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Autorizada la entrega del proyecto al alumno:

Enrique Igual Pajares

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Patricia Gutiérrez-Dosal Bermejo

Fdo: Fecha:

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

José Ignacio Linares Hurtado

Fdo: Fecha:

PROYECTO FIN DE CARRERA

INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA DE100 KW CONECTADA A RED SOBRECUBIERTA DE NAVE EN CÁCERES

AUTOR: ENRIQUE IGUAL PAJARES

MADRID, JUNIO 2008

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA DE 100 KW CONECTADA A

RED SOBRE CUBIERTA DE NAVE EN CÁCERESAutor: Igual Pajares, Enrique.

Director: Gutiérrez-Dosal Bermejo, Patricia

Entidad Colaboradora: ICAI – Universidad Pontificia Comillas.

RESUMEN DEL PROYECTOLa energía solar es una de las fuentes de energía renovable que más desarrollo está

experimentando en los últimos años y con mayores expectativas para el futuro.

Además, el potencial solar de España es el más alto de Europa debido a su privilegiada

situación y climatología.

La finalidad del proyecto es la realización de una instalación fotovoltaica conectada a

red de 100kW nominales sobre la cubierta de una nave industrial situada en el

polígono industrial de la localidad de Navalmoral de la Mata (Cáceres).

El sistema de conexión a red eléctrica diseñado para la instalación del presente

proyecto se compone de dos partes fundamentales: un campo fotovoltaico donde se

recoge y transforma la energía de la luz solar en energía eléctrica en corriente continua

(C.C.), y otra parte de transformación, que gracias al sistema ondulador del inversor,

consigue transformar esta energía eléctrica en corriente alterna (CA) para su inyección

a la red.

El campo fotovoltaico está compuesto por 540 paneles de 200 Wp cada uno, conectados

en 45 ramas de 12 paneles en serie, consiguiendo con esto un total de 108 kWp. Los

módulos se ubicarán en la cubierta de la nave industrial aprovechando su inclinación,

aproximadamente 20º y orientación Sur - Este, e irán fijados a ella mediante unos raíles

amarrados a las correas de la nave para asegurar la correcta sujeción.

La conexión entre el campo de paneles y el inversor se realiza mediante líneas de

enlace en corriente continua, obteniéndose un sistema equilibrado a la entrada del

inversor, precedido por un cuadro de protecciones en corriente continua.

A la salida del inversor, se dispondrá de un cuadro de protecciones de corriente alterna

que se encargará de controlar la intensidad de salida del inversor y proteger la línea de

salida.

La energía eléctrica será evacuada a través de una línea subterránea a la red local. La

energía producida se mide con un contador bidireccional que comparte envolvente con

el cuadro general de protección y medida, ambos cumpliendo las especificaciones de la

empresa distribuidora.

Se inyectará a la red toda la energía solar producida favoreciéndose de la legislación

actual de venta de electricidad en régimen especial. El RD 661/2.007 establece una

tarifa regulada (0,4403 € por kWh inyectado a la red, para instalaciones de menos de

100kW durante los primeros 25 años y de 0,3523 € a partir de entonces) muy superior

al precio del kWh convencional (aproximadamente 0,10 € por kWh consumido de la

red), para que el generador solar eléctrico obtenga una compensación económica en su

inversión inicial. En caso de que el generador solar eléctrico autoconsumiera, estaría

perdiendo la diferencia de precio entre el kWh solar y el convencional, lo que haría

inútil el concepto de ayuda económica incluida en el RD. Por esta razón en

instalaciones de este tipo lo lógico es que toda la energía producida sea inyectada en la

red. El objetivo de esta legislación es conseguir un ahorro energético selectivo,

aprovechando al máximo la energía solar gratuita y limpia, en detrimento de la

convencional, ya que el objetivo es ahorrar energía con sistemas eficientes, aumentar la

independencia energética nacional y cumplir con lo compromisos en materia de medio

ambiente.

Las revisiones que se realicen en el futuro de las tarifas no afectarán a las instalaciones

ya puestas en marcha. Esta garantía aporta seguridad jurídica para el productor,

proporcionando estabilidad al sector y fomentando su desarrollo.

Con toda la información anterior y siguiendo siempre las indicaciones del Pliego de

Condiciones Técnicas del I.D.A.E. y las recomendaciones de Censolar, se hace una

exposición razonada de la conveniencia y viabilidad de la instalación, justificando la

opción elegida y demostrando que puede cubrir, con el adecuado dimensionado, las

necesidades expuestas.

En primer lugar se hace una estimación de la producción eléctrica anual, para lo que es

necesario realizar un estudio mes a mes. Todo esto da una producción anual de 153.360

kWh / año, y por tanto unos ingresos para el primer año estimados en 67.536 €.

Sin embargo a la hora de hacer el estudio económico en un periodo de tiempo de 25

años, se tienen en cuenta muchos más parámetros que afectan a la inversión. Como

resultado se obtiene que para los primeros años el beneficio neto es negativo, es decir,

el ahorro no ha llegado todavía a compensar la inversión. Es a partir del decimotercer

año para el cual Beneficio neto se hace cero (o aproximadamente cero), estos trece años

serán precisamente el tiempo de retorno de la inversión.

A partir de dicho año, y hasta el final de la vida útil de la instalación, todo el ahorro

que vaya produciendo se convertirá en beneficio neto, ya que la inversión será

amortizada. Según los cálculos realizados se pueden alcanzar un beneficio neto de

657.446 €.

Finalmente se obtiene que la tasa de rentabilidad interna o abreviadamente

“rentabilidad” de la instalación debe de ser del 9%, siendo este el tipo de interés para

que la inversión en la instalación solar, una vez llegado el final de su vida útil, hubiera

producido el mismo beneficio que una capitalización con dicho tipo de interés.

En conclusión, y a la vista de los resultados económicos, se puede afirmar la viabilidad

y rentabilidad de este proyecto, partiendo de la base de que una instalación de estas

características contribuye a una mejora tecnológica del sistema energético español, y

contribuye a reducir la contaminación del medio ambiente producida por otras fuentes

de energía.

PHOTOVOLTAIC INSTALLATION OF 100 KW CONNECTED TO

NETWORK OVER THE COVER OF AN INDUSTRIAL SHIP IN

CÁCERESAuthor: Igual Pajares, Enrique.

Director: Gutiérrez-Dosal Bermejo, Patricia.

Collaborating organization: ICAI – Universidad Pontificia Comillas.

PROJECT SUMMARYSolar energy is the renewable energy source with the highest development during the

last years and the one with the greatest future. In addition, its privileged location and

its exceptional climate makes Spain’s solar potential be the highest in Europe.

The purpose of this project is the accomplishment of a photovoltaic installation

connected to network of 100 kW of nominal power value over the cover of an

industrial ship located in the industrial area of Navalmoral de la Mata (Cáceres).

The connection system to designed mains for this installation is made up of two main

parts: the first one is made of a photovoltaic field. Here solar power is taken and then it

coverts the sublight into DC (C.C.) electric power, and the second one is made of

conversion which thanks to the ondulador system of the Investor it is able to convert

this electric power into alternating current (CA) for its injection to the network.

The photovoltaic field is made up of 540 panels of 200 Wp each one, connected in 45

branches of 12 panels in series obtaining 108 kWp in total. The modules will be located

in the cover of the industrial ship taking advantage of their inclination, approximately

20º and South - East direction, and will go fixed to her by means of rails directly placed

on the strap of the ship to assure the correct subjection.

The connection between the field of panels and the inverter is made by means of DC

connection routes, obtaining a balanced system at the inverters panel entrance,

preceded by a DC protections panel.

In the way out of the inverter, it will be an AC protections panel that will be in charge

of controlling the inverter exit intensity and protecting the exit line.

The sum of power of the parcels will be evacuated through an underground line into

the local mains. The produced energy is measured with a bidirectional electricity meter

that shares surrounding with the general control and protection panel, both fulfilling

the distributing company specifications.

The whole solar energy produced would be injected into the mains taking advantage of

the present special regime electricity sale legislation. RD 661/2007 establishes a

regulated tariff (0,4403 € per kWh injected into the mains, for up to 100 kW systems

during the first 25 years and 0,3523 € as of the 25 years) very higher than the

conventional kWh cost (approximately 0.10 € per kWh consumed) so that the electrical

solar generator obtains an economic compensation for its initial investment. If the

electrical solar generator were self-consumer, it would be wasting the price difference

between the solar kWh and the conventional one, which would make the concept of

economic aid including in the RD useless. That is why in this kind of installations all

the energy is logical to be injected into the mains. The objective of this legislation is to

obtain a selective power saving, taking advantage of the gratuitous and clean solar

energy to the maximum, instead of the conventional one, since the objective is to save

energy with efficient systems, to increase national power independence and to carry

out the commitments concerning to the environment.

Future tariff revisions will not affect facilities set off until then. This guarantee

contributes to legal security for the producer, providing stability to the sector and

promoting its development.

Of all the previous information and always following the indications of the Sheet of

Specifications of the I.D.A.E and the recommendations of Censolar, a reasoned

exhibition takes control of the convenience and viability of the installation, justifying

the chosen option and demonstrating that it can cover, with the suitable one determine

the proportions, the exposed necessities.

In the first place an estimation becomes of the annual electrical production, for which it

is necessary to make a study month to month. All this gives an annual production of

153.360 kWh/year, and therefore income for the first year considered in 67.536 €.

Nevertheless at the time of making the economic study in a period of time of 25 years,

many consider more parameters than they affect the investment. As result is obtained

that for the first years the net benefit is negative, that is to say, the saving has still not

gotten to compensate the investment. It is as of the thirteenth year for which net benefit

becomes zero (or approximately zero), these thirteen years will be indeed the

turnaround time of the investment.

As of this year, and until the end of the life utility of the installation, all the saving that

is producing will turn net benefit, since the investment will be amortized. According to

the made calculations they are possible to be reached a net benefit of 657.446 €.

Finally it is obtained that the rate of internal yield or briefly “yield” of the installation

must of being of 9%, being the this type of interest so that the investment in the solar

installation, once arrived the end from its life utility, had produced he himself benefit

that a capitalization with this type of interest.

Finally and starting from the premise that this kind of installations contributes to a

technical improvement of the Spanish electrical system and also to reduce pollution on

the environment that is produced by other energy sources, and bearing in mind the

financial results, we can confirm the feasibility and profitability of this Project.

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

DOCUMENTO Nº2, PLANOS

DOCUMENTO Nº3, PLIEGO DE CONDICIONES

DOCUMENTO Nº4, PRESUPUESTO

DOCUMENTO Nº1, MEMORIA

Índice general

ÍNDICE GENERAL

1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA .........................................................................1

1.2 CÁLCULOS ...................................................................................................36

1.3 ESTUDIO ECONÓMICO ...........................................................................69

1.4 ANEXOS.........................................................................................................77

A Panel fotovoltaico ............................................................................................78

B Inversor..............................................................................................................81

C Real decreto 661/2007 .....................................................................................85

D Estudio básico de seguridad y salud.................................................................114

1.1MEMORIA DESCRIPTIVA

Índice

ÍNDICE

1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA

1.1.1 Objeto del proyecto ......................................................................................1

1.1.2 Actividad .......................................................................................................2

1.1.3 Descripción general......................................................................................9

1.1.4 Obra civil......................................................................................................16

1.1.5 Instalaciones ................................................................................................18

1.1.5.1 Estructura soporte 18

1.1.5.2 Conexiones en CC 20

1.1.5.3 Cuadro de protecciones y conexión en CC 21

1.1.5.4 Conexionado CA 22

1.1.5.5 Cuadro de protecciones en CA 24

1.1.5.6 Cuadro general de protección y medida 25

1.1.5.7 Red de tierras 26

1.1.6 Tramitación de permisos ...........................................................................29

1.1.7 Estudio de producción...............................................................................32

1.1.8 Bibliografía ..................................................................................................35

Memoria descriptiva 1

1.1.1 Objeto del proyecto

La finalidad de este proyecto es la realización de una instalación fotovoltaica

conectada a red de 100kW nominales en la cubierta de una nave industrial en el

municipio de Navalmoral de la Mata (Cáceres).

El objetivo del proyecto es doble, por una parte el objetivo tecnológico de calcular y

diseñar las instalaciones con todos sus componentes, así como asegurar el óptimo

funcionamiento de las mismas. Y por otra parte demostrar mediante el análisis

económico, la rentabilidad y viabilidad de las instalaciones de este tipo.

Como objetivos complementarios e implícitos a la realización del proyecto cabe

destacar:

Conocimiento de la estructura de los proyectos de ingeniería.

Profundización en el conocimiento de la energía solar fotovoltaica y de su

legislación.

Interpretación de planos de arquitectura y obra civil.

Diseño de planos.

La empresa GAYDI S.L. , propietaria de los terrenos y de la nave industrial donde se

pretende ubicar la instalación fotovoltaica, ha encargado la realización del presente

proyecto a la empresa SOLAR IBÉRICA S.L., cuyo propietario es el autor de este

documento.

La nave industrial se encuentra situada en una parcela del polígono industrial de la

Carretera de Jarandilla, en el municipio cacereño de Navalmoral de la Mata. Se trata de

una empresa dedicada al sector agroalimentario, que busca aprovechar el amplio

espacio disponible en la cubierta de sus instalaciones y obtener un rendimiento

económico explotando directamente la instalación fotovoltaica.


1.1.2 Actividad

La energía es el motor que hace funcionar el mundo. Los países desarrollados no

serían capaces de vivir sin la cantidad y calidad de energía de la que disponen.

La energía que mayoritariamente se consume en la actualidad es energía fósil, la

cual tiene unos efectos negativos importantes sobre la salud medioambiental del

planeta, debido a la emisión de gases de efecto invernadero que se producen en la

extracción, transporte, transformación y uso. También hay que señalar que la energía

fósil es finita, sus reservas son limitadas, y por tanto disminuyen a medida que se

consumen, dificultando su extracción y aumentando su coste.

Inevitablemente si se mantiene el modelo de consumo actual, los recursos no

renovables dejarán algún día de estar disponibles, bien por agotarse las reservas, o bien

porque su extracción no resulte económica. Más aún teniendo en cuenta el contexto

internacional en el que nos movemos. Países como China o India han aumentado de

manera espectacular el consumo de petróleo, y las previsiones de que este aumento

continúe en los próximos años hacen que la situación energética en los países

occidentales, y particularmente en España, no se nada alentadora.

La situación es especialmente preocupante en España debido a su fuerte

dependencia energética del exterior, los últimos datos cifran en cerca del 80% la

energía que se importa del exterior, cifra que en Europa es del 50%. Y las previsiones

no son nada optimistas teniendo en cuenta que en España actualmente no se apuesta

por la energía nuclear, y que las que funcionan en la actualidad se irán cerrando en los

próximos años.

Además España mantiene desde hace quince años un importante crecimiento del

consumo de energía y de la intensidad energética. Estas circunstancias sitúan a España

en una posición muy vulnerable ante situaciones de disminución de oferta energética

internacional, lo que incidiría directamente en la economía del país. Por tanto España

debe apostar por energías que le permitan reducir su dependencia energética del

exterior. Una de las soluciones es la introducción de energías renovables en el sistema

energético actual.


El siguiente gráfico muestra la estructura de la producción de energía en España en

el año 2007:

Figura 1. Producción eléctrica año 2007

Además, la política energética nacional debe posibilitar, mediante la búsqueda de la

eficiencia energética en la generación de electricidad, y la utilización de fuentes de

energía renovables, la reducción de gases de efecto invernadero de acuerdo con los

compromisos adquiridos con la firma del protocolo de Kyoto.

La creación del régimen especial de generación eléctrica supuso un hito importante

en la política energética de nuestro país (actualmente en vigencia el Real Decreto

661/2007). Los objetivos relativos al fomento de las energías renovables y a la

cogeneración, se recogen en el Plan de Energías Renovables 2005 – 2010 y en la

Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España, respectivamente. A las vista de

los mismos se constata que aunque el crecimiento experimentado por el conjunto del

régimen especial de generación eléctrica ha sido destacable, en determinadas

tecnologías, los objetivos planteados se encuentran aún lejos de ser alcanzados.

Desde el punto de vista de la retribución , la actividad de producción de energía

eléctrica en régimen especial se caracteriza por la posibilidad de que su régimen

retributivo se complemente mediante la percepción de una prima en los términos que


reglamentariamente se establezcan, para cuya determinación pueden tenerse en cuenta

factores como el nivel de tensión de entrega de la energía a la red, la contribución a la

mejora del medio ambiente, el ahorro de energía primaria, la eficiencia energética y los

costes de inversión en que se haya incurrido.

En el marco de la Unión Europea, la Comisión Europea ha elaborado un plan sobre

las diferentes medidas que los países de la Unión Europea deben de llevar a cabo para

implantar éste en materia de energías limpias, variando los compromisos que se le

exijan a cada país en función de la riqueza de cada cual.

En 2007 las ventas de energía eléctrica por los productores en régimen especial

(renovables, residuos, cogeneración) en España han cubierto el 20% de la demanda

bruta:

Figura 2. Evolución del régimen especial

Las ventas de electricidad procedente de energías renovables (solar, eólica, biomasa,

hidráulica) durante 2007 teniendo en cuenta la gran hidráulica, han supuesto el 20% de

la demanda eléctrica bruta, existiendo el objetivo comunitario de conseguir en España

una participación de las energías renovables del 29,4% en el consumo de electricidad

en el año 2010.

Evolución del Régimen Especial y la demanda bruta en España

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

GW

h

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

TOTAL R.ESPECIAL DEMANDA_bc TOTAL R.ESPECIAL/ DEMANDA b.c.


Evolución de las energías renovables en España

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

GW

h

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

Energías Renovables en RE (GWh) Gran Hidrúalica (GWh)

Demanda b.c TOTAL RENOVABLES/ DEMANDA b.c.

Figura 3. Evolución de las energías renovables

En los últimos años se ha experimentado un fuerte crecimiento en la energía vertida

de origen eólico mientras que se viene observando el estancamiento en el crecimiento

de la energía vertida por las plantas de cogeneración, fundamentalmente debido al

incremento de los precios de los derivados del petróleo. Por otro lado las instalaciones

fotovoltaicas vienen experimentando un crecimiento exponencial, fundamentalmente

debido a una retribución más favorable, así como a la simplificación de las condiciones

de conexión de estas instalaciones.

La potencia instalada eólica en España alcanzó los 13.786 MW a finales del año 2007,

mientras que la potencia instalada fotovoltaica alcanzó los 623 MW.

En el año 2006 las energías renovables han cubierto un 6,8% del consumo de energía

primaria incluyendo la gran hidráulica, frente al objetivo del 12% para 2010,

establecido en la Disposición Transitoria 15ª de la Ley 54/97 y recogido también en el

Plan de Energías Renovables.


Figura 4. Consumo energía primaria

A continuación se va a describir de forma genérica el origen y las características de

la energía solar fotovoltaica.

El sol produce energía en forma de radiación electromagnética, que es la fuente

energética básica para la vida en la Tierra. El origen de esta energía está en el interior

del sol, donde tienen lugar las reacciones de fusión por la que cuatro átomos de

hidrógeno dan lugar a dos átomos de helio y la masa atómica sobrante se transforma

en energía de acuerdo la célebre fórmula de Einstein E=mc2. Es decir, el sol se

comporta como un reactor de fusión a 150 millones de kilómetros.

Debido a la gran distancia entre el sol y la Tierra, la radiación solar en la superficie

terrestre es sólo una pequeña parte de la emitida por el sol (3,86·1026 W, que por

unidad de superficie del sol es 6,35·107 W/m2). En concreto a la Tierra llegan como

valor medio 1367 W/m2, que se denomina constante solar.

Esta potencia radiante no es en realidad la que alcanza finalmente la superficie

terrestre, ya que la atmósfera terrestre atenúa la radiación solar debido a la reflexión,

absorción y difusión que los componentes atmosféricos producen sobra la radiación

solar. Esta atenuación de la intensidad de la radiación es debida a:

16,4% 15,5% 17,2% 17,3% 15,3% 16,6% 15,0% 14,7% 14,5% 12,7%

53,5% 54,1% 52,8% 51,7% 52,2% 51,1% 50,8% 50,0% 49,2% 49,0%

10,3% 10,4% 11,3% 12,2% 12,8% 14,2% 15,6% 17,4% 20,0% 20,9%

13,4% 13,5% 12,8% 13,0% 13,0% 12,4% 11,8% 11,7% 10,3% 10,8%

6,5% 6,3% 5,4% 5,6% 6,5% 5,4% 6,8% 6,4% 6,1% 6,8%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Total Renovables

Nuclear

Gas Natural

Petroleo

Carbón


-Reflexión por la atmósfera, incluidas las nubes.

-Absorción de las moléculas que componen la atmósfera (O3, H2O, O2, CO2, etc.).

-Difusión producida por las moléculas de aire y otros componentes, incluidos los

aerosoles (naturales o procedentes de la contaminación).

La difusión debida al polvo y a la contaminación del aire depende bastante del

lugar donde se mida, siendo mayor en los lugares industriales y en las ciudades. Los

efectos meteorológicos locales como nubosidad, lluvia, nieve, etc. afectan también a la

irradiancia solar que llegue a un determinado lugar.

En la superficie terrestre, en un plano horizontal, un día claro al mediodía la

irradiancia alcanza un valor máximo de unos 1000 W/m2. Este valor depende del lugar

y sobre todo de la nubosidad.

En el siguiente mapa se muestra la radiación solar en las distintas zonas de España:

Figura 5. Mapa de radiación solar en España


La generación fotovoltaica consiste simplemente en la trasformación directa de la

energía solar en electricidad. Se genera electricidad con la simple exposición de una

superficie al sol, sin que haya ninguna actividad aparente dentro o alrededor de la

superficie del panel.

La tecnología fotovoltaica ofrece a la sociedad beneficiarse de las características de

una energía renovable de generación eléctrica limpia, en el mismo punto donde se

necesita, integrada en el contexto donde se instala, modular, fácil de diseñar y montar.

Actualmente existen dos formas de utilización de la energía fotovoltaica:

Instalaciones en lugares aislados de la red pública: la producción eléctrica así

obtenida se emplea para autoconsumo de la propia instalación; especialmente

útil en zonas rurales.

Instalaciones que se conectan a la red eléctrica: la planta fotovoltaica conectada a

la red eléctrica inyecta directamente en la línea de baja tensión la energía que

produce. Esto se hace procurando su integración en el entorno, evitando las

pérdidas por sombreado, asegurando las condiciones de seguridad y calidad de

la energía generada, así como la ausencia de efectos perturbadores de la red

eléctrica. Este tipo de centrales fotovoltaicas, además de generar energía eléctrica

descentralizando la producción de los centros de generación habituales y

acercando ésta a los puntos de consumo, permite laminar los picos de demanda

de consumo eléctrico que normalmente ocurren simultáneamente con los picos

de generación, es decir en las horas centrales del día. Como efecto secundario se

produce una mejora de la calidad de la red en zonas muy alejadas de los puntos

de generación, e incluso el control voluntario de generación de energía reactiva.


1.1.3 Descripción general

En este apartado se va a realizar una descripción general de la instalación

fotovoltaica, prestando especial atención a las dos partes más significativas y más

importantes de un sistema de generación eléctrica de este tipo. Un sistema fotovoltaico

de conexión a red eléctrica se compone de dos partes fundamentales: un campo

fotovoltaico donde se recoge y transforma la energía de la luz solar en energía eléctrica

en corriente continua (CC), y una parte de transformación de esta energía eléctrica en

corriente alterna (CA) para su inyección a la red, mediante el inversor. El siguiente

gráfico muestra de forma muy sencilla el funcionamiento de una instalación de este

tipo:

Figura 6. Esquema simplificado de la instalación

Este gráfico resume de forma clara e intuitiva el funcionamiento general de

cualquier tipo de instalación fotovoltaica. Para explicar en más detalle las

características de este proyecto se va a utilizar el siguiente esquema unifilar

simplificado. En él se observa la configuración básica, y la denominación de cada parte

de la instalación:


Figura 7. Esquema unifilar simplificado de la instalación

El campo fotovoltaico está formado por una serie de módulos, de las mismas

características eléctricas y físicas, conectados eléctricamente entre sí. El proceso de

transformación de energía solar en eléctrica se produce en un elemento semiconductor

que se denomina célula fotovoltaica. Cuando la luz del sol incide sobre una célula

fotovoltaica, los fotones de la luz solar transmiten su energía a los electrones del

semiconductor para que así puedan circular dentro del sólido. La tecnología

fotovoltaica consigue que parte de estos electrones salgan al exterior del material

semiconductor generándose así una corriente eléctrica capaz de circular por un circuito

externo (corriente continua). A continuación se muestra un esquema simplificado de

este fenómeno:


Figura 8. Efecto fotovoltaico

En el mercado podemos encontrar diferentes tipos de células:

Silicio cristalino

Monocristalino

Policristalino

Película delgada

Silicio amorfo

Diseleniuro de cobre y indio (CIS)

Teluro de cadmio (CdTe)

Células híbridas

Las células cristalinas están formadas fundamentalmente por silicio, siendo éste el

material más abundante de la Tierra después del oxígeno. No se encuentra en estado

puro sino unido químicamente al oxígeno en forma de dióxido de silicio por lo que

para obtener silicio puro es necesario un proceso industrial de separación.

A nivel comercial los módulos que más se utilizan son los de silicio monocristalino y

los de silicio policristalino. De los dos el monocristalino es más eficiente (del orden de

un 5-10 % más para la misma superficie de captación) y con una duración mayor en sus

características eléctricas, mientras que el policristalino suele ser más barato que el

monocristalino para la misma potencia pico (del orden del 5-10% menos).


Para este proyecto se han seleccionado módulos de silicio monocristalino. Las

características técnicas de los paneles se muestran en el Anexo A, aunque a

continuación se señalan las más significativas:

Potencia máxima (Pmax) 200Wp +/- 5%

Corriente de máxima potencia (Imax) 4,35 A

Tensión de máxima potencia (Vmax) 46,08 V

Corriente de cortocircuito (Isc) 4,7 A

Tensión de circuito abierto (Voc) 57,06 V

Tensión máxima del sistema 600 V

Dimensiones 1590 x 1047 x 39,5 mm

Tabla 1. Principales características de los módulos

En este proyecto el número total de paneles a instalar es de 540, en 45 ramas de 12

paneles en serie. Por tanto el parque fotovoltaico tiene una potencia pico de 108kWp

(en los módulos) y una potencia nominal de 100kW (a la salida del inversor).

Como se observa en el esquema simplificado, la energía eléctrica que producen los

módulos (en corriente continua) se conduce al Cuadro de Protecciones y Conexión en CC

en el que se instalarán las protecciones necesarias de corriente continua (fusibles), y en

el que se unifican las diferentes ramas del campo fotovoltaico, quedando reducidas a

tres pares de cables (tres positivos y tres negativos) que entrarán directamente al

inversor.

El inversor es el encargado de modificar y transformar la corriente continua

procedente del campo fotovoltaico en corriente alterna en las condiciones óptimas para

su inyección en la red, con una frecuencia de 50 Hz y con una tensión de 400 V,

independientemente de las condiciones en las que llegue la corriente al inversor, que

lógicamente serán muy variables.

Las características básicas del inversor serán las siguientes:

Principio de funcionamiento: fuente de corriente.


Autoconmutado.

Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador.

No funcionará en isla o modo aislado.

Incorporará además protecciones frente a:

Cortocircuitos en alterna.

Tensión de red fuera de rango.

Frecuencia de red fuera de rango.

Sobretensiones, mediante varistores o similares.

Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de ciclos,

ausencia y retorno de la red, etc.

El inversor dispone de un microprocesador encargado de garantizar una curva

senoidal con una mínima distorsión. La lógica de control garantiza además de un

funcionamiento automático completo, el seguimiento del punto de máxima potencia de

los generadores solares (MPP) y evita las posibles pérdidas durante los periodos de

reposo (Stand-by).

Para conseguir la máxima eficacia del conjunto generador fotovoltaico inversor, la

relación entre la potencia nominal del inversor y la potencia de pico del generador

fotovoltaico que se conecta al inversor debe ser del orden de 0,7 a 0,95 para climas

como los de España. En general la potencia del inversor no debe ser superior a la

potencia de pico del generador fotovoltaico, ya que el inversor no funcionará a su

potencia nominal. Esto es debido a que en condiciones climáticas reales un generador

fotovoltaico nunca produce la potencia pico, ya que la temperatura normal de

funcionamiento del módulo es mayor de 25ºC cuando la irradiancia es de 1000 W/m2.

Además raras veces se alcanza un nivel de irradiancia de 1000 W/m2, ya que los

niveles medios que se alcanzan en España varían entre 400 y 700 W/m2.

Cuando se seleccione el inversor hay que asegurarse de que para cualquier

condición climática de irradiancia y temperatura funcionará correctamente y que la

eficiencia máxima del inversor se corresponda con el rango de irradiancia más

frecuente del lugar.


Hay que garantizar además que para cualquier condición climática, el rango de

tensiones a la salida del generador fotovoltaico debe estar dentro del rango de

tensiones admisibles a la entrada del inversor. En este sentido hay que tener en cuenta

que la tensión (y en menor medida la corriente) a la salida del generador fotovoltaico

varía con la temperatura.

Para este proyecto se ha escogido un inversor trifásico de 100kW de potencia

nominal. El motivo por el que se ha decidido emplear un único inversor en lugar de

varios es fundamentalmente económico. Además se ha considerado que en un futuro

las instalaciones fotovoltaicas aumentarán de tamaño y potencia, y por tanto los

inversores de menor potencia irán quedando en desuso, por lo que en caso de avería

será más sencillo sustituir un inversor de 100kW que un inversor de menor potencia.

Las características técnicas del inversor se muestran en el Anexo B, a continuación se

indican las más significativas:

Potencia nominal del inversor 100 kW

Potencia nominal de paneles 120 kW

Máxima tensión nominal del campo 600 V

Vmín del campo en funcionamiento 200 V

Máxima corriente del campo 300 A

Tensión nominal 400 V

Corriente nominal 145 A

Factor de potencia 0,98…1,00

Tabla 2. Características principales del inversor

Siguiendo el esquema unifilar simplificado se observa que la salida del inversor (en

corriente alterna trifásica) llega al Cuadro de Protecciones en CA, donde se instalará un

interruptor diferencial y un interruptor magnetotérmico que se encargarán de controlar

la intensidad de salida del inversor y proteger la línea de salida.


Y a continuación el Cuadro General de Protección y Medida. En esta caja quedarán

instalados un seccionador de enclavamiento manual, un contador birideccional, y unos

fusibles de seguridad, y será accesible por parte de la compañía suministradora.

En general los aparatos de protección son dispositivos diseñados para poder

interrumpir la alimentación a los circuitos eléctricos de potencia, bajo condiciones

anormales de funcionamiento de los mismos; deben de garantizar la apertura del

circuito y la total extinción del arco sin sufrir avería alguna, quedando en perfectas

condiciones de funcionamiento para posteriores maniobras (con excepción hecha de los

fusibles, en los cuales es necesaria su reposición).

Cuando en una canalización, circuito o receptor eléctrico se produce una anomalía,

avería, cortocircuito, sobrecarga, derivación, etc.; los aparatos de protección son los que

se encargarán de detectar bien directamente o bien indirectamente la anomalía

producida, interrumpir la alimentación y aislar el sector afectado, procurando dejar

fuera de servicio el menor tramo posible de la instalación.

La energía eléctrica producida por la instalación fotovoltaica será evacuada a través

de una línea subterránea a la red local, para ello será necesario la realización de una

zanja.


1.1.4 Obra civil

Una vez conseguida la licencia de obra por parte del ayuntamiento se puede

empezar el montaje de la instalación.

Para la conexión de los paneles fotovoltaicos es necesaria la adecuación de la

cubierta. Tal y como se refleja en los cálculos estructurales, se utilizarán unas

estructuras metálicas para el apoyo de los módulos fotovoltaicos. Para anclar

correctamente estos carriles de sujeción será necesario realizar agujeros en la chapa de

la cubierta de la nave, tal y como se muestra más en detalle en el apartado de cálculos

estructurales.

Antes de la colocación de los paneles se tiene que comprobar que éstos funcionen

correctamente, evaluando que el voltaje y la intensidad sean los que indica el fabricante

en la hoja de especificaciones. Esto se hace debido a que es mucho más fácil

comprobarlos antes de instalarlos y no una vez ya estén instalados, lo que nos permite

detectar posibles fallos de funcionamiento.

Para llevar a cabo la obra será necesario en primer lugar disponer de un camión con

grúa para el transporte de los módulos y para su elevación hasta la cubierta de la nave.

El camión grúa se situará dentro de la parcela, por lo que no será necesario cortar

ninguna calle aledaña para llevar a cabo las maniobras de colocación de los paneles.

Para la realización de la zanja que une el Cuadro General de Protección y medida

con el entronque en baja tensión de la empresa distribuidora, será necesario el alquiler

de una máquina zanjadora. En este caso sí será necesario ocupar parcialmente la

calzada de la Carretera de Jarandilla.

La ejecución de la obra será llevada a cabo por una empresa instaladora

especializada en sistemas fotovoltaicos.

La instalación queda garantizada durante 3 años, previo contrato de mantenimiento

preventivo anual. Éste incluirá al menos una visita semestral en la que se realizarán las

siguientes actividades:

Comprobación de las protecciones eléctricas.


Comprobación del estado de los módulos: comprobación de la situación respecto

al proyecto original y verificación del estado de las conexiones.

Comprobación del estado del inversor: funcionamiento, lámparas de

señalizaciones, alarmas, etc.

Comprobación del estado mecánico de cables y terminales (incluyendo cables de

tomas de tierra y reapriete de bornas), pletinas, uniones, reaprietes, limpieza.


1.1.5 Instalaciones

En este capítulo se va a realizar una descripción detallada de las instalaciones y los

equipos necesarios para el correcto funcionamiento del sistema de generación

fotovoltaico, que sirven como complemento de las dos partes características de un

sistema de generación de este tipo descritas anteriormente. Se toma como referencia el

esquema simplificado que se muestra a continuación:

Figura 9. Esquema simplificado

1.1.5.1 Estructura soporte

Las estructuras a las que se fijarán los módulos fotovoltaicos serán de tipo fijo. Este

tipo de estructuras tiene la ventaja de su tremenda sencillez, son fáciles y rápidas de

instalar, robustas y no precisan de mantenimiento, ya que no disponen de elementos

móviles ni de accionamientos o dispositivos susceptibles de estropearse.


Las estructuras a instalar en el tejado del edificio son carriles colocados a lo largo de

la cubierta sobre los cuales se fijarán los paneles utilizando tornillos tuerca.

El sistema de anclaje está formado por carriles HILTI de acero galvanizado en

caliente MQ-41, estos carriles están especialmente diseñados para sujetar paneles

fotovoltaicos:

Figura 10. Carril de sujeción Hilti

Los carriles se sujetan a la estructura de la nave mediante chapas que rodean las

correas. Los carriles y las chapas quedan unidos mediante tornillos que atraviesan la

cubierta del tejado. Estas chapas se encargan a un fabricante con unas medidas

concretas, en este caso, se ha elegido chapas de 8 mm de espesor, y al tratarse de

correas IPE 180, la longitud de las chapas será de 180 mm.

Todos los elementos estructurales son galvanizados en caliente o protegidos contra

intemperie por método equivalente. No se realizarán soldaduras ni taladros sobre las

estructuras después de estar galvanizadas. El montaje será con tornillería en acero

inoxidable cumpliendo la norma MV-106 sobre las piezas previamente diseñadas y con

los orificios de fábrica destinados a tal efecto, evitando de este modo la formación de

pares galvánicos y/o efectos de corrosión de la estructura.

La estructura deberá conectarse eléctricamente a una toma de tierra.


A continuación se muestra un dibujo simplificado de cómo sería el anclaje de los

carriles a las correas:

Figura 11. Detalle anclaje

1.1.5.2 Conexiones en CC

La conexión entre el campo de paneles y el inversor se realizará mediante líneas de

enlace, obteniéndose un sistema equilibrado en la entrada del inversor, precedido por

un cuadro eléctrico denominado Cuadro de Protecciones y Conexión en CC, en el que se

instalarán las protecciones necesarias de corriente continua (fusibles), y en la que se

unifican las diferentes ramas del campo fotovoltaico, quedando reducidas a tres pares

de cables (tres positivos y tres negativos) que entrarán directamente al inversor.

Los módulos fotovoltaicos disponen de cables de salida de cobre de 6 mm2 de

sección para la conexión entre ellos (formando de esta forma las distintas ramas), cada

rama se conduce por separado (conductor positivo y negativo) a lo largo del tejado de

la nave sobre rejiband para que esté bien ventilado y tapado con chapa para evitar la

degradación del mismo por la irradiación directa del sol. Este primer tramo atraviesa

todo el tejado y desciende hasta el Cuadro de Protecciones y Conexión en CC. El

segundo tramo discurre por el interior de la nave llevando seis cables (tres positivos y

tres negativos) de cobre de 25 mm2 sobre una bandeja desde el cuadro hasta el inversor.

Los cables que se utilizarán cumplirán la normativa vigente en cuanto a aislamiento

y grado de protección. En particular han de poseer un aislamiento mayor de 1.000 V y


serán de doble aislamiento (clase II). Los cables destinados a la interconexión de los

módulos fotovoltaicos, y de éstos con el Cuadro de Protecciones y Conexión en CC,

estarán protegidos contra la degradación por efecto de la intemperie. Los cables

tendrán una tensión asignada de tipo 0,6/1 kV, con aislamiento de polietileno

reticulado XLPE y cubierta de PVC. Todos los cables serán flexibles (clase 5) para evitar

tensiones y peligros de cizalladura, y el instalador deberá etiquetarlos e identificarlos

adecuadamente según los esquemas eléctricos, adoptándose un código de colores para

facilitar las labores de mantenimiento.

1.1.5.3 Cuadro de Protecciones y Conexión en CC

En este cuadro se instalan las protecciones necesarias de corriente continua

(fusibles), y se unifican las diferentes ramas del campo fotovoltaico.

El inversor dispone de tres entradas, por lo tanto será necesario unificar en tres (6

conductores), las 45 ramas (90 conductores) procedentes del campo fotovoltaico. Cada

una de estas entradas llevará por tanto asociada la potencia de 15 ramas del campo

fotovoltaico.

Además de unificar las ramas, este cuadro incluye las protecciones necesarias en

corriente continua para una instalación de este tipo. En los sistemas fotovoltaicos

conectados a la red resulta de aplicación el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

Como en cualquier otro tipo de instalación eléctrica de baja tensión, existe la

posibilidad de descarga eléctrica y/o cortocircuito.

El generador fotovoltaico funciona en unos valores de intensidad cercanos a la

corriente de cortocircuito, por tanto los cortocircuitos no son especialmente peligrosos

para los módulos fotovoltaicos, sin embargo si pueden serlo para el inversor. Como

medio de protección se incluyen fusibles en cada polo, que actúan como protección

contra sobrecargas.

Los fusibles serán los dispositivos encargados de interrumpir, por la fusión de uno o

varios de sus elementos concebidos para este fin, el circuito en el que han sido

instalados, cortando la corriente cuando ésta sobrepasa un determinado valor durante

un tiempo suficiente.


Se van a instalar dos fusibles por rama para el generador fotovoltaico, y para cada

15 ramas unificadas se instalará un interruptor, en total tres. Los fusibles se instalarán

en portafusibles homologados y tendrán las siguientes características:

Fusibles cilíndricos gG 22x58

Vn = 1000 V

In = 10 A

Poder de corte 80 kA

Los interruptores permiten aislar los inversores de los generadores en el lado de

continua. Tendrán las siguientes características:

Interruptor seccionador

Vn = 690 V

In = 100 A


1.1.5.4 Conexionado CA

Como se observa en el esquema unificar simplificado el cableado de corriente

alterna se va a dividir en tres tramos, el primero es el que va desde el inversor hasta el

Cuadro de Protecciones en CA, el segundo es el que une éste con el Cuadro General de

Protección y Medida. Ambos tramos transcurre por el interior de la nave. Y el tercer

tramo es el que une el Cuadro General de Protección y Medida con el punto de

entronque a la línea de baja tensión de la empresa suministradora, este tramo irá

enterrado por el exterior.

Para todos los tramos se utilizarán tres conductores de cobre unipolares de 150 mm2

de sección más un neutro de 70 mm2. Los dos primeros tramos transcurrirán por el

interior de la nave mediante bandeja. El último tramo transcurre por el exterior de la

nave a través de una zanja. Los cables que se utilizarán cumplirán la normativa vigente

en cuanto a aislamiento y grado de protección. El cableado será del tipo 0,6/1 kV con


aislamiento de polietileno reticulado XLPE y cubierta de PVC. Todos los cables serán

flexibles (clase 5) para evitar tensiones y peligros de cizalladura.

La acometida será subterránea con canalización entubada en todo el trazado.

Estarán constituidos por tubos termoplásticos, corrugados de polietileno, y

debidamente enterrados en zanja. Las características de estos tubos según el RBT serán

las siguientes:

El diámetro interior de los tubos será 1,5 veces el del cable y como mínimo de 100

mm.

En cada uno de los tubos se instalará un solo circuito y se evitará en lo posible los

cambios de dirección de los tubulares. En los puntos donde estos se produzcan,

se dispondrán arquetas registrables o cerradas, para facilitar la manipulación. Las

canalizaciones entubadas deberán quedar debidamente selladas por sus

extremos, a la entrada de la arqueta.

La zanja tendrá una anchura mínima de 45 cm, para la colocación de un tubo

recto de 180 mm de diámetro, aumentando la anchura en función del número de

tubos a instalar. Los tubos podrán ir colocados en uno, dos o tres planos y con

una separación entre ellos de 2 cm, tanto en su proyección vertical como

horizontal, la separación entre tubos y paredes de zanja será de 5 cm.

La profundidad de la zanja dependerá del número de tubos, pero será la

suficiente para que los situados en el plano superior queden a una profundidad

de 60 cm, tomada desde la rasante del terreno a la parte superior del tubo.

En el fondo de la zanja y en toda la extensión se colocará una solera de limpieza de 5

cm de espesor de hormigón H 175, sobre la que se depositarán los tubos dispuestos por

planos. A continuación se colocará otra capa de hormigón H 175 con un espesor de 10

cm por encima de los tubos y envolviéndolos completamente. Y por último, se hace el

relleno de la zanja, dejando libre el espesor del pavimento, para este rellenado se

utilizará hormigón H 175, evitando que se produzca discontinuidad del cimiento

debido a la colocación de las piedras, si no hay piedra disponible se utilizará hormigón

H 250.


El objeto de esta zona es servir de colchón y amortiguar las vibraciones. Después se

repondrá el pavimento, a ser posible del mismo tipo y calidad del que existía antes de

realizar la apertura.

1.1.5.5 Cuadro de Protecciones en CA

Los elementos de protección que se instalan en el Cuadro de Protecciones en CA

situado a la salida del inversor son el interruptor automático diferencial, y el

interruptor magnetotérmico.

El interruptor diferencial es un elemento destinado a la protección de las personas

contra los contactos indirectos. El interruptor diferencial mide la corriente que circula

por las fases y el neutro. Si ocurre una falta de en algún artefacto eléctrico, es decir, el

conductor de fase queda en contacto con alguna parte metálica (conductora), y se

origina una descarga a tierra, el interruptor diferencial detecta este desequilibrio y

actúa, desconectando el circuito.

