de radiación son muy leves con respecto a los niveles que entrega la cuidad de Chillán, ésta no cumple con la proyección de construcción en extensión sino que se encuentra en un auge inmobiliario destinado a la construcción de vivienda en altura, lo cual ha quedado demostrado gracias a las estadísticas entregadas. Cabe recalcar que han existido registros en los que la ciudad de Chillán en cierto periodo del año, entrega niveles de irradiancia superior a los que entrega Antofagasta. (Ver Anexo 9, pág. 214). Por lo tanto, los antecedentes entregados justifican los dos factores que permitieron elegir la Región del Bío Bío, como una de las que cuentan con las mejores condiciones tanto, por su proyección inmobiliaria, como también por los índices de radiación presentes en ella. 3.4. Estudio del mercado habitacional en la ciudad de Chillán.
  69. 69. 69 Según un estudio efectuado a mediados del año 2014 por la consultora Tinsa, empresa dedicada a la tasación de bienes y estudios de mercado inmobiliario en Chile, detectó que Chillán es la sexta ciudad del sur de Chile con mayor proyección inmobiliaria. El estudio comprende el catastro de un total de 525 proyectos a lo largo de Chile, de los cuales la Región Bío Bío entrega las mayores cifras, liderando en la lista Concepción con 81 proyectos, Temuco con 66 proyectos, San Pedro de la Paz con 56, Talca con 44, Valdivia 37, Chillán con 33 y Los Ángeles con 30. Para René Poblete, presidente de la Cámara Chilena de la Construcción Ñuble, los resultados del estudio de Tinsa demuestran que “va a haber dinamismo en Chillán, hay varios proyectos no sólo en departamentos y viviendas, sino también en construcción de la Fiscalía, Segunda Comisaría, el Teatro Municipal y el Hospital de Chillán, etc. 31 A su vez, el Informe de Coyuntura Inmobiliaria (INCOIN) de viviendas nuevas, herramienta que entrega análisis detallados de cada sector y que reúne toda la información e indicadores del comportamiento del mercado inmobiliario, señala que el primer semestre del año 2015 Chillan lideró las ofertas de viviendas con una participación del 26% equivalente a 1.107 unidades, incrementando en un 56% con respecto al periodo anterior. 31 Diario Electrónico La Discusión, Sección Economía.
  70. 70. 70 Gráfico 4, Unidades Ofertadas Vivienda y Departamentos según comuna. Fuente: Informe de Coyuntura Inmobiliaria INCOIN. Los indicadores generales que entrega Chillán para el 1° Semestre del año 2015, queda establecido en la siguiente tabla, lo cual permite a su vez establecer las medidas de nuestra vivienda tipo: Tabla 9, Indicador General Inmobiliario. Ciudad Proyectos en Venta Stock Ofertado Unidades Vendidas Promedio Sup.Útil Edificada (m2 ) Chillán 44 1832 632 69,1 Fuente: INCOIN. Con los antecedentes entregados en la Tabla 9 del Informe de Coyuntura Inmobiliaria vivienda nueva, es posible conocer que el promedio de la superficie útil construida en los 44 proyectos habitacionales de Chillán es de 69,1 m2 . Por lo que establecer parámetros de
  71. 71. 71 superficie para la vivienda tipo que vayan desde los 60 m2 a los 70 m2 para una familia de 4 personas es coherente a lo que entrega actualmente el mercado inmobiliario. El mercado inmobiliario en la ciudad de Chillán el 1° Semestre del 2015, se traduce en el siguiente mapa de proyectos.
  72. 72. 72 Ilustración 11, Mapa de Proyectos Inmobiliario ciudad de Chillán 1° Semestre 2015. Fuente: INCOIN A lo anterior se agrega, los datos extraídos del último CASEN, el cual entrega datos estadísticos con las características del tipo de vivienda predominante de la ciudad de Chillán. Tabla 10, Tipo de vivienda predominante Chillán. Tipo de Vivienda 2011 Porcentaje Casa ( Individual, en Cité, en condominio) 52.565 98,84 % Departamento 298 0,56 % Pieza 0 0 % Otro Tipo 321 0,6 % Total 53.184 100 % Fuente: Elaboración Propia en base a CASEN 2013. 3.5. Diseño de la vivienda. La elección del tipo de vivienda propuesta para el desarrollo de sistemas de generación renovables no convencionales del tipo solar, se basa en la obtención de antecedentes que sustenten los argumentos de materialidad, m2 útiles de edificación y el costo de dicha vivienda según la estratificación socioeconómica a la cual la familia corresponda. Se efectúa un catastro de proyectos inmobiliarios en la zona con la finalidad de obtener la muestra más representativa.