Estas protecciones se caracterizan por su sensibilidad (corriente de operación), es

decir el nivel de corriente de fuga a partir del cual comienzan a operar, en este caso

tendrá una sensibilidad de 300 mA, al tratarse de conductores de fuerza. Es muy

importante recalcar que estas protecciones deben ser complementadas con un sistema

de puesta a tierra, pues de no ser así, el interruptor diferencial solo percibirá la fuga de

corriente en el momento en que el usuario toque la carcasa energizada de algún

artefacto, con lo que no se asegura que la persona no reciba una descarga eléctrica. En

este caso será tetrapolar con una corriente asignada de 200A, y poder de corte de 30

kA.

El interruptor magnetotérmico es un aparato de conexión capaz de cerrar e

interrumpir un circuito ante cualquier valor de la corriente hasta su poder de ruptura

último: Icu . Es el elemento más utilizado para proteger las instalaciones contra

cortocircuitos por tener un funcionamiento muy rápido, y por permitir el rearme

(cierre de nuevo del contacto superior), bien sea manual o eléctricamente, cada vez que

es necesaria su actuación para interrumpir la corriente de un circuito. Las

características del interruptor serán las siguientes:


Intensidad nominal: In = 200 A.

Tensión: U = 400 V.

Poder de corte: 100 kA.

1.1.5.6 Cuadro General de Protección y Medida

Como la acometida es subterránea se instalará en un nicho en pared, que se cerrará

con una puerta preferentemente metálica, con grado de protección IK 10, revestida

exteriormente de acuerdo con las características del entorno, disponiendo de una

cerradura o candado normalizado por la empresa suministradora. La parte inferior de

la puerta se encontrará a un mínimo de 30 cm del suelo.

En esta caja se instalará un seccionador de enclavamiento manual, accesible por

parte de la compañía distribuidora, para la desconexión de la instalación, así como un

contador de energía birideccional.

El contador debe ser birideccional (de Precisión 2 como mínimo) ya que en este tipo

de instalaciones es necesario medir exactamente los kWh inyectados a la red y los

consumidos por la instalaciones. Según el RD se establece que toda la energía

producida debe ser inyectada en la red (no tan sólo una parte o los excedentes). La

explicación es clara: El RD 661/2007 (ver Anexos) establece para este tipo de

instalaciones una prima durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha

(actualmente este valor es 0,44 € por kWh inyectado a la red), para que el nuevo

generador solar eléctrico obtenga una compensación económica en su inversión inicial.

En caso de que el generador solar eléctrico quisiera autoconsumir, estaría perdiendo la

diferencia de precio entre el kWh solar y el convencional, lo que haría inútil el concepto

de ayuda económica que el RD pretende introducir. Por esta razón el generador solar

nunca será autoproductor, simplemente es productor, mientras que se mantenga la

vigente prima establecida en niveles superiores al coste de la energía convencional. El

objetivo de esta legislación es conseguir un ahorro energético selectivo, aprovechando

al máximo la energía solar gratuita y limpia, en detrimento de la convencional, ya que

el objetivo es ahorrar energía y disminuir nuestra dependencia energética.


El contador debe llevar asociado en su origen su propia protección compuesta por

fusibles de seguridad. Estos fusibles se instalarán antes del contador y se colocarán en

cada uno de los hilos de fase que van al mismo, tendrán el poder de corte necesario y

estarán precintados por la empresa distribuidora.

1.1.5.7 Red de tierras

La puesta a tierra consiste en unir a la masa terrestre puntos de la instalación

eléctrica a través de una conexión eléctrica de baja resistencia. La toma de tierra de la

instalación estará constituida por:

Borne o punto de puesta a tierra, constituido por dispositivo de conexión

(regleta, borne) que permite la unión con los conductores de la línea de enlace y

principal de tierra.

Línea de enlace con tierra, formado por los conductores que unen el electrodo

con el punto de puesta a tierra.

Electrodo, masa metálica permanentemente en buen contacto con el terreno.

Figura 13. Toma de tierra

Según el RD 1663/2000, donde se fijan las condiciones técnicas para la conexión de

instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de BT, la puesta a tierra se realizará de

forma que no altere la de la compañía eléctrica distribuidora, con el fin de no transmitir

defectos a la misma.


Asimismo, las masas de la instalación estarán conectadas a una tierra independiente

de la del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento

electrotécnico de baja tensión.

La puesta a tierra consta de tres circuitos:

La tierra a la que se conectará el pararrayos o sistema de inhibición para

protección del campo fotovoltaico, a través de conductor de cobre desnudo de

sección 16 mm2.

La tierra a la que se conectarán todas las masas de la instalación fotovoltaica a

través de los conductores de protección de cobre aislado de sección de 6 mm2

que se llevan desde cada generador hasta la ubicación del inversor.

La tierra donde se conecta el inversor (para descarga de varistores y puesta a

tierra del chasis), Cuadro de Protecciones y Conexión en CC y Cuadro de

Protecciones en CA.

Los bornes de puesta a tierra de cada una de estas redes, que permiten las medidas

de resistencia de tierra, así como su desconexión, se situarán en un armario de tierras

situado en el Cuadro de Protecciones en CA. De éstos partirán las líneas de enlace con

tierra para su conexión a las diferentes picas de puesta de puesta a tierra. Éstas estarán

situadas próximas a la ubicación del inversor.

Para la correcta derivación de las faltas o corrientes no deseadas, las líneas de puesta

a tierra deberán formar una línea eléctricamente continua, sin intercalar seccionadores,

fusibles o interruptores.

Toda instalación eléctrica debe disponer de una protección o instalación de tierra

diseñada de forma que, en cualquier punto accesible del interior o exterior de la misma

donde las personas pueden circular o permanecer, éstas queden sometidas como

máximo a las tensiones de paso y contacto, durante cualquier defecto en la instalación

eléctrica.

El sistema de puesta a tierra estará formado por dos electrodos de cobre en forma de

varilla y por el conductor que los une. Dicho conductor, que también será de cobre,

tendrá una resistencia mecánica adecuada y ofrecerá una elevada resistencia a la

corrosión. Los empalmes y uniones con los electrodos deberán realizarse con medios


de unión apropiados que, aseguren la permanencia de la unión, no experimenten al

paso de la corriente calentamientos superiores a los del conductor y estén protegidos

contra la corrosión galvánica.


1.1.6 Tramitación de permisos

La tramitación de proyectos de energía solar fotovoltaica ante la administración

competente, viene marcada por lo establecido en las secciones 2ª y 3ª del Real Decreto

661/2007. En este Real Decreto, se determinan las primas a percibir por cada una de las

tecnologías que operan en el Régimen Especial de producción de energía eléctrica.

Los pasos a seguir para la correcta tramitación de una instalación fotovoltaica

conectada a red son los siguientes:

1. Solicitud de punto de conexión a red: contactar con Red eléctrica y/o la empresa

distribuidora de la zona para conocer la posibilidad del punto de acceso o no a

la red para la potencia total de la instalación planteada. La Compañía Eléctrica

evalúa las condiciones técnicas de conexión a la red en función de la

información contenida en el proyecto, estableciendo el punto de conexión con

carácter vinculante. El plazo aproximado de este trámite es de un mes. Será

necesario aportar la siguiente documentación:

Memoria resumen de la instalación; plano de ubicación, esquemas,

características de los módulos fotovoltaicos e inversores, etc.

Punto de conexión propuesto.

2. Autorización administrativa: se solicita al ministerio de industria o bien a la

autoridad competente de la comunidad autónoma. El plazo aproximado es de

tres meses. Se deben presentar los siguientes documentos:

Proyecto de diseño de la instalación fotovoltaica.

Documentación que acredite fehacientemente la titularidad de los

terrenos donde se implante la planta solar.

Comunicado del punto de enganche a la red pública.


3. Licencia de obra mayor: se solicita al ayuntamiento u oficina técnica local. El

plazo máximo de este trámite es tres meses. Requiere los siguientes

documentos:

Proyecto de la instalación

Proyecto de seguridad y salud y la hoja de encargo del Técnico

facultativo.

Autorización administrativa de industria.

4. Condición de instalación de producción de energía eléctrica acogida al régimen especial

e inscripción previa en el R.P.R.E (Registro de productores de régimen especial): se

solicita al ministerio de industria o bien a la autoridad competente de la

comunidad autónoma. Plazo de aproximadamente menos de un mes. Se deben

presentar los siguientes documentos:

Evaluación energía.

Principales características técnicas y de funcionamiento de la

instalación.

Memoria resumen.

Autorización administrativa de industria.

5. Contrato de venta de energía en régimen especial: se solicita a la compañía eléctrica

suministradora de la zona. Plazo de dos semanas aproximadamente. Se debe

presentar la siguiente documentación:

Carta de concesión de Punto de conexión a la Red de Distribución

Eléctrica.

Autorización administrativa de la instalación.

Inscripción previa en el R.P.R.E.

6. Autorización de puesta en servicio: se solicita al ministerio de industria o bien a la

autoridad competente de la comunidad autónoma. El plazo aproximado es de

un mes. Se precisan los siguientes documentos:


Certificado de dirección de obra.

Certificado de instalación extendido por instalador eléctrico de baja

tensión especialista en instalaciones generadoras de baja tensión.

Una vez cumplidos todos los puntos anteriores de este documento se podrán

realizar los siguientes. Los puntos 7, 8 y 9 se solicitarán de una sola vez, y el plazo

será de un mes como máximo:

7. Conexión a la red: se debe presentar la siguiente documentación al

Departamento de ATR y Régimen especial:

Carta de solicitud de conexión a red, primera verificación y emisión

de certificado de cumplimiento R.P.M.

Autorización de Puesta en Servicio.

Certificado de instalación en baja tensión.

Inscripción previa en el R.P.R.E.

Protocolo de pruebas o ensayos de contadores emitido por el

fabricante.

Proyecto de instalación.

8. Verificación de equipos de medida: cumplir con el punto anterior.

9. Emisión de certificado de cumplimiento.

10. Inscripción definitiva en el R.P.R.E. : se solicita al ministerio de industria o bien a

la autoridad competente de la comunidad autónoma. Plazo máximo de un mes.

Documentación a presentar:

Contrato de compraventa de energía con la empresa distribuidora.

Documento de opción de venta de la energía.

Certificado del encargado de la lectura.

Acta de inspección (autorización de puesta en servicio).


1.1.7 Estudio de producción

Para poder analizar la viabilidad del proyecto, previamente se realiza un estudio

estimado de la producción energética del mismo.

Para estimar la energía que generará la instalación al cabo del mes (Eg), se utiliza la

siguiente expresión:

Eg = P · H · 0,2778 · K · PRG · días [ kWh]

P [kW] : potencia pico total instalada, 108 kWp.

H [MJ/m2] : Energía que incide sobre un metro cuadrado de superficie horizontal en

un día medio de cada mes. Este valor se obtiene para cada zona de España de las tablas

del curso de instalaciones de energía solar editado por Censolar. En nuestro caso los

datos son los correspondientes a la provincia de Cáceres.

0,2778 : Factor de conversión de medidas, utilizado para pasar de MJ a kWh. Esta

relación es la siguiente:

1MJ = 0,2778 kWh

K : Factor de corrección para superficies inclinadas. Representa el cociente entre la

energía total incidente en un día sobre una superficie orientada hacia el ecuador e

inclinada un determinado ángulo y otra horizontal. En nuestro caso el factor K será el

correspondiente a una latitud de 40º y una inclinación de los paneles de 20º.

PRG : Performance Ratio Global. Se trata de un coeficiente que tiene en cuenta las

pérdidas de los diferentes componentes de la instalación por diferentes causas, cada

una de ellas con su propio coeficiente como se explica a continuación:

PRG = Fs · Fpol · Fcc · Fca · Fd · Finv · Ft

Fs: Factor de rendimiento por sombreado. Representa las pérdidas de radiación

solar que experimenta una superficie debido a sombras circunstanciales.


Fpol: Factor de rendimiento por polución ambiental. Este coeficiente indica las

pérdidas que se pueden producir al acumularse la suciedad sobre el panel, esto

es especialmente grave en grandes urbes y zonas industriales con grandes

emisiones a la atmósfera. En nuestro caso consideraremos este factor bastante

pequeño al encontrarse en una zona rural con polución ambiental mínima.

Fcc: Factor de rendimiento por pérdidas en conductores de corriente continua.

Fca: Factor de rendimiento por pérdidas en conductores de corriente alterna.

Fd: Factor de rendimiento por dispersión de parámetros en módulos. Este factor

mide la disminución de rendimiento debido a la desviación respecto del punto

de máxima potencia de cada panel. Los paneles fotovoltaicos presentan unas

curvas de funcionamiento en función de la tensión y de la instensidad, existe un

punto en el que la potencia es máxima, pero lógicamente es muy difícil que todos

los paneles trabajen en esas condiciones ya que la resistencia exterior está fijada

por las características propias del circuito, y las condiciones de temperatura y de

intensidad radiante no son constantes.

Finv: Factor de rendimiento del inversor. La eficacia del inversor está definida

como la relación entre éste entrega al exterior y la potencia que el convertidor

extrae de los paneles en función de la carga, esta eficacia depende por tanto del

valor de la potencia de salida. Además la eficacia del inversor también se ve

afectada por la temperatura ambiente, lógicamente a medida q aumenta la

temperatura exterior el rendimiento disminuye.

Ft: Factor de rendimiento por pérdidas por temperatura en módulos. Las

pérdidas por temperatura dependen de la diferencia entre la temperatura de los

módulos y los 25ºC de las condiciones estádar de medida. La potencia del panel

disminuye aproximadamente un 0,5% por cada grado de aumento de la

temperatura de la célula por encima de los 25ºC. El voltaje disminuye a razón de

2,3·10-3 V por cada célula que contenga el panel y por cada grado centígrado de

aumento de temperatura de la célula por encima de los 25ºC. La corriente

aumenta a razón de 15·10-6 A por cada centímetro cuadrado de área de las células

y grado centígrado de aumento de la temperatura por encima de 25ºC. Por tanto

el rendimiento por pérdidas por temperatura es menor durante los meses de

verano que durante los de invierno.


En la siguiente tabla se muestra la predicción de producción de energía eléctrica

mensual y anual para la instalación:

P [kW] PRG H [MJ/m2·dia] K DIAS Eg [kWh]Enero 108 0,783 6,8 1,25 31 6.193

Febrero 108 0,778 10 1,2 28 7.848Marzo 108 0,759 14,7 1,14 31 11.835Abril 108 0,759 19,6 1,08 30 14.468Mayo 108 0,751 22,1 1,03 31 15.900Junio 108 0,741 25,1 1,02 30 17.078Julio 108 0,733 28,1 1,03 31 19.726

Agosto 108 0,741 25,4 1,09 31 19.084Septiembre 108 0,743 19,7 1,17 30 15.407

Octubre 108 0,759 12,7 1,26 31 11.302Noviembre 108 0,783 8,9 1,32 30 8.275Diciembre 108 0,783 6,6 1,3 31 6.245

Anual 200 365 153.360

Tabla 3. Predicción de producción de energía

02000400060008000

100001200014000160001800020000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mes del año

Figura 14. Producción mensual en kWh


1.1.8 Bibliografía

[IDAE03] Instituto para el Ahorro y la Diversificación Energética (IDAE).

“ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA”. Año 2003

[CHAC00] F. Julián Chacón de Antonio. “ELECTROTECNIA”. ICAI,

Departamento de Electrotecnia y Sistemas. Año 2000.

[CENS04] Censolar. “CURSO PROGRAMADO. INSTALACIONES DE ENERGÍA

SOLAR. TOMO I, II, V. SISTEMAS DE CONVERSIÓN ELECTRICA”. Progensa.

Tercera Edición. Año 2004.

[REBT02] “REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO DE BAJA TENSIÓN” (RD

842/2002 de 2 de agosto de 2002). 2ª Edición. Editorial Thomson Paraninfo.

[ORTI02] Luis Ortiz Berrocal. “RESISTENCIA DE MATERIALES”. Editorial

McGrawHill. 2ª Edición.

Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red desarrollado

por el IDAE.

Plan de Ahorro y Eficiencia Energética 2008-2012.

PER 2005-2010

http://www.idae.es/

http://www.cne.es/

http://www.censolar.es/

http://www.atersa.com/

http://www.isofotón.com/

http://www.asif.org/

El valor total de la ejecución del proyecto es: 678.555 €

Madrid, Junio 2008

1.2CÁLCULOS

Índice

ÍNDICE

1.2 CÁLCULOS

1.2.1 Cálculos eléctricos ......................................................................................38

1.2.1.1 Criterios generales para el cálculo de secciones 38

1.2.1.2 Cableado de corriente continua 39

1.2.1.3 Cableado de corriente alterna 42

1.2.1.4 Características de los cables 45

1.2.1.5 Protecciones 47

1.2.1.6 Red de tierras 51

1.2.2 Cálculos estructurales ................................................................................55

1.2.3 Cálculos media tensión..............................................................................68

Cálculos 38

1.2.1 Cálculos eléctricos

1.2.1.1 Criterios generales para el cálculo de las secciones

Para determinar las características del cable a emplear en los distintos tramos de la

instalación se deben seguir las especificaciones del Reglamento de Baja Tensión y del

pliego de bases generales de este proyecto.

Para realizar este cálculo vamos a seguir dos criterios, el criterio de caída de tensión

y el criterio térmico, que limita la máxima intensidad admisible por el cable.

El pliego establece unos límites máximos de caída de tensión distintos para

instalaciones de corriente continua y alterna, dichos límites son los siguientes:

Máxima caída de tensión admisible en la parte de CC: 1,5%

Máxima caída de tensión admisible en la parte de CA: 2,0%

El Reglamento de Baja Tensión fija unas determinadas intensidades máximas para

cada sección de cable. Tal y como establece el artículo 5 de la ITC-BT-40, los cables de

conexión estarán dimensionados para una intensidad del 125% de la máxima

intensidad de la línea, tanto para el cableado de continua como para el de alterna.

A partir de estos límites se pueden obtener las secciones mínimas que debe tener

nuestra instalación, en función de la potencia a transportar y de la longitud de la línea.

Se debe minimizar todo lo posible la longitud del cable a utilizar, procurando que las

distancias entre los paneles y el inversor sean lo menores posible.

Para escoger el cable será necesario además tener en cuenta para dicha sección y

dicho material, la temperatura máxima admisible y la intensidad de cortocircuito.

Cálculos 39

1.2.1.2 Cableado de corriente continua

Para el cálculo del cable de continua debemos tener en cuenta en primer lugar la

configuración de la instalación, distinguiendo dos tramos, el primero es el que conecta

los paneles entre sí, y éstos con el Cuadro de Protecciones y Conexión en CC, y el

segundo tramo es el que une este cuadro con el inversor.

El generador fotovoltaico se compone de 45 ramas de 12 módulos en serie, cada

rama se conducirá por separado hasta el Cuadro de Protecciones y Conexión en CC

donde se ubicarán los elementos de protección de la línea para posteriormente conectar

las tres ramas principales al inversor.

Se representa de forma esquemática:

Figura 15. Esquema de tramos de cableado de c.c.

1.2.1.2.1 Criterio térmico

Para el dimensionamiento del cable en función de la intensidad máxima admisible

se va a considerar el 125% de la intensidad máxima que va a transportar el la línea de

corriente continua. Para cada rama del generador fotovoltaico esta intensidad es la de

cortocircuito, al estar conectados en serie los módulos, la intensidad de cortocircuito es

la de cada panel (4,7 A). Los tres cables que van desde el Cuadro de Protecciones y

Conexión en CC hasta el inversor van a recibir 15 ramas en paralelo cada uno, luego la

intensidad de cortocircuito para este caso se estima 15 veces la de cortocircuito de cada

panel, es decir 70,5 A. Las intensidades de cálculo son:

Cálculos 40

Ramas: IB = 1,25 · Isc = 1,25 · 4,7 = 5,875 A

Cuadro – inversor: IB = 1,25 · Isc = 1,25 · 70,5 = 88,125 A

Siendo:

IB = Intensidad de diseño

Isc = Intensidad de cortocircuito

El primer tramo discurre sobre rejiband por el tejado para que esté bien ventilado y

tapado con chapa para evitar la degradación del mismo por la irradiación directa del

sol. Este tramo atraviesa todo el tejado y desciende hasta el Cuadro de Protecciones y

Conexión en CC. El segundo tramo discurre por el interior de la nave llevando los

cables sobre una bandeja desde el Cuadro hasta el inversor.

En el RBT ITC-07 se establece que en ciertas condiciones de instalación, como cables

instalados al aire o en galerías pequeñas o canalillos, en los que no hay una eficaz

renovación del aire, se debe aplicar un factor de corrección, que en este caso es 0,8. De

forma que la intensidad de cálculo queda:

AI

I BB 344,7

8,0´

Las secciones que cumplen estos requisitos, según el RBT ITC-07, son las que se

muestran a continuación:

S = 6 mm2 para las ramas

S = 25 mm2 para el cableado caja de conexión - inversor

1.2.1.2.2 Criterio de la caída de tensión

La caída de tensión ΔV es, por definición, la diferencia aritmética entre la tensión de

alimentación VA y la tensión en bornes de la carga VB:

%5,1 BA VVV

Cálculos 41

Habitualmente la caída de tensión se expresa en tanto por ciento de la tensión en

bornes de la carga:

100

BV

Vv

Se define la caída de tensión en una línea de corriente continua:

S

LIV

2

v = caída de tensión en la línea en %

ΔV = caída de tensión absoluta (V)

VB = tensión en bornes de la carga

S = sección del conductor (mm2)

ρ = resistividad del cobre( 0,01725 Ω · mm2 / m)

L = longitud de la línea (m)

I = intensidad (A)

Se va a comprobar que las secciones anteriormente calculadas cumplen con el

criterio de caída de tensión, es decir, que la caída de tensión desde el panel fotovoltaico

más alejado del inversor hasta el inversor no supera los 8,3 V que corresponden al 1,5%

de la máxima caída de tensión que hemos tomado como referencia. Para el cálculo de la

caída de tensión tomamos los valores de funcionamiento de los paneles en el punto de

máxima potencia:

Impp = 4,35 A

Vmpp = 46,08 · 12 = 552,96 V

Tramo ramas:

En este primer tramo la distancia del panel más alejado del inversor es 110 metros,

de forma que la caída de tensión para la sección de 6 mm2 calculada antes es:

VS

LIV 75,2

6

01725,011035,422

Cálculos 42

%497,010008,4612

75,2100

BV

Vv

Tramo Cuadro de Protecciones y Conexión en CC – inversor:

Para este tramo la longitud de diseño es 5 metros, la intensidad es la suma de las 15

ramas que recibe este cable, por lo tanto la caída de tensión para la sección de 25 mm2

calculada antes es:

VS

LIV 45,0

25

01725,0525,6522

%08,010008,4612

45,0100

BV

Vv

Por tanto la caída de tensión total en el cableado de corriente continua para la rama

más desfavorable será la siguiente:

V = 2,75 + 0,45 = 3,2 V → < 8,3 V

v = 0,497% + 0,08% = 0,577% → < 1,5 %

De forma que las caídas de tensión entran dentro de los límites establecidos y

podemos tomar como buenas las secciones anteriores.

1.2.1.3 Cableado de corriente alterna

El tramo de instalación que parte del inversor hasta la conexión con la línea de baja

tensión de la empresa distribuidora se realiza en corriente alterna trifásica. La tensión

de esta conexión es de 400V, el esquema de este tramo es el siguiente:

Cálculos 43

Figura 16. Esquema de tramo de c.a.

Como podemos observar en el esquema el cableado de corriente alterna se va a

dividir en tres tramos, el primero es el que va desde el inversor hasta la Caja de

Protecciones en CA, el segundo es el que une ésta con el Cuadro General de Protección

y Medida. Ambos tramos transcurre por el interior de la nave. Y el tercer tramo es el

que une el Cuadro General de Protección y Medida con el punto de entronque al

transformador, este tramo irá enterrado por el exterior. En los tres tramos la sección del

cable será la misma. La corriente de diseño la calculamos considerando la máxima

potencia del generador fotovoltaico:

AU

PI

L

L 2,1739,04003

108000

cos3

1.2.1.3.1 Criterio térmico

Para el dimensionamiento del cable en función de la intensidad máxima admisible

se va a considerar el 125% de la intensidad de máxima potencia que va a transportar la

línea. En todo el tramo de corriente alterna se utilizarán tres cables unipolares (más el

neutro), los cuales irán sobre una bandeja por el interior de la nave, y enterrados en el

tramo que va por el exterior, a este último tramo hay que aplicarle un factor de

corrección según la ITC-07 de 0,64.

Cálculos 44

Por tanto la intensidad de cálculo es:

AI B 29,33864,0

2,17325,1

La sección que cumple con estos requisitos según la ITC-07 es:

S = 150 mm2

Para esta sección por fase corresponde una sección para el neutro de 70 mm2.

1.2.1.3.2 Criterio de la caída de tensión

La caída de tensión de la línea entre fases es √3 veces la caída de tensión por fase:

cos3 IRV L

ΔV = caída de tensión compuesta (V)

RL = resistencia de una fase de línea (Ω)

IL = corriente eficaz que recorre cada conductor (A)

Cos φ = f.d.p. de los receptores, se considerará cos φ = 0,9

Sustituyendo la resistencia por su expresión algebraica obtenemos la expresión de la

caída de tensión:

S

LIV L cos3

Se va a comprobar que la sección anteriormente calculada cumple el criterio de

caída de tensión, es decir, que la caída de tensión no supera los 8 V que corresponden

al 2% de la tensión de línea (400 V). Para ello tomamos como longitud de diseño 25

metros.

VS

LIV L 776,0

150

9,001725,0252,1733cos3

Y por tanto la caída de tensión porcentual referenciado a la tensión en la caja de

conexión:

Cálculos 45

%194,0100400

776,0100

BV

Vv

La caída es por tanto menor del 2% máximo que exige la norma, y por tanto la

sección calculada anteriormente es correcta. A continuación se muestra un esquema

simplificado en el que se señalan las secciones del cableado:

Figura 17. Esquema de secciones de cableado.

1.2.1.3 Características de los cables

Según indica la normativa para este tipo de instalaciones el cableado será de doble

aislamiento, en este caso el conductor elegido será de cobre, con aislamiento de

polietileno reticulado (XLPE), con cubierta de PVC (policloruro de vinilo), tipo RV

0,6/1 kV.

De esta forma para cada tramo tendremos:

Cálculos 46

Tramo 1 C.C. Cable Cu RV 0,6/1kV 2 x 6 mm2

Tramo 2 C.C. Cable Cu RV 0,6/1kV 2 x 25 mm2

Tramo C.A. Cable Cu RV 0,6/1kV 3 x 150 + 1 x 70 mm2

Tabla 4. Tipo de cable para cada tramo

Temperatura máxima admisible:

Las intensidades máximas admisibles en servicio permanente dependen en cada

caso de la temperatura máxima que el aislamiento pueda soportar sin alteraciones de

sus propiedades eléctricas, mecánicas o químicas. Esta temperatura es función del tipo

de aislamiento y del régimen de carga.

En la siguiente tabla se especifican las temperaturas máximas admisibles, en servicio

permanente y en cortocircuito para el tipo de cable seleccionado:

Temperatura máxima ºCTipo de

Aislamiento secoServicio permanente Cortocircuito t < 5s

Polietileno reticulado (XLPE) 90 250

Tabla 5. Temperatura máxima, en ºC, asignada al conductor

Intensidad máxima admisible:

La siguiente tabla muestra la intensidad máxima admisible, en amperios, en servicio

permanente para cables con conductores de cobre en instalaciones canalizadas, y la

intensidad calculada para cada tramo de nuestra instalación:

Cálculos 47

Tramo Sección nominal mm2 Intensidad máxima (A)

(XLPE)

Intensidad de diseño

(A)

Tramo 1 C.C. 6 mm2 46 7,344

Tramo 2 C.C. 25 mm2 120 88,125

Tramo C.A. 150 mm2 385 338,29

Tabla 6. Intensidades máximas admisibles

Intensidades de cortocircuito admisibles:

En la siguiente tabla se indica las densidades de corriente de cortocircuito

admisibles (A/mm2) en los conductores de cobre de los cables aislados, en función de

los tiempos de duración del cortocircuito.

Duración del cortocircuito en segundoTipo de

aislamiento0,1 0,2 0,3 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0

XLPE 449 318 259 201 142 116 100 90 82

Tabla 7. Densidad de corriente de cortocircuito en A/mm2

1.2.1.5 Protecciones

Las protecciones eléctricas se pueden definir como el conjunto de equipos

necesarios para la detección y eliminación de los accidentes en los sistemas o

instalaciones eléctricas.

1.2.1.5.1 Protecciones frente a sobrecargas y cortocircuitos

Sobrecarga es el exceso de intensidad en un circuito, debido a un defecto de

aislamiento, una avería o una demanda excesiva de carga. Una sobrecarga no

despejada a lo largo del tiempo puede degenerar en cortocircuito.

Cálculos 48

El efecto principal de una sobrecarga es el calentamiento de los conductores a

temperaturas no admisibles, provocando el deterioro de los mismos y de sus aislantes,

y reduciendo su vida útil.

Las características del equipo de protección contra sobrecarga deberá cumplir con

las siguientes dos condiciones:

Isc ≤ In ≤ Ica Icd ≤ 1.45 · Ica

Isc: Intensidad de dimensionamiento del circuito.

In: Intensidad nominal del interruptor automático.

Ica: Intensidad de carga admisible del cable.

Icd: Intensidad de desconexión.

Cortocircuito es la unión de dos o más conductores o partes de un circuito eléctrico,

con una diferencia de potencial entre sí a través de una pequeña impedancia. El origen

suele estar en una conexión incorrecta o en un defecto de aislamiento.

La norma IEC 60364 establece que la protección contra cortocircuitos deberá estar

diseñada para limitar los esfuerzos de origen térmico y dinámico al mínimo, debiendo

detectarlos y despejarlos en milisegundos.

El equipo de protección contra cortocircuitos deberá cumplir con las siguientes

condiciones:

- La energía de paso (intensidad de disparo por cortocircuito al cuadrado por el

tiempo de despeje) deberá ser menor que la Icu (máxima intensidad de cortocircuito

soportada por el cable)

- La capacidad de corte del interruptor o del fusible (poder de corte Icc) deberá ser

mayor que la Intensidad de cortocircuito máxima en el lugar donde se instale la

protección.

Según la norma EN60269 se deberá cumplir:

I2· t ≤ Icu Icu = k2· S2

Cálculos 49

Icu: Poder de corte, máxima capacidad de cortocircuito.

k: Valor de corrección del material (115 para conductores de Cu).

S: Sección del conductor en mm2.

En el circuito de corriente alterna el valor de la corriente de cortocircuito debe ser

indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión, ante la falta de este

dato, se estimará un valor según la guía técnica de aplicación de BT del Ministerio de

Ciencia y Tecnología. Se estimará una intensidad máxima de cortocircuito trifásico de

25kA.

Para la parte de corriente continua los encargados de proteger la instalación frente a

sobrecargas y cortocircuitos serán los fusibles y los interruptores ubicados en el

Cuadro de Protecciones y Conexión en CC. Las características de los fusibles se

muestran a continuación:

Para el cableado de 6 mm2:

Fusibles cilíndricos gG 22x58

Vn = 1000 V

In = 10 A


Isc ≤ In ≤ Ica → 4,35 ≤ 10 ≤ 46

Para el cableado de 25 mm2:

Interruptores de CC

Vn = 690 V

In = 100 A


Isc ≤ In ≤ Ica → 65,25 ≤ 100 ≤ 120

Para la parte de corriente alterna el encargado de proteger la instalación frente a

sobrecargas y cortocircuitos será el interruptor magnetotérmico que se encuentra en el

Cálculos 50

Cuadro de Protecciones de CA. Las características del interruptor se muestran a

continuación:

Intensidad nominal: In = 200 A.

Tensión: U = 400 V.

Poder de corte: 100 kA.

Isc ≤ In ≤ Ica → 173,2 ≤ 200 ≤ 385

Además del interruptor magnetotérmico se instalará un interruptor automático

diferencial como respaldo del anterior para que actúe en caso de faltas a tierra

(protección contra contactos indirectos). Será de una corriente asignada mayor que el

magnetotérmico, 200 A, con una sensibilidad de 300 mA, y un poder de corte de 30kA.

1.2.1.5.2 Protecciones frente a sobretensiones

Sobretensión transitoria es la elevación del valor de la tensión a valores muy

elevados durante un transitorio de pocos milisegundos, causados, fundamentalmente,

como consecuencia de las descargas atmosféricas, conmutaciones de redes y defectos

de las mismas.

La incidencia que la sobretensión puede tener en la seguridad de las personas,

instalaciones y equipos, así como su repercusión en la continuidad del servicio es

función de:

- La coordinación del aislamiento de los equipos.

- Las características de los dispositivos de protección contra sobretensiones, su

instalación y su ubicación.

- La existencia de una adecuada red de tierras.

La ITC-BT 23, establece los niveles de tensión soportada a impulso para los distintos

equipos de BT, y los requerimientos de protecciones contra sobretensiones.

Cálculos 51

En este caso las protecciones necesarias contra sobretensiones están incluidas en la

aparamenta del inversor elegido para esta instalación.

1.2.1.6 Red de tierras

Según el RD 1663/2000, donde se fijan las condiciones técnicas para la conexión de

instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de BT, la puesta a tierra se realizará de

forma que no altere la de la compañía eléctrica distribuidora, con el fin de no transmitir

defectos a la misma.

Asimismo, las masas de la instalación estarán conectadas a una tierra independiente

de la del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento

electrotécnico de baja tensión.

El interruptor automático diferencial (protección contra contactos indirectos) es el

encargado de detectar las faltas a tierra y por tanto sus características determinan cual

debe ser el valor máximo de la resistencia de tierra. En este caso el interruptor tiene

una sensibilidad a la corriente de 300 mA, y la resistencia de la puesta a tierra debe

cumplir la siguiente expresión:

S

LB I

VR

Siendo:

RB : resistencia de la toma de tierra

VL : es la tensión límite de seguridad (50 V según RBT ITC-BT-18)

IS : sensibilidad del equipo de protección.

Por tanto la resistencia de puesta a tierra debe ser menor de 166Ω.

El sistema de puesta a tierra estará formado por dos electrodos de cobre en forma de

varilla y por el conductor que los une.

Cálculos 52

1.2.1.6.1 Diseño de los electrodos

Como electrodos se van a utilizar dos picas de cobre de 2 metros de longitud y 14

mm de diámetro. Estas picas se unirán entre sí mediante un conductor de tierra de

cobre, asegurando de esta manera la equipotencialidad de la misma para la planta y

mejorando su resistencia.

Para el cálculo de la resistencia de toma de tierra, se va a suponer que la tierra está

formada exclusivamente por picas enterradas. De esta forma y según el RBT ITC-BT-

18, la resistencia se obtiene con la fórmula:

LRB

Siendo:


ρ : resistividad del terreno (500 Ω · m según RBT ITC-BT-18 para un terreno

cultivable poco fértil).

L : longitud de la pica.

Por lo tanto, con la toma de tierra definida la resistencia que se obtiene es:

2502

500BR

Para el caso de la resistencia de la puesta a tierra de una instalación formada por

varias picas enterradas unidas entre sí se utilizará la siguiente expresión:

1

1

ln2

ln)(2)2(

)2(ln

2

n

B Dn

LhDn

h

Lh

hLnLha

Lah

nLR

Siendo:



cultivable poco fértil)

L : longitud de la pica en metros = 2

Cálculos 53

a : radio de la pico en metros = 0,007

n : número de picas = 2

h : es la profundidad de enterramiento de la cabeza de las picas en metros = 0,5

Dn : separación en metros de cada pica = 10

Sustituyendo estos valores se obtiene que RB = 86,3 Ω.

1.2.1.6.2 Diseño del conductor de tierra

La toma de tierra se va a realizar unificando la tierra de todos los elementos que

conforman la instalación fotovoltaica. La resistencia máxima de la misma, y debido a la

sensibilidad del equipo de protección contra contactos indirectos, es de 166 Ω tal y

como se ha calculado anteriormente.

En la instrucción ITC-BT-18, se especifica las secciones que deben tener los

conductores de protección en función de la sección de los conductores de fase de la

instalación:

Sección de los conductores de fase de la

instalación S (mm2)

Sección mínima de los conductores de protección

Sp (mm2)

S ≤ 16 Sp = S

16 < S ≤ 35 Sp = 16

S > 35 Sp = S/2

Tabla 8. Sección mínima conductores de protección

Para nuestro caso, al tener un cableado de sección 150 mm2 para la parte de

corriente alterna, la sección de los conductores de tierra será de 70 mm2 para esta

parte, y de 16 mm2 para la parte de continua. El conductor será cobre desnudo, tal y

como marca el pliego de bases generales.

Cálculos 54

La línea principal de tierra irá directamente enterrada en el suelo, por lo tanto se

considera que forma parte de electrodo. La resistencia de puesta a tierra para este

tramo se calcula mediante la siguiente fórmula (RTB ITC-BT-18):

LRB

2

Siendo:



cultivable poco fértil).

L : longitud del conductor enterrado = 15 m

Así, obtenemos una resistencia de puesta a tierra para la línea principal de tierra de

66,6 Ω, que sumada a la resistencia de las picas hace un total de 153 Ω < 166 Ω .

Cálculos 55

1.2.2 Cálculos estructurales

En este apartado se va a realizar un análisis en detalle de la estructura de la nave

industrial, con el fin de determinar si el diseño original de la estructura soporta sin

problemas las nuevas cargas a que será sometida debido a la colocación de los paneles

y del sistema de anclaje de éstos.

El sistema de anclaje está formado por carriles HILTI de acero galvanizado en

caliente MQ-41, estos carriles están especialmente diseñados para sujetar paneles

fotovoltaicos:

Figura 17. Carril de sujeción Hilti

Los carriles se sujetan a la estructura de la nave mediante chapas que rodean las

correas. Los carriles y las chapas quedan unidos mediante tornillos que atraviesan la

chapa del tejado. Estas chapas se encargan a un fabricante con unas medidas concretas,

en este caso, se ha elegido chapas de 8 mm de espesor, y al tratarse de correas IPE 180,

la longitud de las chapas será de 180 mm.

A continuación se muestra un dibujo simplificado de cómo sería el anclaje de los

carriles a las correas:

Cálculos 56

Figura 18. Detalle anclaje

Se puede ver con más detalle este anclaje en el Plano nº 7.

Para realizar el análisis estructural se van a tener en cuenta las cargas con las que se

diseñó la estructura y las nuevas cargas que aparecen como consecuencia de la

instalación fotovoltaica. Por tanto en primer lugar calculamos la carga total que

soportará la estructura:

Peso cubierta tipo sándwich: 0,18 kN/m2

Peso módulos fotovoltaicos: 540 uds x 22 kg/ud = 11880 kg

Peso carriles de sujeción: 1170 m x 2,13 kg/m = 2492 kg

Teniendo en cuenta que las dimensiones de la cubierta son 100 m de largo y 17 m de

ancho (cada lado), y que por tanto la superficie total es de 1700 m2, tenemos la

siguiente carga distribuida:

Módulos fotovoltaicos: 0,07 kN/m2

Carriles de sujeción: 0,0146 kN/m2

Además de estas cargas permanentes, debemos tener en cuenta las acciones

variables, fundamentalmente las de viento y nieve. Según el Documento Básico SE-AE

de Acciones en la Edificación se obtienen las siguientes cargas:

Viento:

La distribución y el valor de las presiones que ejerce el viento sobre un edificio y

las fuerzas resultantes dependen de la forma y de las dimensiones de la

Cálculos 57

construcción, de las características y de la permeabilidad de su superficie, así

como de la dirección, de la intensidad y del racheo del viento.

La acción del viento, en general una fuerza perpendicular a la superficie de cada

punto expuesto, o presión estática qe, puede expresarse como:

pebe ccqq ·

Siendo:

qe: presión dinámica del viento. En este caso se adopta un valor de

0,5kN/m2, en función del emplazamiento de la nave.

ce: coeficiente de exposición, variable con la altura del punto

considerado, en función del grado de aspereza del entorno donde se

encuentra ubicada la instalación. En este caso se ha tomado un valor de

para el coeficiente de ce = 2.

cp: coeficiente eólico o de presión. En este caso se toma el caso más

desfavorable, es decir, cp = 0,36.

De esta forma obtenemos una carga de viento de: qe = 0,36 kN/m2.

Nieve:

Como valor de carga de nieve por unidad de superficie en proyección horizontal

puede tomarse:

·kn sq

µ: coeficiente de forma de la cubierta (µ = 1)

sk: valor característico de la carga de nieve sobre un terreno horizontal

(sk = 0,4 kN/m2 para Cáceres).

De esta forma obtenemos una carga de nieve de: qn = 0,4 kN/m2

Cálculos 58

Una vez consideradas todas las cargas se obtiene una resultante de carga distribuida

para la cubierta:

qtotal = 1 kN/m2

Con este dato se pueden comenzar a calcular las solicitaciones en las correas y

pórticos de la nave industrial. El análisis se centrará en calcular el tramo más

desfavorable, una vez comprobado que éste soporta sin problema los esfuerzos, se

puede afirmar que toda la cubierta está acondicionada para ejecutar la instalación.

La cubierta en la que se ubicará la instalación fotovoltaica consta de 6 correas,

perfiles IPE 180, por tanto se debe comprobar si en el tramo más desfavorable dichas

correas soportan el peso, y posteriormente se comprueba si el pórtico sobre el que se

apoyan las correas soporta los esfuerzos. Para ver con más claridad la configuración de

la nave mirar el plano 6.

Utilizando el prontuario de perfiles laminados se obtiene el siguiente momento

flector para las correas:

Mf = 3675 kg· m

σ = Mf/W (σ = 2600 kg/cm2) → W = 141,3 cm3

El perfil de acero laminado IPE 180 tiene una W = 146 cm3 por tanto las correas

soportan el esfuerzo.

Del mismo modo se calculan los esfuerzos para los pórticos que soportan las

correas:

Mf = 34483 kg· m

σ = Mf/W (σ = 2600 kg/cm2) → W = 360 cm3

El perfil de acero laminado IPE 330 tiene una W = 801 cm3 por tanto el pórtico

soporta el esfuerzo.

Por tanto la estructura soportará sin problemas el peso añadido por la instalación

fotovoltaica.

A continuación se muestran los resultados obtenidos mediante un programa

informático de cálculo de estructuras:

Cálculos 59

M etal 3D

1.- Nudos

Coordenadas (m) CoaccionesNudos

X Y Z DX DY DZ GX GY GZ V0 EP DX/DY/DZ Dep.Vínculos

123456789

1011121314

-32.000-32.000-32.000-30.006-24.000-24.000-16.000-16.000

-8.000-8.000-2.0000.0000.0000.000

0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

0.0008.000

10.00010.158

0.00010.59110.59111.182

0.00010.59110.147

0.0008.000

10.000

X---X---X--X--

X---X---X--X--

X---X---X--X--

X---X---X--X--

X---X---X--X--

X---X---X--X--

X---X---X--X--

--------------

--------------

Empotrado-(1,3) -(4)-(2) -(4)-(3,6) -(2)Empotrado-(5) -(4,8) -(7)Empotrado-(10) -(6) -(7)Empotrado-(9) -(11,8) -(7)-(14,10) -(13)Empotrado-(12,14) -(11)-(13) -(11)

2.- Barras: Características Mecánicas

DescripciónInerc.Tor.

cm4Inerc.ycm4

Inerc.zcm4

Seccióncm2

Acero, IPE-140, Perfil simple (IPE)Acero, IPE-180, Perfil simple (IPE)Acero, IPE-330, Perfil simple (IPE)Acero, HEB-340, Doble en cajón soldado (HEB) Cordón continuo

2.6305.060

26.500556.000

541.0001320.000

11770.00073312.000

44.900101.000788.000

96285.000

16.40023.90062.600

341.800

3.- Cargas (Barras)

Cargas DirecciónBarras Hipót. Tipo

P1 P2 L1 (m) L2 (m) X Y Z1/22/32/43/44/65/66/76/87/87/1010/810/810/810/89/1011/1011/1011/1013/1114/11

1 (PP 1)1 (PP 1)1 (PP 1)1 (PP 1)1 (PP 1)1 (PP 1)1 (PP 1)1 (PP 1)1 (PP 1)1 (PP 1)1 (PP 1)2 (SC 1)2 (SC 1)2 (SC 1)1 (PP 1)1 (PP 1)2 (SC 1)2 (SC 1)1 (PP 1)1 (PP 1)

UniformeUniformeUniformeUniformeUniformeUniformeUniformeUniformeUniformeUniformeUniformePuntualPuntualPuntualUniformeUniformePuntualPuntualUniformeUniforme

0.268 Tn/m0.268 Tn/m0.013 Tn/m0.049 Tn/m0.049 Tn/m0.268 Tn/m0.019 Tn/m0.049 Tn/m0.019 Tn/m0.019 Tn/m0.049 Tn/m

1.470 Tn1.470 Tn1.470 Tn

0.268 Tn/m0.049 Tn/m

1.470 Tn1.470 Tn

0.013 Tn/m0.049 Tn/m

--------------------

-----------

2.0054.0116.016

--

2.0054.011

--

--------------------

0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000-1.000

Cálculos 60

M etal 3D

Cargas DirecciónBarras Hipót. Tipo

P1 P2 L1 (m) L2 (m) X Y Z12/1313/14

1 (PP 1)1 (PP 1)

UniformeUniforme

0.268 Tn/m0.268 Tn/m

--

--

--

0.0000.000

0.0000.000

-1.000-1.000

4.- Desplazamientos

DESPLAZAMIENTOS (EJES GENERALES)Nudos Descripción

DX (m) DY (m) DZ (m) GX (rad) GY (rad) GZ (rad)

1 Envolvente (Desplazam.)0.00000.0000

0.00000.0000

0.00000.0000

0.00000.0000

-0.0000-0.0000

0.00000.0000

2 (1,3) Envolvente (Desplazam.)-0.0018-0.0003

0.00000.0000

-0.0000-0.0000

0.00000.0000

-0.0004-0.0001

0.00000.0000

2 (4) Envolvente (Desplazam.)-0.0018-0.0003

0.00000.0000

-0.0000-0.0000

0.00000.0000

-0.00040.0000

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.0000-0.0000

0.00000.0000

-0.0004-0.0001

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.0000-0.0000

0.00000.0000

-0.0004-0.0000

0.00000.0000


0.00000.0000

0.00010.0009

0.00000.0000

-0.0005-0.0001

0.00000.0000


0.00000.0000

0.00010.0009

0.00000.0000

-0.0005-0.0001

0.00000.0000


0.00000.0000

0.00000.0000

0.00000.0000

0.00000.0000

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.0000-0.0000

0.00000.0000

-0.0004-0.0001

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.0000-0.0000

0.00000.0000

0.00050.0018

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.0000-0.0000

0.00000.0000

0.00210.0066

0.00000.0000

7 Envolvente (Desplazam.)-0.0010-0.0000

0.00000.0000

-0.0313-0.0074

0.00000.0000

-0.00000.0000

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.0313-0.0074

0.00000.0000

-0.0011-0.0009

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.0313-0.0074

0.00000.0000

0.00090.0047

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.0313-0.0074

0.00000.0000

-0.00000.0000

0.00000.0000


0.00000.0000

0.00000.0000

0.00000.0000

0.00000.0000

0.00000.0000

10 (9) Envolvente (Desplazam.)0.00040.0007

0.00000.0000

-0.0001-0.0000

0.00000.0000

0.00010.0001

0.00000.0000

10 (11,8) Envolvente (Desplazam.)0.00040.0007

0.00000.0000

-0.0001-0.0000

0.00000.0000

-0.0029-0.0005

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.0001-0.0000

0.00000.0000

-0.0066-0.0021

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.00010.0001

0.00000.0000

0.00000.0001

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.00010.0001

0.00000.0000

0.00010.0001

0.00000.0000

Cálculos 61

M etal 3D

DESPLAZAMIENTOS (EJES GENERALES)Nudos Descripción

DX (m) DY (m) DZ (m) GX (rad) GY (rad) GZ (rad)


0.00000.0000

0.00000.0000

0.00000.0000

0.00000.0000

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.0000-0.0000

0.00000.0000

0.00010.0001

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.0000-0.0000

0.00000.0000

-0.0001-0.0000

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.0000-0.0000

0.00000.0000

0.00000.0001

0.00000.0000


0.00000.0000

-0.0000-0.0000

0.00000.0000

-0.00000.0000

0.00000.0000

5.- Reacciones

REACCIONES (EJES GENERALES)Nudos Descripción

RX (Tn) RY (Tn) RZ (Tn) MX (Tn·m) MY (Tn·m) MZ (Tn·m)

1

1

Envolvente (Cim.equil.)

Envolvente (Cim.tens.terr.)

0.03660.13720.03660.0880

0.00000.00000.00000.0000

2.41924.24072.57212.8271

0.00000.00000.00000.0000

0.27712.14900.27711.3604

0.00000.00000.00000.0000

5

5



0.01980.21320.01980.1345

0.00000.00000.00000.0000

3.67967.24753.67964.7597

0.00000.00000.00000.0000

0.21002.25840.21001.4246

0.00000.00000.00000.0000

9

9



-0.0522-0.0198-0.0339-0.0198

0.00000.00000.00000.0000

3.679515.1824

3.67959.7190

0.00000.00000.00000.0000

-0.5528-0.2094-0.3586-0.2094

0.00000.00000.00000.0000

12

12



-0.2982-0.0366-0.1887-0.0366

0.00000.00000.00000.0000

2.82715.01732.82713.3125

0.00000.00000.00000.0000

-1.3886-0.2772-0.8852-0.2772

0.00000.00000.00000.0000

6.- Esfuerzos

ESFUERZOS (EJES LOCALES) (Tn)(Tn·m)Barras Esf.

0 L 1/8 L 1/4 L 3/8 L 1/2 L 5/8 L 3/4 L 7/8 L 1 L0.000 m 1.000 m 2.000 m 3.000 m 4.000 m 5.000 m 6.000 m 7.000 m 8.000 m

Envolvente (Acero laminado)1/2

N-N+Ty-Ty+Tz-Tz+Mt-Mt+My-My+Mz-Mz+

-3.7601-2.4447-0.1258-0.03660.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-1.9935-0.2771

-3.4032-2.1763-0.1258-0.03660.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-1.8677-0.2406

-3.0464-1.9080-0.1258-0.03660.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-1.7419-0.2040

-2.6895-1.6397-0.1258-0.03660.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-1.6160-0.1675

-2.3327-1.3714-0.1258-0.03660.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-1.4902-0.1309

-1.9758-1.1031-0.1258-0.03660.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-1.3644-0.0944

-1.6189-0.8348-0.1258-0.03660.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-1.2385-0.0578

-1.2621-0.5665-0.1258-0.03660.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-1.1127-0.0213

-0.9052-0.2982-0.1258-0.03660.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.99190.0203

Cálculos 62

M etal 3D


0 L 1/8 L 1/4 L 3/8 L 1/2 L 5/8 L 3/4 L 7/8 L 1 L0.000 m 0.250 m 0.500 m 0.750 m 1.000 m 1.250 m 1.500 m 1.750 m 2.000 m

Envolvente (Acero laminado)2/3


-0.8955-0.6139-0.49600.01010.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.99190.0203

-0.8063-0.5468-0.49600.01010.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.86790.0178

-0.7171-0.4797-0.49600.01010.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.74390.0152

-0.6279-0.4127-0.49600.01010.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.61990.0127

-0.5387-0.3456-0.49600.01010.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.49600.0101

-0.4495-0.2785-0.49600.01010.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.37200.0076

-0.3603-0.2114-0.49600.01010.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.24800.0051

-0.2711-0.1443-0.49600.01010.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.12400.0025

-0.1818-0.0773-0.49600.01010.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.00000.0000

0.000 m 0.367 m 0.735 m 1.102 m 1.469 m 1.836 m 2.204 m 2.571 m 2.938 mEnvolvente (Acero laminado)

2/4


-0.10510.54930.00000.0000

-0.0171-0.01280.00000.0000

-0.00000.00000.00000.0000

-0.10050.55280.00000.0000

-0.0128-0.00960.00000.00000.00410.00550.00000.0000

-0.09580.55630.00000.0000

-0.0085-0.00640.00000.00000.00710.00940.00000.0000

-0.09120.55980.00000.0000

-0.0043-0.00320.00000.00000.00880.01180.00000.0000

-0.08660.56320.00000.0000

-0.0000-0.00000.00000.00000.00940.01250.00000.0000

-0.08200.56670.00000.00000.00320.00430.00000.00000.00880.01180.00000.0000

-0.07740.57020.00000.00000.00640.00850.00000.00000.00710.00940.00000.0000

-0.07270.57370.00000.00000.00960.01280.00000.00000.00410.00550.00000.0000

-0.06810.57710.00000.00000.01280.01710.00000.00000.00000.00000.00000.0000


3/4


-0.50680.00200.00000.0000

-0.1422-0.07760.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.50580.00330.00000.0000

-0.1259-0.06540.00000.00000.01790.03350.00000.0000

-0.50480.00460.00000.0000

-0.1096-0.05310.00000.00000.03270.06300.00000.0000

-0.50390.00590.00000.0000

-0.0934-0.04090.00000.00000.04440.08830.00000.0000

-0.50290.00720.00000.0000

-0.0771-0.02860.00000.00000.05310.10960.00000.0000

-0.50190.00850.00000.0000

-0.0608-0.01640.00000.00000.05880.12690.00000.0000

-0.50090.00970.00000.0000

-0.0445-0.00410.00000.00000.06130.14000.00000.0000

-0.50000.01100.00000.0000

-0.03090.01080.00000.00000.06080.14910.00000.0000

-0.49900.01230.00000.0000

-0.01860.02710.00000.00000.05730.15410.00000.0000


4/6

N-N+Ty-Ty+Tz-Tz+

-0.0988-0.03700.00000.0000

-0.00700.3818

-0.0952-0.03440.00000.00000.03160.4291

-0.0917-0.03170.00000.00000.06850.4782

-0.0882-0.02900.00000.00000.10540.5273

-0.0846-0.02640.00000.00000.14230.5763

-0.0811-0.02370.00000.00000.17920.6254

-0.0776-0.02110.00000.00000.21610.6745

-0.0740-0.01840.00000.00000.25300.7235

-0.0705-0.01580.00000.00000.28990.7726

Cálculos 63


0 L 1/8 L 1/4 L 3/8 L 1/2 L 5/8 L 3/4 L 7/8 L 1 LMt-Mt+My-My+Mz-Mz+

0.00000.00000.05730.15410.00000.0000

0.00000.0000

-0.16600.06290.00000.0000

0.00000.0000

-0.49510.01280.00000.0000

0.00000.0000

-0.8703-0.05590.00000.0000

0.00000.0000

-1.2857-0.14910.00000.0000

0.00000.0000

-1.7380-0.27010.00000.0000

0.00000.0000

-2.2272-0.41890.00000.0000

0.00000.0000

-2.7534-0.59550.00000.0000

0.00000.0000

-3.3165-0.79980.00000.0000


5/6


-6.5140-3.6796-0.1984-0.01980.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-2.1012-0.2100

-6.0416-3.3243-0.1984-0.01980.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-1.8386-0.1837

-5.5691-2.9691-0.1984-0.01980.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-1.5759-0.1575

-5.0967-2.6139-0.1984-0.01980.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-1.3133-0.1312

-4.6243-2.2587-0.1984-0.01980.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-1.0506-0.1050

-4.1518-1.9035-0.1984-0.01980.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.7880-0.0787

-3.6794-1.5483-0.1984-0.01980.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.5253-0.0525

-3.2070-1.1931-0.1984-0.01980.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.2627-0.0262

-2.7345-0.8379-0.1984-0.01980.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.0000-0.0000


6/7


2.441315.1543

0.00000.0000

-0.1488-0.06820.00000.0000

-0.00000.00000.00000.0000

2.441315.1543

0.00000.0000

-0.1239-0.04950.00000.00000.05890.13630.00000.0000

2.441315.1543

0.00000.0000

-0.0989-0.03070.00000.00000.09890.24770.00000.0000

2.441315.1543

0.00000.0000

-0.0740-0.01200.00000.00000.12030.33420.00000.0000

2.441315.1543

0.00000.0000

-0.05130.00910.00000.00000.12290.39560.00000.0000

2.441315.1543

0.00000.0000

-0.03250.03400.00000.00000.10670.43220.00000.0000

2.441315.1543

0.00000.0000

-0.01370.05900.00000.00000.07170.44370.00000.0000

2.441315.1543

0.00000.00000.00500.08390.00000.00000.01800.43040.00000.0000

2.441315.1543

0.00000.00000.02380.10890.00000.0000

-0.07250.41000.00000.0000


6/8


-15.5705-2.52640.00000.0000

-0.6749-0.29630.00000.0000

-3.3165-0.79980.00000.0000

-15.5657-2.52280.00000.0000

-0.6095-0.24710.00000.0000

-2.6725-0.52740.00000.0000

-15.5609-2.51910.00000.0000

-0.5441-0.19800.00000.0000

-2.0941-0.30420.00000.0000

-15.5561-2.51550.00000.0000

-0.4788-0.14880.00000.0000

-1.5813-0.13030.00000.0000

-15.5512-2.51190.00000.0000

-0.4134-0.09970.00000.0000

-1.1340-0.00570.00000.0000

-15.5464-2.50830.00000.0000

-0.3481-0.05060.00000.0000

-0.77510.09260.00000.0000

-15.5416-2.50460.00000.0000

-0.2827-0.00140.00000.0000

-0.46750.12730.00000.0000

-15.5367-2.50100.00000.0000

-0.23310.06350.00000.0000

-0.20910.09640.00000.0000

-15.5319-2.49740.00000.0000

-0.18400.12880.00000.0000

-0.00000.00000.00000.0000

0.000 m 0.074 m 0.148 m 0.222 m 0.295 m 0.369 m 0.443 m 0.517 m 0.591 m7/8Envolvente (Acero laminado)

Cálculos 64

M etal 3DESFUERZOS (EJES LOCALES) (Tn)(Tn·m)

Barras Esf.0 L 1/8 L 1/4 L 3/8 L 1/2 L 5/8 L 3/4 L 7/8 L 1 L


0.04760.21770.00000.00040.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0002

0.04900.21960.00000.00040.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0002

0.05030.22140.00000.00040.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0002

0.05170.22330.00000.00040.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0001

0.05310.22510.00000.00040.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0001

0.05450.22700.00000.00040.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0001

0.05590.22880.00000.00040.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0001

0.05730.23060.00000.00040.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000

0.05870.23250.00000.00040.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000


7/10


2.441315.1539

0.00000.0000

-0.1089-0.02380.00000.0000

-0.07250.41020.00000.0000

2.441315.1539

0.00000.0000

-0.0839-0.00500.00000.00000.01800.43050.00000.0000

2.441315.1539

0.00000.0000

-0.05900.01380.00000.00000.07170.44390.00000.0000

2.441315.1539

0.00000.0000

-0.03400.03250.00000.00000.10670.43230.00000.0000

2.441315.1539

0.00000.0000

-0.00910.05130.00000.00000.12290.39570.00000.0000

2.441315.1539

0.00000.00000.01200.07400.00000.00000.12030.33420.00000.0000

2.441315.1539

0.00000.00000.03070.09890.00000.00000.09890.24780.00000.0000

2.441315.1539

0.00000.00000.04950.12390.00000.00000.05890.13640.00000.0000

2.441315.1539

0.00000.00000.06820.14880.00000.00000.00000.00000.00000.0000


10/8


-15.8752-2.52640.00000.0000

-4.8032-0.29630.00000.0000

-9.9731-0.79990.00000.0000

-15.8703-2.52280.00000.0000

-4.7378-0.24710.00000.0000

-5.1909-0.52840.00000.0000

-15.8655-2.51910.00000.0000

-4.6725-0.19800.00000.0000

-0.4716-0.30420.00000.0000

-15.6982-2.51550.00000.0000

-2.4081-0.14890.00000.0000

-0.17472.01790.00000.0000

-15.6934-2.51190.00000.0000

-2.3428-0.09970.00000.0000

-0.00764.35960.00000.0000

-15.5261-2.50830.00000.0000

-0.0784-0.05060.00000.00000.06864.46780.00000.0000

-15.5213-2.50460.00000.0000

-0.0130-0.00140.00000.00000.09574.51490.00000.0000

-15.3540-2.50100.00000.00000.04772.25130.00000.00000.07152.28890.00000.0000

-15.3492-2.49740.00000.00000.09692.31670.00000.00000.00000.00000.00000.0000


9/10

N-N+Ty-Ty+Tz-Tz+Mt-Mt+

-13.9530-3.67950.01980.04740.00000.00000.00000.0000

-13.4805-3.32430.01980.04740.00000.00000.00000.0000

-13.0081-2.96910.01980.04740.00000.00000.00000.0000

-12.5357-2.61390.01980.04740.00000.00000.00000.0000

-12.0633-2.25870.01980.04740.00000.00000.00000.0000

-11.5908-1.90350.01980.04740.00000.00000.00000.0000

-11.1184-1.54830.01980.04740.00000.00000.00000.0000

-10.6460-1.19310.01980.04740.00000.00000.00000.0000

-10.1735-0.83780.01980.04740.00000.00000.00000.0000

Cálculos 65

M etal 3D


0 L 1/8 L 1/4 L 3/8 L 1/2 L 5/8 L 3/4 L 7/8 L 1 LMy-My+Mz-Mz+

0.00000.00000.20940.5023

0.00000.00000.18330.4395

0.00000.00000.15710.3767

0.00000.00000.13090.3139

0.00000.00000.10470.2511

0.00000.00000.07850.1884

0.00000.00000.05240.1256

0.00000.00000.02620.0628

0.00000.00000.00000.0000


11/10


-0.3305-0.03710.00000.0000

-0.7158-0.00490.00000.00000.05740.12970.00000.0000

-0.3269-0.03430.00000.0000

-0.67740.04250.00000.00000.04670.64890.00000.0000

-0.3232-0.03160.00000.0000

-0.64050.09150.00000.00000.00941.13270.00000.0000

-0.1570-0.02890.00000.00000.10561.63020.00000.0000

-0.07551.04560.00000.0000

-0.1534-0.02620.00000.00000.14251.67920.00000.0000

-0.2168-0.14950.00000.0000

-0.1498-0.02340.00000.00000.17931.72820.00000.0000

-1.4988-0.27110.00000.0000

-0.02760.02330.00000.00000.21623.97630.00000.0000

-3.9187-0.41920.00000.0000

-0.02390.02600.00000.00000.25314.02530.00000.0000

-6.9282-0.59620.00000.0000

-0.02030.02870.00000.00000.28994.07430.00000.0000

-9.9731-0.79990.00000.0000


13/11


-1.1095-0.07900.00000.0000

-0.0171-0.01290.00000.0000

-0.0000-0.00000.00000.0000

-1.1049-0.07550.00000.0000

-0.0128-0.00970.00000.00000.00410.00550.00000.0000

-1.1003-0.07210.00000.0000

-0.0086-0.00640.00000.00000.00710.00940.00000.0000

-1.0957-0.06860.00000.0000

-0.0043-0.00320.00000.00000.00890.01180.00000.0000

-1.0911-0.06520.00000.0000

-0.0000-0.00000.00000.00000.00940.01260.00000.0000

-1.0866-0.06170.00000.00000.00320.00430.00000.00000.00890.01180.00000.0000

-1.0820-0.05820.00000.00000.00640.00860.00000.00000.00710.00940.00000.0000

-1.0774-0.05480.00000.00000.00970.01280.00000.00000.00410.00550.00000.0000

-1.0728-0.05130.00000.00000.01290.01710.00000.00000.00000.00000.00000.0000


14/11


0.00210.45860.00000.0000

-0.1300-0.07780.00000.00000.00000.00000.00000.0000

0.00300.45980.00000.0000

-0.1137-0.06550.00000.00000.01800.03050.00000.0000

0.00390.46100.00000.0000

-0.0974-0.05320.00000.00000.03280.05700.00000.0000

0.00480.46220.00000.0000

-0.0810-0.04090.00000.00000.04460.07940.00000.0000

0.00570.46340.00000.0000

-0.0647-0.02860.00000.00000.05330.09760.00000.0000

0.00660.46460.00000.0000

-0.0483-0.01630.00000.00000.05900.11180.00000.0000

0.00750.46580.00000.0000

-0.0320-0.00410.00000.00000.06150.12180.00000.0000

0.00840.46700.00000.0000

-0.01840.01090.00000.00000.06100.12780.00000.0000

0.00930.46820.00000.0000

-0.00610.02730.00000.00000.05740.12970.00000.0000


12/13

N-N+

-4.4881-2.8271

-4.1313-2.5588

-3.7744-2.2905

-3.4176-2.0222

-3.0607-1.7539

-2.7039-1.4855

-2.3470-1.2172

-1.9901-0.9489

-1.6333-0.6806

Cálculos 66


0 L 1/8 L 1/4 L 3/8 L 1/2 L 5/8 L 3/4 L 7/8 L 1 LTy-Ty+Tz-Tz+Mt-Mt+My-My+Mz-Mz+

0.03660.27680.00000.00000.00000.00000.00000.00000.27721.2807

0.03660.27680.00000.00000.00000.00000.00000.00000.24061.0039

0.03660.27680.00000.00000.00000.00000.00000.00000.20400.7271

0.03660.27680.00000.00000.00000.00000.00000.00000.16740.4503

0.03660.27680.00000.00000.00000.00000.00000.00000.13030.1740

0.03660.27680.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.13440.1253

0.03660.27680.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.39910.0766

0.03660.27680.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.66390.0279

0.03660.27680.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.9337-0.0156


13/14


-0.8167-0.6071-0.4669-0.00780.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.9337-0.0156

-0.7275-0.5400-0.4669-0.00780.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.8170-0.0137

-0.6382-0.4729-0.4669-0.00780.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.7003-0.0117

-0.5490-0.4058-0.4669-0.00780.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.5836-0.0098

-0.4598-0.3388-0.4669-0.00780.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.4669-0.0078

-0.3706-0.2717-0.4669-0.00780.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.3502-0.0059

-0.2814-0.2046-0.4669-0.00780.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.2334-0.0039

-0.1922-0.1375-0.4669-0.00780.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.1167-0.0020

-0.1030-0.0704-0.4669-0.00780.00000.00000.00000.00000.00000.0000

-0.0000-0.0000

Cálculos 67

7.- Flechas (Barras)

Flecha máxima Absoluta yFlecha máxima Relativa y

Flecha máxima Absoluta zFlecha máxima Relativa z

Flecha activa Absoluta yFlecha activa Relativa y

Flecha activa Absoluta zFlecha activa Relativa zBarras

Pos. (m) Flecha (mm) Pos. (m) Flecha (mm) Pos. (m) Flecha (mm) Pos. (m) Flecha (mm)

1/25.000-

0.56L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

5.000-

0.50L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

2/30.000-

0.32L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

0.000-

0.29L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

2/4--

0.00L/(>1000)

1.469-

0.08L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

3/4--

0.00L/(>1000)

2.000-

4.80L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

2.000-

3.79L/(>1000)

4/6--

0.00L/(>1000)

6.022-

15.64L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

6.022-

11.97L/(>1000)

5/63.972-

0.50L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

3.972-

0.43L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

6/7--

0.00L/(>1000)

8.0008.000

31.24L/512

--

0.00L/(>1000)

8.0008.000

23.89L/669

6/8--

0.00L/(>1000)

0.000-

15.64L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

0.000-

11.97L/(>1000)

7/8--

0.00L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

7/10--

0.00L/(>1000)

0.0000.000

31.24L/512

--

0.00L/(>1000)

0.0000.000

23.89L/669

10/8--

0.00L/(>1000)

0.0000.000

15.57L/835

--

0.00L/(>1000)

0.000-

11.90L/(>1000)

9/103.972-

0.13L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

3.972-

0.05L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

11/10--

0.00L/(>1000)

5.7165.716

15.70L/828

--

0.00L/(>1000)

5.716-

12.04L/(>1000)

13/11--

0.00L/(>1000)

1.467-

0.08L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

14/11--

0.00L/(>1000)

2.005-

3.88L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

2.005-

2.86L/(>1000)

12/137.000-

0.08L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

7.000-

0.11L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

13/140.000-

0.08L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

0.000-

0.10L/(>1000)

--

0.00L/(>1000)

Cálculos 68

1.2.3 Cálculos media tensión

En el presente proyecto no se incluye el estudio del sistema de media tensión ya que

la instalación fotovoltaica termina en el punto de conexión con la empresa

distribuidora, es decir en la línea de enlace de baja tensión. Hasta este punto toda la

instalación es de baja tensión.

1.3ESTUDIO ECONÓMICO

Estudio económico 70

Como se explica en la Memoria del presente proyecto Fin de Carrera, el estudio

económico es un apartado de gran importancia dentro del proyecto ya que muestra la

viabilidad y rentabilidad del proyecto

En este apartado se va a realizar un análisis económico de la inversión, para

determinar la viabilidad de la instalación. Para obtener los parámetros económicos que

justifican la ejecución de la instalación se ha utilizado una hoja de cálculo, cuyos

resultados se muestran en este apartado.

A la hora de hacer el estudio económico en un periodo de tiempo de 25 años, hay

que tener en cuenta varios parámetros que afectan a la inversión. A continuación se

realiza una breve descripción de estos parámetros:

• Ingresos:

Los ingresos que generará esta instalación fotovoltaica son debidos a que toda la

producción de energía eléctrica se inyecta a la red. Según el Real Decreto 661/2.007, la

tarifa de venta del kWh generado mediante procesos fotovoltaicos se eleva a 0,440381€,

para producciones iguales o menores a 100 kW pico.

El campo fotovoltaico genera 153.360 kWh anuales, por lo que los ingresos serán:

Ingresos totales = 153.360 kWh x 0,440381 €/kWh = 67536,8 €/año

Lógicamente no se puede asegurar que la instalación generará todos los años la

misma energía, por ello se han utilizado criterios conservadores a la hora de evaluar las

pérdidas y los problemas que se puedan producir a lo largo de la vida útil de la

instalación.

• Incremento de la tarifa eléctrica:

Según el Real Decreto 661/2007 será el siguiente:

- IPC menos 25 puntos hasta 2012.

- IPC menos 50 puntos a partir de 2012.


• Coste de inversión:

El coste de la instalación es de 678.555 euros, un estudio más detallado se encuentra

en el apartado de presupuestos. Teniendo en cuenta los intereses a pagar al banco la

inversión total asciende a 844.947 €.

• Inflación:

El índice de inflación refleja la pérdida de valor del dinero, por lo que a medida que

pasen los años habrá que adquirir cada vez una mayor cantidad de dinero para no

tener pérdidas. Se suele explicar también como el coste de la vida. En este proyecto se

ha estimado un valor de inflación del 3,75%.

• Coste de mantenimiento:

El coste mantenimiento se estipuló como aproximadamente el 0,5% del total de la

inversión, es decir 1600 euros anuales. Se revisa anualmente con la inflación.

• Seguro:

El seguro para una instalación de este tipo es un apartado muy importante ya que

los elementos más valiosos son también los que están más expuestos a los agentes

atmosféricos y al vandalismo. El coste del seguro ascenderá a unos 800€ anuales. Se

revisa anualmente con la inflación.

• Interés del dinero:

El interés del dinero es, teóricamente, la rentabilidad del dinero colocándolo a este

tipo de interés en el banco. La tasa de rentabilidad determinará el interés efectivo del

dinero que produce la inversión realizada, en el caso que éste fuera inferior al obtenible

en el mercado financiero, sería un indicativo de una mala inversión, ya que se podría

tener una mayor rentabilidad de otro modo. En este proyecto se ha estimado un interés

del dinero del 4%.

• Interés del crédito:

Se va a financiar toda la inversión del proyecto. Se ha decidido financiarlo a 10 años

mediante el pago de letras fijas. Se ha tomado un interés bancario a 10 años del 4,2%.


• Vida útil:

El tiempo de vida útil de la instalación se ha estimado en 25 años.

DATOS ECONÓMICOS DE LA INSTALACIÓN

Coste de la instalación 678.555 €

Energía media anual generada 153.360 kWh

Precio venta kWh 0,440381 €/kWh

Facturación anual 67.536,83 €

Gastos de mantenimiento 1600 €

Gastos de seguros 800 €

Financiación a 10 años 678.555 €

Índice de inflación 3,75 %

Incremento de electricidad 3,50% hasta 2012

3,25% desde 2012

Interés del dinero 4%

Interés del crédito 4,2%

Tabla 9. Datos económicos de la instalación

A continuación se muestra una tabla con la evolución económica de la instalación

durante los 25 años de su vida útil, en ella se puede observar cuáles serán los flujos de

caja anuales, consiguiendo el siguiente resultado neto:

Ingresos – gastos en 25 años = 1.546.212,47 €


Año Ingresos Letra Mantenimiento Seguro Balance Cash-flow1 67.536,83 € 84.494,70 € 1.600,00 € 800,00 € -19.357,87 € -19.357,87 €2 69.731,78 € 84.494,70 € 1.656,00 € 828,00 € -17.246,92 € -36.604,79 €3 71.998,06 € 84.494,70 € 1.713,96 € 856,98 € -15.067,58 € -51.672,37 €4 74.338,00 € 84.494,70 € 1.773,95 € 886,97 € -12.817,63 € -64.490,00 €5 76.753,98 € 84.494,70 € 1.836,04 € 918,02 € -10.494,77 € -74.984,77 €6 79.056,60 € 84.494,70 € 1.900,30 € 950,15 € -8.288,55 € -83.273,32 €7 81.428,30 € 84.494,70 € 1.966,81 € 983,40 € -6.016,61 € -89.289,93 €8 83.871,15 € 84.494,70 € 2.035,65 € 1.017,82 € -3.677,02 € -92.966,95 €9 86.387,28 € 84.494,70 € 2.106,89 € 1.053,45 € -1.267,76 € -94.234,71 €10 88.978,90 € 84.494,70 € 2.180,64 € 1.090,32 € 1.213,25 € -93.021,47 €11 91.648,27 € 2.256,96 € 1.128,48 € 88.262,83 € -4.758,63 €12 94.397,72 € 2.335,95 € 1.167,98 € 90.893,79 € 86.135,15 €13 97.229,65 € 2.417,71 € 1.208,85 € 93.603,08 € 179.738,24 €14 100.146,54 € 2.502,33 € 1.251,16 € 96.393,04 € 276.131,28 €15 103.150,93 € 2.589,91 € 1.294,96 € 99.266,07 € 375.397,35 €16 106.245,46 € 2.680,56 € 1.340,28 € 102.224,62 € 477.621,97 €17 109.432,83 € 2.774,38 € 1.387,19 € 105.271,26 € 582.893,23 €18 112.715,81 € 2.871,48 € 1.435,74 € 108.408,59 € 691.301,82 €19 116.097,28 € 2.971,98 € 1.485,99 € 111.639,31 € 802.941,13 €20 119.580,20 € 3.076,00 € 1.538,00 € 114.966,20 € 917.907,33 €21 123.167,61 € 3.183,66 € 1.591,83 € 118.392,12 € 1.036.299,44 €22 126.862,64 € 3.295,09 € 1.647,55 € 121.920,00 € 1.158.219,44 €23 130.668,52 € 3.410,42 € 1.705,21 € 125.552,89 € 1.283.772,33 €24 134.588,57 € 3.529,78 € 1.764,89 € 129.293,90 € 1.413.066,23 €25 138.626,23 € 3.653,33 € 1.826,66 € 133.146,24 € 1.546.212,47 €

Tabla 10. Evolución económica de la instalación


74

Para poder evaluar correctamente y comparar las cantidades que intervienen en el

estudio de la rentabilidad de una instalación es preciso tener en cuenta que éstas (coste

de mantenimiento, seguros, etc.) varían, normalmente al alza, como consecuencia de la

inflación. Por ello, resulta útil referir y tomar como unidad comparativa el valor del

dinero en el momento de efectuar la inversión, traduciendo todas las cantidades a lo

largo de los diferentes años a su valor equivalente en dicho año.

Para realizar dicho análisis se utilizan variables como el tiempo de retorno del

capital, la tasa de rentabilidad interna (TIR) o el valor actual neto (VAN).

Por lo tanto teniendo en cuenta que la vida útil de la instalación, el beneficio

actualizado al presente (VAN) se calculará mediante la ecuación siguiente:

Ce

iM

e

cIB

tt

1

1

1

1

Siendo:

B: Beneficio neto o VAN (€).

I: Ingresos (€).

M: Coste del mantenimiento (€).

C: Coste de la inversión (€).

c: Incremento de la tarifa eléctrica (%).

e: interés del dinero (%).

i: inflación (%).

t: vida útil de la instalación en años (años).

El valor inicial del VAN será negativo, ya que todavía no se ha recuperado la

inversión. Con el paso de los años los ingresos producidos por la venta de energía

eléctrica irán aumentando hasta llegar un punto en que el VAN se hará nulo. A este

periodo se le denomina tiempo de retorno e indicará que la instalación esta ya

amortizada y en el tiempo sucesivo se generarán beneficios netos.


75

AÑO VAN1 -780.129,10 €2 -715.542,24 €3 -651.188,43 €4 -587.069,51 €5 -523.187,22 €6 -460.488,36 €7 -398.180,16 €8 -336.262,16 €9 -274.733,84 €10 -213.594,55 €11 -152.843,61 €12 -92.480,23 €13 -32.503,56 €14 27.087,32 €15 86.293,39 €16 145.115,70 €17 203.555,36 €18 261.613,52 €19 319.291,41 €20 376.590,28 €21 433.511,45 €22 490.056,28 €23 546.226,17 €24 602.022,55 €25 657.446,92 €

Tabla 11. VAN

-800.000,00 €

-600.000,00 €

-400.000,00 €

-200.000,00 €

0,00 €

200.000,00 €

400.000,00 €

600.000,00 €

800.000,00 €

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Figura 17. Evolución del VAN


76

La tasa interna de retorno TIR es el interés que anula el VAN. Es decir, es el interés

bancario que hace que la instalación se rentabilice en el mismo número de años que su

vida útil. Esta tasa deberá ser superior al interés bancario y a la inflación, y la

rentabilidad de la instalación será mayor cuanto mayor sea el TIR.

Se observa que el VAN es positivo a 25 años. El tiempo de retorno rondará los 13

años, por lo que se esta dentro de los limites aceptables. También hay que señalar que

el TIR de la instalación es elevado y mucho mayor que la inflación por lo que se puede

asegurar que la inversión es rentable: porcentaje

TIR = 9%

En conclusión, y a la vista de los resultados económicos, se puede afirmar la

viabilidad y rentabilidad de este proyecto, partiendo de la base de que una instalación

de estas características contribuye a una mejora tecnológica del sistema energético

español, y contribuye a reducir la contaminación del medio ambiente producida por

otras fuentes de energía.

1.4ANEXOS

APanel fotovoltaico

Anexo A 79

Anexo A 80

BInversor

Anexo B 82

Anexo B 83

Anexo B 84

CReal Decreto 661/2007

22846 Sábado 26 mayo 2007 BOE núm. 126

I. Disposiciones generales

MINISTERIO DE INDUSTRIA, TURISMO Y COMERCIO

10556 REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

La sociedad española actual, en el contexto de la reducción de la dependencia energética exterior, de un mejor aprovechamiento de los recursos energéticos dis-ponibles y de una mayor sensibilización ambiental, demanda cada vez más la utilización de las energías reno-vables y la eficiencia en la generación de electricidad, como principios básicos para conseguir un desarrollo sostenible desde un punto de vista económico, social y ambiental.

Además, la política energética nacional debe posibili-tar, mediante la búsqueda de la eficiencia energética en la generación de electricidad y la utilización de fuentes de energía renovables, la reducción de gases de efecto inver-nadero de acuerdo con los compromisos adquiridos con la firma del protocolo de Kyoto.

La creación del régimen especial de generación eléc-trica supuso un hito importante en la política energética de nuestro país. Los objetivos relativos al fomento de las energías renovables y a la cogeneración, se recogen en el Plan de Energías Renovables 2005-2010 y en la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4), respec-tivamente. A la vista de los mismos se constata que aun-que el crecimiento experimentado por el conjunto del régimen especial de generación eléctrica ha sido destaca-ble, en determinadas tecnologías, los objetivos plantea-dos se encuentran aún lejos de ser alcanzados.

Desde el punto de vista de la retribución, la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial se caracteriza por la posibilidad de que su régimen retribu-tivo se complemente mediante la percepción de una prima en los términos que reglamentariamente se esta-blezcan, para cuya determinación pueden tenerse en cuenta factores como el nivel de tensión de entrega de la energía a la red, la contribución a la mejora del medio ambiente, el ahorro de energía primaria, la eficiencia energética y los costes de inversión en que se haya incu-rrido.

La modificación del régimen económico y jurídico que regula el régimen especial vigente hasta el momento, se hace necesaria por varias razones: En primer lugar, el cre-cimiento experimentado por el régimen especial en los últimos años, unido a la experiencia acumulada durante la aplicación de los Reales Decretos 2818/1998, de 23 de diciembre y 436/2004, de 12 de marzo, ha puesto de mani-fiesto la necesidad de regular ciertos aspectos técnicos para contribuir al crecimiento de estas tecnologías, salva-

guardando la seguridad en el sistema eléctrico y garanti-zando su calidad de suministro, así como para minimizar las restricciones a la producción de dicha generación. El régimen económico establecido en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, debido al comportamiento que han experimentado los precios del mercado, en el que en los últimos tiempos han tomado más relevancia ciertas variables no consideradas en el citado régimen retribu-tivo del régimen especial, hace necesario la modificación del esquema retributivo, desligándolo de la Tarifa Eléc-trica Media o de Referencia, utilizada hasta el momento. Por último es necesario recoger los cambios normativos derivados de la normativa europea, así como del Real Decreto-ley 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energético, que introduce modificaciones importantes en cuanto al régimen jurídico de la actividad de cogeneración.

El presente real decreto sustituye al Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de produc-ción de energía eléctrica en régimen especial y da una nueva regulación a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, manteniendo la estructura básica de su regulación.

El marco económico establecido en el presente real decreto desarrolla los principios recogidos en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, garantizando a los titulares de instalaciones en régimen especial una retribución razonable para sus inversiones y a los consu-midores eléctricos una asignación también razonable de los costes imputables al sistema eléctrico, si bien se incentiva la participación en el mercado, por estimarse que con ello se consigue una menor intervención admi-nistrativa en la fijación de los precios de la electricidad, así como una mejor y más eficiente imputación de los costes del sistema, en especial en lo referido a gestión de desvíos y a la prestación de servicios complementarios.

Para ello se mantiene un sistema análogo al contem-plado en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, en el que el titular de la instalación puede optar por vender su energía a una tarifa regulada, única para todos los perio-dos de programación, o bien vender dicha energía direc-tamente en el mercado diario, en el mercado a plazo o a través de un contrato bilateral, percibiendo en este caso el precio negociado en el mercado más una prima. En éste último caso, se introduce una novedad para ciertas tecno-logías, unos límites inferior y superior para la suma del precio horario del mercado diario, más una prima de refe-rencia, de forma que la prima a percibir en cada hora, pueda quedar acotada en función de dichos valores. Este nuevo sistema, protege al promotor cuando los ingresos derivados del precio del mercado fueran excesivamente bajos, y elimina la prima cuando el precio del mercado es suficientemente elevado para garantizar la cobertura de sus costes, eliminando irracionalidades en la retribución de tecnologías, cuyos costes no están directamente liga-

BOE núm. 126 Sábado 26 mayo 2007 22847

dos a los precios del petróleo en los mercados internacio-nales.

Por otra parte, para salvaguardar la seguridad y cali-dad del suministro eléctrico en el sistema, así como para minimizar las restricciones de producción a aquellas tec-nologías consideradas hoy por hoy como no gestiona-bles, se establecen unos objetivos de potencia instalada de referencia, coincidente con los objetivos del Plan de Energías Renovables 2005-2010 y de la Estrategia de Aho-rro y Eficiencia Energética en España (E4), para los que será de aplicación el régimen retributivo establecido en este real decreto.

Igualmente, durante el año 2008 se iniciará la elabora-ción de un nuevo Plan de Energías Renovables para su aplicación en el período 2011-2020. Los nuevos objetivos que se establezcan se considerarán en la revisión del régi-men retributivo prevista para finales de 2010.

Para el caso particular de la energía eólica, con el objeto de optimizar su penetración en el sistema eléctrico peninsular, además se iniciará en 2007 un estudio del potencial eólico evacuable a la red, cuyos resultados se tendrán en cuenta en la planificación futura de infraestructuras eléctricas para el período 2007-2016.

El fomento de la cogeneración de alta eficiencia sobre la base de la demanda de calor útil es una prioridad para la Unión Europea y sus Estados miembros, habida cuenta de los beneficios potenciales de la cogeneración en lo que se refiere al ahorro de energía primaria, a la eliminación de pérdidas en la red y a la reducción de las emisiones, en particular de gases de efecto invernadero, por todo ello el objetivo de la Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de febrero de 2004, relativa al fomento de la cogeneración sobre la base de la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía y por la que se modifica la Directiva 92/42/CEE, expresado en su artículo 1.º, es incrementar la eficiencia energética y mejo-rar la seguridad de abastecimiento mediante la creación de un marco para el fomento y desarrollo de la cogenera-ción.

La retribución de la energía generada por la cogenera-ción se basa en los servicios prestados al sistema, tanto por su condición de generación distribuida como por su mayor eficiencia energética, introduciendo, por primera vez, una retribución que es función directa del ahorro de energía primaria que exceda del que corresponde al cum-plimiento de los requisitos mínimos.

Como consecuencia de la derogación de los costes de transición a la competencia (CTC’s), efectuada por el Real Decreto Ley 7/2006, de 23 de junio, desapareció la prima de ciertas instalaciones de la categoría a) del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, con anterioridad a la fecha pre-vista inicialmente de 2010. Para paliar este agravio sobre las instalaciones cuya actividad no estaba directamente ligada a estos costes, se incrementa, desde la entrada en vigor del citado real decreto-ley y hasta la entrada en vigor del presente real decreto, el valor del incentivo de dichas instalaciones, en la cuantía de la prima suprimida, quedando la retribución total exactamente igual a la situa-ción anterior a la modificación.

Además, se prevé que ciertas instalaciones de tecno-logías asimilables al régimen especial pero que por lo elevado de su potencia deban estar incluidas en el régi-men ordinario, o bien, instalaciones térmicas convencio-nales que utilicen biomasa o biogás, puedan percibir una prima o un complemento, para fomentar su implantación, por su contribución a los objetivos del régimen especial.

Por otro lado, se introducen sendas disposiciones adi-cionales relativas a los mecanismos de reparto de gastos y costes y la estimación de los costes de conexión para las instalaciones del régimen especial. necesarias para la incorporación al derecho español el contenido de los artí-culos 7.4 y 7.5 de la Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de 2001, rela-

tiva a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad.

El real decreto se estructura sistemáticamente en cua-tro capítulos. El capítulo I define el alcance objetivo de la norma y especifica las instalaciones que tienen la consi-deración de régimen especial, clasificándolas en catego-rías, grupos y subgrupos; el capítulo II regula el procedi-miento para la inclusión de una instalación de producción de energía eléctrica en el régimen especial; el capítulo III, los derechos y obligaciones de los productores en régi-men especial, y el capítulo IV, el régimen económico.