  73. 73. 73 Dentro de ese análisis se decidió que la vivienda tipo tendría una superficie construida de 61,67 m2 debido a que es la superficie más representativa destinada para una familia compuesta por 4 personas, además que se encuentra dentro de los parámetros de superficie establecidos comprendidos entre los 60 m2 y 70 m2 . El valor aproximado de la vivienda se estima de 1.890 UF clasificando en la categoría definida como edificaciones en extensión para el segmento socioeconómico C2, Media Alta, según lo indica la empresa de estudios de mercado Novomerc. 3.5.1. Materialidad y características generales. Según los análisis de mercado efectuados anteriormente es posible definir la materialidad de la vivienda tipo correspondiente a: ● La materialidad de la vivienda corresponde a albañilería confinada con revestimiento de estuco. ● Vivienda de 61,67 m2 construidos. ● 3 Dormitorios. ● 1 Baños. ● Cocina. ● Living - Comedor.
  74. 74. 74 Gráfico 5, Elevaciones frontales vivienda tipo. Fuente: Elaboración Propia.
  75. 75. 75 Gráfico 6, Elevaciones laterales vivienda tipo. Fuente: Elaboración Propia.
  76. 76. 76 Gráfico 7, Planta general vivienda tipo. Fuente: Elaboración Propia.
  77. 77. 77 3.5.2. Estructura de techumbre. ● Superficie total Techumbre de 85 𝑚2 . ● La superficie útil de la techumbre para la instalación de los sistemas fotovoltaicos es aquella cuya orientación se encuentra hacia el norte, y presenta una superficie de 29,32 𝑚2 . Gráfico 8, Detalle Cerchas vivienda tipo. Fuente: Elaboración Propia.
  78. 78. 78 Gráfico 9, Planta techumbre vivienda tipo. Fuente: Elaboración Propia.
  79. 79. 79 Como la estructura techumbre es uno de los elementos de la vivienda que se involucra directamente con la instalación de sistema fotovoltaico Thin Film de CdTe, es necesario analizar y comprobar si ésta es capaz de resistir las cargas entregadas tanto por las tejas de vidrio y el propio módulo fotovoltaico, y si además estos cumplen con las normativas actuales vigentes. De esta manera, se debe establecer si la techumbre necesitará o no refuerzos extras para las cargas solicitantes generadas por la superficie útil del conjunto fotovoltaico. Ilustración 12, Composición de Techumbre con sistema fotovoltaico Thin Film. Fuente: Soltech Energy.
  80. 80. 80 Según la Norma Chilena Nch 1537 Of 86 “Sobrecargas de Uso”, se establece que: ● Los techos deben diseñarse considerando una sobrecarga mínima uniformemente distribuida sobre la proyección horizontal de qk = 100 kgf/𝑚2 . ● Los envigados de cielo con acceso sólo para mantención y las costaneras de techo deben diseñarse para resistir una carga de 100 kgf en la posición más desfavorable. Considerando que la estructura de techumbre cumple con los requerimientos antes señalados, es que según el peso que presenta el sistema correspondiente al compuesto por los módulos fotovoltaicos Thin Film de Cdte y las tejas de vidrio que son los que generan una sobrecarga significativa sobre la estructura de techumbre es que se realiza la siguiente comprobación para determinar si es necesaria la instalación de refuerzos en la estructura ya mencionada: Tabla 11, Pesos en Kg sistema Fotovoltaico Thin Film. Elemento Peso (Kg) Número de elementos Total (Kg) Módulo Fotovoltaico 6,0 21 126,0 Tejas de Vidrio 3,8 84 319,2 Total 445,2 Fuente: Elaboración propia en base a manual Soltech Energy.

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