Con este real decreto se pretende que en el año 2010 se alcance el objetivo indicativo nacional incluido en la Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Con-sejo, de 27 de septiembre de 2001, relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad, de manera que al menos el 29,4 por ciento del consumo bruto de electricidad en 2010 provenga de fuentes de energía renovables.

De acuerdo con lo previsto en la disposición adicional undécima, apartado tercero, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, este real decreto ha sido sometido a informe preceptivo de la Comisión Nacio-nal de Energía.

En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria Turismo y Comercio, de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 25 de mayo de 2007,

D I S P O N G O :

CAPÍTULO I

Objeto y ámbito de aplicación

Artículo 1. Objeto.

Constituye el objeto de este real decreto:

a) El establecimiento de un régimen jurídico y eco-nómico de la actividad de producción de energía eléc-trica en régimen especial que sustituye al Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de produc-ción de energía eléctrica en régimen especial por una nueva regulación de la actividad de producción de ener-gía eléctrica en régimen especial.

b) El establecimiento de un régimen económico transitorio para las instalaciones incluidas en las catego-rías a), b), c) y d) del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y eco-nómico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

c) La determinación de una prima que complemente el régimen retributivo de aquellas instalaciones con potencia superior a 50 MW, aplicable a las instalaciones incluidas en el artículo 30.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, y a las cogeneraciones.

d) La determinación de una prima que complemente el régimen retributivo de las instalaciones de co-combus-tión de biomasa y/o biogás en centrales térmicas del régi-men ordinario, independientemente de su potencia, de acuerdo con lo establecido en el artículo 30.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.


Artículo 2. Ámbito de aplicación.

1. Podrán acogerse al régimen especial establecido en este real decreto las instalaciones de producción de energía eléctrica contempladas en el artículo 27.1 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.

Dichas instalaciones se clasifican en las siguientes categorías, grupos y subgrupos, en función de las ener-gías primarias utilizadas, de las tecnologías de produc-ción empleadas y de los rendimientos energéticos obteni-dos:

a) Categoría a): productores que utilicen la cogene-ración u otras formas de producción de electricidad a partir de energías residuales.

Tienen la consideración de productores cogenerado-res aquellas personas físicas o jurídicas que desarrollen las actividades destinadas a la generación de energía tér-mica útil y energía eléctrica y/o mecánica mediante coge-neración, tanto para su propio uso como para la venta total o parcial de las mismas. Entendiéndose como ener-gía eléctrica la producción en barras de central o genera-ción neta, de acuerdo con los artículos 16.7 y 30.2 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.

Se entiende por energía térmica útil la producida en un proceso de cogeneración para satisfacer, sin superarla, una demanda económicamente justificable de calor y/o refrigeración y, por tanto, que sería satisfecha en condi-ciones de mercado mediante otros procesos, de no recu-rrirse a la cogeneración.

Esta categoría a) se clasifica a su vez en dos grupos:1.º Grupo a.1. Instalaciones que incluyan una cen-

tral de cogeneración siempre que supongan un alto rendi-miento energético y satisfagan los requisitos que se determinan en el anexo I. Dicho grupo se divide en cuatro subgrupos:

Subgrupo a.1.1. Cogeneraciones que utilicen como combustible el gas natural, siempre que éste suponga al menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, o al menos el 65 por ciento de la energía primaria utilizada cuando el resto provenga de biomasa y/o biogás en los términos previstos en el anexo II; siendo los porcentajes de la energía primaria utilizada citados medidos por el poder calorífico inferior.

Subgrupo a.1.2. Cogeneraciones que utilicen como combustible gasóleo, fuel-oil o bien Gases Licuados del Petróleo (GLP), siempre que estos supongan al menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior.

Subgrupo a.1.3. Cogeneraciones que utilicen como combustible principal biomasa y/o biogás, en los térmi-nos que figuran en el anexo II, y siempre que ésta suponga al menos el 90 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior.

Subgrupo a.1.4. Resto de cogeneraciones que inclu-yen como posibles combustibles a emplear, gases resi-duales de refinería, coquería, combustibles de proceso, carbón y otros no contemplados en los subgrupos ante-riores.

2.º Grupo a.2. Instalaciones que incluyan una cen-tral que utilice energías residuales procedentes de cual-quier instalación, máquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica y/o mecánica.

b) Categoría b): instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de pro-ducción en el régimen ordinario.

Esta categoría b) se clasifica a su vez en ocho grupos:

1.º Grupo b.1. Instalaciones que utilicen como ener-gía primaria la energía solar. Dicho grupo se divide en dos subgrupos:

Subgrupo b.1.1. Instalaciones que únicamente utili-cen la radiación solar como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica.

Subgrupo b.1.2. Instalaciones que utilicen única-mente procesos térmicos para la transformación de la energía solar, como energía primaria, en electricidad. En estas instalaciones se podrán utilizar equipos que utilicen un combustible para el mantenimiento de la temperatura del fluido trasmisor de calor para compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega prevista de energía. La generación eléctrica a partir de dicho com-bustible deberá ser inferior, en cómputo anual, al 12 por ciento de la producción total de electricidad si la instala-ción vende su energía de acuerdo a la opción a) del artículo 24.1 de este real decreto. Dicho porcentaje podrá llegar a ser el 15 por ciento si la instalación vende su ener-gía de acuerdo a la opción b) del citado artículo 24.1.

2.º Grupo b.2. Instalaciones que únicamente utili-cen como energía primaria la energía eólica. Dicho grupo se divide en dos subgrupos:

Subgrupo b.2.1. Instalaciones eólicas ubicadas en tierra.

Subgrupo b.2.2. Instalaciones eólicas ubicadas en el mar territorial.

3.º Grupo b.3. Instalaciones que únicamente utili-cen como energía primaria la geotérmica, la de las olas, la de las mareas, la de las rocas calientes y secas, la oceano-térmica y la energía de las corrientes marinas.

4.º Grupo b.4. Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea superior a 10 MW.

5.º Grupo b.5. Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a 10 MW y no sea superior a 50 MW.

6.º Grupo b.6. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de cultivos energé-ticos, de residuos de las actividades agrícolas o de jardi-nerías, o residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones selvícolas en las masas forestales y espacios verdes, en los términos que figuran en el anexo II. Dicho grupo se divide en tres subgrupos:

Subgrupo b.6.1. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de cultivos energé-ticos.

Subgrupo b.6.2. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de residuos de las actividades agrícolas o de jardinerías.

Subgrupo b.6.3. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones selvíco-las en las masas forestales y espacios verdes.

7.º Grupo b.7. Centrales que utilicen como combus-tible principal biomasa procedente de estiércoles, bio-combustibles o biogás procedente de la digestión anaero-bia de residuos agrícolas y ganaderos, de residuos biodegradables de instalaciones industriales o de lodos de depuración de aguas residuales, así como el recupe-rado en los vertederos controlados, en los términos que figuran en el anexo II. Dicho grupo se divide en tres subgrupos:

Subgrupo b.7.1. Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás de vertederos.

Subgrupo b.7.2. Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás generado en digestores empleando alguno de los siguientes residuos: residuos biodegradables industriales, lodos de depuradora de aguas urbanas o industriales, residuos sólidos urbanos,


residuos ganaderos, agrícolas y otros para los cuales se aplique el proceso de digestión anaerobia, tanto indivi-dualmente como en co-digestión.

Subgrupo b.7.3. Instalaciones que empleen como combustible principal estiércoles mediante combustión y biocombustibles líquidos.

8.º Grupo b.8. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales, en los términos que figuran en el anexo II. Dicho grupo se divide en tres subgrupos:

Subgrupo b.8.1. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola.

Subgrupo b.8.2. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector forestal.

Subgrupo b.8.3. Centrales que utilicen como com-bustible principal licores negros de la industria papelera.

c) Categoría c): instalaciones que utilicen como ener-gía primaria residuos con valorización energética no con-templados en la categoría b). Dicha categoría se divide en cuatro grupos:

1.º Grupo c.1. Centrales que utilicen como combus-tible principal residuos sólidos urbanos.

2.º Grupo c.2. Centrales que utilicen como com-bustible principal otros residuos no contemplados ante-riormente.

3.º Grupo c.3. Centrales que utilicen como com-bustible residuos, siempre que éstos no supongan menos del 50 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior.

4.º Grupo c.4. Centrales que hubieran estado aco-gidas al Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre y que a la entrada en vigor del presente real decreto se encuen-tren en explotación, cuando utilicen como combustible productos de las explotaciones mineras de calidades no comerciales para la generación eléctrica, por su elevado contenido en azufre o cenizas, y siempre que su poder calorífico inferior sea inferior a 2.200 kcal/kg y que los residuos representen más del 25 por ciento de la energía primaria utilizada medida por el poder calorífico inferior.

2. A los efectos de la categoría b) anterior, se enten-derá como combustible principal aquel combustible que suponga, como mínimo, el 90 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior, excepto lo establecido para el subgrupo b.1.2 en el punto 1.b) anterior. Para la categoría c) el porcentaje anterior será el 70 por ciento, excepto para la c.3 y c.4.

3. Se admite la posibilidad de hibridaciones de varios combustibles y/o tecnologías, en los términos esta-blecidos en el artículo 23 de este real decreto.

Artículo 3. Potencia de las instalaciones.

1. La potencia nominal será la especificada en la placa de características del grupo motor o alternador, según aplique, corregida por las condiciones de medida siguientes, en caso que sea procedente:

a) Carga: 100 por ciento en las condiciones nomina-les del diseño.

b) Altitud: la del emplazamiento del equipo.c) Temperatura ambiente: 15 ºC.d) Pérdidas de carga: admisión 150 mm c.d.a.;

escape 250 mm c.d.a.e) Pérdidas por ensuciamiento y degradación: tres

por ciento.

2. A los efectos del límite de potencia establecido para acogerse al régimen especial o para la determina-ción del régimen económico establecido en el capítulo IV,

se considerará que pertenecen a una única instalación cuya potencia será la suma de las potencias de las insta-laciones unitarias para cada uno de los grupos definidos en el artículo 2:

a) Categorías a): instalaciones que tengan en común al menos un consumidor de energía térmica útil o que la energía residual provenga del mismo proceso industrial.

b) Categoría b): para las instalaciones del grupo b.1, que no estén en el ámbito de aplicación del Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de insta-laciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, y para los grupos b.2 y b.3, las que viertan su energía a un mismo transformador con tensión de salida igual a la de la red de distribución o transporte a la que han de conectarse. Si varias instalaciones de producción utilizasen las mismas instalaciones de evacuación, la referencia anterior se entendería respecto al transformador anterior al que sea común para varias instalaciones de producción. En caso de no existir un transformador anterior, para las instala-ciones del subgrupo b.1.1, se considerará la suma de potencias de los inversores trabajando en paralelo para un mismo titular y que viertan su energía en dicho trans-formador común.

Para las instalaciones de los grupos b.4 y b.5, las que tengan la misma cota altimétrica de toma y desagüe den-tro de una misma ubicación.

c) Para el resto de instalaciones de las categorías b) y c), las que tengan equipos electromecánicos propios.

3. Para las categorías a) y c), así como para los gru-pos b.6, b.7 y b.8, a los efectos de lo establecido en el punto 2 anterior, no se considerará la suma de las poten-cias de dos instalaciones, cuando la inscripción definitiva de la segunda se produzca al menos cinco años después de la inscripción definitiva de la primera, y la potencia total de la segunda sea de nueva instalación.

CAPÍTULO II

Procedimientos administrativos para la inclusión de una instalación de producción de energía eléctrica en el

régimen especial

SECCIÓN 1.ª DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 4. Competencias administrativas.

1. La autorización administrativa para la construc-ción, explotación, modificación sustancial, transmisión y cierre de las instalaciones de producción en régimen especial y el reconocimiento de la condición de instala-ción de producción acogida a dicho régimen corresponde a los órganos de las comunidades autónomas.

2. Corresponde a la Administración General del Estado, a través de la Dirección General de Política Ener-gética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, sin perjuicio de las competencias que tengan atribuidas otros departamentos ministeriales:

a) La autorización administrativa para la construc-ción, explotación, modificación sustancial, transmisión y cierre de las instalaciones de producción en régimen especial y el reconocimiento de la condición de instala-ción de producción acogida a dicho régimen cuando la comunidad autónoma donde esté ubicada la instalación no cuente con competencias en la materia o cuando las instalaciones estén ubicadas en más de una comunidad autónoma.

b) La autorización administrativa para la construc-ción, explotación, modificación sustancial, transmisión y cierre de las instalaciones cuya potencia instalada supere los 50 MW, o se encuentren ubicadas en el mar, previa


consulta en cada caso con las comunidades autónomas afectadas por la instalación.

c) La inscripción o toma de razón, en su caso, en el Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica de las instalaciones reguladas en este real decreto, así como la comunicación de la inscripción o toma de razón a la Comisión Nacional de Energía, al ope-rador del sistema y, en su caso, al operador del mercado.

3. Se entiende por modificación sustancial de una instalación preexistente las sustituciones de los equipos principales como las calderas, motores, turbinas hidráuli-cas, de vapor, eólicas o de gas, alternadores y transforma-dores, cuando se acredite que la inversión de la modifica-ción parcial o global que se realiza supera el 50 por ciento de la inversión total de la planta, valorada con criterio de reposición. La modificación sustancial dará origen a una nueva fecha de puesta en servicio a los efectos del capí-tulo IV.

4. Las anteriores competencias se entienden sin per-juicio de otras que pudieran corresponder a cada orga-nismo respecto a las instalaciones sujetas a esta regula-ción.

Artículo 5. Autorización de instalaciones.

El procedimiento para el otorgamiento de autorizacio-nes administrativas para la construcción, modificación, explotación, transmisión y cierre de las instalaciones a las que hace referencia este real decreto, cuando sea compe-tencia de la Administración General del Estado, se regirá por las normas por las que se regulan con carácter gene-ral las instalaciones de producción de energía eléctrica, sin perjuicio de las concesiones y autorizaciones que sean necesarias, de acuerdo con otras disposiciones que resul-ten aplicables, que pudieran ser previas a la autorización de instalaciones como en el caso de la concesión de aguas para las centrales hidroeléctricas.

Para la obtención de la autorización de la instalación, será un requisito previo indispensable la obtención de los derechos de acceso y conexión a las redes de transporte o distribución correspondientes.

Las comunidades autónomas, en el ámbito de sus competencias, podrán desarrollar procedimientos simpli-ficados para la autorización de instalaciones cuando éstas tengan una potencia instalada no superior a 100 kW.

Artículo 6. Requisitos para la inclusión de una instala-ción en el régimen especial.

1. La condición de instalación de producción acogida al régimen especial será otorgada por la Administración competente para su autorización. Los titulares o explota-dores de las instalaciones que pretendan acogerse a este régimen deberán solicitar ante la Administración compe-tente su inclusión en una de las categorías, grupo y, en su caso, subgrupo a los que se refiere el artículo 2.

2. Para que una instalación de producción pueda acogerse al régimen especial se deberá acreditar además del cumplimiento de los requisitos a que se refiere el artículo 2 las principales características técnicas y de fun-cionamiento de la instalación.

Asimismo, deberá realizarse una evaluación cuantifi-cada de la energía eléctrica que va a ser transferida en su caso a la red.

3. En el caso de instalaciones incluidas en la catego-ría a) del artículo 2.1, se deberán acreditar las siguientes características de la instalación:

a) La máxima potencia a entregar con el mínimo consumo compatible con el proceso.

b) La mínima potencia a entregar compatible con el proceso asociado al funcionamiento en régimen normal.

c) La potencia mínima a entregar compatible con las condiciones técnicas del grupo generador, para los pro-ductores que no tengan proceso industrial.

d) El cumplimiento de los requisitos que se determi-nan en el anexo I, según corresponda, para la categoría a), para lo cual se debe elaborar un estudio energético que lo acredite, justificando, en su caso, la necesidad de energía térmica útil producida, de acuerdo con la definición dada en el artículo 2, en los diferentes regímenes de explota-ción de la instalación previstos.

Además de lo anterior, el titular deberá presentar un procedimiento de medida y registro de la energía térmica útil, indicando los equipos de medida necesarios para su correcta determinación.

4. En el caso de instalaciones híbridas, así como, en su caso, las instalaciones del subgrupo a.1.3, se deberá justificar la energía que se transfiere a la red mediante el consumo de cada uno de los combustibles, su poder calo-rífico, los consumos propios asociados a cada combusti-ble y los rendimientos de conversión de la energía térmica del combustible en energía eléctrica, así como la cantidad y procedencia de los distintos combustibles primarios que vayan a ser utilizados.

SECCIÓN 2.ª PROCEDIMIENTO

Artículo 7. Presentación de la solicitud.

En el caso de las instalaciones para cuya autorización sea competente la Administración General del Estado, la solicitud de inclusión en el régimen especial deberá ser presentada por el titular de la instalación o por quien le represente, entendiendo por tales al propietario, arrenda-tario, concesionario hidráulico o titular de cualquier otro derecho que le vincule con la explotación de una instala-ción. Esta solicitud deberá acompañarse de la documen-tación acreditativa de los requisitos a que se refiere el artículo anterior, así como de una memoria-resumen de la entidad peticionaria que deberá contener:

a) Nombre o razón social y domicilio del peticiona-rio.

b) Capital social y accionistas con participación superior al cinco por ciento, en su caso, y participación de éstos. Relación de empresas filiales en las que el titular tenga participación mayoritaria.

c) Las condiciones de eficiencia energética, técnicas y de seguridad de la instalación para la que se solicita la inclusión en el régimen especial.

d) Relación de otras instalaciones acogidas al régi-men especial de las que sea titular.

e) Copia del balance y cuenta de resultados corres-pondiente al último ejercicio fiscal.

Artículo 8. Tramitación y resolución.

1. Cuando los documentos exigidos a los interesa-dos ya estuvieran en poder de cualquier órgano de la Administración actuante, el solicitante podrá acogerse a lo establecido en el artículo 35.f) de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administracio-nes Públicas y del Procedimiento Administrativo Común, siempre que haga constar la fecha y el órgano o depen-dencia en que fueron presentados o, en su caso, emiti-dos.

En los supuestos de imposibilidad material de obtener el documento, debidamente justificada en el expediente, el órgano competente podrá requerir al solicitante su pre-sentación o, en su defecto, la acreditación por otros medios de los requisitos a que se refiere el documento, con anterioridad a la formulación de la propuesta de reso-lución.


2. El procedimiento de tramitación de la solicitud se ajustará a lo previsto en la Ley 30/1992, de 26 de noviem-bre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públi-cas y del Procedimiento Administrativo Común, y en sus normas de desarrollo.

3. La Dirección General de Política Energética y Minas notificará la resolución expresa sobre la solicitud en el plazo de tres meses. La falta de notificación de la resolución expresa en plazo tendrá efectos desestimato-rios, de acuerdo al artículo 28.3 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre. No obstante, podrá interponerse recurso de alzada ante la autoridad administrativa correspondiente.

SECCIÓN 3.ª REGISTRO DE INSTALACIONES DE PRODUCCIÓNEN RÉGIMEN ESPECIAL

Artículo 9. Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial.

1. Para el adecuado seguimiento del régimen espe-cial y específicamente para la gestión y el control de la percepción de las tarifas reguladas, las primas y comple-mentos, tanto en lo relativo a la categoría, grupo y subgrupo, a la potencia instalada y, en su caso, a la fecha de puesta en servicio como a la evolución de la energía eléctrica producida, la energía cedida a la red, la energía primaria utilizada, el calor útil producido y el ahorro de energía primaria conseguido, las instalaciones de produc-ción de energía eléctrica en régimen especial deberán ser inscritas obligatoriamente en la sección segunda del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica a que se refiere el artículo 21.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, dependiente del Ministe-rio de Industria, Turismo y Comercio. Dicha sección segunda del Registro administrativo citado será denomi-nada, en lo sucesivo Registro administrativo de instala-ciones de producción en régimen especial.

2. El procedimiento de inscripción en este registro constará de una fase de inscripción previa y de una fase de inscripción definitiva.

Artículo 10. Coordinación con las comunidades autóno-mas y con otros organismos.

1. Sin perjuicio de lo previsto en el artículo anterior, las comunidades autónomas podrán crear y gestionar los correspondientes registros territoriales.

2. Para garantizar la intercambiabilidad de las ins-cripciones entre el Registro administrativo de instalacio-nes de producción en régimen especial y los registros autonómicos que puedan constituirse, así como la agili-dad y homogeneidad en la remisión de datos entre la Administración General del Estado y las comunidades autónomas, se establece en el anexo III el modelo de ins-cripción previa y definitiva en el registro. De acuerdo con estos modelos, se realizará la comunicación de datos por las comunidades autónomas para la toma de razón de las inscripciones en el registro dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, así como la transmisión a aquéllas de las inscripciones que afecten a su ámbito territorial.

3. La Dirección General de Política Energética y Minas establecerá, en colaboración con las comunidades autónomas, un procedimiento telemático al que se adhe-rirán los órganos competentes de las mismas para la comunicación de datos remitidos por éstas para la toma de razón de las inscripciones en el registro dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Igual-mente la Dirección General de Política Energética y Minas promoverá la utilización de dicho procedimiento telemá-tico en sentido inverso, para la transmisión a los órganos competentes de las comunidades autónomas de las ins-

cripciones que afecten a su ámbito territorial, así como a la Comisión Nacional de Energía, al operador del sistema y al operador del mercado de las inscripciones en el Registro administrativo de instalaciones en régimen especial.

Artículo 11. Inscripción previa.

1. La solicitud de inscripción previa se dirigirá al órgano correspondiente de la comunidad autónoma com-petente o, en su caso, a la Dirección General de Política Energética y Minas.

Cuando resulte competente, la Dirección General de Política Energética y Minas deberá resolver sobre la soli-citud de inscripción previa en un plazo máximo de un mes.

2. La solicitud de inscripción previa se acompañará, al menos, del acta de puesta en servicio provisional para pruebas, el contrato técnico con la empresa distribuidora o, en su caso, contrato técnico de acceso a la red de trans-porte, a los que se refiere el artículo 16 de este real decreto, así como de aquella documentación que hubiera sido modificada respecto de la presentada para el otorga-miento de la condición de instalación acogida al régimen especial.

3. Una vez inscrita, la comunidad autónoma compe-tente deberá dar traslado a la Dirección General de Polí-tica Energética y Minas, en un plazo máximo de un mes de la inscripción de la instalación en el registro autonó-mico para la toma de razón de la inscripción previa en el registro administrativo, acompañado del modelo de ins-cripción del anexo III.

4. La formalización de la inscripción previa dará lugar a la asignación de un número de identificación en el registro, que será comunicado a la Comisión Nacional de Energía y a la comunidad autónoma competente, al objeto de que por ésta última se proceda a su notificación al interesado. Esta notificación será efectuada por la Dirección General de Política Energética y Minas cuando se trate de instalaciones para cuya autorización sea com-petente la Administración General del Estado.

5. La formalización de la inscripción previa en el Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial dependiente de la Dirección General de Política Energética y Minas, será considerada requisito suficiente para dar cumplimiento a lo previsto en el artículo 4.a) del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, y será notificada al interesado.

Artículo 12. Inscripción definitiva.

1. La solicitud de inscripción definitiva se dirigirá al órgano correspondiente de la comunidad autónoma com-petente o, en su caso, a la Dirección General de Política Energética y Minas, acompañada de:

a) Documento de opción de venta de la energía pro-ducida a que se refiere el artículo 24.

b) Certificado emitido por el encargado de la lec-tura, que acredite el cumplimiento de lo dispuesto en el Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, aprobado por el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre. Para todas las ins-talaciones correspondientes a puntos de medida tipo 3, el encargado de la lectura será el distribuidor correspon-diente.

c) Informe del operador del sistema, o del gestor de la red de distribución en su caso, que acredite la adecuada cumplimentación de los procedimientos de acceso y conexión y el cumplimiento de los requisitos de informa-ción, técnicos y operativos establecidos en los procedi-mientos de operación, incluyendo la adscripción a un


centro de control de generación con los requisitos esta-blecidos en el presente real decreto.

d) Acreditación del cumplimiento de los requisitos exigidos en el artículo 4 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, para los sujetos del mercado de producción. En el caso en el que el titular de una instalación que hubiera elegido la opción a) del artículo 24.1, vaya a ser representado por un represen-tante en nombre propio, será éste último el que deberá presentar la acreditación establecida en el presente párrafo.

e) En el caso de instalaciones híbridas, así como ins-talaciones del subgrupo a.1.3, memoria justificativa que acredite el origen de los combustibles que van a ser utili-zados y sus características, así como, en su caso, los por-centajes de participación de cada combustible y/o tecno-logía en cada uno de los grupos y subgrupos.

La solicitud de inscripción definitiva podrá presen-tarse simultáneamente con la solicitud del acta de puesta en servicio de la instalación.

2. En el caso de que la competencia para la resolu-ción de la solicitud corresponda a una comunidad autó-noma, ésta, en el plazo de un mes, deberá comunicar la inscripción de la instalación en el registro autonómico o, en su caso, de los datos precisos para la inscripción defi-nitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial a la Dirección General de Política Energética y Minas, según el modelo de inscrip-ción del anexo III, acompañado del acta de puesta en ser-vicio definitiva definida en el artículo 132 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instala-ciones de energía eléctrica.

Cuando resulte competente, la Dirección General de Política Energética y Minas deberá resolver sobre la soli-citud de inscripción definitiva en un plazo máximo de un mes.

3. La Dirección General de Política Energética y Minas comunicará la inscripción definitiva en este regis-tro, en la que constará el número de identificación en éste, al operador del mercado, al operador del sistema, a la Comisión Nacional de Energía y a la comunidad autó-noma que resulte competente. Por su parte el órgano competente de ésta procederá a su notificación al solici-tante y a la empresa distribuidora. Esta notificación será efectuada por la Dirección General de Política Energética y Minas cuando se trate de instalaciones para cuya auto-rización sea competente la Administración General del Estado.

4. La remisión de información a que hace referencia el presente artículo se remitirá de acuerdo al procedi-miento a que hace referencia el artículo 10.3 del presente real decreto.

Artículo 13. Caducidad y cancelación de la inscripción previa.

La inscripción previa de una instalación en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régi-men especial dependiente de la Dirección General de Política Energética y Minas será cancelada si, transcurri-dos tres meses desde que aquélla fuese notificada al inte-resado, éste no hubiera solicitado la inscripción definitiva. No obstante, no se producirá esta cancelación en el caso de que a juicio de la Administración competente existan razones fundadas para que esta inscripción permanezca en el registro, lo que deberá comunicar, en su caso, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía expresando el plazo

durante el cual la vigencia de la inscripción debe prorro-garse.

Artículo 14. Efectos de la inscripción.

1. La condición de instalación acogida al régimen especial tendrá efectos desde la fecha de la resolución de otorgamiento de esta condición emitida por la autoridad competente. No obstante, la inscripción definitiva de la instalación en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial será requisito necesa-rio para la aplicación a dicha instalación del régimen eco-nómico regulado en este real decreto, con efectos desde el primer día del mes siguiente a la fecha del acta de puesta en marcha definitiva de la instalación.

En cualquier caso, a partir de dicho primer día serán aplicables, en su caso, los complementos, y costes por desvíos previstos en dicho régimen económico. Asi-mismo, cuando la opción de venta elegida fuera la del artículo 24.1.b), se aplicará desde dicho primer día, y hasta que se acceda al mercado, la retribución resultante del artículo 24.1.a), con sus complementos y costes por des-víos asociados.

2. Sin perjuicio de lo previsto en el apartado anterior, la energía eléctrica que pudiera haberse vertido a la red como consecuencia de un funcionamiento en pruebas previo al acta de puesta en marcha definitiva, y la vertida después de la concesión de dicha acta, hasta el primer día del mes siguiente, será retribuida con un precio equiva-lente al precio final horario del mercado.

El funcionamiento en pruebas deberá ser previamente autorizado y su duración no podrá exceder de tres meses.

Dicho plazo podrá ser ampliado por la autoridad com-petente si la causa del retraso es ajena al titular o explota-dor de la instalación de producción.

Artículo 15. Cancelación y revocación de la inscripción definitiva.

Procederá la cancelación de la inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de produc-ción en régimen especial en los siguientes casos:

a) Cese de la actividad como instalación de produc-ción en régimen especial.

b) Revocación por el órgano competente del recono-cimiento de instalación acogida al régimen especial o revocación de la autorización de la instalación, de acuerdo con la legislación aplicable.

La Administración competente comunicará la cancela-ción o revocación, así como cualquier otra incidencia de la inscripción definitiva en el registro, a la empresa distri-buidora y a la Dirección General de Política Energética y Minas para su toma de razón en el Registro administra-tivo de instalaciones de producción en régimen especial. Por su parte, ésta última lo comunicará a la Comisión Nacional de Energía.

CAPÍTULO III

Derechos y obligaciones de las instalacionesdel régimen especial

Artículo 16. Contratos con las empresas de red.

1. El titular de la instalación de producción acogida al régimen especial y la empresa distribuidora suscribirán un contrato tipo, según modelo establecido por la Direc-ción General de Política Energética y Minas, por el que se regirán las relaciones técnicas entre ambos.


En dicho contrato se reflejarán, como mínimo, los siguientes extremos:

a) Puntos de conexión y medida, indicando al menos las características de los equipos de control, conexión, seguridad y medida.

b) Características cualitativas y cuantitativas de la energía cedida y, en su caso, de la consumida, especifi-cando potencia y previsiones de producción, consumo, generación neta, venta y, en su caso, compra.

c) Causas de rescisión o modificación del contrato.d) Condiciones de explotación de la interconexión,

así como las circunstancias en las que se considere la imposibilidad técnica de absorción de los excedentes de energía.

La empresa distribuidora tendrá la obligación de sus-cribir este contrato, incluso aunque no se produzca gene-ración neta en la instalación.

2. Adicionalmente, en el caso de conexión a la red de transporte, se aplicará lo dispuesto en el artículo 58 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, y deberá comunicarse el contrato técnico de acceso a la red de transporte al operador del sistema y al gestor de la red de transporte.

Este contrato técnico se anexará al contrato principal definido en el apartado anterior.

La firma de los mencionados contratos con los titula-res de redes requerirá la acreditación ante éstos de las autorizaciones administrativas de las instalaciones de generación, así como de las correspondientes instalacio-nes de conexión desde las mismas hasta el punto de conexión en la red de transporte o distribución, necesa-rias para la puesta en servicio.

Artículo 17. Derechos de los productores en régimen especial.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 30.2 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, los titulares de instala-ciones de producción acogidas al régimen especial ten-drán los siguientes derechos:

a) Conectar en paralelo su grupo o grupos genera-dores a la red de la compañía eléctrica distribuidora o de transporte.

b) Transferir al sistema a través de la compañía eléc-trica distribuidora o de transporte su producción neta de energía eléctrica o energía vendida, siempre que técnica-mente sea posible su absorción por la red.

c) Percibir por la venta, total o parcial, de su energía eléctrica generada neta en cualquiera de las opciones que aparecen en el artículo 24.1, la retribución prevista en el régimen económico de este real decreto. El derecho a la percepción de la tarifa regulada, o en su caso, prima, estará supeditada a la inscripción definitiva de la instala-ción en el Registro de instalaciones de producción en régimen especial dependiente de la Dirección General de Política Energética y Minas, con anterioridad a la fecha límite establecida en el artículo 22.

d) Vender toda o parte de su producción neta a tra-vés de líneas directas.

e) Prioridad en el acceso y conexión a la red eléctrica en los términos establecidos en el anexo XI de este real decreto o en las normas que lo sustituyan.

Artículo 18. Obligaciones de los productores en régimen especial.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 30.1 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, los titulares de instala-ciones de producción en régimen especial tendrán las siguientes obligaciones:

a) Entregar y recibir la energía en condiciones técni-cas adecuadas, de forma que no se causen trastornos en el normal funcionamiento del sistema.

b) Para las instalaciones de generación de la catego-ría a) en el caso en que se produzca una cesión de energía térmica producida, será requisito para acogerse a este régimen retributivo, la formalización de uno o varios con-tratos de venta de energía térmica, por el total del calor útil de la planta.

c) Ser inscritas en la sección segunda del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica a que se refiere el artículo 21.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, dependiente del Ministerio de Indus-tria, Turismo y Comercio, de acuerdo con lo establecido en el artículo 9 del presente real decreto.

d) Todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 10 MW deberán estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará como inter-locutor con el operador del sistema, remitiéndole la infor-mación en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléc-trico.

La obligación de adscripción a un centro de control de generación será condición necesaria para la percepción de la tarifa o, en su caso, prima establecida en el presente real decreto, o en reales decretos anteriores vigentes con carácter transitorio. Si la opción de venta elegida fuera la venta a tarifa regulada, el incumplimiento de esta obliga-ción implicaría la percepción de un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa.

Los costes de instalación y mantenimiento de los cen-tros de control de generación, incluyendo la instalación y mantenimiento de las líneas de comunicación con el ope-rador del sistema, serán por cuenta de los generadores en régimen especial adscritos a los mismos. La comunica-ción de dichos centros control de generación con el ope-rador del sistema se hará de acuerdo a los protocolos y estándares comunicados por el operador del sistema y aprobados por la Dirección General de Política Energética y Minas.

Las condiciones de funcionamiento de los centros de control, junto con las obligaciones de los generadores en régimen especial, en relación con los mismos, serán las establecidas en los correspondientes procedimientos de operación.

e) Las instalaciones eólicas están obligadas al cum-plimiento de lo dispuesto en el procedimiento de opera-ción P.O. 12.3 «Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas», aprobado mediante resolución de 4 de octubre de 2006 de la Secretaría Gene-ral de Energía. A estos efectos, la verificación de su cum-plimiento se regulará en el procedimiento correspon-diente.

Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 3 de la disposición transitoria quinta, esta obligación será condi-ción necesaria para la percepción de la tarifa o, en su caso, prima establecida en el presente real decreto, o en reales decretos anteriores vigentes con carácter transito-rio. Si la opción de venta elegida fuera la venta a tarifa regulada, el incumplimiento de esta obligación implicaría la percepción de un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa misma.

Artículo 19. Remisión de documentación.

1. Los titulares o explotadores de las instalaciones inscritas en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial deberán enviar al órgano que autorizó la instalación, durante el primer trimestre de cada año, una memoria-resumen del año inmediatamente


anterior, de acuerdo con el modelo establecido en el anexo IV.

En el caso de las instalaciones que tengan la obliga-ción del cumplimiento del rendimiento eléctrico equiva-lente se remitirá un certificado, de una entidad reconocida por la Administración competente, acreditativo de que se cumplen las exigencias mínimas del anexo I, así como del valor realmente alcanzado de rendimiento eléctrico equi-valente, debiendo notificar cualquier cambio producido en los datos aportados para la autorización de la instala-ción, para la inclusión en el régimen especial o para la inscripción en el registro.

En el caso de instalaciones que utilicen biomasa y/o biogás considerado en los grupos b.6, b.7 y b.8, de forma única, en hibridación o co-combustión, remitirán además, la información que se determine en el correspondiente procedimiento de certificación, dentro del sistema de cer-tificación de biomasa y biogás, que será desarrollado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Asimismo, mientras que, de acuerdo con la disposición final cuarta, no se haya desarrollado dicho sistema, los titulares o explotadores remitirán, adjunta a la memoria resumen, una relación de los tipos de combustible utilizados indi-cando la cantidad anual empleada en toneladas al año y el PCI medio, en kcal/kg, de cada uno de ellos.

2. En el plazo máximo de un mes, contado a partir de su recepción, los órganos competentes de las comunida-des autónomas remitirán la información, incluidas las memorias-resumen anuales, a la Dirección General de Política Energética y Minas para su toma de razón en el registro, con copia a la Comisión Nacional de Energía.

3. Al objeto de proceder a la elaboración de las esta-dísticas anuales relativas al cumplimiento de los objetivos nacionales incluidos en el Plan de Energías Renovables 2005-2010 y en la Estrategia de Eficiencia Energética en España (E4), la Dirección General de Política Energética y Minas, a su vez, remitirá y pondrá a disposición del Insti-tuto para la Diversificación y Ahorro de la Energía toda la información a la que aquí se hace referencia y que afecte a las instalaciones del régimen especial y a las cogenera-ciones de más de 50 MW.

4. La documentación a que hace referencia el pre-sente artículo se remitirá por procedimiento telemático a que hace referencia el artículo 10.3 del presente real decreto.

Artículo 20. Cesión de la energía eléctrica generada en régimen especial.

1. Las instalaciones incluidas en el régimen especial podrán incorporar al sistema la totalidad de la energía eléctrica neta producida, entendiendo como tal la energía eléctrica bruta generada por la planta menos los consu-mos propios del sistema de generación de energía eléc-trica.

2. Para las instalaciones interconectadas con la red eléctrica, será necesario un acuerdo entre el titular y el gestor de la red correspondiente, que se formalizará mediante un contrato comprensivo de los extremos a que hace referencia el artículo 16.

3. Las instalaciones de régimen especial deberán contar con los equipos de medida de energía eléctrica necesarios que permitan su liquidación, facturación y control, de acuerdo con lo expresado en este real decreto y en el Reglamento de puntos de medida de los consu-mos y tránsitos de energía eléctrica, aprobado por el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre.

En el caso de que la medida se obtenga mediante una configuración que incluya el cómputo de pérdidas de energía, el titular y la empresa distribuidora deberán esta-blecer un acuerdo para cuantificar dichas pérdidas. Dicho

acuerdo deberá quedar reflejado en el contrato que deben suscribir ambos sujetos, definido en el artículo 16.

Cuando varias instalaciones de producción en régi-men especial compartan conexión, en ausencia de acuerdo entre ellas y con el gestor de la red autorizado por el órgano competente, la energía medida se asignará a cada instalación, junto con la imputación de pérdidas que corresponda, proporcionalmente a las medidas indi-vidualizadas.

Artículo 21. Sistema de información del cumplimiento del objetivo de potencia para cada tecnología.

En el plazo máximo de dos meses desde la publica-ción del presente real decreto, la Comisión Nacional de Energía establecerá, un sistema de información a través de su página web, en el que se determinará, en cada momento y para cada tecnología, la potencia total con inscripción definitiva en el Registro administrativo de ins-talaciones de producción en régimen especial, con el grado de avance respecto de los objetivos de potencia establecidos en los artículos 35 al 42 del presente real decreto, la evolución mensual, así como el plazo estimado de cumplimiento del objetivo correspondiente.

Artículo 22. Plazo de mantenimiento de las tarifas y pri-mas reguladas.

1. Una vez se alcance el 85 por ciento del objetivo de potencia para un grupo o subgrupo, establecido en los artículos 35 al 42 del presente real decreto, se establecerá, mediante resolución del Secretario General de Energía, el plazo máximo durante el cual aquellas instalaciones que sean inscritas en el Registro administrativo de instalacio-nes de producción en régimen especial con anterioridad a la fecha de finalización de dicho plazo tendrán derecho a la prima o, en su caso, tarifa regulada establecida en el presente real decreto para dicho grupo o subgrupo, que no podrá ser inferior a doce meses.

Para ello la Comisión Nacional de Energía propondrá a la Secretaría General de Energía una fecha límite, teniendo en cuenta el análisis de los datos reflejados por el sistema de información a que hace referencia el artículo 21 y teniendo en cuenta la velocidad de implantación de nue-vas instalaciones y la duración media de la ejecución de la obra para un proyecto tipo de una tecnología.

2. Aquellas instalaciones que sean inscritas de forma definitiva en el Registro administrativo de producción en régimen especial dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, con posterioridad a la fecha de fina-lización establecida para su tecnología, percibirán por la energía vendida, si hubieran elegido la opción a) del artículo 24.1, una remuneración equivalente al precio final horario del mercado de producción, y si hubieran elegido la opción b) el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación, complementado, en su caso, por los com-plementos del mercado que le sean de aplicación.

Sin perjuicio de lo anterior, estas instalaciones serán tenidas en cuenta a la hora de fijar los nuevos objetivos de potencia para el Plan de Energías Renovables 2011-2020.

Artículo 23. Instalaciones híbridas.

1. A los efectos del presente real decreto se entiende por hibridación la generación de energía eléctrica en una instalación, utilizando combustibles y/o tecnologías de los grupos o subgrupos siguientes b.1.2, b.6, b.7, b.8 y c.4, de acuerdo a los tipos y condiciones establecidos en el apartado 2 siguiente.


2. Solo se admiten las instalaciones híbridas de acuerdo a las siguientes definiciones:

i. Hibridación tipo 1: aquella que incorpore 2 ó más de los combustibles principales indicados para los grupos b.6, b.7, b.8 y c4 y que en su conjunto supongan en cóm-puto anual, como mínimo, el 90 por ciento de la energía primaria utilizada medida por sus poderes caloríficos infe-riores.

ii. Hibridación tipo 2: aquella instalación del subgrupo b.1.2 que adicionalmente, incorpore 1 o más de los combustibles principales indicados para los grupos b.6, b.7 y b.8. La generación eléctrica a partir de dichos combustibles deberá ser inferior, en el cómputo anual, al 50 por ciento de la producción total de electricidad. Cuando además de los combustibles principales indica-dos para los grupos b.6, b.7 y b.8 la instalación utilice otro combustible primario para los usos que figuran en el artículo 2.1.b, la generación eléctrica a partir del mismo no podrá superar, en el cómputo anual, el porcentaje del 10 por ciento, medido por su poder calorífico inferior.

3. Para el caso de hibridación tipo 1, la inscripción en el registro se hará en los grupos o subgrupos que corres-ponda atendiendo al porcentaje de participación de cada uno de ellos, sin perjuicio de la percepción de la retribución que le corresponda en función de la contribución real men-sual de cada uno de los grupos o subgrupos. Salvo que se trate de una cogeneración, en cuyo caso la instalación se inscribirá en el subgrupo a.1.3. Para el caso de hibridación tipo 2, la inscripción se realizará en el grupo b.1.2.

4. En el caso de utilización de un combustible de los contemplados en el presente artículo, pero que no haya sido contemplado en la inscripción de la instalación en el registro, el titular de la misma, deberá comunicarlo al órgano competente, adjuntando justificación del origen de los combustibles no contemplados y sus característi-cas, así como los porcentajes de participación de cada combustible y/o tecnología en cada uno de los grupos y subgrupos.

5. Únicamente será aplicable la hibridación entre los grupos y subgrupos especificados en el presente artículo en el caso en que el titular de la instalación mantenga un registro documental suficiente que permita determinar de manera fehaciente e inequívoca la energía eléctrica pro-ducida atribuible a cada uno de los combustibles y tecno-logías de los grupos y subgrupos especificados.

6. El incumplimiento del registro documental refe-rido en apartado anterior o el fraude en los porcentajes de hibridación retribuidos serán causa suficiente para la revocación del derecho a la aplicación del régimen econó-mico regulado en este real decreto y, en su caso, a la incoación del procedimiento sancionador correspon-diente. Si se hubiera elegido la opción de venta de ener-gía a tarifa regulada, la suspensión referida implicaría la percepción de un precio equivalente al precio final hora-rio del mercado, en lugar de la tarifa misma, sin perjuicio de la obligación, en su caso, de abonar el coste de los desvíos en que incurra.

CAPÍTULO IV

Régimen económico

SECCIÓN 1.ª DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 24. Mecanismos de retribución de la energía eléctrica producida en régimen especial.

1. Para vender, total o parcialmente, su producción neta de energía eléctrica, los titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real decreto deberán elegir una de las opciones siguientes:

a) Ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o distribución, percibiendo por ella una tarifa regulada, única para todos los períodos de progra-mación, expresada en céntimos de euro por kilovatio-hora.

b) Vender la electricidad en el mercado de produc-ción de energía eléctrica. En este caso, el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación, complementado, en su caso, por una prima en céntimos de euro por kilovatio-hora.

2. En ambos casos, el titular de la instalación deberá observar las normas contenidas en la sección 2.ª de este capítulo IV, y le será además de aplicación la legislación, normativa y reglamentación específica del mercado eléc-trico.

3. De acuerdo con el artículo 17.d), el titular de una instalación de régimen especial podrá además, vender parte de su energía a través de una línea directa, sin que a esta energía le sea de aplicación el régimen económico regulado en este real decreto.

4. Los titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real decreto podrán elegir, por períodos no inferiores a un año, la opción de venta de su energía que más les convenga, lo que comunicarán a la empresa distribuidora y a la Dirección General de Política Energé-tica y Minas, con una antelación mínima de un mes, refe-rido a la fecha del cambio de opción. Dicha fecha será el primer día del primer mes en que el cambio de opción vaya a ser efectivo y deberá quedar referida explícita-mente en la comunicación.

5. La Dirección General de Política Energética y Minas tomará nota de la opción elegida, y de los cambios que se produzcan en la inscripción del Registro adminis-trativo de instalaciones de producción de energía eléctrica y la comunicará a la Comisión Nacional de Energía y, en su caso, a los operadores del sistema y del mercado, a los efectos de liquidación de las energías.

Artículo 25. Tarifa regulada.

La tarifa regulada a que se refiere el artículo 24.1.a) consiste en una cantidad fija, única para todos los perio-dos de programación, y que se determina en función de la categoría, grupo y subgrupo al que pertenece la instala-ción, así como de su potencia instalada y, en su caso, antigüedad desde la fecha de puesta en servicio, en los artículos 35 al 42 del presente real decreto.

Artículo 26. Discriminación horaria.

1. Las instalaciones de la categoría a) y los grupos b.4, b.5, b.6, b.7 y b.8, que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1, podrán acogerse, con carácter voluntario, al régimen de discriminación horaria de dos periodos siguiente:

Invierno Verano

Punta Valle Punta Valle

11-21 h 21-24 h y 0-11 h 12-22h 22-24 h y 0-12 h

Los cambios de horario de invierno a verano o vice-versa coincidirán con la fecha de cambio oficial de hora.

2. La tarifa regulada a percibir en este caso, se calcu-lará como el producto de la tarifa que le corresponda por su grupo, subgrupo, antigüedad y rango de potencia, multiplicada por 1,0462 para el periodo punta y 0,9670 para el periodo valle.


3. El titular de una instalación que desee acogerse a dicho régimen podrá hacerlo por periodos no inferiores a un año lo que comunicará a la empresa distribuidora y a la Dirección General de Política Energética y Minas, con una antelación mínima de un mes, referido a la fecha del cambio de opción. Dicha fecha será el primer día del pri-mer mes en que el cambio de opción vaya a ser efectivo y deberá quedar referida explícitamente en la comunica-ción.

4. El acogimiento al régimen de discriminación hora-ria regulado en el presente artículo, podrá realizarse, con-juntamente con la elección de venta regulada en el artículo 24.4 del presente real decreto. En caso de no rea-lizarse de forma conjunta, el titular de la instalación no podrá cambiar a la opción de venta del artículo 24.1.b), en tanto en cuanto no haya permanecido acogido al citado régimen de discriminación horaria durante al menos un año.

Artículo 27. Prima.

1. La prima a que se refiere el artículo 24.1.b) con-siste en una cantidad adicional al precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación.

2. Para ciertos tipos de instalaciones pertenecientes a la categoría b), se establece una prima variable, en fun-ción del precio del mercado de referencia.

Para éstas, se establece una prima de referencia y unos límites superior e inferior para la suma del precio del mercado de referencia y la prima de referencia. Para el caso de venta de energía a través del sistema de ofertas gestionado por el operador de mercado, así como para los contratos de adquisición entre los titulares de las ins-talaciones y los comercializadores cuya energía es ven-dida en el sistema de ofertas, el precio del mercado de referencia será el precio horario del mercado diario. Para el resto de posibilidades contempladas en la opción b) del artículo 24.1, el precio del mercado de referencia será el precio que resulte de acuerdo a la aplicación del sistema de subastas regulado en la Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero, por la que se regulan los contratos bilaterales que firmen las empresas distribuidoras para el suministro a tarifa en el territorio peninsular.

La prima a percibir en cada hora, se calcula de la siguiente forma:

i. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de referencia comprendidos entre el límite superior e inferior establecidos para un determinado grupo y subgrupo, el valor a percibir será la prima de refe-rencia para ese grupo o subgrupo, en esa hora.

ii. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de referencia inferiores o iguales al límite inferior, el valor de la prima a percibir será la diferencia entre el límite inferior y el precio horario del mercado dia-rio en esa hora.

iii. Para valores del precio del mercado de referencia comprendidos entre el límite superior menos la prima de referencia y el límite superior, el valor de la prima a perci-bir será la diferencia entre el límite superior y el precio del mercado de referencia en esa hora.

iv. Para valores del precio del mercado de referencia superiores o iguales al límite superior, el valor de la prima a percibir será cero en esa hora.

3. La prima o, cuando corresponda, prima de refe-rencia, así como los límites superior e inferior se determi-nan en función de la categoría, grupo y subgrupo al que pertenece la instalación, así como de su potencia insta-lada y, en su caso, antigüedad desde la fecha de puesta en servicio, en los artículos 35 al 42 del presente real decreto.

Artículo 28. Complemento por Eficiencia.

1. Las instalaciones del régimen especial, a las que les sea exigible el cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente y aquellas cogeneraciones con potencia ins-talada mayor de 50 MW y menor o igual de 100 MW, que acrediten en cualquier caso un rendimiento eléctrico equivalente superior al mínimo por tipo de tecnología y combustible según se recoge en el anexo I de este real decreto, percibirán un complemento por eficiencia, apli-cable únicamente sobre la energía cedida al sistema a través de la red de transporte o distribución, basado en un ahorro de energía primaria incremental cuya cuantía será determinada de la siguiente forma:

Complemento por eficiencia = 1,1 x (1/REEminimo –1/REEi) x Cmp

REEminimo: Rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigido que aparece en la tabla del anexo I.

REEi: Rendimiento eléctrico equivalente acreditado por la instalación, en el año considerado y calculado según el anexo I.

Cmp: coste unitario de la materia prima del gas natu-ral (en c€/kWhPCS) publicado periódicamente por el Minis-terio de Industria, Turismo y Comercio, por medio de la orden en la que se establecen, entre otros, las tarifas de venta de gas natural y gases manufacturados por canali-zación para suministros a presión igual o inferior a 4 bar.

2. Este complemento por mayor eficiencia será retri-buido a la instalación independientemente de la opción de venta elegida en el artículo 24.1 del presente real decreto.

Artículo 29. Complemento por energía reactiva.

1. Toda instalación acogida al régimen especial, en virtud de la aplicación de este real decreto, independien-temente de la opción de venta elegida en el artículo 24.1, recibirá un complemento por energía reactiva por el man-tenimiento de unos determinados valores de factor de potencia. Este complemento se fija como un porcentaje, en función del factor de potencia con el que se entregue la energía del valor de 7,8441 c€/kWh, que será revisado anualmente. Dicho porcentaje, se establece en el anexo V del presente real decreto.

2. Aquellas instalaciones del régimen especial cuya potencia instalada sea igual o superior a 10 MW podrán recibir instrucciones del mismo para la modificación tem-poral del valor mantenido. En caso de cumplimiento de estas instrucciones del operador del sistema, se aplicará la máxima bonificación contemplada en el anexo V para el periodo en que se encuentre y en caso de incumplimiento de las mismas, se aplicará la máxima penalización con-templada en el mismo anexo para dicho periodo.

El operador del sistema podrá incorporar en dichas instrucciones las propuestas recibidas de los gestores de la red de distribución, y podrá delegar en éstos la transmi-sión de instrucciones a los generadores conectados a sus redes.

3. Sin perjuicio de lo anterior, las instalaciones que opten por vender su energía en el mercado, según el artículo 24.1.b), y cumplan los requisitos para ser provee-dor del servicio de control de tensiones de la red de trans-porte, podrán renunciar al complemento por energía reactiva establecido en este artículo, y podrán participar voluntariamente en el procedimiento de operación de control de tensión vigente, aplicando sus mecanismos de retribución.


Artículo 30. Liquidación de tarifas reguladas, primas y complementos.

1. Las instalaciones que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1 liquidarán con la Comisión Nacional de Energía, bien directamente, o bien a través de su repre-sentante, la cuantía correspondiente, a la diferencia entre la energía neta efectivamente producida, valorada al pre-cio de la tarifa regulada que le corresponda y la liquida-ción realizada por el operador del mercado y el operador del sistema, así como los complementos correspondien-tes, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 34 de este real decreto.

2. Las instalaciones que hayan elegido la opción b) del artículo 24.1 recibirán de la Comisión Nacional de Energía, bien directamente, o bien a través de su repre-sentante, la cuantía correspondiente a las primas y com-plementos que le sean de aplicación.

3. Los pagos correspondientes a los conceptos esta-blecidos en los párrafos 1 y 2 anteriores podrán ser ges-tionados, a través de un tercero previa autorización por parte de la Secretaría General de Energía del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, que deberá ser inde-pendiente de las actividades de generación y distribución y ser designado conforme a la legislación de contratos de las Administraciones Públicas.

4. Los importes correspondientes a estos conceptos se someterán al correspondiente proceso de liquidación por la Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciem-bre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.

SECCIÓN 2.ª PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO ELÉCTRICO

Artículo 31. Participación en el mercado.

1. Las instalaciones que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1 realizarán la venta de su energía a través del sistema de ofertas gestionado por el operador del mercado, a los efectos de la cuantificación de los desvíos de energía, y en su caso, liquidación del coste de los mis-mos, bien directamente o a través de su representante. Para ello, realizarán ofertas de venta de energía a precio cero en el mercado diario, y en su caso, ofertas en el intra-diario, de acuerdo con las Reglas del Mercado vigentes.

2. Para las instalaciones a las que hace referencia el artículo 34.2, la oferta de venta se realizará de acuerdo con la mejor previsión posible con los datos disponibles o en su defecto, de acuerdo con los perfiles de producción recogidos en el anexo XII del presente real decreto.

3. El operador del sistema liquidará tanto el coste de los desvíos como el déficit de desvíos correspondiente a aquellas instalaciones que están exentas de desvíos, de acuerdo a los procedimientos de operación correspon-dientes.

4. Con carácter mensual, el operador del mercado y el operador del sistema remitirán a la Comisión Nacional de Energía la información relativa a la liquidación reali-zada a las instalaciones que hayan optado por vender su energía de acuerdo a la opción a) del artículo 24.1.

5. Las instalaciones que hayan elegido la opción b) del artículo 24.1 podrán vender su energía bien directa-mente o bien indirectamente mediante representación tanto en el mercado de ofertas como en la firma de con-tratos bilaterales o en la negociación a plazo.

6. El representante podrá ser agente del mercado en el que vaya a negociar la energía de su representado, para

lo que tendrá que cumplir con los requisitos y procedi-mientos establecidos para ello.

Si el sujeto al que representa fuera agente del mer-cado diario de producción no será necesario que el repre-sentante se acredite como tal.

7. El representante podrá presentar las ofertas por el conjunto de las instalaciones de régimen especial a las que representa, agrupadas en una o varias unidades de oferta, sin perjuicio de la obligación de desagregar por unidades de producción las ofertas casadas.

8. Los operadores dominantes del sector eléctrico, determinados por la Comisión Nacional de la Energía, así como las personas jurídicas participadas por alguno de ellos, sólo podrán actuar como representantes instalacio-nes de producción en régimen especial de las que posean una participación directa o indirecta superior al 50 por ciento. Esta limitación debe ser aplicada, igualmente, a los contratos de adquisición de energía firmados entre los comercializadores del operador dominante y sus instala-ciones de régimen especial. Se entiende que una empresa está participada por otra cuando se cumplan los criterios establecidos en el artículo 185 de la Ley de Sociedades Anónimas.

9. Los titulares de instalaciones de producción en régimen ordinario que no pertenezcan a los operadores dominantes, así como las personas jurídicas participadas por alguno de ellos, o terceras sociedades que ejerzan la representación de instalaciones de producción, podrán actuar como representantes de instalaciones de produc-ción en régimen especial, con la adecuada separación de actividades por cuenta propia y cuenta ajena, y hasta un límite máximo del 5 por ciento de cuota conjunta de parti-cipación del grupo de sociedades en la oferta del mercado de producción. Estas características y limitación deben ser aplicadas, igualmente, a los contratos de adquisición de energía firmados entre los comercializadores no pertene-cientes a los operadores dominantes y las instalaciones de régimen especial. Se entiende que una empresa está parti-cipada por otra cuando se cumplan los criterios estableci-dos en el artículo 185 de la Ley de Sociedades Anónimas.

10. La Comisión Nacional de Energía será responsa-ble de incoar los correspondientes procedimientos san-cionadores en caso de incumplimiento de lo previsto en los apartados anteriores.

Artículo 32. Requisitos para participar en el mercado.

Para adquirir la condición de sujeto del mercado de producción, el titular de la instalación o quien le repre-sente deberá cumplir las condiciones establecidas en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. Una vez adquirida dicha condición, o cuando se produzca cualquier modificación de ésta, el operador del sistema lo comunicará en el plazo de dos semanas a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía.

Artículo 33. Participación en los servicios de ajuste del sistema.

1. Las instalaciones objeto del presente real decreto que hayan elegido la opción b) del artículo 24.1 podrán participar en los mercados asociados a los servicios de ajuste del sistema de carácter potestativo teniendo en cuenta que:

a) El valor mínimo de las ofertas para la participación en estos servicios de ajuste del sistema será de 10 MW, pudiendo alcanzar dicho valor como oferta agregada de varias instalaciones.

b) Podrán participar todas las instalaciones de régi-men especial salvo las no gestionables, previa autoriza-


ción mediante resolución, de la Dirección General de Política Energética y Minas y habilitación del operador del sistema.

2. En caso de que el programa de producción de una instalación de régimen especial resulte modificado por alguno de los servicios de ajuste del sistema, esta modifi-cación del programa devengará los derechos de cobro y/u obligaciones de pago correspondientes a la provisión del servicio, obteniendo en todo caso la instalación el dere-cho a la percepción de la prima y los complementos correspondientes por la energía vertida de forma efectiva a la red.

En este caso, el operador del sistema comunicará al distribuidor correspondiente, al operador del mercado y a la Comisión Nacional de Energía el importe devengado por este servicio, así como la energía cedida.

3. Las instalaciones que tengan la obligación de cumplir un determinado rendimiento eléctrico equiva-lente cuando sean programadas por restricciones técni-cas serán eximidas del requisito del cumplimiento del citado rendimiento durante el periodo correspondiente a dicha programación.

4. La Secretaría General de Energía establecerá, mediante Resolución, un procedimiento técnico-econó-mico en el que se fijará el tratamiento de las instalaciones de cogeneración para la solución de situaciones de con-gestión del sistema.

Artículo 34. Cálculo y liquidación del coste de los des-víos.

1. A las instalaciones que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1, se les repercutirá el coste de desvío fijado en el mercado organizado por cada período de programación.

El coste del desvío, en cada hora, se repercutirá sobre la diferencia, en valor absoluto, entre la produc-ción real y la previsión.

2. Estarán exentas del pago del coste de los desvíos aquellas instalaciones que habiendo elegido la opción a) del artículo 24.1 no tengan obligación de disponer de equipo de medida horaria, de acuerdo con el Regla-mento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, aprobado por el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre.

SECCIÓN 3.ª TARIFAS Y PRIMAS

Artículo 35. Tarifas, y primas para instalaciones de la categoría a): cogeneración u otras a partir de ener-gías residuales.

1. Las tarifas y primas correspondientes a las insta-laciones de la categoría a), será la contemplada en la tabla 1, siguiente:


Tabla 1

Grupo Subgrupo Combustible Potencia Tarifa

regulada c€/kWh

Prima de referencia c€/kWh

P≤0,5 MW 12,0400 0,5<P≤1 MW 9,8800

1<P≤10 MW 7,7200 2,7844

10<P≤25 MW 7,3100 2,2122

a.1.1

25<P≤50 MW 6,9200 1,9147

P≤0,5 MW 13,2900

0,5<P≤1 MW 11,3100

1<P≤10 MW 9,5900 4,6644

10<P≤25 MW 9,3200 4,2222 Gasoleo / GLP

25<P≤50 MW 8,9900 3,8242

0,5<P≤1 MW 10,4100

1<P≤10 MW 8,7600 3,8344

10<P≤25 MW 8,4800 3,3822

a.1.2

Fuel

25<P≤50 MW 8,1500 2,9942

P≤10 MW 6,1270 3,8479

10<P≤25 MW 4,2123 1,5410 Carbón

25<P≤50 MW 3,8294 0,9901

P≤10 MW 4,5953 1,9332

10<P≤25 MW 4,2123 1,1581

a.1

a.1.4

Otros

25<P≤50 MW 3,8294 0,6071 P≤10 MW 4,6000 1,9344

10<P≤25 MW 4,2100 1,1622 a.2

25<P≤50 MW 3,8300 0,6142


2. Las pilas de combustible percibirán una retribu-ción igual a la de las instalaciones del subgrupo a.1.1 de no más de 0,5 MW de potencia instalada.

3. Cuando el aprovechamiento del calor útil se rea-lice con el propósito indistinto de utilización como calor o frío para climatización de edificios, se atenderá a lo esta-blecido en el anexo IX para considerar un periodo de tiempo distinto de un año y para calcular la retribución por la energía que le corresponda.

4. Para las instalaciones de la categoría a.1.3 la retribución será la correspondiente a la de los grupos b.6, b.7 y b.8, incrementada con los porcentajes que se establecen en la tabla 2 siguiente, siempre que se cum-pla el rendimiento eléctrico equivalente exigido, de acuerdo con el anexo I, sin perjuicio de lo establecido en la sección 5.ª del capítulo IV del presente real decreto.

Tabla 2

Subgrupo Combustible Potencia Plazo Tarifa

regulada c€/kWh

Prima de referenciac€/kWh

primeros 15 años 16,0113 11,6608P≤2 MW

a partir de entonces 11,8839 0,0000

primeros 15 años 14,6590 10,0964b.6.1

2 MW ≤ P a partir de entonces 12,3470 0,0000primeros 15 años 12,7998 8,4643

P≤2 MW a partir de entonces 8,6294 0,0000primeros 15 años 10,7540 6,1914

b.6.2 2 MW ≤ P

a partir de entonces 8,0660 0,0000primeros 15 años 12,7998 8,4643


b.6.3 2 MW ≤ P


b.7.1 a partir de entonces 6,7040 0,0000primeros 15 años 13,3474 10,0842

P≤500 kW a partir de entonces 6,6487 0,0000primeros 15 años 9,9598 6,1009

b.7.2 500 kW ≤ P


b.7.3 a partir de entonces 5,3600 0,0000primeros 15 años 12,7998 8,4643


b.8.1 2 MW ≤ P



b.8.2 2 MW ≤ P


P≤2 MW a partir de entonces 6,6506 0,0000

primeros 15 años 9,3000 4,9586

a.1.3

b.8.3

2 MW ≤ P a partir de entonces 7,5656 0,0000


5. A los efectos de lo establecido en los artículos 17.c) y 22 se establece como objetivo de potencia instalada de refe-rencia para la categoría a), 9215 MW, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 44.

Artículo 36. Tarifas y primas para instalaciones de la categoría b).

Las tarifas y primas correspondientes a las instalaciones de la categoría b) será la contemplada en la tabla 3, siguiente.

Se contempla, para algunos subgrupos, una retribución diferente para los primeros años desde su puesta en servicio.


Tabla 3

Grupo Subgrupo Potencia Plazo Tarifa

regulada c€/kWh

Prima de referencia

c€/kWh

Límite Superior c€/kWh

Límite Inferior c€/kWh

primeros 25 años 44,0381 P≤100 kW

a partir de entonces 35,2305

primeros 25 años 41,7500 100 kW<P≤10 MW

a partir de entonces 33,4000

primeros 25 años 22,9764

b.1.1

10<P≤50 MW a partir de entonces 18,3811

primeros 25 años 26,9375 25,4000

b.1

b.1.2 a partir de entonces 21,5498 20,3200

34,3976 25,4038

primeros 20 años 7,3228 2,9291 8,4944 7,1275 b.2 b.2.1


primeros 20 años 6,8900 3,8444 b.3


primeros 25 años 7,8000 2,5044 b.4

a partir de entonces 7,0200 1,3444 8,5200 6,5200

primeros 25 años * 2,1044 b.5

a partir de entonces ** 1,3444 8,0000 6,1200

primeros 15 años 15,8890 11,5294 16,6300 15,4100 P≤2 MW


primeros 15 años 14,6590 10,0964 15,0900 14,2700 b.6.1




primeros 15 años 10,7540 6,1914 11,1900 10,3790 b.6.2




primeros 15 años 11,8294 7,2674 12,2600 11,4400

b.6

b.6.3


primeros 15 años 7,9920 3,7784 8,9600 7,4400 b.7.1


primeros 15 años 13,0690 9,7696 15,3300 12,3500 P≤500 kW


primeros 15 años 9,6800 5,7774 11,0300 9,5500 b.7.2

500 kW ≤ P a partir de entonces 6,5100 0,0000

primeros 15 años 5,3600 3,0844 8,3300 5,1000

b.7

b.7.3 a partir de entonces 5,3600 0,0000


Grupo Subgrupo Potencia Plazo Tarifa

regulada c€/kWh

Prima de referencia

c€/kWh

Límite Superior c€/kWh

Límite Inferior c€/kWh



primeros 15 años 10,7540 6,1914 11,1900 10,3790 b.8.1




primeros 15 años 6,5080 1,9454 6,9400 6,1200 b.8.2




primeros 15 años 8,0000 3,2199 9,0000 7,5000

b.8

b.8.3


* La cuantía de la tarifa regulada para las instalaciones del grupo b.5 para los primeros veinticinco años desde la puesta en marcha será: 6,60 + 1,20 x [(50 - P) / 40], siendo P la potencia de la instalación.

** La cuantía de la tarifa regulada para las instalaciones del grupo b.5 para el vigésimo sexto año y sucesivos desde la puesta en marcha será: 5,94 + 1,080 x [(50 - P) / 40], siendo P la potencia de la instalación.

Artículo 37. Tarifas y primas para instalaciones de la cate-goría b), grupo b.1: energía solar.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 36 anterior para las instalaciones del grupo b.1 y de lo dispuesto en el artículo 44, a los efectos de lo establecido en los ar-tículos 17.c) y 22, se establece como objetivo de potencia instalada de referencia para el subgrupo b.1.1, 371 MW y para el subgrupo b.1.2, 500 MW.

Artículo 38. Tarifas y primas para instalaciones de la cate-goría b), grupo b.2: energía eólica.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 36 anterior, para las instalaciones del grupo b.2:

1. Para las instalaciones del subgrupo b.2.2, la prima máxima de referencia a efectos del procedimiento de con-currencia que se regule para el otorgamiento de reserva de zona para instalaciones eólicas en el mar territorial será de 8,43 c€kWh y el límite superior, 16,40 c€/kWh.

2. A los efectos de lo establecido en los artículos 17.c) y 22, se establece como objetivo de potencia instalada de referencia para la tecnología eólica, 20.155 MW sin perjui-cio de lo dispuesto en el artículo 44.

Artículo 39. Tarifas y primas para instalaciones de la cate-goría b), grupo b.3: geotérmica, de las olas, de las mareas, de las rocas calientes y secas, oceanográfica, y de las corrientes marinas.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 36 anterior, para las instalaciones del grupo b.3, se podrá determinar el derecho a la percepción de una tarifa o prima, específica para cada instalación, durante los primeros quince años desde su puesta en servicio.

El cálculo de esta prima para cada instalación se reali-zará a través de los datos obtenidos en el modelo de solici-tud del anexo VII.

Tabla 4

GrupoTarifa regulada

–c€/kWh

Prima de referencia–

c€/kWh

c.1 . . . . . . . . . . . . . 5,36 2,30c.2 . . . . . . . . . . . . . 5,36 2,30c.3 . . . . . . . . . . . . . 3,83 2,30c.4 . . . . . . . . . . . . . 5,20 1,74

Artículo 40. Tarifas y primas para instalaciones de la cate-goría b), grupos b.4 y b.5: energía hidroeléctrica.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 36 anterior, para las instalaciones de los grupos b.4 y b.5 y de lo dis-puesto en el artículo 44, a los efectos de lo establecido en los artículos 17.c) y 22, se establece como objetivo de potencia instalada de referencia para la tecnología hidro-eléctrica de potencia menor o igual a 10 MW, 2.400 MW.

Artículo 41. Tarifas y primas para instalaciones de la cate-goría b), grupos b.6, b.7 y b.8: biomasa y biogás.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 36 anterior, para las instalaciones de los grupos b.6, b.7 y b.8, y de lo dispuesto en el artículo 44, a los efectos de lo establecido en los artículos 17.c) y 22, se establece como objetivo de potencia instalada de referencia para instalaciones que utilicen como combustible los recogidos para los grupos b.6 y b.8, 1.317 MW y para las de los combustibles del grupo b.7, 250 MW. En estos casos, no se considerarán, dentro de los objetivos de potencia instalada de referencia, las potencias equivalentes de biomasa o biogás en instala-ciones de co-combustión.

Artículo 42. Tarifas y primas para instalaciones de la cate-goría c): residuos.

1. Las tarifas y primas correspondientes a las instala-ciones de la categoría c) será la contemplada en la tabla 4, siguiente


2. A los efectos de lo establecido en el los artículos 17.c) y 22, se establece como objetivo de potencia insta-lada de referencia para el grupo c.1, 350 MW, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 44.

Artículo 43. Tarifas y primas para las instalaciones híbri-das consideradas en el artículo 23.

Las primas o tarifas aplicables a la electricidad vertida a la red, en las instalaciones híbridas, se valorarán según la energía primaria aportada a través de cada una de las tecnologías y/o combustibles, de acuerdo a lo establecido en el anexo X.

Artículo 44. Actualización y revisión de tarifas, primas y complementos.

1. Las tarifas y primas de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 sufrirán una actualización trimestral en función de las variaciones de los valores de referencia de los índices de precios de combustibles definidos en el anexo VI y el índice nacional de precios al consumo (en adelante IPC) en ese mismo periodo. Dicha actualización se hará siguiendo el procedimiento recogido en el anexo VII de este real decreto.

Aquellas instalaciones, de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 que hayan cumplido diez años de explotación tendrán una corrección por antigüedad en la actualización corres-pondiente a los años posteriores, de acuerdo a lo estable-cido en el anexo VII apartado c).

No obstante lo anterior, aquella instalación que a la entrada en vigor del presente real decreto se encuentre ya en explotación no experimentará la mencionada correc-ción por antigüedad, bien hasta que cumpla quince años desde la fecha de puesta en servicio o bien hasta pasados diez años desde la entrada en vigor del presente real decreto, lo que antes ocurra.

Para los subgrupos a.2 y a.1.4 se actualizarán las retri-buciones anualmente en función de la evolución del IPC y del precio del carbón, respectivamente, según dicho anexo VII.

Los importes de tarifas, primas, complementos y lími-tes inferior y superior del precio horario del mercado definidos en este real decreto, para la categoría b) y el subgrupo a.1.3, se actualizarán anualmente tomando como referencia el incremento del IPC menos el valor establecido en la disposición adicional primera del pre-sente real decreto.

Las tarifas y primas para la las instalaciones de los grupos c.1, c.2 y c.3 se mantendrán durante un periodo de quince años desde la puesta en servicio de la instalación, actualizándose, las correspondientes a los grupos c.1 y c.3, anualmente tomando como referencia el IPC, y las correspondientes al grupo c.2, de igual manera que las cogeneraciones del grupo a.1.2 del rango de potencia entre 10 y 25 MW que utilicen como combustible fueloil. Para las instalaciones del grupo c.4, las tarifas y primas se actualizarán anualmente, atendiendo al incremento del IPC, así como la evolución del mercado de electricidad y del precio del carbón en los mercados internacionales.

2. Los importes de tarifas, primas, complementos y límites inferior y superior del precio horario del mercado que resulten de cualquiera de las actualizaciones contem-pladas en el punto anterior serán de aplicación a la totali-dad de instalaciones de cada grupo, con independencia de la fecha de puesta en servicio de la instalación.

3. Durante el año 2010, a la vista del resultado de los informes de seguimiento sobre el grado de cumplimiento del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 y de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4), así como de los nuevos objetivos que se incluyan en el siguiente Plan de Energías Renovables para el período

2011-2020, se procederá a la revisión de las tarifas, pri-mas, complementos y límites inferior y superior definidos en este real decreto, atendiendo a los costes asociados a cada una de estas tecnologías, al grado de participación del régimen especial en la cobertura de la demanda y a su incidencia en la gestión técnica y económica del sistema, garantizando siempre unas tasas de rentabilidad razona-bles con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales. Cada cuatro años, a partir de entonces, se reali-zará una nueva revisión manteniendo los criterios ante-riores.

Las revisiones a las que se refiere este apartado de la tarifa regulada y de los límites superior e inferior no afec-tarán a las instalaciones cuya acta de puesta en servicio se hubiera otorgado antes del 1 de enero del segundo año posterior al año en que se haya efectuado la revisión.

4. Se habilita a la Comisión Nacional de Energía para establecer mediante circular la definición de las tecnolo-gías e instalaciones tipo, así como para recopilar informa-ción de las inversiones, costes, ingresos y otros paráme-tros de las distintas instalaciones reales que configuran las tecnologías tipo.

SECCIÓN 4.ª INSTALACIONES QUE SÓLO PUEDEN OPTAR POR VENDER SU ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MERCADO

Artículo 45. Instalaciones con potencia superior a 50 MW.

1. Las instalaciones con potencia eléctrica instalada superior a 50 MW descritas en el artículo 30.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, están obligadas a negociar libremente en el mercado su producción neta de electrici-dad.

2. Las instalaciones de tecnologías análogas a las de la categoría b), salvo las hidroeléctricas, de potencia ins-talada mayor de 50 MW, tendrán derecho a percibir una prima, aplicada a la electricidad vendida al mercado, igual a la de una instalación de 50 MW del mismo grupo y subgrupo y, en su caso, mismo combustible y misma anti-güedad desde la fecha de puesta en servicio, determina-dos en el artículo 36, multiplicada por el siguiente coefi-ciente:

0,8 – [ (Pot –50) / 50) x 0,6 ], para las instalaciones hasta 100 MW, o

0,2 x Pot, para el resto,

siendo Pot, la potencia de la instalación, en MW, y siéndo-les en ese caso de aplicación los límites inferior y superior previstos en el mismo, multiplicados por el mismo coefi-ciente, en cada caso.

3. Aquellas instalaciones de tecnología análogas a las de la categoría c), de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW, tendrán derecho a percibir una prima, aplicada a la electricidad vendida al mercado, igual a la prima de una instalación de 50 MW del mismo grupo y combustible, determinada en el artículo 42, mul-tiplicada por el siguiente coeficiente:

2 * [ 1 –(Pot / 100) ]

siendo Pot, la potencia de la instalación, en MW.4. Aquellas cogeneraciones de potencia instalada

mayor de 50 MW y no superior a 100 MW, siempre que cumplan el requisito mínimo en cuanto a cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente que se determina en el anexo I, tendrán derecho a percibir una prima, apli-cada a la electricidad vendida al mercado, igual a la prima de una instalación de 50 MW del mismo grupo, subgrupo y combustible, determinada en el artículo 35, multiplicada por el siguiente coeficiente:

2 * [ 1 –(Pot / 100) ]

siendo Pot, la potencia de la instalación, en MW.


5. Aquellas cogeneraciones de potencia instalada mayor de 50 MW y menor o igual de 100 MW, tendrán igualmente derecho a percibir el complemento por efi-ciencia definido en el artículo 25 de este real decreto.

6. A los efectos de lo previsto en este artículo, los titulares de las instalaciones deberán presentar una solici-tud ante la Dirección General de Política Energética y Minas, en los términos establecidos en el capítulo II de este real decreto para las instalaciones del régimen espe-cial.

7. Las instalaciones a que hace referencia este artículo deberán estar inscritas en la sección primera del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, con una anotación al margen indi-cando la particularidad prevista en los párrafos anterio-res.

Artículo 46. Instalaciones de co-combustión de biomasa y/o biogás en centrales térmicas del régimen ordina-rio.

1. Sin perjuicio de lo establecido en la disposición transitoria octava, las instalaciones térmicas de régimen ordinario, podrán utilizar como combustible adicional biomasa y/o biogás de los considerados para los grupos b.6 y b.7 en los términos que figuran en el anexo II.

Mediante acuerdo del Consejo de Ministros, previa consulta con las Comunidades Autónomas, podrá deter-minarse el derecho a la percepción de una prima, especí-fica para cada instalación, durante los primeros quince años desde su puesta en servicio.

El cálculo de esta prima para cada instalación se reali-zará a través de los datos obtenidos en el modelo de soli-citud del anexo VIII.

La prima sólo se aplicará a la parte proporcional de energía eléctrica producida atribuible a la biomasa y/o biogás sobre el total de la energía producida por la insta-lación, en base a la energía primaria.

2. Todas estas instalaciones deberán estar inscritas en la sección primera del Registro administrativo de insta-laciones de producción de energía eléctrica, con una ano-tación al margen indicando la particularidad prevista en el apartado anterior.

Artículo 47. Instalaciones que estuvieran sometidas al régimen previsto en el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre.

El Ministro de Industria Turismo y Comercio, podrá determinar el derecho a la percepción de una prima, para aquella instalación, de potencia igual o inferior a 10 MW, que a la entrada en vigor de la referida Ley del Sector Eléctrico hubiera estado sometida al régimen previsto en el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, por el que se determina la tarifa eléctrica de las empresas gestoras del servicio, cuando realice una inversión suficiente en la misma con objeto de aumentar la capacidad de produc-ción de energía eléctrica.

Para ello, el titular de la instalación deberá dirigir una solicitud a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria y Turismo, adjuntando un proyecto técnico-económico que justifique las mejoras a ejecutar y la viabilidad de la misma, quien formulará una propuesta de resolución, previo informe de la Comi-sión Nacional de Energía otorgando, en su caso, el dere-cho a la percepción de una prima, y la cuantía de la misma.

SECCIÓN 5.ª EXIGENCIA DE RENDIMIENTO DE LAS COGENERACIONES

Artículo 48. Cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente para las cogeneraciones.

1. Cualquier instalación de cogeneración a la que le sea exigible el cumplimiento de lo establecido en el anexo I del presente real decreto, deberá calcular y acreditar a final de año el rendimiento eléctrico equivalente real alcan-zado por su instalación. Para ello además deberá acredi-tar y justificar el calor útil producido por la planta y efecti-vamente aprovechado por la instalación consumidora del mismo.

2. Por otro lado el titular de la instalación efectuará una autoliquidación anual que incluya el cálculo del com-plemento por eficiencia, definido en el artículo 28 de este real decreto,

En el caso del uso del calor útil en climatización, el titular habrá de efectuar las autoliquidaciones que se determinen, de acuerdo con el apartado 3 del artículo 35 y el anexo IX.

3. El titular de la instalación será responsable de pre-sentar y acreditar ante la Administración competente la correspondiente hoja de liquidación económica con los siguientes conceptos recogidos:

a) Energía eléctrica en barras de central (E) o genera-ción neta total de la instalación, así como la generación bruta de electricidad, medida en bornes de generador.

b) Combustible o combustibles utilizados (cantidad y PCI; Q).

c) Calor útil (V) económicamente justificable, proce-dente de la cogeneración medido y aplicado al cliente o consumidor del mismo, acompañado de una Memoria Técnica justificativa de su uso, especificando además el mecanismo propuesto y empleado para realizar la medida del mencionado calor útil.

d) Consumo energético térmico asociado, por uni-dad de producto acabado y fabricado por el cliente de energía térmica. Esta acreditación será realizada por una entidad reconocida por la Administración competente.

Artículo 49. Comunicación de la suspensión del régimen económico.

1. Aquellas instalaciones a las que se le exija el cum-plimiento de un rendimiento eléctrico equivalente mínimo según el anexo I, salvo las instalaciones del subgrupo a.1.3, podrán comunicar la suspensión del régimen eco-nómico asociado a su condición de instalación acogida al régimen especial de forma temporal. En caso de haber elegido la opción de venta de energía a tarifa regulada, la retribución a percibir será, durante ese periodo, un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa misma, sin perjuicio, en su caso del cumpli-miento de lo establecido en el artículo 34 de este real decreto.

Aquellas instalaciones del grupo a.1.3, podrán comu-nicar la suspensión del régimen económico asociado a dicho grupo, de forma temporal. En ese caso, percibirán, durante el periodo, la retribución correspondiente a la de las instalaciones de los grupos b.6, b.7 o b.8, de acuerdo con el combustible utilizado.

2. En cualquier caso, la comunicación a que hace referencia el párrafo 1 anterior será remitida al organismo competente de la comunidad autónoma, indicando la fecha de aplicación y duración total del mencionado periodo suspensivo. Asimismo se remitirá copia de la citada comunicación a la Dirección General de Política Energética y a la Comisión Nacional de Energía.

3. El periodo suspensivo solo podrá ser disfrutado una sola vez por año y corresponderá a un plazo temporal mínimo de un mes y máximo de seis meses, durante el


cual no le será exigible el cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente.

4. No será de aplicación la obligación de comunica-ción a que hacen referencia el apartado 1 anterior a las instalaciones a que hace referencia el artículo 35.3.

Artículo 50. Penalización por incumplimiento del rendi-miento eléctrico equivalente.

1. A aquellas instalaciones no incluidas en el subgrupo a.1.3 que en un año no hayan podido cumplir el rendimiento eléctrico equivalente exigido de acuerdo al anexo I del presente real decreto y que no hayan efec-tuado la comunicación a que hace referencia el artículo 49, les será de aplicación, durante ese año, el régimen retributivo contemplado en el presente real decreto o en decretos anteriores vigentes con carácter transitorio, apli-cado a la electricidad que, de acuerdo con los valores reales y certificados de calor útil en dicho año, hubiera cumplido con el rendimiento eléctrico equivalente exi-gido.

La diferencia entre la electricidad generada neta en el mencionado año y la que hubiera cumplido con el rendi-miento eléctrico equivalente exigido no recibirá prima, en caso de acogerse a la opción de venta a mercado o bien será retribuida con un precio equivalente al precio final horario del mercado en caso de acogerse a la opción de venta a tarifa regulada.

2. A aquellas instalaciones del subgrupo a.1.3 que en un cierto año no hayan podido cumplir el rendimiento eléctrico equivalente exigido de acuerdo al anexo I del presente real decreto y que no hayan efectuado la comu-nicación a que hace referencia el artículo 49, les será de aplicación, durante ese año, el régimen retributivo con-templado en el presente real decreto para las instalacio-nes del grupo b.6, b.7 o b.8, en función del combustible utilizado.

3. El incumplimiento a que hace referencia los apar-tados primero y segundo podrá producirse una sola vez a lo largo de la vida útil de la planta, En caso de producirse un segundo incumplimiento, quedará revocado el dere-cho a la aplicación del régimen económico regulado en este real decreto o en reales decretos anteriores vigentes con carácter transitorio y podrá incoarse, en su caso, el procedimiento sancionador correspondiente. En caso de haber elegido la opción de venta de energía a tarifa regu-lada, la retribución a percibir sería un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa misma.

La suspensión del régimen económico por razón del incumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente quedará reflejada con una anotación al margen en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial, indicando esta particularidad.

4. Aquellas instalaciones de cogeneración que tras la realización de una inspección no puedan acreditar el cum-plimiento de los valores comunicados en el cálculo del rendimiento eléctrico equivalente de su instalación se someterán al expediente sancionador que incoará el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

Artículo 51. Inspección de las cogeneraciones.

1. La Administración General del Estado, a través de la Comisión Nacional de la Energía, y en colaboración con los órganos competentes de las Comunidades Autóno-mas correspondientes, realizará inspecciones periódicas y aleatorias a lo largo del año en curso, sobre aquellas instalaciones de cogeneración objeto del cumplimiento del requisito del rendimiento eléctrico equivalente anual definido en el anexo I, siguiendo los criterios de elección e indicaciones que la Secretaria General de la Energía del

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio imponga en cada caso, ajustándose el número total de inspecciones efectuadas anualmente a un mínimo del 10 por ciento del total de instalaciones de cogeneración existentes, que representen al menos el 10 por ciento de la potencia ins-talada dentro del subgrupo correspondiente.

2. Para la realización de estas inspecciones, la Comi-sión Nacional de Energía podrá servirse de una entidad reconocida por la Administración General del Estado. Dichas inspecciones se extenderán a la verificación de los procesos y condiciones técnicas y de confort que den lugar a la demanda de calor útil, de conformidad con la definición del artículo 2.a) del presente real decreto.

Disposición adicional primera. Valor a detraer del IPC para las actualizaciones a que se hace referencia en el presente real decreto.

El valor de referencia establecido para la detracción del IPC a que se hace referencia en el presente real decreto para las actualizaciones de algunos valores establecidos será de veinticinco puntos básicos hasta el 31 de diciem-bre de 2012 y de cincuenta puntos básicos a partir de entonces

Disposición adicional segunda. Garantía de potencia.

Tendrán derecho al cobro de una retribución por garantía de potencia, en su caso, aquellas instalaciones acogidas al régimen especial que hayan optado por ven-der su energía libremente en el mercado, de acuerdo con el artículo 24.1.b), salvo las instalaciones que utilicen una energía primaria no gestionable.

En lo referente a la retribución por garantía de poten-cia, a estas instalaciones les será de aplicación la misma legislación, normativa y reglamentación, y en las mismas condiciones, que a los productores de energía eléctrica en régimen ordinario.

Disposición adicional tercera. Instalaciones de potencia igual o inferior a 50 MW no incluidas en el ámbito de aplicación de este real decreto.

Aquellas instalaciones de potencia igual o inferior a 50 MW no incluidas en el ámbito de aplicación de este real decreto, que pertenezcan a empresas vinculadas con empresas distribuidoras a las que se refiere la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviem-bre, podrán entregar su energía a dicha empresa distribui-dora hasta que finalice el periodo transitorio contemplado en la disposición transitoria quinta, facturándola al precio final horario del mercado de producción de energía eléc-trica en cada período de programación. Una vez finalice dicho periodo transitorio, venderán su energía de la misma manera que las instalaciones de régimen especial que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1 del pre-sente real decreto, percibiendo por su energía el precio final horario del mercado de producción de energía eléc-trica en cada período de programación.

Disposición adicional cuarta. Instalaciones acogidas a la disposición transitoria primera o disposición transito-ria segunda del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

Las instalaciones que a la entrada en vigor del pre-sente real decreto estuvieran acogidas a la disposición transitoria primera o disposición transitoria segunda del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, quedarán automá-ticamente comprendidas en la categoría, grupo y subgrupo que le corresponda del nuevo real decreto en


función de la tecnología y combustible utilizado, mante-niendo su inscripción.

Disposición adicional quinta. Modificación del incentivo para ciertas instalaciones de la categoría a) definidas en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

Desde la entrada en vigor del citado Real Decreto-ley 7/2006, de 23 de junio, y hasta la entrada en vigor del pre-sente real decreto, se modifica la cuantía de los incentivos regulados en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, para las instalaciones: del subgrupo a.1.1 de más de 10 MW y no más de 25 MW de potencia instalada, quedando esta-blecido en 1,9147 c€/kWh durante los primeros quince años desde su puesta en marcha y en 1,5318 c€/kWh a partir de entonces; para las del subgrupo a.1.2 de másde 10 MW y no más de 25 MW de potencia instalada, que-dando establecido en 1,1488 c€/kWh y para las del grupo a.2 de más de 10 MW y no más de 25 MW, de potencia instalada, quedando establecido en 0,7658 c€/kWh, durante los primeros diez años desde su puesta en mar-cha y en 1,1488 c€/kWh a partir de entonces.

Disposición adicional sexta. Instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

1. Aquellas instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW, que hubieran estado acogidas a la disposición transitoria primera del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se esta-blece la metodología para la actualización y sistematiza-ción del régimen jurídico y económico de la actividad e producción de energía eléctrica en régimen especial, ten-drán derecho al cobro por energía reactiva regulado en el artículo 29 del presente real decreto.

2. Aquellas de las instalaciones contempladas en el párrafo 1, que utilicen como energía primaria residuos con valorización energética, percibirán una prima por su energía vendida en el mercado de 1,9147 c€/kWh que será actualizado anualmente con el incremento del IPC, durante un periodo máximo de quince años desde su puesta en servicio.

3. Igualmente, aquellas de las instalaciones contem-pladas en el párrafo 1, que utilicen la cogeneración con gas natural, siempre que éste suponga al menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior, y siempre que cumplan los requi-sitos que se determinan en el anexo, percibirán una prima por su energía vendida en el mercado de 1,9147 c€/kWh que será actualizado anualmente con el mismo incre-mento que les sea de aplicación a las instalaciones de la categoría a.1.2 del presente real decreto, durante un periodo máximo de quince años desde su puesta en servicio.

Disposición adicional séptima. Complemento por conti-nuidad de suministro frente a huecos de tensión.

Aquellas instalaciones eólicas que, con anterioridad al 1 de enero de 2008, dispongan de inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial, dependiente del Ministerio de Indus-tria, Turismo y Comercio, tendrán derecho a percibir un complemento específico, una vez que cuenten con los equipos técnicos necesarios para contribuir a la continui-dad de suministro frente a huecos de tensión, según se establece en los procedimientos de operación correspon-dientes, y a los que se refiere el artículo 18.e), durante un periodo máximo de cinco años, y que podrá extenderse como máximo hasta el 31 de diciembre de 2013,

Independientemente de la opción de venta elegida en el artículo 24.1 de este real decreto, este complemento

tendrá el valor de 0,38 cent€/kWh. Este valor será revisado anualmente, de acuerdo al incremento del IPC menos el valor establecido en la disposición adicional primera del presente real decreto.

Dicho complemento será aplicable únicamente a las instalaciones eólicas que acrediten ante la empresa distri-buidora y ante la Dirección General de Política Energética y Minas un certificado de una entidad autorizada por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio que demues-tre el cumplimiento de los requisitos técnicos exigidos, de acuerdo con el procedimiento de verificación correspon-diente.

La Dirección General de Política Energética y Minas tomará nota de esta mejora en la inscripción del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica y la comunicará a la Comisión Nacional de Ener-gía, a los efectos de liquidación de las energías, y al ope-rador del sistema a efectos de su consideración a efectos de control de producción cuando ello sea de aplicación para preservar la seguridad del sistema.

Este complemento será facturado y liquidado por la Comisión Nacional de Energía de acuerdo a lo establecido en el artículo 27.

Disposición adicional octava. Acceso y conexión a la red.

En tanto el Ministerio de Industria, Turismo y Comer-cio no establezca nuevas normas técnicas para la conexión a la red eléctrica de las instalaciones sometidas al pre-sente real decreto, en lo relativo a acceso y conexión y sin perjuicio de la existencia de otras referencias existentes en la normativa vigente se atenderá a lo estipulado en el anexo XI.

Disposición adicional novena. Plan de Energías Renova-bles 2011-2020.

Durante el año 2008 se iniciará el estudio de un nuevo Plan de Energías Renovables para su aplicación en el período 2011-2020. La fijación de nuevos objetivos para cada área renovable y, en su caso, limitaciones de capaci-dad, se realizará de acuerdo con la evolución de la demanda energética nacional, el desarrollo de la red eléc-trica para permitir la máxima integración en el sistema en condiciones de seguridad de suministro. Los nuevos objetivos que se establezcan se considerarán en la revi-sión del régimen retributivo para el régimen especial prevista para finales del año 2010.

Disposición adicional décima. Facturación de la energía excedentaria de las instalaciones de cogeneración a las que se refiere la disposición transitoria 8.ª 2.ª de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.

La facturación de la energía excedentaria incorporada al sistema por las instalaciones de cogeneración a que se refiere la refiere la Disposición Transitoria 8.ª 2.ª de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre durante la vigencia de dicha disposición transitoria, debe corresponder con la efec-tuada a la empresa distribuidora, en base a la configura-ción eléctrica de su interconexión entre el productor-con-sumidor y la red, de acuerdo con lo establecido en su momento por el órgano competente en las autorizaciones de las instalaciones.

Disposición adicional undécima. Procedimiento de información para las instalaciones hidráulicas de una cuenca hidrográfica.

Todos los titulares de instalaciones de producción hidroeléctrica pertenecientes a una misma cuenca hidro-


gráfica, cuando la gestión de su producción esté condicio-nada por un flujo hidráulico común, deberán seguir el procedimiento de información que se establezca por Resolución del Director General de Política Energética y Minas, entre ellos y con la confederación hidrográfica correspondiente, con objeto de minimizar la gestión de los desvíos en su producción.

Disposición adicional duodécima. Régimen especial en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

En los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsula-res (SEIE) se aplicarán los procedimientos de operación establecidos en estos sistemas, y las referencias de acceso al mercado se deberán entender como acceso al despacho técnico de energía de acuerdo con las condicio-nes y requisitos establecidos en el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, y la normativa que lo desarrolla.

Disposición adicional decimotercera. Mecanismos de reparto de gastos y costes.

Antes de que transcurra un año desde la entrada en vigor del presente real decreto, los operadores de las redes de transporte y distribución, elevarán al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio una propuesta de los mecanismos tipo para el reparto de gastos y costes a apli-car a los productores de régimen especial, o a aquellos de las mismas tecnologías del régimen ordinario beneficia-rios, como consecuencia de la ejecución de instalaciones de conexión y refuerzo o modificación de red requeridos para asignarles capacidad de acceso a la red.

Dichos mecanismos habrán de ser objetivos, transpa-rentes y no discriminatorios y tendrán en cuenta todos los costes y beneficios derivados de la conexión de dichos productores a la red, aportados al operador y al propieta-rio de la red de transporte y distribución, al productor o productores que se conectan inicialmente, a los posterio-res que pudieran hacerlo. Los mecanismos tipo de reparto de gastos y costes, podrán contemplar distintos tipos de conexión y considerarán todas las repercusiones deriva-das de la potencia y energía aportadas por la nueva insta-lación de producción y los costes y beneficios de las diversas tecnologías de fuentes de energía renovables y generación distribuida utilizados. Atenderán, al menos, a los siguientes conceptos:

a) Nivel de tensión y frecuencia.b) Configuración de la red.c) Potencia máxima a entregar y demandar.d) Distribución del consumo.e) Capacidad actual de la red receptora.f) Influencia en el régimen de pérdidas en la red

receptora.g) Regulación de tensión.h) Regulación de potencia / frecuencia.i) Resolución de restricciones técnicas.j) Distribución temporal del uso de la red por los

diversos agentes.k) Repercusión en la explotación y gestión de red.l) Calidad de suministro.m) Calidad de producto.n) Seguridad y fiabilidad.o) Costes y beneficios de la tecnología de genera-

ción utilizada.

Disposición adicional decimocuarta. Estimación de los costes de conexión.

Los titulares de las redes de transporte y distribución facilitarán en todo caso al solicitante de punto de conexión para una instalación de producción de energía eléctrica del régimen especial o de la misma tecnología del régi-men ordinario, con criterios de mercado, una estimación completa y detallada de los costes derivados de la conexión, incluyendo en su caso el refuerzo y modifica-ción de la red.

Disposición transitoria primera. Instalaciones acogidas a las categorías a), b) y c) del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

1. Las instalaciones acogidas a las categorías a), b) y c) del artículo 2 del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, que contaran con acta de puesta en servicio defini-tiva, anterior al 1 de enero de 2008, podrán mantenerse en el periodo transitorio recogido en el párrafo siguiente. Para ello deberán elegir, antes del 1 de enero de 2009, una de las dos opciones de venta de energía eléctrica contem-pladas en el artículo 22.1 del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, sin posibilidad de cambio de opción. Para el caso de que la opción elegida sea la opción a) del citado artículo 22.1, el presente régimen transitorio será de apli-cación para el resto de la vida de la instalación. En caso de no comunicar un cambio de opción, ésta se convertirá en permanente a partir de la fecha citada

A las instalaciones a las que hace referencia el párrafo anterior, que hayan elegido la opción a) del artículo 22.1, no les serán de aplicación las tarifas reguladas en este real decreto. Aquellas que hayan elegido la opción b) del artículo 22.1, podrán mantener los valores de las primas e incentivos establecidos en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, en lugar de los dispuestos en el presente real decreto, hasta el 31 de diciembre de 2012.

Estas instalaciones estarán inscritas con una anota-ción al margen, indicando la particularidad de estar acogi-das a una disposición transitoria, derivada del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

La liquidación de los incentivos se hará de acuerdo a lo establecido para las primas en el artículo 30 de este real decreto.

2. A cualquier ampliación de una de estas instalacio-nes le será de aplicación lo establecido, con carácter general, en este real decreto. A estos efectos, la energía asociada a la ampliación será la parte de energía eléctrica proporcional a la potencia de la ampliación frente a la potencia total de la instalación una vez ampliada y las referidas a la potencia lo serán por dicha potencia total una vez efectuada la ampliación.

3. No obstante, estas instalaciones podrán optar por acogerse plenamente a este real decreto, antes del 1 de enero de 2009, mediante comunicación expresa a la Dirección General de Política Energética y Minas, solici-tando, en su caso, la correspondiente modificación de su inscripción en función de las categorías, grupos y subgru-pos a los que se refiere el artículo 2.1.

En el caso acogimiento pleno a este real decreto antes del 1 de enero de 2008, se podrá elegir una opción de venta diferente de entre las contempladas en el artículo 24.1 de este real decreto sin tener que haber permanecido un plazo mínimo en dicha opción.

Una vez acogidos a este real decreto, las instalaciones no podrán volver al régimen económico descrito en esta disposición transitoria.

4. Quedan exceptuadas de esta disposición transitoria las instalaciones del grupo b.1 del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, que se entenderán automáticamente inclui-das en el presente real decreto, manteniendo su inscrip-


ción, categoría y potencia a efectos de la determinación del régimen económico de la retribución con la que fue-ron autorizados en el registro administrativo correspon-diente.

Disposición transitoria segunda. Instalaciones acogidas a la categoría d) y a la disposición transitoria segunda del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

1. Las instalaciones acogidas a la categoría d) del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, y las incluidas en su disposición transitoria segunda, que utilicen la cogene-ración para el tratamiento y reducción de residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, siempre que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos que se determinan en el anexo I, que a la entrada en vigor de este real decreto estén en operación, les será de aplicación lo siguiente:

1.1 Todas las instalaciones dispondrán de un periodo transitorio máximo de quince años e individualizado por planta, desde su puesta en servicio, durante el cual podrán vender la energía generada neta según la opción prevista en el articulo 24.1 a) de este real decreto.

1.2 La tarifa que percibirá cada grupo será el siguiente:

Instalaciones de tratamiento y reducción de purines de explotación de porcino: 10,49 c€/ kwh.

Instalaciones de tratamiento y reducción de lodos derivados de la producción de aceite de oliva 9,35 c€/ kwh.

Otras instalaciones de tratamiento y reducción de lodos: 5,36 c€/ kwh.

Instalaciones de tratamiento y reducción de otros resi-duos, distintos de los enumerados en los grupos anterio-res: 4,60 c€/ kwh.

1.3 Las tarifas se actualizaran de igual manera que los subgrupos a.1.1 y a.1.2 del presente real decreto.

1.4 A estas instalaciones les será de aplicación el com-plemento por energía reactiva establecido en el artículo 29 de este real decreto.

2. También dispondrán del período transitorio y resto de condiciones del apartado anterior las instalaciones de tratamiento y reducción de los purines de explotaciones de porcino y las de tratamiento y reducción de lodos incluidas en la disposición transitoria segunda del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, que contando con la financiación necesaria para acometer su completa cons-trucción realicen la puesta en servicio antes de que pasen dos años desde la publicación del presente real decreto.

Para estas nuevas instalaciones, la suma de las poten-cias nominales para el caso de instalaciones de purines de explotaciones de porcino será como máximo de 67,5 MWe, y para las de lodos derivados de la producción de aceite de oliva, de 100 MWe. A partir del momento en que la suma de las potencias nominales de estas instalaciones supere el valor anterior, y sólo en ese caso, la tarifa con-templada en el apartado 1.2 de esta disposición transitoria será corregida para todas las instalaciones recogidas en este apartado 2 por la relación:

67,5 / Potencia Total Instalada acogida a esta disposi-ción (MW), o bien,

100 / Potencia Total Instalada acogida a esta disposi-ción (MW), respectivamente.

3. Las instalaciones de tratamiento y reducción de los purines de explotaciones de porcino deberán presen-tar anualmente ante el órgano competente de la comuni-dad autónoma, como complemento a la memoria-resu-men a la que se hace referencia en el artículo 14, una auditoria medioambiental en la que quede explícitamente

recogida la cantidad equivalente de purines de cerdo del 95 por ciento de humedad tratados por la instalación en el año anterior. El interesado deberá remitir, al propio tiempo, copia de esta documentación a la Dirección Gene-ral de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacio-nal de Energía.

Serán motivos suficientes para que el órgano compe-tente proceda a revocar la autorización de la instalación como instalación de producción en régimen especial, salvo causas de fuerza mayor debidamente justificadas:

a) el incumplimiento de los requisitos de eficiencia energética que se determinan en el anexo I. Para el cálculo del rendimiento eléctrico equivalente se conside-rará como valor asimilado a calor útil del proceso de secado de los purines el de 825 kcal/kg equivalente de purines de cerdo del 95 por ciento de humedad.

b) el tratamiento anual de menos del 85 por ciento de la cantidad de purín de cerdo para la que fue diseñada la planta de acuerdo a la potencia eléctrica instalada.

c) el tratamiento de otro tipo de residuos, sustratos orgánicos o productos distintos al purín de cerdo, en el caso de las plantas que no integren una digestión anaeró-bica en su proceso.

d) el tratamiento de más de un 10 por ciento de otro tipo de residuos, sustratos orgánicos o productos distin-tos al purín de cerdo, en el caso de las plantas que inte-gren una digestión anaeróbica en su proceso.

4. Las instalaciones de tratamiento y secado de lodos derivados de la producción de aceite de oliva debe-rán presentar anualmente ante el órgano competente de la comunidad autónoma, como complemento a la memo-ria-resumen a la que se hace referencia en el artículo 14, una auditoria medioambiental en la que quede explícita-mente recogida la cantidad equivalente de lodo del 70 por ciento de humedad tratado por la instalación en el año anterior. El interesado deberá remitir, al propio tiempo, copia de esta documentación a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía.

Será motivo suficiente para que el órgano competente proceda a revocar la autorización de la instalación como instalación de producción en régimen especial, salvo cau-sas de fuerza mayor debidamente justificadas, el incum-plimiento de los requisitos de eficiencia energética que se determinan en el anexo I. Para el cálculo del rendimiento eléctrico equivalente se considerará como calor útil máximo del proceso de secado del lodo derivado de la producción de aceite de oliva el de 594 kcal/kg equiva-lente de lodo del 70 por ciento de humedad, no admitién-dose lodos para secado con humedad superior al 70 por ciento.

5. Cualquiera de estas instalaciones podrán optar por acogerse plenamente a este real decreto, mediante comunicación expresa a la Dirección General de Política Energética y Minas En todo caso, vencido su periodo tran-sitorio, la instalación que aún no se haya acogido a este real decreto quedará automáticamente acogida al mismo, manteniendo su inscripción. En ambos casos, la migra-ción se llevará a cabo a la categoría a), dentro del grupo y subgrupo que le corresponda por potencia y tipo de com-bustible, no pudiendo volver al régimen económico des-crito en esta disposición transitoria.

Disposición transitoria tercera. Inscripción previa.

Aquellas instalaciones que a la entrada en vigor del presente real decreto contaran con acta de puesta en mar-cha para pruebas, deberán solicitar, en el plazo de seis meses desde su entrada en vigor, una nueva inscripción previa, en los términos regulados en esta norma.


Disposición transitoria cuarta. Adscripción a centro de control.

Aquellas instalaciones del régimen especial, con potencia superior a 10 MW a las que se refiere la disposi-ción transitoria novena del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007, dispondrán de un periodo transitorio hasta el 30 de junio de 2007 durante el cual no le será de aplicación la penalización establecida en el segundo párrafo del artículo 18.d).

Disposición transitoria quinta. Cumplimiento del proce-dimiento de operación 12.3.

1. Aquellas instalaciones eólicas cuya fecha de ins-cripción definitiva en el Registro administrativo de insta-laciones de producción en régimen especial, dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio sea ante-rior al 1 de enero de 2008 y cuya tecnología se considere técnicamente adaptable, tienen de plazo hasta el 1 de enero de 2010 para adaptarse al cumplimiento del proce-dimiento de operación P.O. 12.3.

2. En caso de no hacerlo, dejarán de percibir, a partir de esa fecha, la tarifa o, en su caso, prima establecida en el presente real decreto, o en reales decretos anteriores que se encontraran vigentes con carácter transitorio. Si la opción de venta elegida fuera la venta a tarifa regulada, el incumplimiento de esta obligación implicaría la percep-ción de un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa misma.

3. En el caso de instalaciones en funcionamiento a las que por su configuración técnica les fuera imposible el cumplimiento de los requisitos mínimos mencionados, sus titulares deberán acreditar dicha circunstancia, antes del 1 de enero de 2009, ante la Dirección General de Polí-tica Energética y Minas, quién resolverá, en su caso, pre-vio informe del operador del sistema, eximiendo a la ins-talación de la penalización contemplada en el párrafo 2 anterior.

4. La mencionada acreditación de requisitos será considerada por el operador del sistema a efectos de con-trol de producción, cuando sea de aplicación y proceda por razones de seguridad del sistema.

Disposición transitoria sexta. Participación en mercado y liquidación de tarifas, primas, complementos y des-víos hasta la entrada en vigor de la figura del comer-cializador de último recurso.

1. A partir de la entrada en vigor del presente real decreto y hasta que entre en vigor la figura del comercia-lizador de último recurso, prevista para el 1 de enerode 2009, las instalaciones que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1 del presente real decreto, que no estén conectadas a una distribuidora de las contempladas en la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, deberán vender su energía en el sistema de ofertas gestionado por el opera-dor del mercado mediante la realización de ofertas, a tra-vés de un representante en nombre propio, a precio cero.

A estos efectos, y hasta el 1 de enero de 2009, el dis-tribuidor al que esté cediendo su energía actuará como representante de último recurso en tanto en cuanto el titular de la instalación no comunique su deseo de operar a través de otro representante. La elección de un repre-sentante deberá ser comunicada al distribuidor con una antelación mínima de un mes a la fecha de comienzo de operación con otro representante.

2. La empresa distribuidora percibirá, desde el 1 de julio de 2008, del generador en régimen especial que

haya elegido la opción a) del artículo 24.1, cuando actúe como su representante, un precio de 0,5 c€/kWh cedido, en concepto de representación en el mercado.

3. El representante, realizará una sola oferta agre-gada para todas las instalaciones a las que represente que hayan escogido la opción a) del artículo 24.1, sin perjuicio de la obligación de desagregar por unidades de produc-ción las ofertas casadas.

Para las instalaciones a las que hace referencia el ar-tículo 34.2, la oferta se realizará de acuerdo con la mejor previsión posible con los datos disponibles o en su defecto, de acuerdo con los perfiles de producción recogi-dos en el anexo XII del presente real decreto.

Las instalaciones a las que hace referencia el artícu-lo 34.1, cuando su representante sea la empresa distribui-dora, podrán comunicar a ésta una previsión de la energía eléctrica a ceder a la red en cada uno de los períodos de programación del mercado de producción de energía eléctrica. En ese caso, deberán comunicarse las previsio-nes de los 24 períodos de cada día con, al menos, 30 horas de antelación respecto al inicio de dicho día. Asi-mismo, podrán formular correcciones a dicho programa con una antelación de una hora al inicio de cada mercado intradiario. La empresa distribuidora utilizará estas previ-siones para realizar la oferta en el mercado.

Si las instalaciones estuvieran conectadas a la red de transporte, deberán comunicar dichas previsiones, ade-más de al distribuidor correspondiente, al operador del sistema.

4. El operador del sistema liquidará tanto el coste de los desvíos, como el déficit de desvíos correspondiente a aquellas instalaciones que están exentas de previsión, de acuerdo a los procedimientos de operación correspon-dientes.

A las instalaciones que hayan escogido la opción a) del artículo 24.1, cuando su representante sea la empresa distribuidora, les será repercutido un coste de desvío por cada período de programación en el que la producción real se desvíe más de un 5 por ciento de la su previsión individual, respecto a su producción real. El desvío en cada uno de estos períodos de programación se calculará, para cada instalación, como el valor absoluto de la dife-rencia entre la previsión y la medida correspondiente.

5. Con carácter mensual, el operador del mercado y el operador del sistema, remitirán al distribuidor la informa-ción relativa a la liquidación realizada a las instalaciones que hayan optado por aplicar la opción a) del artículo 24.1, que sea necesaria para la realización de la liquidación con-templada en el párrafo 6 siguiente.

6. El representante, recibirá de la empresa distribui-dora, la cuantía correspondiente, para cada instalación, a la diferencia entre la energía efectivamente medida, valorada al precio de la tarifa regulada que le corresponda y la liqui-dación realizada por el operador del mercado y el operador del sistema, así como los complementos correspondien-tes, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 34 de este real decreto.

7. Para las instalaciones que vierten directamente su energía a una distribuidora de las recogidas en la disposi-ción transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, la liquidación de la tarifa regulada se realizará en un solo pago por parte de la empresa distribuidora, y sin tener en cuenta el mecanismo de venta de energía en el mercado a tarifa regulada recogida en los párrafos 1al 6 anteriores.

8. Las primas, incentivos y complementos, regula-dos en este real decreto y en reales decretos anteriores, vigentes con carácter transitorio, serán liquidados al generador en régimen especial o al representante por la empresa distribuidora hasta que entre en vigor la figura del comercializador de último recurso, prevista para el 1 de enero de 2009, de acuerdo al artículo 30 de este real decreto.


9. Los distribuidores que, en virtud de la aplicación de esta disposición transitoria, hayan efectuado pagos a insta-laciones del régimen especial o a sus representantes, ten-drán derecho a ser liquidados por las cantidades efectiva-mente desembolsadas por los conceptos de tarifa regulada, primas, complementos y, en su caso, incentivos.

Los importes correspondientes a estos conceptos se someterán al correspondiente proceso de liquidación por la Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con lo esta-blecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liqui-dación de los costes de transporte, distribución y comer-cialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abasteci-miento.

10. Igualmente, hasta la entrada en vigor la figura del comercializador de último recurso, prevista para el 1 de enero de 2009, continuarán vigentes los siguientes aspectos que estaban recogidos en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo:

a) El contrato suscrito entre la empresa distribuidora y el titular de la instalación de producción acogida al régi-men especial, contendrá, además de los aspectos recogi-dos en el artículo 16.1, los siguientes:

i. Condiciones económicas, de acuerdo con el capí-tulo IV del presente real decreto.

ii. Cobro de la tarifa regulada o, en su caso, la prima y el complemento por energía reactiva por la energía entregada por el titular a la distribuidora Se incluye, tam-bién, el cobro del complemento por eficiencia y que se producirá una vez hayan sido acreditados ante la adminis-tración los valores anuales acumulados y efectuado el cálculo de su cuantía.

b) En el caso de conexión a la red de transporte, el contrato técnico de acceso a la red de transporte, además de lo dispuesto en el artículo 16.2, se comunicará a la empresa distribuidora.

c) La empresa distribuidora tendrá la obligación de realizar el pago de la tarifa regulada, o en su caso, la prima y los complementos que le sean de aplicación, den-tro del período máximo de 30 días posteriores de la recep-ción de la correspondiente factura. Transcurrido este plazo máximo sin que el pago se hubiera hecho efectivo, comenzarán a devengarse intereses de demora, que serán equivalentes al interés legal del dinero incremen-tado en 1,5 puntos. Dichos intereses incrementarán el derecho de cobro del titular de la instalación y deberán ser satisfechos por el distribuidor, y no podrán incluirse dentro de los costes reconocidos por las adquisiciones de energía al régimen especial, a efectos de las liquidaciones de actividades y costes regulados según establece el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre.

d) La energía eléctrica vendida, deberá ser cedida a la empresa distribuidora más próxima que tenga caracte-rísticas técnicas y económicas suficientes para su ulterior distribución. En caso de discrepancia, la Dirección Gene-ral de Política Energética y Minas o el órgano competente de la Administración autonómica, resolverán lo que pro-ceda, previo informe preceptivo de la Comisión Nacional de Energía.

No obstante lo anterior, la Dirección General de Polí-tica Energética y Minas podrá autorizar, a los efectos de la correspondiente liquidación económica, que la empresa distribuidora más próxima pueda adquirir la energía eléc-trica de las instalaciones aunque ésta sobrepase sus nece-sidades, siempre que la citada empresa distribuidora esté conectada a otra empresa distribuidora, en cuyo caso cederá sus excedentes a esta última empresa.

e) Durante el período en el que la instalación parti-cipe en el mercado, quedarán en suspenso las condicio-nes económicas del contrato de venta que tuviera firmado

con la empresa distribuidora, quedando vigentes el resto de condiciones, técnicas y de conexión incluidas en el contrato.

f) Sin perjuicio de la energía que pudieran tener comprometida mediante contratos bilaterales físicos, aquellas instalaciones de potencia instalada igual o infe-rior a 50 MW a las que no les pudiera ser de aplicación este real decreto, no estarán obligadas a presentar ofertas económicas al operador del mercado para todos los períodos de programación, y podrán realizar dichas ofer-tas para los períodos que estimen oportuno.

11. Hasta la fecha establecida en el párrafo primero de la presente disposición transitoria, no será de aplica-ción la exigencia contemplada en el artículo 12.1.d) para las instalaciones que hubieran elegido la opción a) del artículo 24.1 para la venta de su energía, salvo que vayan directamente al mercado de ofertas.

12. Hasta la fecha establecida en el párrafo primero de la presente disposición transitoria, estarán exentas del pago del coste de los desvíos las instalaciones de poten-cia instalada igual o inferior a 1 MW que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1.

13. Hasta el 30 de septiembre de 2007, estarán exen-tas del pago del coste de los desvíos las instalaciones de potencia instalada igual o inferior a 5 MW que hayan ele-gido la opción a) del artículo 24.1.

Disposición transitoria séptima. Repotenciación de ins-talaciones eólicas con fecha de inscripción definitiva anterior al 31 de diciembre de 2001.

1. Aquellas instalaciones eólicas con fecha de ins-cripción definitiva en el Registro de instalaciones de pro-ducción de energía eléctrica anterior al 31 de diciembre de 2001, podrán realizar una modificación sustancial cuyo objeto sea la sustitución de sus aerogeneradores por otros de mayor potencia, en unas condiciones determina-das, y que será denominada en lo sucesivo repotencia-ción.

2. Se establece un objetivo límite de potencia, a los efectos del régimen económico establecido en el presente real decreto de 2000 MW adicionales a la potencia insta-lada de las instalaciones susceptibles de ser repotencia-das, y que no se considerará a los efectos del límite esta-blecido en el artículo 38.2.

3. Para estas instalaciones, mediante acuerdo del Consejo de Ministros, previa consulta con las Comunida-des Autónomas, podrá determinarse el derecho a una prima adicional, específica para cada instalación, máxima de 0,7 c€/kWh, a percibir hasta el 31 de diciembre de 2017.

4. Estas instalaciones deberán estar adscritas a un centro de control de generación y deberán disponer de los equipos técnicos necesarios para contribuir a la conti-nuidad de suministro frente a huecos de tensión, de acuerdo con los procedimientos de operación correspon-dientes, exigibles a las nuevas instalaciones.

5. Siempre que la potencia instalada no se incre-mente en más de un 40 por ciento y que la instalación disponga de los equipos necesarios para garantizar que la potencia evacuable no vaya a superar en ningún momento la potencia eléctrica autorizada para su evacuación antes de la repotenciación, no será exigible una nueva solicitud de acceso al operador del sistema o gestor de la red de distribución que corresponda. En caso contrario, el titular de la instalación deberá realizar una nueva solicitud de acceso, en los términos previstos en el título IV del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regu-lan las actividades de transporte, distribución, comerciali-zación, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.


Disposición transitoria octava. Utilización de biomasa y/o biogás para las instalaciones de co-combustión.

Se establecen sendos periodos transitorios, en los que las instalaciones térmicas de régimen ordinario reco-gidas en el artículo 46 del presente real decreto podrán utilizar, además, biomasa de la considerada para el grupo b.8, en los términos establecidos en el anexo II, en los plazos y porcentajes siguientes:

1. Hasta el 31 de diciembre de 2013, podrán utilizar cualquier tipo de biomasa y/o biogás considerado para los grupos b.6, b.7 y b.8, en los términos establecidos en el anexo II.

2. Desde el 1 de enero de 2014 y hasta el 31 de diciembre de 2015, podrán utilizar hasta un 50 por ciento para la contribución conjunta de la biomasa considerada para el grupo b.8 medida por su poder calorífico inferior.

Disposición transitoria novena. Retribución por garantía de potencia para instalaciones de energía renovables no consumibles hasta el 31 de mayo de 2006.

A lo efectos del cálculo por garantía de potencia para las instalaciones de energía primaria renovable no consu-mible, desde la entrada en vigor del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la meto-dología para la actualización y sistematización del régi-men jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial y hasta el día 31 de mayo de 2006, si no existen cinco años de producción neta medida del mes m, la retribución de garantía de potencia para dichas instalaciones se calculará valorando la producción neta a 0,48 c€/kWh.

Disposición transitoria décima. Instalaciones que utili-cen la cogeneración para el desecado de los subpro-ductos de la producción de aceite de oliva.

Las instalaciones de régimen especial que a la entrada en vigor de este real decreto estuvieran utilizando la coge-neración para el secado de los subproductos procedentes del proceso de producción del aceite de oliva, utilizando como combustible la biomasa generada en el mismo, podrán acogerse a la presente disposición transitoria, para toda la vida de la instalación, mediante comunica-ción expresa a la Dirección General de Política Energética y Minas.

Estas instalaciones estarán inscritas en el subgru-po a.1.3 del artículo 2, siendo los valores de la tarifa y prima 13,225 cent€/kWh y 8,665 cent€/kWh, respectiva-mente, en lugar de los contemplados en el artículo 35 para estas instalaciones, a percibir, durante un periodo máximo de 15 años desde su puesta en marcha.

A estas instalaciones les serán de aplicación la crite-rios de actualización contemplados en el artículo 44 de este real decreto para la categoría b.

Disposición derogatoria única. Derogación normativa.

Sin perjuicio de su aplicación transitoria en los térmi-nos previstos en el presente real decreto, queda derogado el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistema-tización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, así como cualquiera otra disposición de igual o inferior rango en lo que se oponga a este real decreto.

Disposición final primera. Modificación de las configu-raciones de cálculo.

La modificación de las configuraciones, en el cálculo de energía intercambiada en fronteras de régimen espe-cial, dadas de alta en los concentradores de sus encarga-dos de la lectura como consecuencia de la entrada en vigor del Real Decreto Ley 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energético, serán solicitadas por los productores de régimen especial a su encargado de la lectura aportando la nueva informa-ción de acuerdo a lo establecido en los procedimientos de operación aplicables.

Los encargados de la lectura modificarán las configu-raciones de cálculo de aquellas fronteras de régimen especial solicitadas que cumplan los nuevos requisitos de acuerdo a la información aportada y en los plazos estable-cidos en los procedimientos de operación aplicables.

Disposición final segunda. Modificación del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercializa-ción, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

1. Se modifica el artículo 59 bis del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instala-ciones de energía eléctrica, como sigue:

«Artículo 59 bis. Avales para tramitar la solicitud de acceso a la red de transporte de nuevas insta-laciones de producción en régimen especial.Para las nuevas instalaciones de producción en

régimen especial, el solicitante, antes de realizar la solicitud de acceso a la red de transporte deberá presentar ante la Dirección General de Política Ener-gética y Minas resguardo de la Caja General de Depósitos de haber presentado un aval por una cuantía equivalente a 500 €/kW instalado para las instalaciones fotovoltaicas o 20 €/kW para el resto de instalaciones. La presentación de este resguardo será requisito imprescindible para la iniciación de los procedimientos de acceso y conexión a la red de transporte por parte del operador del sistema.

El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga el acta de puesta en servicio de la instala-ción. Si a lo largo del procedimiento, el solicitante desiste voluntariamente de la tramitación adminis-trativa de la instalación o no responde a los requeri-mientos de la Administración de información o actuación realizados en el plazo de tres meses, se procederá a la ejecución del aval. Se tendrá en cuenta a la hora de valorar el desistimiento del pro-motor, el resultado de los actos administrativos previos que puedan condicionar la viabilidad del proyecto.»

2. No será necesaria la elevación de la cuantía, cuando correspondiera, del aval citado en el apartado 1 anterior a aquellas instalaciones que, a la entrada en vigor del presente real decreto, hubieran depositado el aval correspondiente al 2% del presupuesto de la instalación, vigente hasta la entrada en vigor de la presente disposi-ción.

3. Se añade un nuevo artículo 66 bis, con la siguiente redacción:

«Artículo 66 bis. Avales para tramitar la solicitud de acceso a la red de distribución de nuevas ins-talaciones de producción en régimen especial.


Para las nuevas instalaciones de producción en régimen especial, el solicitante, antes de realizar la solicitud de acceso a la red de distribución deberá haber presentado un aval por una cuantía equiva-lente a 500 €/kW instalado para las instalaciones fotovoltaicas o 20 €/kW para el resto de instalacio-nes. La presentación de este resguardo será requi-sito imprescindible para la iniciación de los procedi-mientos de acceso y conexión a la red de distribución por parte del gestor de la red de distribución.

Quedarán excluidas de la presentación de este aval las instalaciones fotovoltaicas colocadas sobre cubiertas o paramentos de edificaciones destinadas a vivienda, oficinas o locales comerciales o indus-triales.

El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga el acta de puesta en servicio de la instala-ción. En el caso de las instalaciones en las que no sea necesaria la obtención de una autorización administrativa, la cancelación será realizada cuando se realice la inscripción definitiva de la instalación. Si a lo largo del procedimiento, el solicitante desiste voluntariamente de la tramitación administrativa de la instalación o no responde a los requerimientos de la Administración de información o actuación reali-zados en el plazo de tres meses, se procederá a la ejecución del aval. Se tendrá en cuenta a la hora de valorar el desistimiento del promotor, el resultado de los actos administrativos previos que puedan condicionar la viabilidad del proyecto.»

4. Las instalaciones de producción en régimen espe-cial que a la fecha de entrada en vigor de este real decreto no hayan obtenido la correspondiente autorización de acceso y conexión a la red de distribución, deberán pre-sentar el resguardo mencionado en el artículo 66 (bis) del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, en un plazo máximo de tres meses a contar desde la fecha del pre-sente real decreto. Transcurrido dicho plazo sin que el solicitante hubiera presentado el mismo, el órgano com-petente iniciará el procedimiento de cancelación de la solicitud.

Disposición final tercera. Carácter básico.

Este real decreto tiene un carácter básico al amparo de lo establecido en el artículo 149.1.22.ª y 25.ª de la Cons-titución.

Las referencias a los procedimientos sólo serán apli-cables a las instalaciones de competencia estatal y, en todo caso, se ajustarán a lo establecido en la Ley 30/1992,

de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Adminis-traciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común.

Disposición final cuarta. Desarrollo normativo y modifi-caciones del contenido de los anexos.

Se autoriza al Ministro de Industria, Turismo y Comer-cio a dictar cuantas disposiciones sean necesarias para el desarrollo de este real decreto y para modificar los valo-res, parámetros y condiciones establecidas en sus anexos, si consideraciones relativas al correcto desarrollo de la gestión técnica o económica del sistema así lo aconsejan.

En particular se autoriza al Ministro de Industria, Turismo y Comercio a dictar cuantas instrucciones técni-cas sean necesarias para establecer un sistema de certifi-cación de biomasa y biogás considerados para los grupos b.6, b.7 y b.8, que incluya la trazabilidad de las mismas.

Se habilita a la Secretaría General de Energía a modi-ficar al alza los objetivos límites de potencia de referencia, establecidos en los artículos 35 al 42, siempre que ello no comprometa la seguridad y estabilidad del sistema y se considere necesario.

Igualmente se habilita al Secretario General de Ener-gía a modificar el contenido del anexo XII relativo a los perfiles horarios para las instalaciones fotovoltaicas e hidráulicas.

Disposición final quinta. Incorporación de derecho de la Unión Europea.

Mediante las disposiciones adicionales decimotercera y decimocuarta se incorporan al derecho español los ar-tículos 7.4 y 7.5 de la Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de 2001, rela-tiva a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad.

Disposición final sexta. Entrada en vigor.

El presente real decreto entrará en vigor el primer día del mes siguiente al de su publicación en el «Boletín Ofi-cial del Estado».

Dado en Madrid, el 25 de mayo de 2007.

JUAN CARLOS R.

El Ministro de Industria, Turismo y Comercio,JOAN CLOS I MATHEU

DEstudio de seguridad y salud

Índice 115

ÍNDICE

1 Objeto del estudio de seguridad y salud .........................................................116

2 memoria informativa ...........................................................................................116

2.1 Datos de la obra ..............................................................................................116

2.2 Descripción de la obra ...................................................................................117

3 memoria descriptiva.............................................................................................118

3.1 Trabajos previos al inicio de las obras .........................................................118

3.2 Fases de la obra de interés a la prevención.................................................118

3.3 Instalación eléctrica ........................................................................................122

3.4 Camión grúa....................................................................................................130

4 OBLIGACIONES DEL PROMOTOR...............................................................131

5 Coordinadores en materia de seguridad y salud ............................................132

5.1 Coordinadores en materia de seguridad y salud durante la fase de

elaboración del proyecto ...............................................................................132

5.2 Coordinadores en materia de seguridad y salud durante la fase de

ejecución del proyecto ...................................................................................132

6 Plan de seguridad y salud en el trabajo ...........................................................134

7 obligaciones de contratistas y subcontratistas ................................................135

8 obligaciones de trabajadores autónomos.........................................................136

9 Libro de incidencias .............................................................................................137

10 Legislación vigente ..............................................................................................138

11 Paralización de los trabajos ................................................................................140

12 derechos de los trabajadores .............................................................................141

13 conclusión .............................................................................................................141

Anexo D 116

1 Objeto del estudio de seguridad y salud

El objeto del presente Estudio de Seguridad y Salud, es la redacción de los

documentos necesarios que definan, en el marco del Real Decreto 1.627/1997, de 24 de

Octubre, por el que se establecen disposiciones mínimas de seguridad y salud en las

obras de construcción, las previsiones y desarrollo de las soluciones necesarias para los

problemas de ejecución de la obra, y la prevención de riesgos de accidentes laborales,

enfermedades profesionales y daños a terceros. Asimismo, contempla las instalaciones

preceptivas de sanidad, higiene y bienestar de los trabajadores durante el desarrollo de

la misma.

En aplicación de este Estudio de Seguridad y Salud de la obra, cada contratista,

subcontratista y trabajadores autónomos, elaborarán un plan de seguridad y salud en

el trabajo en el que se analicen, estudien, desarrollen y complementen las previsiones

contenidas en este estudio.

2 Memoria informativa

2.1 Datos de la obra

Emplazamiento :

La obra está situada en el polígono industrial de Navalmoral de la Mata, en la

carretera de jarandilla

Duración de la Obra:

Se estima una duración de las obras de 30 días.

Número previsto de operarios:

Se estima que en los momentos de mayor actividad habrá en obra un máximo de

cinco operarios.

Anexo D 117

Accesos:

El acceso a la cubierta de la nave se realiza actualmente a través de una escalera

provista de quitamiedos situada en el exterior de la nave. Por su parte será necesaria la

instalación de una línea de vida para que los trabajadores que se encarguen de la

colocación de las estructuras y los paneles sobre la cubierta estén seguros ante posibles

caídas.

Climatología del lugar:

La zona climatológica, con inviernos fríos y veranos calurosos, no tiene mayor

incidencia, salvo las posibles heladas de los meses más crudos del invierno, teniéndose

previstas las medidas oportunas.

2.2 Descripción de la obra

Tipo de obra:

Instalación de paneles fotovoltaicos en el techo de una nave destinados a la

generación de energía y posterior venta.

Instalación eléctrica:

Definido en la memoria, comprende básicamente las obras de instalación de las

estructuras, instalación de paneles y conexionado de equipos.

Circulación de personas ajenas a la obra:

Montaje de valla a base de malla metálica o elementos prefabricados separando

la zona de obra de la zona de tránsito exterior.

Si fuese necesario ocupar el camino durante el acopio de material en la obra,

mientras dure la maniobra de descarga, se canalizará a base de vallas metálicas

de separación de áreas, y se colocarán señales de tráfico que avisen a los

automóviles de la situación de peligro.

Anexo D 118

Suministro de energía eléctrica:

Será un sistema conectado a red para el volcado de la energía generada.

Suministro de agua potable

Solamente será necesaria durante el proceso de ejecución material de la obra por lo

que se dispondrá de la existente en los elementos comunes del edificio. Se tomará de la

red existente.

3 Memoria descriptiva

3.1 Trabajos previos al inicio de las obras

Ejecución y comprobación del replanteo con aprobación del acta correspondiente.

Señalización del tramo de obras de acuerdo a la Norma 8.3-IC del Ministerio de

Fomento ”Señalización de Obras”.

Instalación de casetas para servicios higiénicos y vestuarios.

Acometida a la red de saneamiento.

Acometida a la red de abastecimiento de agua.

Acometida eléctrica y caseta para acometida según prescripciones de la compañía

suministradora.

Interruptores diferenciales de 300 m.A. para fuerza y 30 m.A. para alumbrado.

Tomas de tierra con resistencia inferior a 200 Ohm.

3.2 Fases de la obra de interés a la prevención

Excavación de zanjas

Riesgos detectables

Desprendimiento de tierras.

Anexo D 119

Caídas a distinto nivel.

Caídas de personal al interior de la zanja.

Atrapamiento por maquinaria.

Golpes por objetos.

Caídas por objetos.

Medidas preventivas

El personal que deba trabajar en esta obra en el interior de las zanjas, conocerá los

riesgos a los que debe estar sometido.

El acceso y salida de una zanja, se efectuará mediante una escalera sólida anclada

en el borde superior de la zanja. La escalera sobrepasará 1 m. el borde la zanja.

Quedan prohibidos los acopios de tierras o materiales a una distancia inferior a

los 2 m. del borde de una zanja.

Cuando la profundidad de una zanja sea superior a 1,5 m. se entibará.

Prendas de protección personal

Si existiese homologación expresa del Ministerio de Trabajo y SS, las prendas de

protección personal a utilizar en esta obra, estarán homologadas.

Casco de polietileno.

Mascarilla antipolvo con filtro mecánico.

Gafas antipolvo.

Botas de seguridad.

Botas de goma.

Ropa de trabajo.

Montaje de prefabricados

Se consideran en este apartado las maniobras de recepción, descarga, acopio y

puesta en el lugar apropiado de la obra.

Anexo D 120

Riesgos detectables:

Golpes a las personas por el transporte en suspensión de grandes piezas.

Atrapamiento durante maniobras de ubicación.

Caída de personas al mismo nivel.

Caída de personas a distinto nivel.

Vuelco de piezas prefabricadas.

Cortes por manejo de herramientas manuales.

Cortes o golpes por manejo de máquinas-herramienta.

Aplastamientos de manos o pies al recibir las piezas.

Los derivados de la realización de trabajos bajo régimen de fuertes vientos.

Otros.

Medidas preventivas:

La pieza prefabricada, será izada del gancho de la grúa mediante el auxilio de

balancines.

El prefabricado en suspensión del balancín, se guiará mediante cabos sujetos a

los laterales de la pieza mediante un equipo formado por tres hombres. Dos de

ellos gobernarán la pieza mediante los cabos mientras un tercero, guiará la

maniobra.

Una vez presentado en el sitio de instalación el prefabricado, se procederá, sin

descolgarlo del gancho de la grúa y sin descuidar la guía mediante los cabos, el

montaje definitivo. Concluido el cual, podrá desprenderse del balancín.

La recepción en los apoyos se realizará mediante dos cuadrillas de tres hombres

bajo la coordinación de un Capataz. Actuando al mismo tiempo cada cuadrilla

gobernará el extremo correspondiente de la cercha mediante cabos (nunca

directamente con las manos). El tercer hombre de cada cuadrilla realizará la

presentación.

El riesgo de caída desde altura se evitará realizando los trabajos de recepción e

instalación del prefabricado desde el interior de una plataforma de trabajo

rodeada de barandillas de 90 cm. de altura, formadas por pasamanos, listón

Anexo D 121

intermedio y rodapié de 15 cm., montados sobre andamios (metálicos-tubulares,

de borriquetas).

Se prohibe trabajar o permanecer en lugares de tránsito de piezas suspendidas,

en prevención del riesgo de desplome.

Se instalarán señales de "peligro, paso de cargas suspendidas" sobre pies

derechos bajo los lugares destinados a su paso.

Se prepararán zonas de la obra compactadas para facilitar la circulación de

camiones de transporte de prefabricados.

Los prefabricados se descargarán de los camiones y se acopiarán en los lugares

señalados en los planos para tal menester.

Los prefabricados se acopiarán en posición horizontal sobre durmientes

dispuestos por capas de tal forma que no se dañen los elementos de enganche

para su izado.

A los prefabricados en acopio antes de proceder a su izado para ubicarlos en la

obra, se les amarrarán los cabos de guía, para realizar las maniobras sin riegos.

Se paralizará la labor de instalación de los prefabricados bajo régimen de vientos

superiores a los 60 km/h.

Si alguna pieza prefabricada llegara a su sitio de instalación girando sobre sí

misma, se la intentará detener utilizando exclusivamente los cabos de gobierno.

Se prohibe intentar detenerla directamente con el cuerpo o alguna de sus

extremidades.

Las superficies sobre las que deban instalarse los prefabricados permanecerán

limpias de materiales o herramientas que puedan obstaculizar las maniobras de

instalación.


Si existe homologación expresa del Ministerio de Trabajo y S.S., las prendas de



Guantes de cuero.

Anexo D 122

Guantes de goma o P.V.C.

Botas de seguridad.

Botas de goma con puntera reforzada.

Cinturón de seguridad clases A o C.

Ropa de trabajo

Trajes para tiempo lluvioso.

3.2.1 Instalación eléctrica

La instalación eléctrica debe adaptarse en todos sus elementos a lo especificado en el

"Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión”.

Riesgos detectables

Contactos eléctricos directos.

Contactos eléctricos indirectos.

Los derivados de caídas de tensión en la instalación por sobrecarga.

Mal funcionamiento de los mecanismos y sistemas de protección.

Mal comportamiento de las tomas de tierra, (incorrecta instalación, picas que

anulan los sistemas de protección del cuadro general).

Caídas al mismo nivel.

Caídas a distinto nivel.

Otros.

Medidas preventivas

Normas de prevención para los cables

El calibre o sección del cableado será siempre el adecuado para la carga eléctrica

que ha de soportar en función del cálculo realizado para la maquinaria e

iluminación prevista.

Anexo D 123

Los hilos tendrán la funda protectora aislante sin defectos apreciables. No se

admitirán tramos defectuosos en este sentido.

La distribución general desde el cuadro general de obra a los cuadros

secundarios, se efectuará mediante manguera eléctrica antihumedad.

El tendido de los cables y mangueras, se efectuará a una altura mínima de 2 m.

en los lugares peatonales y de 5 m. en los de vehículos, medidos sobre el nivel del

pavimento.

El tendido de los cables para cruzar viales de obra, se efectuará enterrado. Se

señalizará el "paso del cable" mediante una cubrición permanente de tablones

que tendrá por objeto el proteger mediante reparto de cargas, y señalar la

existencia del "paso eléctrico" a los vehículos. La profundidad de la zanja mínima

será de 40 cm. y el cable irá además protegido en el interior de un tubo rígido.

Los empalmes entre mangueras siempre estarán elevados. Se prohibe

mantenerlos en el suelo.

Los empalmes provisionales entre mangueras, se ejecutarán mediante conexiones

normalizadas estancos antihumedad.

Los empalmes definitivos se ejecutarán utilizando cajas de empalmes

normalizadas estancos de seguridad.

El trazado de las mangueras de suministro eléctrico a las plantas, será colgado, a

una altura sobre el pavimento en torno a los 2 m., para evitar accidentes por

agresión a las mangueras por uso a ras de suelo.

El trazado de las mangueras de suministro eléctrico no coincidirá con el de

suministro provisional de agua a las plantas.

Las mangueras de "alargadera", por ser provisionales y de corta estancia pueden

llevarse tendidas por el suelo, pero arrimadas a los paramentos verticales.

Las mangueras de "alargadera" provisionales, se empalmarán mediante

conexiones normalizadas estancos antihumedad o fundas aislantes

termorretráctiles.

Anexo D 124

Normas de prevención para los interruptores

Se ajustarán expresamente, a los especificados en el Reglamento Electrotécnico de

Baja Tensión.

Los interruptores se instalarán en el interior de cajas normalizadas, provistas de

puerta de entrada con cerradura de seguridad.

Las cajas de interruptores poseerán adherida sobre su puerta una señal

normalizada de "peligro, electricidad".

Las cajas de interruptores serán colgadas, bien por los paramentos verticales,

bien de "pies derechos" estables.

Normas de prevención para los cuadros eléctricos

Serán metálicos de tipo para la intemperie, con puerta y cerraja de seguridad (con

llave), según norma UNE-20324, cuadros normalizados de PVC que cumplan la

norma UNE-20324.

Pese a ser de tipo para la intemperie, se protegerán del agua de lluvia mediante

viseras eficaces como protección adicional.

Los cuadros eléctricos metálicos tendrán la carcasa conectada a tierra.

Poseerán adherida sobre la puerta una señal normalizada de "peligro,

electricidad".

Los cuadros eléctricos se colgarán pendientes de tableros de madera recibidos a

los paramentos verticales o bien, a "pies derechos" firmes.

Las maniobras a ejecutar en el cuadro eléctrico general se efectuarán subido a

una banqueta de maniobra o alfombrilla aislante, calculados expresamente para

realizar la maniobra con seguridad.

Los cuadros eléctricos poseerán tomas de corriente para conexiones

normalizadas blindadas para intemperie, en número determinado según el

cálculo realizado.

Los cuadros eléctricos de esta obra, estarán dotados de enclavamiento eléctrico

de apertura.

Anexo D 125

Normas de prevención para las tomas de energía

Las tomas de corriente de los cuadros se efectuarán de los cuadros de

distribución, mediante clavijas normalizadas blindadas con enclavamiento.

Cada toma de corriente suministrará energía eléctrica a un solo aparato, máquina

o máquina-herramienta.

La tensión siempre estará en la clavija "hembra", nunca en la "macho", para evitar

los contactos eléctricos directos.

Normas de prevención para la protección de los circuitos

La instalación poseerá todos aquellos interruptores automáticos que el cálculo

defina como necesarios; no obstante, se calcularán siempre minorando con el fin

de que actúen dentro del margen de seguridad; es decir, antes de que el

conductor al que protegen llegue a la carga máxima admisible.

Los interruptores automáticos se instalarán en todas las líneas de toma de

corriente de los cuadros de distribución y de alimentación a todas las máquinas,

aparatos y máquinas herramienta de funcionamiento eléctrico.

Los circuitos generales estarán también protegidos con interruptores.

La instalación de alumbrado general, para las "instalaciones provisionales de

obra y de primeros auxilios" y demás casetas, estará protegida por interruptores

automáticos magnetotérmicos.

Toda la maquinaria eléctrica estará protegida por un disyuntor diferencial.

Todas las líneas estarán protegidas por un disyuntor diferencial.

Los disyuntores diferenciales se instalarán de acuerdo con las siguientes

sensibilidades:

—300 mA. (Según R.E.B.T.) Alimentación a la maquinaria.

—30 mA. (Según R.E.B.T.) Alimentación a la maquinaria seguridad

—30 mA Para las instalaciones eléctricas de alumbrado no portátil.

Anexo D 126

Puede mejorarse el nivel de la seguridad de la instalación de alumbrado

utilizando disyuntores diferenciales de 15 mA.

La conexión de todos los disyuntores se realizará siguiendo el esquema impreso

en cada modelo, según especifica cada marca comercial.

Normas de prevención para las tomas de tierra

El transformador de la obra será dotado de una toma de tierra ajustada a los

Reglamentos vigentes y a las normas propias de la compañía eléctrica

suministradora de la zona.

Las partes metálicas de todo equipo eléctrico dispondrán de toma de tierra.

El neutro de la instalación estará puesto a tierra.

La toma de tierra se efectuará a través de la pica o placa de cada cuadro general.

El hilo de toma de tierra, siempre estará protegido con macarrón en colores

amarillo y verde. Se prohibe expresamente utilizarlo para otros usos.

Se instalarán tomas de tierra independientes en los carriles para estancia o

desplazamiento de máquinas.

La toma de tierra de las máquinas-herramienta que no estén dotadas de doble

aislamiento, se efectuará mediante hilo neutro en combinación con el cuadro de

distribución correspondiente y el cuadro general de obra.

Las tomas de tierra calculadas estarán situadas en el terreno de tal forma, que su

funcionamiento y eficacia sea el requerido por la instalación.

La conductividad del terreno se aumentará vertiendo en el lugar de hincado de la

pica agua de forma periódica.

El punto de conexión de la pica estará protegido en el interior de una arqueta

practicable.

Las tomas de tierra de cuadros eléctricos generales distintos, serán

independientes eléctricamente.

Anexo D 127

Normas de prevención para la instalación de alumbrado

El alumbrado de la obra, cumplirá las especificaciones plasmadas en los planos,

en concordancia con lo establecido en las Ordenanzas de Trabajo de la

Construcción, Vidrio y Cerámica.

La iluminación de los tajos será siempre la adecuada para realizar los trabajos

con seguridad.

La iluminación general de los tajos será mediante proyectores ubicados sobre

"pies derechos" firmes.

La iluminación mediante portátiles cumplirá la siguiente norma: . Portalámparas

estanco de seguridad con mango aislante, rejilla protectora de la bombilla dotada

de gancho de cuelgue a la pared, manguera antihumedad, clavija de conexión

normalizada estanca de seguridad, alimentados a 24 V.

La energía eléctrica que deba suministrarse a las lámparas portátiles para

iluminación de tajos encharcados, (o húmedos), se servirá a través de un

transformador de corriente que la reduzca a 24 voltios.

La iluminación de los tajos se situará a una altura en torno a los 2 m., medidos

desde la superficie de apoyo de los operarios en el puesto de trabajo.

La iluminación de los tajos, siempre que sea posible, se efectuará cruzada con el

fin de disminuir sombras.

Las zonas de paso de la obra estarán permanentemente iluminadas evitando

rincones oscuros.

Normas de seguridad de aplicación durante el mantenimiento y reparaciones de la

instalación eléctrica

El personal de mantenimiento de la instalación será electricista, en posesión de

carné profesional correspondiente.

Toda la maquinaria eléctrica se revisará periódicamente, y en especial, en el

momento en el que se detecte un fallo, momento en el que se la declarará "fuera

de servicio" mediante desconexión eléctrica y el cuelgue del rótulo

correspondiente en el cuadro de gobierno.

Anexo D 128

La maquinaria eléctrica, será revisada por personal especialista en cada tipo de

máquina.

Se prohíben las revisiones o reparaciones bajo corriente. Antes de iniciar una

reparación se desconectará la máquina de la red eléctrica instalando en el lugar

de conexión un letrero visible, en el que se lea "NO CONECTAR, HOMBRES

TRABAJANDO EN LA RED".

La ampliación o modificación de líneas, cuadros y asimilables sólo la efectuarán

los electricistas.

Normas de actuación para el Vigilante de Seguridad, para la supervisión y control de

la instalación eléctrica.

Se hará entrega al Vigilante de Seguridad la siguiente normativa para que sea

seguida, durante las revisiones de la instalación eléctrica:

No permita las conexiones a tierra a través de conducciones de agua. No permita

"enganchar" a las tuberías.

No permita el tránsito de carretillas y personas sobre mangueras eléctricas.

No permita el tránsito bajo líneas eléctricas de las compañías con elementos

longitudinales transportados a hombro (pértigas, regles, escaleras de mano y

asimilables).

No permita la anulación del hilo de tierra de las mangueras eléctricas.

No permita las conexiones directas cable-clavija de otra máquina.

Vigile la conexión eléctrica de cables ayudados a base de pequeñas cuñitas de

madera. Desconéctelas de inmediato. Lleve consigo conexiones "macho"

normalizadas para que las instalen.

No permita que se desconecten las mangueras por el procedimiento del "tirón".

Obligue a la desconexión amarrado y tirando de la clavija enchufe.

Compruebe diariamente el buen estado de los disyuntores diferenciales, al inicio

de la jornada y tras la pausa dedicada para la comida, accionando el botón de

test.

Anexo D 129

Tenga siempre en el almacén un disyuntor de repuesto (media o alta

sensibilidad) con el que sustituir rápidamente el averiado.

Tenga siempre en el almacén interruptores automáticos (magnetotérmicos) con

los que sustituir inmediatamente los averiados.

Mantenga las señales normalizadas de "peligro electricidad" sobre todas las

puertas de acceso a estancias que contengan el transformador o el cuadro

eléctrico general.

Mantenga en buen estado todas las señales de "peligro electricidad" que se haya

previsto para la obra.


Si existe homologación expresa del Ministerio de Trabajo y S.S., las prendas de


Casco de polietileno para riesgos eléctricos.

Ropa de trabajo.

Botas aislantes de electricidad.

Guantes aislantes de electricidad.

Plantillas anticlavos.

Cinturón de seguridad clase C.

Trajes impermeables para ambientes lluviosos.

Banqueta aislante de la electricidad.

Alfombrilla aislante de la electricidad.

Comprobadores de tensión.

Letreros de "NO CONECTAR, HOMBRES TRABAJANDO EN LA RED".

Anexo D 130

3.3 Camión grúa

Riesgos detectables

Vuelco de camión

Atrapamientos.

Caídas al subir o bajar a la zona de mandos.

Atropello de personas.

Desplome de la carga.

Golpes por la carga o paramentos verticales u horizontales.

Otros.

Medidas preventivas

Antes de iniciar las maniobras de carga se instalarán calzos inmovilizadores en

las cuatro ruedas y los gatos estabilizadores.

Las maniobras de carga y descarga serán dirigidas por un especialista en

prevención de los riesgos por maniobras incorrectas.

Los ganchos de cuelgue estarán dotados de pestillos de seguridad.

Se prohíbe expresamente sobrepasar la carga máxima admisible fijada por el

fabricante del camión en función de la extensión brazo-grúa.

El gruísta tendrá en todo momento a la vista la carga suspendida. Si esto no fuera

posible, las maniobras serán expresamente dirigidas por un señalista, en

previsión de los riesgos por maniobras incorrectas.

Las rampas para acceso del camión grúa no superarán inclinaciones del 20%

como norma general.

Se prohíbe realizar suspensión de cargas de forma lateral cuando la superficie de

apoyo del camión esté inclinada hacia el lado de la carga.

Se prohíbe estacionar o circular con el camión grúa a distancias inferiores a 2

metros del corte del terreno.

Se prohíbe realizar tirones sesgados de la carga.

Anexo D 131

Se prohíbe arrastrar cargas con el camión grúa.

Las cargas en suspensión, para evitar golpes y balanceos se guiarán mediante

cabos de gobierno.

Se prohíbe la permanencia bajo las cargas en suspensión.

El conductor del camión grúa estará en posesión del certificado de capacitación

que acredite su pericia.


Si existiese homologación expresa del Ministerio de Trabajo y SS, las prendas de



Guantes de cuero.

Botas de seguridad.

Ropa de trabajo.

Calzado para conducción.

4 Obligaciones del promotor

Cualquier persona física o jurídica, por cuenta de la cual se realiza la obra. Sus

obligaciones se concentrarán en:

Encargar la elaboración del Estudio Básico de Seguridad y Salud en la fase del

Proyecto, que deberá realizar un técnico competente o bien el correspondiente

coordinador de seguridad y salud. El Estudio Básico de Seguridad y Salud

deberá iniciarse paralelamente al proyecto de ejecución de la obra. Para ello

deberá contemplar la identificación de los riesgos que puedan ser evitados,

indicando las medidas técnicas necesarias para ello.

Anexo D 132

Comprobar que el proyectista aporta la evaluación de riesgos, de manera que

puedan ser tenidas en cuenta para la realización del estudio, por el coordinador

en fase de proyecto.

Designar durante la fase de elaboración del proyecto el coordinador de seguridad

y salud.

Designar coordinadores de seguridad y salud durante la fase de ejecución. Dicho

nombramiento podrá o no coincidir con quien lo hay sido en la fase durante la

fase de proyecto. Antes de que comiencen las obras deberá entregarse a la

autoridad laboral el acta de nombramiento del coordinador y el aviso previo de

comienzo de las obras.

5 Coordinadores en materia de seguridad y salud

5.1 Coordinador en materia de seguridad y salud durante la fase de elaboración

del proyecto

Es el técnico competente designado por el promotor para coordinar, durante la fase

de elaboración del proyecto de obra, la aplicación de sus principios se mencionan en el

artículo 8 de RD 1627/97. Los principios generales de prevención en materia de

seguridad y de salud deberán ser tomados en consideración por el proyectista en las

fases de concepción, estudio y elaboración del proyecto de obra y en particular:

Al tomar las decisiones constructivas, técnicas y de organización con el fin de

planificar los distintos trabajos o fases de trabajo que se desarrollarán simultánea

o sucesivamente.

Al estimar la duración requerida para la ejecución de estos distintos trabajos o

fases del trabajo. Puede ser la misma persona que el coordinador en materia de

seguridad y salud durante la fase de ejecución de la obra.

5.2 Coordinador en materia de seguridad y salud durante la fase de ejecución del

proyecto

Técnico integrado en la dirección facultativa, designado por el promotor para llevar

a cabo las actividades que se relacionan en el artículo 9 del RD 1627/2997. El

Anexo D 133

coordinador en materia de seguridad y salud durante la ejecución de la obra deberá

desarrollar las siguientes funciones:

- Coordinar la aplicación de los principios generales de prevención y de seguridad:

1°. Al tomar las decisiones técnicas y de organización con el fin de

planificar los distintos trabajos o fases de trabajo que vayan a desarrollarse

simultánea o sucesivamente.

2°. Al estimar la duración requerida para la ejecución de estos distintos

trabajos o fases de trabajo.

- Coordinar las actividades de la obra para garantizar que los contratistas y, en su

caso, los subcontratistas y los trabajadores autónomos apliquen de manera

coherente y responsable los principios de la acción preventiva para:

Evitar los riesgos.

Evaluar los riesgos que no se puedan evitar.

Combatir los riesgos en su origen.

Adaptar el trabajo a la persona, en particular en lo que respecta a la

concepción de los puestos de trabajo, así como a la elección de los equipos

y los métodos de trabajo y de producción, con miras, en particular, a

atenuar el trabajo monótono y repetitivo y a reducir los efectos del mismo

en la salud.

Tener en cuenta la evolución de la técnica.

Sustituir lo peligroso por lo que entrañe poco o ningún peligro.

Planificar la prevención, buscando un conjunto coherente que integren en

ella la técnica, la organización del trabajo, las condiciones de trabajo, las

relaciones sociales y la influencia de los factores ambientales en el trabajo.

Adoptar medidas que antepongan la protección colectiva a la individual.

Dar las debidas instrucciones a los trabajadores.

Y, en particular, en las tareas de:

El mantenimiento de la obra en buen estado de orden y limpieza.

Anexo D 134

La elección del emplazamiento de los puestos y áreas de trabajo, teniendo en

cuenta sus condiciones de acceso, y la determinación de las vías o zonas de

desplazamiento o circulación.

La manipulación de los distintos materiales y la utilización de los

medios auxiliares.

El mantenimiento, el control previo a la puesta en servicio y el control periódico

de las instalaciones y dispositivos necesarios para la ejecución de la obra, con

objeto de corregir los defectos que pudieran afectar a la seguridad y salud de los

trabajadores.

La delimitación y el acondicionamiento de las zonas de almacenamiento y

depósito de los distintos materiales, en particular si se trata de materias o

sustancias peligrosas.

La recogida de los materiales peligrosos utilizados.

El almacenamiento y la eliminación o evacuación de residuos y escombros.

La adaptación, en función de la evolución de la obra, del período de tiempo

efectivo que habrá de dedicarse a los distintos trabajos o fases de trabajo.

La cooperación entre los contratistas, subcontratistas y trabajadores autónomos.

Las interacciones e incompatibilidades con cualquier otro tipo de trabajo o

actividad que se realice en la obra o cerca del lugar de la obra.

6 Plan de seguridad y salud en el trabajo

1. En aplicación del estudio básico, cada contratista elaborará un plan de seguridad

y salud en el trabajo en el que se analicen, estudien, desarrollen y complementen las

previsiones contenidas en el estudio o estudio básico, en función de su propio sistema

de ejecución de la obra. En dicho plan se incluirán, en su caso, las propuestas de

medidas alternativas de prevención que el contratista proponga con la correspondiente

justificación técnica, que no podrán implicar disminución de los niveles de protección

previstos en el estudio o estudio básico. En el caso de planes de seguridad y salud

elaborados en aplicación del estudio de seguridad y salud las propuestas de medidas

Anexo D 135

alternativas de prevención incluirán la valoración económica de las mismas, que no

podrá implicar disminución del importe total.

2. El plan de seguridad y salud deberá ser aprobado, antes del inicio de la obra, por

el coordinador en materia de seguridad y de salud durante la ejecución de la obra. En

el caso de obras de las Administraciones públicas, el plan, con el correspondiente

informe del coordinador en materia de seguridad y de salud durante la ejecución de la

obra, se elevará para su aprobación a la Administración pública que haya adjudicado la

obra.

3. En relación con los puestos de trabajo en la obra, el plan de seguridad y salud en

el trabajo a que se refiere este artículo constituye el instrumento básico de ordenación

de las actividades de identificación y, en su caso, evaluación de los riesgos y

planificación de la actividad preventiva a las que se refiere el capítulo II del Real

Decreto por el que se aprueba el Reglamento de los Servicios de Prevención.

4. El plan de seguridad y salud podrá ser modificado por el contratista en función

del proceso de ejecución de la obra, de la evolución de los trabajos y de las posibles

incidencias o modificaciones que puedan surgir a lo largo de la obra. Quienes

intervengan en la ejecución de la obra, así como las personas u órganos con

responsabilidades en materia de prevención en las empresas que intervienen en la

misma y los representantes de los trabajadores, podrán presentar, por escrito y de

forma razonada, las sugerencias y alternativas que estimen oportunas. A tal efecto, el

plan de seguridad y salud estará en la obra a disposición permanente de los mismos.

7 Obligaciones de contratistas y subcontratistas

Contratista: la persona física o jurídica que asume contractualmente ante el

promotor, con medios humanos y materiales propios o ajenos, el compromiso de

ejecutar la totalidad o parte de las obras con sujeción al proyecto y al contrato.

Subcontratista: la persona física o jurídica que asume contractualmente ante el

contratista, empresario principal, el compromiso de realizar determinadas partes o

instalaciones de la obra, con sujeción al proyecto por el que se rige su ejecución.

Los contratistas y subcontratistas estarán obligados a:

Anexo D 136

Aplicar los principios de la acción preventiva, en particular al desarrollar las

tareas o actividades del presente Real Decreto.

Cumplir y hacer cumplir a su personal lo establecido en el plan de seguridad y

salud.

Cumplir la normativa en materia de prevención de riesgos laborales, teniendo en

cuenta, en su caso, las obligaciones sobre coordinación de actividades

empresariales.

Informar y proporcionar las instrucciones adecuadas a los trabajadores

autónomos sobre todas las medidas que hayan de adoptarse en lo que se refiere a

su seguridad y salud en la obra.

Atender las indicaciones y cumplir las instrucciones del coordinador en materia

de seguridad y de salud durante la ejecución de la obra o, en su caso, de la

dirección facultativa.

Los contratistas y los subcontratistas serán responsables de la ejecución correcta de

las medidas preventivas fijadas en el plan de seguridad y salud en lo relativo a las

obligaciones que les correspondan a ellos directamente o, en su caso, a los trabajadores

autónomos por ellos contratados.

Además, los contratistas y los subcontratistas responderán solidariamente de las

consecuencias que se deriven del incumplimiento de las medidas previstas en el plan.

Las responsabilidades de los coordinadores, de la dirección facultativa y del

promotor no eximirán de sus responsabilidades a los contratistas y a los

subcontratistas.

8 Obligaciones de trabajadores autónomos

Los trabajadores autónomos estarán obligados a:

Aplicar los principios de la acción preventiva al desarrollar las tareas o

actividades.

Anexo D 137

Cumplir las disposiciones mínimas de seguridad y salud durante la ejecución de

la obra.

Cumplir las obligaciones en materia de prevención de riesgos que establece para

los trabajadores.

Ajustar su actuación en la obra conforme a los deberes de coordinación de

actividades empresariales, participando en particular en cualquier medida de

actuación coordinada que se hubiera establecido.

Utilizar equipos de trabajo que se ajusten a lo dispuesto en el Real Decreto

1215/1997, de 18 de julio, por el que se establecen las disposiciones mínimas de

seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de

trabajo.

Elegir y utilizar equipos de protección individual, sobre disposiciones mínimas

de seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de

protección individual.

Atender las indicaciones y cumplir las instrucciones del coordinador en materia

de seguridad y de salud durante la ejecución de la obra o, en su caso, de la

dirección facultativa. Los trabajadores autónomos deberán cumplir lo establecido

en el Plan de Seguridad y Salud.

9 Libro de incidencias

En cada centro de trabajo existirá con fines de control y seguimiento del plan de

seguridad y salud un libro de incidencias que constará de hojas por duplicado,

habilitado al efecto.

El libro de incidencias será facilitado por:

El Colegio profesional al que pertenezca el técnico que haya aprobado el plan de

seguridad y salud.

La Oficina de Supervisión de Proyectos u órgano equivalente cuando se trate de

obras de las Administraciones públicas.

Anexo D 138

El libro de incidencias, que deberá mantenerse siempre en la obra, estará en poder

del coordinador en materia de seguridad y salud durante la ejecución de la obra. A

dicho libro tendrán acceso la dirección facultativa de la obra, los contratistas y

subcontratistas y los trabajadores autónomos, así como las personas u órganos con

responsabilidades en materia de prevención en las empresas que intervienen en la

obra, los representantes de los trabajadores y los técnicos de los órganos especializados

en materia de seguridad y salud en el trabajo de las Administraciones públicas

competentes, quienes podrán hacer anotaciones en el mismo.

Efectuada una anotación en el libro de incidencias, el coordinador en materia de

seguridad y salud durante la ejecución de la obra o, cuando no sea necesaria la

designación de coordinador, la dirección facultativa, estarán obligados a remitir, en el

plazo de veinticuatro horas, una copia a la Inspección de Trabajo y Seguridad Social de

la provincia en que se realiza la obra. Igualmente deberán notificar las anotaciones en

el libro al contratista afectado y a los representantes de los trabajadores de éste.

10 Legislación vigente

Para la aplicación y la elaboración del Plan de Seguridad y su puesta en obra, se

cumplirán las siguientes condiciones:

A) Ley de prevención de riesgos laborales. Ley 31/1995 (B.O.E. 10-11-95)

En la normativa básica sobre prevención de riesgos en el trabajo en base al

desarrollo de la correspondiente directiva, los principios de la Constitución y el

Estatuto de los Trabajadores. Contiene, operativamente, la base para:

Servicios de prevención de las empresas.

Consulta y participación de los trabajadores.

Responsabilidades y sanciones.

B) R.D. 485/1997, de 14 de Abril, sobre Disposiciones Mínimas en materia de

señalización de Seguridad y Salud en el trabajo.

Anexo D 139

C) R.D. 486/1997, de 14 de Abril, por el que se establecen las Disposiciones Mínimas

de Seguridad y Salud en los centros de trabajo.

D) R.D. 487/1997, de 14 de Abril, sobre Disposiciones Mínimas de Seguridad y

Salud relativas a la manipulación manual de cargas que entrañe riesgos, en particular

dorsolumbares, para los trabajadores.

E) Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el Trabajo de 9 de Marzo de 1971.

Sigue siendo válido el Titulo II que comprende los artículos desde el nº 13 al nº 51.

Los artículos anulados (Comités de Seguridad, Vigilantes de Seguridad y otras

obligaciones de los participaciones en obra) quedan sustituidos por la Ley de riesgos

laborales 31/1995 (Delegados de Prevención, Art. 35)

En cuanto a disposiciones de tipo técnico, las relacionadas con los capítulos de la

obra indicados en la Memoria de este Estudio de Seguridad son las siguientes:

Directiva 92/57/CEE de 24 de junio (DO:26/08/92) Disposiciones mínimas de

Seguridad y de Salud que deben aplicarse en las obras de construcción temporal

o móvil.

RD 1627/1997 de 24 de octubre (BOE: 25/10/97) Disposiciones mínimas de

Seguridad en las obras de construcción Deroga el RD. 555/86 sobre

obligatoriedad de inclusión de estudio de seguridad e higiene en proyectos de

edificaciones y obras publicas.

Ley 31/1995 de 8 de noviembre (BOE: 10/11/95) Prevención de Riesgos

Laborales

Desarrollo de la ley a través de las siguientes disposiciones:

1. RD. 39/1997 de 17 de enero (BOE: 31/01/97) Reglamento de los servicios de

prevención

2. RD. 485/1997 de 14 de abril ( BOE: 23/4/97) Disposiciones mínimas de

seguridad en materia de señalización, de seguridad y salud en el trabajo.

3. RD. 486/97 de 14 abril (BOE: 23/04/97) Disposiciones mínimas de

seguridad y salud en los lugares de trabajo

Anexo D 140

En el capitulo 1 se excluyen las obras de construcción. Modifica y deroga

algunos capítulos de la Ordenanza de Seguridad e Higiene en el trabajo (O.

09/03/1971).

4. RD. 487/1997 de 14 de abril (BOE: 23/04/97) Disposiciones mínimas de

seguridad y salud relativas a la manipulación manual de cargas que entrañe

riesgos, en particular dorsolumbares, para los trabajadores.

5. RD. 664/1997 de 12 de mayo (BOE: 24/05/97) Protección de los

trabajadores contra riesgos relacionados con la exposición a agentes biológicos

durante el trabajo.

6. RD. 665/1997 de 12 de mayo (BOE: 24/05/97) Protección de los

trabajadores contra los riesgos relacionados con la exposición a agentes

cancerígenos durante el trabajo.

7. RD. 773/1997 de 30 de mayo (BOE: 12/06/97) Disposiciones mínimas de

seguridad y salud, relativas a la utilización por los trabajadores de protección

individual.

8. RD. 1215/1997 de 18 de julio (BOE: 07/08/97) Disposiciones mínimas de

seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de

trabajo. Modifica y deroga algunos capítulos de la Ordenanza de Seguridad e

Higiene en el trabajo (O. 09/03/1971).

11 Paralización de los trabajos

Cuando el coordinador en materia de seguridad y salud durante la ejecución de la

obra o cualquier otra persona integrada en la dirección facultativa observase el

incumplimiento de las medidas de seguridad y salud, advertirá al contratista de ello,

dejando constancia de tal incumplimiento en el libro de incidencias, quedando

facultado para, en circunstancias de riesgo grave e inminente para la seguridad y salud

de los trabajadores, disponer la paralización, o en su caso, de la totalidad de la obra.

Anexo D 141

Dará cuenta de este hecho a los efectos oportunos a la Inspección de Trabajo y

Seguridad Social correspondientes, a los contratistas, y en su caso a los subcontratistas

afectados por la paralización, así como a los representantes de los trabajadores de éstos.

12 Derecho de los trabajadores

Los contratistas y subcontratistas deberán garantizar que los trabajadores reciban

una información adecuada y comprensible de todas las medidas que hayan de

adoptarse en lo que se refiere a su seguridad y salud en la obra.

Una copia del plan de seguridad y salud de sus posibles modificaciones, a efectos de

su conocimiento, será facilitada por el contratista a los representantes de los

trabajadores en el centro de trabajo.

13 Conclusión

Con lo expuesto en el presente documento, planos y demás documentación adjunta

se consideran suficientemente definidas las normas y elementos de seguridad a

emplear en la obra que nos ocupa, sin perjuicio de todas aquellas medidas que, como

consecuencia de situaciones imprevistas, pueda tomar la Dirección Facultativa, el

constructor o los propios trabajadores, guiados siempre por su experiencia y sentido

común, no olvidando nunca la imperiosa necesidad de garantizar la integridad física

de todo el personal.

DOCUMENTO Nº2, PLANOS

Índice general

ÍNDICE GENERAL

2.1 LISTA DE PLANOS..............................................................................................1

2.2 PLANOS..................................................................................................................3

2.1LISTA DE PLANOS

Planos 2

LISTA DE PLANOS:

Plano nº 1: Ubicación de la instalación.

Plano nº 2: Parcela

Plano nº 3: Estado actual.

Plano nº 4: Estado reformado.

Plano nº 5: Instalaciones.

Plano nº 6: Esquema de la estructura.

Plano nº 7: Detalle anclaje y zanja.

Plano nº 8: Esquema unifilar.

2.2PLANOS

DOCUMENTO Nº3, PLIEGODE CONDICIONES

Índice general

ÍNDICE GENERAL

3.1 PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES ............................................1

3.2 PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES ...........3

3.1PLIEGO DE CONDICIONES

GENERALES

Pliego de condiciones generales 1

ÍNDICE

3.1.1 OBJETO................................................................................................................1 1

3.1.2 GENERALIDADES............................................................................................3 1


3.1.1 Objeto

Fijar las condiciones técnicas mínimas que deben cumplir las instalaciones solares

fotovoltaicas conectadas a red, que por sus características estén comprendidas en el

apartado segundo de este Pliego. Pretende servir de guía para instaladores y

fabricantes de equipos, definiendo las especificaciones mínimas que debe cumplir una

instalación para asegurar su calidad, en beneficio del usuario y del propio desarrollo

de esta tecnología.

Se valorará la calidad final de la instalación en cuanto a su rendimiento, producción

e integración.

El ámbito de aplicación de este Pliego de Condiciones se extiende a todos los

sistemas mecánicos, eléctricos y electrónicos que forman parte de las instalaciones.

En determinados supuestos, para los proyectos se podrán adoptar, por la propia

naturaleza de los mismos o del desarrollo tecnológico, soluciones diferentes a las

exigidas en este pliego de condiciones, siempre que quede suficientemente justificada

su necesidad y que no impliquen una disminución de las exigencias mínimas de

calidad especificadas en el mismo.

Este pliego de condiciones se encuentra asociado a las líneas de ayudas para la

promoción de instalaciones de energía solar fotovoltaica en el ámbito del Plan de

Fomento de Energías Renovables. Determinados apartados hacen referencia a su

inclusión en la Memoria a presentar con la solicitud de la ayuda, o en la Memoria de

Diseño o Proyecto a presentar previamente a la verificación técnica.

3.1.2 Generalidades

Este Pliego es de aplicación en su integridad a todas las instalaciones solares

fotovoltaicas destinadas a la producción de electricidad para ser vendida en su

totalidad a la red de distribución. Quedan excluidas expresamente las instalaciones

aisladas de la red.


Podrán optar a esta convocatoria otras aplicaciones especiales, siempre y cuando se

aseguren unos requisitos de calidad, seguridad y durabilidad equivalentes. Tanto en la

Memoria de Solicitud como en la Memoria de Diseño o Proyecto se incluirán las

características de estas aplicaciones, reservándose el IDAE su aceptación.

En todo caso es de aplicación toda la normativa que afecte a instalaciones solares

fotovoltaicas:

Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica

por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración.

Decreto 2413/1973, de 20 de septiembre, por el que se aprueba el Reglamento

Electrotécnico de Baja Tensión.

Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones

fotovoltaicas a la red de baja tensión.

Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades

de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de

autorización de instalaciones de energía eléctrica.

Real Decreto 3490/2000, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa

eléctrica para el 2001.

Resolución de 31 de mayo de 2001 por la que se establecen modelo de contrato

tipo y modelo de factura para las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a

la red de baja tensión.

Para el caso de integración en edificios se tendrá en cuenta las Normas Básicas de la

Edificación (NBE).

3.2PLIEGO DE CONDICIONES

TÉCNICAS Y PARTICULARES

Pliego de condiciones técnicas y particulares

ÍNDICE

3.2.1 DEFINICIONES .................................................................................................3 3

3.2.1.1 Radiación solar ..............................................................................................4 4

3.2.1.2 Instalación.......................................................................................................4 4

3.2.1.3 Módulos .........................................................................................................5 5

3.2.1.4 Integración arquitectónica ...........................................................................5 5

3.2.2 DISEÑO ...............................................................................................................6

3.2.2.1 Diseño del generador fotovoltaico .............................................................6

3.2.2.2 Diseño del sistema de monitorización .......................................................7

3.2.2.3 Integración arquitectónica ...........................................................................8

3.2.3 COMPONENTES Y MATERIALES ...............................................................9

3.2.3.1 Generalidades ...............................................................................................9

3.2.3.2 Sistemas generadores fotovoltaicos .........................................................10

3.2.3.3 Estructura soporte ......................................................................................11

3.2.3.4 Inversores .....................................................................................................13

3.2.3.5 Cableado ......................................................................................................15

3.2.3.6 Conexión a red ............................................................................................15

3.2.3.7 Medidas ........................................................................................................15

3.2.3.8 Protecciones .................................................................................................15

3.2.3.9 Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas ...................................16

3.2.3.10 Armónicos y compatibilidad electromagnética ...................................16

3.2.4 RECEPCIÓN Y PRUEBAS..............................................................................16

3.2.5 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL ESPERADA.......................18

3.2.6 REQUERIMIENTOS DEL CONTRATO MANTENIMIENTO ..............20

3.2.6.1 Generalidades .............................................................................................20

3.2.6.2 Programa de mantenimiento ....................................................................20

3.2.6.3 Garantías ......................................................................................................21

Pliego de condiciones técnicas y particulares 3

3.2.1 Definiciones

3.2.1.1 Radiación solar

Radiación solar: Energía procedente del Sol en forma de ondas electromagnéticas.

Irradiancia: Densidad de potencia incidente en una superficie o la energía

incidente en una superficie por unidad de tiempo y unidad de superficie. Se

mide en kW/m2.

Irradiación: Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo

largo de un cierto período de tiempo. Se mide en kWh/m2.

3.2.1.2 Instalación

Instalaciones fotovoltaicas: Aquellas que disponen de módulos fotovoltaicos para la

conversión directa de la radiación solar en energía eléctrica sin ningún paso

intermedio.

Instalaciones fotovoltaicas interconectadas: Aquellas que normalmente trabajan en

paralelo con la empresa distribuidora.

Línea y punto de conexión y medida: La línea de conexión es la línea eléctrica

mediante la cual se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de red

de la empresa distribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto

de conexión y medida.

Interruptor automático de la interconexión: Dispositivo de corte automático sobre el

cual actúan las protecciones de interconexión.

Interruptor general: Dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la

instalación fotovoltaica de la red de la empresa distribuidora.

Generador fotovoltaico: Asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas.

Rama fotovoltaica: Subconjunto de módulos interconectados en serie o en

asociaciones serie-paralelo, con voltaje igual a la tensión nominal del generador.

Inversor: Convertidor de tensión y corriente continua en tensión y corriente

alterna.


Potencia nominal del generador: Suma de las potencias máximas de los módulos

fotovoltaicos.

Potencia de la instalación fotovoltaica o potencia nominal: Suma de la potencia

nominal de los inversores (la especificada por el fabricante) que intervienen en

las tres fases de la instalación en condiciones nominales de funcionamiento.

3.2.1.3 Módulos

Célula solar o fotovoltaica: Dispositivo que transforma la radiación solar en energía

eléctrica.

Célula de tecnología equivalente (CTE): Célula solar encapsulada de forma

independiente, cuya tecnología de fabricación y encapsulado es idéntica a la de

los módulos fotovoltaicos que forman la instalación.

Módulo o panel fotovoltaico: Conjunto de células solares directamente

interconectadas y encapsuladas como único bloque, entre materiales que las

protegen de los efectos de la intemperie.

Condiciones Estándar de Medida (CEM): Condiciones de irradiancia y temperatura

en la célula solar, utilizadas universalmente para caracterizar células, módulos y

generadores solares y definidas del modo siguiente:

– Irradiancia solar: 1000 W/m2

– Distribución espectral: AM 1,5 G

– Temperatura de célula: 25 °C

Potencia pico: Potencia máxima del panel fotovoltaico en CEM.

TONC: Temperatura de operación nominal de la célula, definida como la

temperatura que alcanzan las células solares cuando se somete al módulo a una

irradiancia de 800 W/m2 con distribución espectral AM 1,5 G, la temperatura

ambiente es de 20 °C y la velocidad del viento, de 1 m/s.

3.2.1.4 Integración arquitectónica

Según los casos, se aplicarán las denominaciones siguientes:

Integración arquitectónica de módulos fotovoltaicos: Cuando los módulos

fotovoltaicos cumplen una doble función, energética y arquitectónica


(revestimiento, cerramiento o sombreado) y, además, sustituyen a elementos

constructivos convencionales.

Revestimiento: Cuando los módulos fotovoltaicos constituyen parte de la

envolvente de una construcción arquitectónica.

Cerramiento: Cuando los módulos constituyen el tejado o la fachada de la

construcción arquitectónica, debiendo garantizar la debida estanquidad y

aislamiento térmico.

Elementos de sombreado: Cuando los módulos fotovoltaicos protegen a la

construcción arquitectónica de la sobrecarga térmica causada por los rayos

solares, proporcionando sombras en el tejado o en la fachada del mismo.

La colocación de módulos fotovoltaicos paralelos a la envolvente del edificio sin

la doble funcionalidad definida en 3.4.1, se denominará superposición y no se

considerará integración arquitectónica. No se aceptarán, dentro del concepto de

superposición, módulos horizontales.

3.2.2 Diseño

3.2.2.1 Diseño del generador fotovoltaico

3.2.2.1.1 Generalidades

El módulo fotovoltaico seleccionado cumplirá las especificaciones del apartado 5.2.

Todos los módulos que integren la instalación serán del mismo modelo, o en el caso

de modelos distintos, el diseño debe garantizar totalmente la compatibilidad entre ellos

y la ausencia de efectos negativos en la instalación por dicha causa.

En aquellos casos excepcionales en que se utilicen módulos no cualificados, deberá

justificarse debidamente y aportar documentación sobre las pruebas y ensayos a los

que han sido sometidos. En cualquier caso, todo producto que no cumpla alguna de las

especificaciones anteriores deberá contar con la aprobación expresa del IDAE. En todos

los casos han decumplirse las normas vigentes de obligado cumplimiento.


3.2.2.1.2 Orientación e inclinación y sombras

La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles sombras sobre

el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites de la tabla I. Se

considerarán tres casos: general, superposición de módulos e integración

arquitectónica, según se define en el apartado 3.4. En todos los casos se han de cumplir

tres condiciones: pérdidas por orientación e inclinación, pérdidas por sombreado y

pérdidas totales inferiores a los límites estipulados respecto a los valores óptimos.

Orientación e

inclinación (OI)

Sombras

(S)

Total

(OI + S)

General 10 % 10 % 15 %

Superposición 20 % 15 % 30 %

Integración arquitectónica 40 % 20 % 50 %

Tabla I

Cuando, por razones justificadas, y en casos especiales en los que no se puedan

instalar de acuerdo con el apartado 4.1.2.1, se evaluará la reducción en las prestaciones

energéticas de la instalación, incluyéndose en la Memoria de Solicitud y reservándose

el IDAE su aprobación.

En todos los casos deberán evaluarse las pérdidas por orientación e inclinación del

generador y sombras. En los anexos II y III se proponen métodos para el cálculo de

estas pérdidas, y podrán ser utilizados por el IDAE para su verificación.

Cuando existan varias filas de módulos, el cálculo de la distancia mínima entre ellas

se realizará de acuerdo al anexo III.


3.2.2.2 Diseño del sistema de monitorización

El sistema de monitorización, cuando se instale de acuerdo a la convocatoria,

proporcionará medidas, como mínimo, de las siguientes variables:

Voltaje y corriente CC a la entrada del inversor.

Voltaje de fase/s en la red, potencia total de salida del inversor.

Radiación solar en el plano de los módulos, medida con un módulo o una

célula de tecnología equivalente.

Temperatura ambiente en la sombra.

Potencia reactiva de salida del inversor para instalaciones mayores de 5

kWp.

Temperatura de los módulos en integración arquitectónica y, siempre que

sea posible, en potencias mayores de 5 kW.

Los datos se presentarán en forma de medias horarias. Los tiempos de adquisición,

la precisión de las medidas y el formato de presentación se hará conforme al

documento del JRC-Ispra “Guidelines for the Assessment of Photovoltaic Plants -

Document A”, Report EUR16338 EN.

El sistema de monitorización sera fácilmente accesible para el usuario.

3.2.2.3 Integración arquitectónica

En el caso de pretender realizar una instalación integrada desde el punto de vista

arquitectónico según lo estipulado en el punto 3.4, la Memoria de Solicitud y la

Memoria de Diseño o Proyecto especificarán las condiciones de la construcción y de la

instalación, y la descripción y justificación de las soluciones elegidas.

Las condiciones de la construcción se refieren al estudio de características

urbanísticas, implicaciones en el diseño, actuaciones sobre la construcción, necesidad

de realizar obras de reforma o ampliación, verificaciones estructurales, etc. que, desde

el punto de vista del profesional competente en la edificación, requerirían su

intervención.


Las condiciones de la instalación se refieren al impacto visual, la modificación de las

condiciones de funcionamiento del edificio, la necesidad de habilitar nuevos espacios o

ampliar el volumen construido, efectos sobre la estructura, etc.

En cualquier caso, el IDAE podrá requerir un informe de integración arquitectónica

con las medidas correctoras a adoptar. La propiedad del edificio, por sí o por

delegación, informará y certificará sobre el cumplimiento de las condiciones

requeridas.

Cuando sea necesario, a criterio de IDAE, a la Memoria de Diseño o Proyecto se

adjuntará el informe de integración arquitectónica donde se especifiquen las

características urbanísticas y arquitectónicas del mismo, los condicionantes

considerados para la incorporación de la instalación y las medidas correctoras

incluidas en el proyecto de la instalación.

3.2.3 Componentes y materiales

3.2.3.1 Generalidades

Como principio general se ha de asegurar, como mínimo, un grado de aislamiento

eléctrico de tipo básico clase I en lo que afecta tanto a equipos (módulos e inversores),

como a materiales (conductores, cajas y armarios de conexión), exceptuando el

cableado de continua, que será de doble aislamiento.

La instalación incorporará todos los elementos y características necesarios para

garantizar en todo momento la calidad del suministro eléctrico.

El funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas no deberá provocar en la red

averías, disminuciones de las condiciones de seguridad ni alteraciones superiores a las

admitidas por la normativa que resulte aplicable.

Asimismo, el funcionamiento de estas instalaciones no podrá dar origen a

condiciones peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y explotación de

la red de distribución.


Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes ambientales,

en particular contra el efecto de la radiación solar y la humedad.

Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad y protecciones propias de

las personas y de la instalación fotovoltaica, asegurando la protección frente a

contactos directos e indirectos, cortocircuitos, sobrecargas, así como otros elementos y

protecciones que resulten de la aplicación de la legislación vigente.

En la Memoria de Diseño o Proyecto se resaltarán los cambios que hubieran podido

producirse respecto a la Memoria de Solicitud, y el motivo de los mismos. Además, se

incluirán las fotocopias de las especificaciones técnicas proporcionadas por el

fabricante de todos los componentes.

Por motivos de seguridad y operación de los equipos, los indicadores, etiquetas, etc.

de los mismos estarán en alguna de las lenguas españolas oficiales del lugar de la

instalación.

3.2.3.2 Sistemas generadores fotovoltaicos

Todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215 para

módulos de silicio cristalino, o UNE-EN 61646 para módulos fotovoltaicos capa

delgada, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido (por ejemplo,

Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovables

del CIEMAT, Joint Research Centre Ispra, etc.), lo que se acreditará mediante la

presentación del certificado oficial correspondiente. Este requisito no se aplica a los

casos excepcionales del apartado 4.1.1.3.

El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo y

nombre o logotipo del fabricante, así como una identificación individual o número de

serie trazable a la fecha de fabricación.

Se utilizarán módulos que se ajusten a las características técnicas descritas a

continuación. En caso de variaciones respecto de estas características, con carácter

excepcional, deberá presentarse en la Memoria de Solicitud justificación de su

utilización y deberá ser aprobada por el IDAE.


Los módulos deberán llevar los diodos de derivación para evitar las posibles averías

de las células y sus circuitos por sombreados parciales y tendrán un grado de

protección IP65.

Los marcos laterales, si existen, serán de aluminio o acero inoxidable.

Para que un módulo resulte aceptable, su potencia máxima y corriente de

cortocircuito reales referidas a condiciones estándar deberán estar comprendidas en el

margen del ± 10 % de los correspondientes valores nominales de catálogo.

Será rechazado cualquier módulo que presente defectos de fabricación como roturas

o manchas en cualquiera de sus elementos así como falta de alineación en las células o

burbujas en el encapsulante.

Se valorará positivamente una alta eficiencia de las células.

La estructura del generador se conectará a tierra.

Por motivos de seguridad y para facilitar el mantenimiento y reparación del

generador, se instalarán los elementos necesarios (fusibles, interruptores, etc.) para la

desconexión, de forma independiente y en ambos terminales, de cada una de las ramas

del resto del generador.

3.2.3.3 Estructura soporte

Las estructuras soporte deberán cumplir las especificaciones de este apartado. En

caso contrario se deberá incluir en la Memoria de Solicitud y de Diseño o Proyecto un

apartado justificativo de los puntos objeto de incumplimiento y su aceptación deberá

contar con la aprobación expresa del IDAE. En todos los casos se dará cumplimiento a

lo obligado por la NBE y demás normas aplicables.

La estructura soporte de módulos ha de resistir, con los módulos instalados, las

sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica de la

edificación NBE-AE-88.


El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de módulos,

permitirá las necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar

a la integridad de los módulos, siguiendo las indicaciones del fabricante.

Los puntos de sujeción para el módulo fotovoltaico serán suficientes en número,

teniendo en cuenta el área de apoyo y posición relativa, de forma que no se produzcan

flexiones en los módulos superiores a las permitidas por el fabricante y los métodos

homologados para el modelo de módulo.

El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación

especificado para el generador fotovoltaico, teniendo en cuenta la facilidad de montaje

y desmontaje, y la posible necesidad de sustituciones de elementos.

La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes

ambientales. La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de

proceder, en su caso, al galvanizado o protección de la estructura.

La tornillería será realizada en acero inoxidable, cumpliendo la norma MV-106. En

el caso de ser la estructura galvanizada se admitirán tornillos galvanizados,

exceptuando la sujeción de los módulos a la misma, que serán de acero inoxidable.

Los topes de sujeción de módulos y la propia estructura no arrojarán sombra sobre

los módulos.

En el caso de instalaciones integradas en cubierta que hagan las veces de la cubierta

del edificio, el diseño de la estructura y la estanquidad entre módulos se ajustará a las

exigencias de las Normas Básicas de la Edificación y a las técnicas usuales en la

construcción de cubiertas.

Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos, tanto

sobre superficie plana (terraza) como integrados sobre tejado, cumpliendo lo

especificado en el punto 4.1.2 sobre sombras. Se incluirán todos los accesorios y

bancadas y/o anclajes.

La estructura soporte será calculada según la norma MV-103 para soportar cargas

extremas debidas a factores climatológicos adversos, tales como viento, nieve, etc.


Si está construida con perfiles de acero laminado conformado en frío, cumplirá la

norma MV-102 para garantizar todas sus características mecánicas y de composición

química.

Si es del tipo galvanizada en caliente, cumplirá las normas UNE 37-501 y UNE 37-

508, con un espesor mínimo de 80 micras para eliminar las necesidades de

mantenimiento y prolongar su vida útil.

3.2.3.4 Inversores

Serán del tipo adecuado para la conexión a la red eléctrica, con una potencia de

entrada variable para que sean capaces de extraer en todo momento la máxima

potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día.

Las características básicas de los inversores serán las siguientes:

Principio de funcionamiento: fuente de corriente.

Autoconmutados.

Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador.

No funcionarán en isla o modo aislado.

Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y

Compatibilidad Electromagnética (ambas serán certificadas por el fabricante),

incorporando protecciones frente a:

Cortocircuitos en alterna.

Tensión de red fuera de rango.

Frecuencia de red fuera de rango.

Sobretensiones, mediante varistores o similares.

Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de ciclos,

ausencia y retorno de la red, etc.

Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta

operación, e incorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su

adecuada supervisión y manejo.


Cada inversor incorporará, al menos, los controles manuales siguientes:

Encendido y apagado general del inversor.

Conexión y desconexión del inversor a la interfaz CA. Podrá ser externo al

inversor.

Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes:

El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en

condiciones de irradiancia solar un 10 % superiores a las CEM. Además soportará picos

de magnitud un 30 % superior a las CEM durante períodos de hasta 10 segundos.

Los valores de eficiencia al 25 % y 100 % de la potencia de salida nominal deberán

ser superiores al 85 % y 88 % respectivamente (valores medidos incluyendo el

transformador de salida, si lo hubiere) para inversores de potencia inferior a 5 kW, y

del 90 % al 92 % para inversores mayores de 5 kW.

El autoconsumo del inversor en modo nocturno ha de ser inferior al 0,5 % de su

potencia nominal.

El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0,95, entre el 25

% y el 100 % de la potencia nominal.

A partir de potencias mayores del 10 % de su potencia nominal, el inversor deberá

inyectar en red.

Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 20 para inversores en el

interior de edificios y lugares inaccesibles, IP 30 para inversores en el interior de

edificios y lugares accesibles, y de IP 65 para inversores instalados a la intemperie. En

cualquier caso, se cumplirá la legislación vigente.

Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes condiciones

ambientales: entre 0 °C y 40 °C de temperatura y entre 0 % y 85 % de humedad

relativa.


3.2.3.5 Cableado

Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y

protegidos de acuerdo a la normativa vigente.

Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para evitar caídas de

tensión y calentamientos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los

conductores de la parte CC deberán tener la sección suficiente para que la caída de

tensión sea inferior del 1,5 % y los de la parte CA para que la caída de tensión sea

inferior del 2 %, teniendo en ambos casos como referencia las tensiones

correspondientes a cajas de conexiones.

Se incluirá toda la longitud de cable CC y CA. Deberá tener la longitud necesaria

para no generar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por el

tránsito normal de personas.

Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuado para su uso en

intemperie, al aire o enterrado, de acuerdo con la norma UNE 21123.

3.2.3.6 Conexión a red

Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000

(artículos 8 y 9) sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de

baja tensión, y con el esquema unifilar que aparece en la Resolución de 31 de mayo de

2001.

3.2.3.7 Medidas


(artículo 10) sobre medidas y facturación de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la

red de baja tensión.

3.2.3.8 Protecciones


(artículo 11) sobre protecciones en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de


baja tensión y con el esquema unifilar que aparece en la Resolución de 31 de mayo de

2001.

En conexiones a la red trifásicas las protecciones para la interconexión de máxima y

mínima frecuencia (51 y 49 Hz respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1

Um y 0,85 Um respectivamente) serán para cada fase.

3.2.3.9 Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas


(artículo 12) sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas

conectadas a la red de baja tensión.

Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de baja tensión y el

generador fotovoltaico no se realice mediante un transformador de aislamiento, se

explicarán en la Memoria de Solicitud y de Diseño o Proyecto los elementos utilizados

para garantizar esta condición.

Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección continua como de

la alterna, estarán conectados a una única tierra. Esta tierra será independiente de la

del neutro de la empresa distribuidora, de acuerdo con el Reglamento de Baja Tensión.

3.2.3.10 Armónicos y compatibilidad electromagnética


(artículo 13) sobre armónicos y compatibilidad electromagnética en instalaciones

fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.

3.2.4 Recepción y pruebas

El instalador entregará al usuario un documento-albarán en el que conste el

suministro de componentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de la

instalación. Este documento será firmado por duplicado por ambas partes,

conservando cada una un ejemplar. Los manuales entregados al usuario estarán en

alguna de las lenguas oficiales españolas para facilitar su correcta interpretación.


Antes de la puesta en servicio de todos los elementos principales (módulos,

inversores, contadores) éstos deberán haber superado las pruebas de funcionamiento

en fábrica, de las que se levantará oportuna acta que se adjuntará con los certificados

de calidad.

Las pruebas a realizar por el instalador, con independencia de lo indicado con

anterioridad en este PCT, serán como mínimo las siguientes:

Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas.

Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento.

Pruebas de los elementos y medidas de protección, seguridad y alarma, así como

su actuación, con excepción de las pruebas referidas al interruptor automático de

la desconexión.

Determinación de la potencia instalada, de acuerdo con el procedimiento descrito

en el anexo I.

Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de la Recepción

Provisional de la Instalación. No obstante, el Acta de Recepción Provisional no se

firmará hasta haber comprobado que todos los sistemas y elementos que forman parte

del suministro han funcionado correctamente durante un mínimo de 240 horas

seguidas, sin interrupciones o paradas causadas por fallos o errores del sistema

suministrado, y además se hayan cumplido los siguientes requisitos:

Entrega de toda la documentación requerida en este PCT.

Retirada de obra de todo el material sobrante.

Limpieza de las zonas ocupadas, con transporte de todos los desechos a

vertedero.

Durante este período el suministrador será el único responsable de la operación de

los sistemas suministrados, si bien deberá adiestrar al personal de operación.

Todos los elementos suministrados, así como la instalación en su conjunto, estarán

protegidos frente a defectos de fabricación, instalación o diseño por una garantía de


tres años, salvo para los módulos fotovoltaicos, para los que la garantía será de 8 años

contados a partir de la fecha de la firma del acta de recepción provisional.

No obstante, el instalador quedará obligado a la reparación de los fallos de

funcionamiento que se puedan producir si se apreciase que su origen procede de

defectos ocultos de diseño, construcción, materiales o montaje, comprometiéndose a

subsanarlos sin cargo alguno. En cualquier caso, deberá atenerse a lo establecido en la

legislación vigente en cuanto a vicios ocultos.

3.2.5 Cálculo de la producción anual esperada

En la Memoria de Solicitud se incluirán las producciones mensuales máximas

teóricas en función de la irradiancia, la potencia instalada y el rendimiento de la

instalación.

Los datos de entrada que deberá aportar el instalador son los siguientes:

Gdm (0): valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre superficie

horizontal, en kWh/(m2· día), obtenido a partir de alguna de las siguientes

fuentes: Instituto Nacional de Meteorología u Organismo autonómico oficial

Gdm (,): valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el plano

del generador en kWh/(m2· día), obtenido a partir del anterior, y en el que se

hayan descontado las pérdidas por sombreado en caso de ser éstas superiores a

un 10 % anual (ver anexo III). El parámetro representa el azimut y la

inclinación del generador, tal y como se definen en el anexo II.

Rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”, PR. : Eficiencia de la

instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta:

– La dependencia de la eficiencia con la temperatura– La eficiencia del cableado– Las pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad– Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima

potencia– La eficiencia energética del inversor– Otros


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

ecuación:

Ep =[Gdm(,)·Pmp·PR]/GCEM kWh/día

Donde:

Pmp = Potencia pico del generador

GCEM = 1 kW/m2

Los datos se presentarán en una tabla con los valores medios mensuales y el

promedio anual, de acuerdo con el siguiente ejemplo:

Mes

Gdm (0)

[kWh / (m2·día)]

Gdm(=0º,=35º)

[kWh / (m2·día)] PR

Ep

(kWh / día)

Enero 1,92 3,12 0,851 2,65

Febrero 2,52 3,56 0,844 3,00

Marzo 4,22 5,27 0,801 4,26

Abril 5,39 5,68 0,802 4,55

Mayo 6,16 5,63 0,796 4,48

Junio 7,12 6,21 0,768 4,76

Julio 7,48 6,67 0,753 5,03

Agosto 6,60 6,51 0,757 4,93

Septiembre 5,28 6,10 0,769 4,69

Octubre 3,51 4,73 0,807 3,82

Noviembre 2,09 3,16 0,837 2,64

Diciembre 1,67 2,78 0,850 2,36

Promedio 4,51 4,96 0,794 3,94

Tabla II. Generador Pmp = 1 kWp, orientado al Sur ( = 0°) e inclinado 35° ( = 35°).


3.2.6 Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento

3.2.6.1 Generalidades

Se realizará un contrato de mantenimiento preventivo y correctivo de al menos tres

años.

El contrato de mantenimiento de la instalación incluirá todos los elementos de la

instalación con las labores de mantenimiento preventivo aconsejados por los diferentes

fabricantes.

3.2.6.2 Programa de mantenimiento

El objeto de este apartado es definir las condiciones generales mínimas que deben

seguirse para el adecuado mantenimiento de las instalaciones de energía solar

fotovoltaica conectadas a red.

Se definen dos escalones de actuación para englobar todas las operaciones

necesarias durante la vida útil de la instalación para asegurar el funcionamiento,

aumentar la producción y prolongar la duración de la misma:

Mantenimiento preventivo

Mantenimiento correctivo

Plan de mantenimiento preventivo: operaciones de inspección visual, verificación

de actuaciones y otras, que aplicadas a la instalación deben permitir mantener dentro

de límites aceptables las condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y

durabilidad de la misma.

Plan de mantenimiento correctivo: todas las operaciones de sustitución necesarias

para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Incluye:

La visita a la instalación en los plazos indicados en el punto 8.3.5.2 y cada vez

que el usuario lo requiera por avería grave en la misma.

El análisis y elaboración del presupuesto de los trabajos y reposiciones necesarias

para el correcto funcionamiento de la instalación.


Los costes económicos del mantenimiento correctivo, con el alcance indicado,

forman parte del precio anual del contrato de mantenimiento. Podrán no estar

incluidas ni la mano de obra ni las reposiciones de equipos necesarias más allá

del período de garantía.

El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo la

responsabilidad de la empresa instaladora.

El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá al menos una visita (anual

para el caso de instalaciones de potencia menor de 5 kWp y semestral para el resto) en

la que se realizarán las siguientes actividades:

Comprobación de las protecciones eléctricas.

Comprobación del estado de los módulos: comprobación de la situación respecto

al proyecto original y verificación del estado de las conexiones.

Comprobación del estado del inversor: funcionamiento, lámparas de

señalizaciones, alarmas, etc.

Comprobación del estado mecánico de cables y terminales (incluyendo cables de

tomas de tierra y reapriete de bornas), pletinas, transformadores,

ventiladores/extractores, uniones, reaprietes, limpieza.

Realización de un informe técnico de cada una de las visitas en el que se refleje el

estado de las instalaciones y las incidencias acaecidas.

Registro de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de

mantenimiento, en el que constará la identificación del personal de mantenimiento

(nombre, titulación y autorización de la empresa).

3.2.6.3 Garantías

3.2.6.3.1 Ámbito general de la garantía

Sin perjuicio de cualquier posible reclamación a terceros, la instalación será

reparada de acuerdo con estas condiciones generales si ha sufrido una avería a causa

de un defecto de montaje o de cualquiera de los componentes, siempre que haya sido

manipulada correctamente de acuerdo con lo establecido en el manual de

instrucciones.


La garantía se concede a favor del comprador de la instalación, lo que deberá

justificarse debidamente mediante el correspondiente certificado de garantía, con la

fecha que se acredite en la certificación de la instalación.

3.2.6.3.2 Plazos

El suministrador garantizará la instalación durante un período mínimo de 3 años,

para todos los materiales utilizados y el procedimiento empleado en su montaje. Para

los módulos fotovoltaicos, la garantía mínima será de 8 años.

Si hubiera de interrumpirse la explotación del suministro debido a razones de las

que es responsable el suministrador, o a reparaciones que el suministrador haya de

realizar para cumplir las estipulaciones de la garantía, el plazo se prolongará por la

duración total de dichas interrupciones.

3.2.6.3.3 Condiciones económicas

La garantía comprende la reparación o reposición, en su caso, de los componentes y

las piezas que pudieran resultar defectuosas, así como la mano de obra empleada en la

reparación o reposición durante el plazo de vigencia de la garantía.

Quedan expresamente incluidos todos los demás gastos, tales como tiempos de

desplazamiento, medios de transporte, amortización de vehículos y herramientas,

disponibilidad de otros medios y eventuales portes de recogida y devolución de los

equipos para su reparación en los talleres del fabricante.

Asimismo, se deben incluir la mano de obra y materiales necesarios para efectuar

los ajustes y eventuales reglajes del funcionamiento de la instalación.

Si en un plazo razonable, el suministrador incumple las obligaciones derivadas de la

garantía, el comprador de la instalación podrá, previa notificación escrita, fijar una

fecha final para que dicho suministrador cumpla con sus obligaciones. Si el

suministrador no cumple con sus obligaciones en dicho plazo último, el comprador de

la instalación podrá, por cuenta y riesgo del suministrador, realizar por sí mismo las

oportunas reparaciones, o contratar para ello a un tercero, sin perjuicio de la

reclamación por daños y perjuicios en que hubiere incurrido el suministrador.


3.2.6.3.4 Anulación de la garantía

La garantía podrá anularse cuando la instalación haya sido reparada, modificada o

desmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al suministrador o a los

servicios de asistencia técnica de los fabricantes no autorizados expresamente por el

suministrador, salvo lo indicado en el punto 8.3.3.4.

3.2.6.3.5 Lugar y tiempo de la prestación

Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación lo

comunicará fehacientemente al suministrador. Cuando el suministrador considere que

es un defecto de fabricación de algún componente, lo comunicará fehacientemente al

fabricante.

El suministrador atenderá cualquier incidencia en el plazo máximo de una semana y

la resolución de la avería se realizará en un tiempo máximo de 15 días, salvo causas de

fuerza mayor debidamente justificadas.

Las averías de las instalaciones se repararán en su lugar de ubicación por el

suministrador. Si la avería de algún componente no pudiera ser reparada en el

domicilio del usuario, el componente deberá ser enviado al taller oficial designado por

el fabricante por cuenta y a cargo del suministrador.

El suministrador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas a la mayor

brevedad posible una vez recibido el aviso de avería, pero no se responsabilizará de los

perjuicios causados por la demora en dichas reparaciones siempre que sea inferior a 15

días naturales.


ANEXO I

Medida de la potencia instalada de una central

fotovoltaica conectada a la red eléctrica

1 Introducción

Definimos la potencia instalada en corriente alterna (CA) de una central fotovoltaica

(FV) conectada a la red, como la potencia de corriente alterna a la entrada de la red

eléctrica para un campo fotovoltaico con todos sus módulos en un mismo plano y que

opera, sin sombras, a las condiciones estándar de medida (CEM).

La potencia instalada en CA de una central fotovoltaica puede obtenerse utilizando

instrumentos de medida y procedimientos adecuados de corrección de unas

condiciones de operación bajo unos determinados valores de irradiancia solar y

temperatura a otras condiciones de operación diferentes. Cuando esto no es posible,

puede estimarse la potencia instalada utilizando datos de catálogo y de la instalación, y

realizando algunas medidas sencillas con una célula solar calibrada, un termómetro,

un voltímetro y una pinza amperimétrica. Si tampoco se dispone de esta

instrumentación, puede usarse el propio contador de energía. En este mismo orden, el

error de la estimación de la potencia instalada será cada vez mayor.

2 Procedimiento de medida

Se describe a continuación el equipo necesario para calcular la potencia instalada:

1 célula solar calibrada de tecnología equivalente

1 termómetro de mercurio de temperatura ambiente

1 multímetro de corriente continua (CC) y corriente alterna (CA)

1 pinza amperimétrica de CC y CA


El propio inversor actuará de carga del campo fotovoltaico en el punto de máxima

potencia.

Las medidas se realizarán en un día despejado, en un margen de ± 2 horas alrededor

del mediodía solar.

Se realizará la medida con el inversor encendido para que el punto de operación sea

el punto de máxima potencia.

Se medirá con la pinza amperimétrica la intensidad de CC de entrada al inversor y

con un multímetro la tensión de CC en el mismo punto. Su producto es Pcc, inv .

El valor así obtenido se corrige con la temperatura y la irradiancia usando las

ecuaciones (2) y (3).

La temperatura ambiente se mide con un termómetro de mercurio, a la sombra, en

una zona próxima a los módulos FV. La irradiancia se mide con la célula (CTE) situada

junto a los módulos y en su mismo plano.

Finalmente, se corrige esta potencia con las pérdidas.

Ecuaciones:

Pcc, inv = Pcc, fov (1 – Lcab) (1)

Pcc, fov = Po Rto, var [1 – g (Tc – 25)] E / 1000 (2)

Tc = Tamb + (TONC – 20) E / 800 (3)

Pcc, fov: Potencia de CC inmediatamente a la salida de los paneles FV, en W.

Lcab: Pérdidas de potencia en los cableados de CC entre los paneles FV y la

entrada del inversor, incluyendo, además, las pérdidas en fusibles,

conmutadores, conexionados, diodos antiparalelo si hay, etc.

E: Irradiancia solar, en W/m2, medida con la CTE calibrada.

G: Coeficiente de temperatura de la potencia, en 1/ °C

Tc :Temperatura de las células solares, en °C.


Tamb: Temperatura ambiente en la sombra, en °C, medida con el termómetro.

TONC: Temperatura de operación nominal del módulo.

Po :Potencia nominal del generador en CEM, en W.

Rto, var :Rendimiento, que incluye los porcentajes de pérdidas debidas a que los

módulos fotovoltaicos operan, normalmente, en condiciones diferentes de las

CEM.

Ltem :Pérdidas medias anuales por temperatura. En la ecuación (2) puede

sustituirse el término [1 – g (Tc – 25)] por (1 – Ltem).

Rto, var = (1 – Lpol) (1 – Ldis) (1 – Lref) (4)

Lpol: Pérdidas de potencia debidas al polvo sobre los módulos FV.

Ldis: Pérdidas de potencia por dispersión de parámetros entre módulos.

Lref: Pérdidas de potencia por reflectancia angular espectral, cuando se utiliza un

piranómetro como referencia de medidas. Si se utiliza una célula de tecnología

equivalente (CTE), el término Lref es cero.

Se indican a continuación los valores de los distintos coeficientes:

Todos los valores indicados pueden obtenerse de las medidas directas. Si no es

posible realizar medidas, pueden obtenerse, parte de ellos, de los catálogos de

características técnicas de los fabricantes.

Cuando no se dispone de otra información más precisa pueden usarse los valores

indicados en la tabla III.


Parámetro Valor estimado

media anual

Valor estimado

día despejado (*)

Ver observación

Lcab 0,02 0,02 (1)

g (1/ °C) – 0,0035 (**) –

TONC (°C) – 45 –

Ltem 0,08 – (2)

Lpol 0,03 – (3)

Ldis 0,02 0,02 –

Lref 0,03 0,01 (4)

Tabla III

(*) Al mediodía solar ± 2 h de un día despejado

(**) Válido para silicio cristalino

Observaciones:

(1) Las pérdidas principales de cableado pueden calcularse conociendo la sección

de los cables y su longitud, por la ecuación:

Lcab = R I2 (5)

R = 0,000002 L / S (6)

R es el valor de la resistencia eléctrica de todos los cables, en ohmios.

L es la longitud de todos los cables (sumando la ida y el retorno), en cm.

S es la sección de cada cable, en cm2.

Normalmente las pérdidas en conmutadores, fusibles y diodos son muy

pequeñas y no es necesario considerarlas. Las caídas en el cableado pueden ser

muy importantes cuando son largos y se opera a baja tensión en CC. Las

pérdidas por cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia


que en plantas de pequeña potencia. En nuestro caso, de acuerdo con las

especificaciones, el valor máximo admisible para la parte CC es 1,5 %.

(2) Las pérdidas por temperatura dependen de la diferencia de temperatura en los

módulos y los 25 °C de las CEM, del tipo de célula y encapsulado y del viento.

Si los módulos están convenientemente aireados por detrás, esta diferencia es

del orden de 30 °C sobre la temperatura ambiente, para una irradiancia de 1000

W/m2. Para el caso de integración de edificios donde los módulos no están

separados de las paredes o tejados, esta diferencia se podrá incrementar entre 5

°C y 15 °C.

(3) Las pérdidas por polvo en un día determinado pueden ser del 0 % al día

siguiente de un día de lluvia y llegar al 8 % cuando los módulos se "ven muy

sucios". Estas pérdidas dependen de la inclinación de los módulos, cercanías a

carreteras, etc. Una causa importante de pérdidas ocurre cuando los módulos

FV que tienen marco tienen células solares muy próximas al marco situado en la

parte inferior del módulo. Otras veces son las estructuras soporte que

sobresalen de los módulos y actúan como retenes del polvo.

(4) Las pérdidas por reflectancia angular y espectral pueden despreciarse cuando

se mide el campo FV al mediodía solar (± 2 h) y también cuando se mide la

radiación solar con una célula calibrada de tecnología equivalente (CTE) al

módulo FV. Las pérdidas anuales son mayores en células con capas

antirreflexivas que en células texturizadas. Son mayores en invierno que en

verano. También son mayores en localidades de mayor latitud. Pueden oscilar a

lo largo de un día entre 2 % y 6 %.


3 Ejemplo

Parámetro Unidades Valor Comentario

TONC °C 45 Obtenido del catálogo

E W/m2 850 Irradiancia medida con la CTE calibrada

Tamb °C 22 Temperatura ambiente en sombra, medida con

termómetro de mercurio

Tc °C 47 Temperatura de las células

Tc = Tamb + (TONC – 20) E /800

P cc, inv

(850 W/m2, 47 °C)

W 1200 Medida con pinza amperimétrica y voltímetro a la

entrada del inversor

1 – g (Tc – 25) 0,923 1 – 0,0035 × (47 – 25)

1 – Lcab 0,98 Valor tabla

1 – Lpol 0,97 Valor tabla

1 – Ldis 0,98 Valor tabla

1 – Lref 0,97 Valor tabla

Rto, var 0,922 0,97 × 0,98 × 0,97

Pcc, fov W 1224,5 Pcc, fov = Pcc, inv /(1 – Lcab)

Po W 1693 Po = Pcc,fovx1000/[Rto,var·[1-g·(Tc-25]·E]

Tabla IV

Potencia total estimada del campo fotovoltaico en CEM = 1693 W.

Si, además, se admite una desviación del fabricante (por ejemplo, 5 %), se incluirá en

la estimación como una pérdida.

Finalmente, y después de sumar todas las pérdidas incluyendo la desviación de la

potencia de los módulos respecto de su valor nominal, se comparará la potencia así

estimada con la potencia declarada del campo fotovoltaico.


ANEXO II

CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS POR

ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN DEL

GENERADOR


ANEXO II

Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación del

generador distinta de la óptima

1 Introducción

El objeto de este anexo es determinar los límites en la orientación e inclinación de

los módulos de acuerdo a las pérdidas máximas permisibles por este concepto en el

PCT.

Las pérdidas por este concepto se calcularán en función de:

Ángulo de inclinación , definido como el ángulo que forma la superficie de los

módulos con el plano horizontal (figura 1). Su valor es 0° para módulos

horizontales y 90° para verticales.

Ángulo de azimut , definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano

horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar

(figura 2). Valores típicos son 0° para módulos orientados al sur, –90° para

módulos orientados al este y +90° para módulos orientados al oeste.


2 Procedimiento

Habiendo determinado el ángulo de azimut del generador, se calcularán los límites

de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación

óptima establecidas en el PCT. Para ello se utilizará la figura 3, válida para una latitud,

, de 41°, de la siguiente forma:

Conocido el azimut, determinamos en la figura 3 los límites para la inclinación en

el caso de = 41°. Para el caso general, las pérdidas máximas por este concepto

son del 10 %; para superposición, del 20 %, y para integración arquitectónica del

40 %. Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de azimut nos

proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima.

Si no hay intersección entre ambas, las pérdidas son superiores a las permitidas y

la instalación estará fuera de los límites. Si ambas curvas se intersectan, se

obtienen los valores para latitud = 41° y se corrigen de acuerdo al apartado 2.2.

Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre

la latitud del lugar en cuestión y la de 41°, de acuerdo a las siguientes fórmulas:

Inclinación máxima = Inclinación ( = 41°) – (41° – latitud)

Inclinación mínima = Inclinación ( = 41°) – (41° – latitud), siendo 0° su valor

mínimo.

En casos cerca del límite, y como instrumento de verificación, se utilizará la

siguiente fórmula:

Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 ( – + 10)2 + 3,5 × 10–52] para 15° < < 90°

Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 ( – + 10)2] para ≤ 15°

[Nota: , , se expresan en grados, siendo N la latitud del lugar]


3 Ejemplo de cálculo

Supongamos que se trata de evaluar si las pérdidas por orientación e inclinación del

generador están dentro de los límites permitidos para una instalación fotovoltaica en

un tejado orientado 15° hacia el Oeste (azimut = +15°) y con una inclinación de 40°

respecto a la horizontal, para una localidad situada en el Archipiélago Canario cuya

latitud es de 29°.

Conocido el azimut, cuyo valor es +15°, determinamos en la figura 3 los límites para

la inclinación para el caso de = 41°. Los puntos de intersección del límite de pérdidas

del 10 % (borde exterior de la región 90 %-95 %), máximo para el caso general, con la

recta de azimut 15° nos proporcionan los valores (ver figura 4):

Inclinación máxima = 60°

Inclinación mínima = 7°

Corregimos para la latitud del lugar:

Inclinación máxima = 60 ° – (41° – 29°) = 48°

Inclinación mínima = 7 ° – (41° – 29°) = –5°, que está fuera de rango y se toma,

por lo tanto, inclinación mínima = 0°.

Por tanto, esta instalación, de inclinación 40°, cumple los requisitos de pérdidas por

orientación e inclinación.

DOCUMENTO Nº4, PRESUPUESTO

Índice general

ÍNDICE GENERAL

4.1 RECURSOS.......................................................................................................1

4.2 PRECIO UNITARIO.......................................................................................4

4.3 SUMAS PARCIALES......................................................................................7

4.4 PRESUPUESTO GENERAL ........................................................................10

4.1RECURSOS

Presupuesto 2

El proyecto llave en mano de la instalación incluye los siguientes elementos, se

muestran las unidades o bien los metros según el elemento correspondiente:

Descripción Uds/m

Módulo fotovoltaico UL IS-200 /32 Isofotón. 200Wp. 22kg. Silicio

monocristalino.

540

Inversor Soleil Atersa 100kW nominales. Trifásico 400 V 1

Fusibles cilíndricos industriales gG: tamaño: 22x58 In = 10A. 1000 V. 200

Interruptor automático magnetotérmico: In = 200 A. 400 V. 1

Interruptor diferencial: In = 200 A. ·300mA 1

Interruptor (rama corr. Continua): In = 100 A. 690 V. 3

Cable 1x6mm2: conductor de cobre 0,6/1kV 1500



Conductor cobre desnudo de 16mm2: para la puesta a tierra 200

Contador birideccional 1

Cuadro general de protección y medida: instalación por parte de la

compañía suministradora

1

Rejiband 120

Cuadro de protecciones: estanco, con puerta ciega y cerradura,

protegido contra contactos indirectos de doble aislamiento. Grado de

protección IP 65.

2

Presupuesto 3

Carriles HILTI de acero galvanizado en caliente MQ-41: estructura

soporte para módulos.

1100

Placas para fijación de estructuras 270

Ejecución de la instalación por parte de empresa especializada, incluye:

instalación eléctrica, excavación de zanja, montaje, otra aparamenta

eléctrica, transporte de material, maquinaria, toma de tierra.

1

4.2PRECIOS UNITARIOS

Presupuesto 5

A continuación se muestran los precios unitarios de los distintos elementos en

euros/unidad o bien en euros/metro según el caso:

Descripción Precio

unitario (€)

Módulo fotovoltaico UL IS-200 /32 Isofotón. 200Wp. 22kg. Silicio

monocristalino.

975

Inversor Soleil Atersa 100kW nominales. Trifásico 400 V 47.650

Fusibles cilíndricos industriales gG: tamaño: 22x58 In = 10A. 1000 V. 1,53

Interruptor automático magnetotérmico: In = 200 A. 400 V. 240

Interruptor diferencial: In = 200 A. ·300mA 240

Interruptor (rama corr. Continua): In = 100 A. 690 V. 180

Cable 1x6mm2: conductor de cobre 0,6/1kV 0,4

Cable 1x25mm2: conductor de cobre 0,6/1kV 1,3


Conductor cobre desnudo de 16mm2: para la puesta a tierra 0,8

Presupuesto 6

Contador birideccional 330

Cuadro general de protección y medida: instalación por parte de la

compañía suministradora

500

Rejiband 15

Cuadro de protecciones: estanco, con puerta ciega y cerradura,

protegido contra contactos indirectos de doble aislamiento. Grado de

protección IP 65.

200

Carriles HILTI de acero galvanizado en caliente MQ-41: estructura

soporte para módulos.

30

Placas para fijación de estructuras 20

Ejecución de la instalación por parte de empresa especializada, incluye:

instalación eléctrica, excavación de zanja, montaje, otra aparamenta

eléctrica, transporte de material, maquinaria, toma de tierra.

60.250

4.3SUMAS PARCIALES

Presupuesto 8

A continuación se muestran las sumas parciales:

Descripción Precio

unitario

(€)

Uds/m Total (€)

Módulo fotovoltaico UL IS-200 /32 Isofotón.

200Wp. 22kg. Silicio monocristalino.

975 540 526.500 €

Inversor Soleil Atersa 100kW nominales.

Trifásico 400 V

47.650 1 47.650 €

MATERIAL FOTOVOLTAICO…………………………………………………....574.150 €

Fusibles cilíndricos industriales gG: tamaño: 22x58

In = 10A. 1000 V.

1,53 200 306€

Interruptor automático magnetotérmico:

In = 200 A. 400 V.

240 1 240€

Interruptor diferencial: In = 200 A. ·300mA 240 1 240€

Interruptor (rama corr. Continua):

In = 100 A. 690 V.

180 3 540€

Cable 1x6mm2: conductor de cobre 0,6/1kV 0,4 1500 600€

Cable 1x25mm2: conductor de cobre 0,6/1kV 1,3 30 39€

Cable 1x150mm2: conductor de cobre 0,6/1kV 15 40 600€

Presupuesto 9

Conductor cobre desnudo de 16mm2: para la

puesta a tierra

0,8 200 160€

Contador birideccional 330 1 330€

Cuadro general de protección y medida: instalación

por parte de la compañía suministradora

500 1 500€

Rejiband 15 120 1800€

Cuadro de protecciones: estanco, con puerta ciega y

cerradura, protegido contra contactos indirectos de

doble aislamiento. Grado de protección IP 65.

200 2 400€

APARAMENTA ELÉCTRICA………………………………………………………..5.755 €

Carriles HILTI de acero galvanizado en caliente

MQ-41: estructura soporte para módulos.

30 1100 33.000 €

Placas para fijación de estructuras 20 270 5.400 €

Ejecución de la instalación por parte de empresa

especializada, incluye: instalación eléctrica,

excavación de zanja, montaje, otra aparamenta

eléctrica, transporte de material, maquinaria, toma

de tierra.

60.250 1 60.250 €

EJECUCIÓN DE LA OBRA……………………………………………………….....98.650 €

4.4PRESUPUESTO GENERAL

Presupuesto 11

A continuación se muestra el presupuesto general de la instalación:

Descripción Precio unitario

(€)

Total (€)

Módulo fotovoltaico UL IS-200 /32 Isofotón.

200Wp. 22kg. Silicio monocristalino.

975 526.500 €

Inversor Soleil Atersa 100kW nominales.

Trifásico 400 V

47.650 47.650 €

Fusibles cilíndricos industriales gG: tamaño:

22x58 In = 10A. 1000 V.

1,53 306€

Interruptor automático magnetotérmico:

In = 200 A. 400 V.

240 240€

Interruptor diferencial: In = 200 A. ·300mA 240 240€

Interruptor (rama corr. Continua): In = 100 A.

690 V.

180 540€

Cable 1x6mm2: conductor de cobre 0,6/1kV 0,4 600€

Cable 1x25mm2: conductor de cobre 0,6/1kV 1,3 39€

Cable 1x150mm2: conductor de cobre 0,6/1kV 15 600€

Presupuesto 12

Conductor cobre desnudo de 16mm2: para la

puesta a tierra

0,8 160€

Contador birideccional 330 330€

Cuadro general de protección y medida:

instalación por parte de la compañía

suministradora

500 500€

Rejiband 15 1800€

Cuadro de protecciones: estanco, con puerta ciega

y cerradura, protegido contra contactos indirectos

de doble aislamiento. Grado de protección IP 65.

200 400€

Carriles HILTI de acero galvanizado en caliente

MQ-41: estructura soporte para módulos.

30 33.000 €

Chapas para fijación de estructuras 20 5.400 €

Ejecución de la instalación por parte de empresa

especializada, incluye: instalación eléctrica,

excavación de zanja, montaje, otra aparamenta

eléctrica, transporte de material, maquinaria, toma

de tierra.

60.250 60.250 €

PRESUPUESTO TOTAL: 678.555€

autorizada la entrega del proyecto al alumno: enrique ... · la finalidad del proyecto es la...

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