escuela superior de...
TRANSCRIPT
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA UNIVERSIDAD DE SEVILLA
PROYECTO
FIN DE CARRERA
“ANÁLISIS DE LA INFLUENCIA AMBIENTAL DE
LAS DIFERENTES TECNOLOGÍAS
FOTOVOLTAICAS
Autor: Alberto Cabello Villar
Tutor: Isidoro Lillo Bravo
Sevilla, Julio 2013
2
3
1 Tabla de contenido
1 TABLA DE CONTENIDO .............................................................................................. 3
2 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................ 5
3 OBJETIVO ....................................................................................................................... 7
4 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO .......................................................... 8
5 ANÁLISIS PREVIO ........................................................................................................ 9
5.1 SITUACIÓN ACTUAL Y DESARROLLO HISTÓRICO .............................................................. 9
5.2 METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN ENERGÉTICA............................................................... 11
6 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA .................................................................................... 16
6.1 RUBEN LALEMAN, JOHAN ALBRECHT, JO DEWULF(7) .................................................. 18
6.2 E.A. ALSEMA, M.J. DE WILD-SCHOLTEN, V. M. FTHENAKIS (8) ................................... 21
6.3 SERGIO PACA, DEEPAK SIVARAMAN, GREGORY A. KEOLEIAN (9) ................................ 23
6.4 MARCO RAUGEI, SILVIA BARGIGLI, SERGIO ULGATI (10) ............................................. 29
6.5 MASAKAZU ITO, KEIICHI KOMOTO, KOSUKE KUROKAWA(12) ..................................... 32
6.6 R. KANNAN, K.C. LEONG(13) ....................................................................................... 35
6.7 V.FTHENAKIS, H.C. KIM, M. HELD, M. RAUGEI, KRONES (14) ..................................... 38
6.8 DESIDERI U., PROIETTI S., ZEPPARELLI F., SDRINGOLA P.(15) ...................................... 39
6.9 MICHAEL HELD, ROBERT ILG (16) ................................................................................ 41
6.10 SENSE(18) ............................................................................................................... 44
6.11 DOMÍNGUEZ-RAMOS ET AL (19) ................................................................................ 47
6.12 A. STOPPATO(20) ...................................................................................................... 49
6.13 ITO ET AL.(21) ........................................................................................................... 52
6.14 LU, YANG(22) ........................................................................................................... 55
6.15 ITO, KATO, KOMOTO (23) ......................................................................................... 58
6.16 CUCCHIELLA, D’ALDAMO (4) ................................................................................... 61
6.17 FTHENAKIS, ALSEMA (27) ......................................................................................... 65
6.18 JUNGBLUTH, TUCHSCHMID, DE WILD-SCHOLTEN (28) .............................................. 66
6.19 ALSEMA, DE WILD-SCHOLTEN (30) ........................................................................... 69
6.20 DE WILD-SCHOLTEN (31) ......................................................................................... 71
6.21 DEGRADACIÓN DE LOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS (32) ........................................... 73
6.22 VALORES DE LAS VARIABLES .................................................................................... 76
7 ANÁLISIS COMPARATIVO ....................................................................................... 93
7.1 RANGO DE VARIACIÓN DEL EPBT Y GHG .................................................................... 95
7.2 SILICIO MONOCRISTALINO ........................................................................................... 100
7.3 SILICIO POLICRISTALINO.............................................................................................. 105
7.4 TELURO DE CADMIO .................................................................................................... 111
7.5 SILICIO AMORFO .......................................................................................................... 115
7.6 CIS\ CIGS ................................................................................................................... 120
7.7 RIBBON-SI ................................................................................................................... 125
8 PROPUESTA METODOLÓGICA ............................................................................ 129
8.1 BASES DE LA PROPUESTA METODOLÓGICA .................................................................. 129
8.2 VALORES DE LAS VARIABLES Y JUSTIFICACIÓN ........................................................... 130
8.3 MÉTODO DE EVALUACIÓN ........................................................................................... 131
8.4 SILICIO MONOCRISTALINO ........................................................................................... 132
4
8.5 SILICIO POLICRISTALINO.............................................................................................. 134
8.6 TELURO DE CADMIO .................................................................................................... 136
8.7 SILICIO AMORFO .......................................................................................................... 137
8.8 CIS/CIGS ................................................................................................................... 139
8.9 RIBBON-SI ................................................................................................................... 140
8.10 RESULTADOS ........................................................................................................... 142
9 CONCLUSIONES ........................................................................................................ 145
10 LISTA DE ACRÓNIMOS ........................................................................................... 147
11 BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 149
5
2 Introducción
La población mundial ha superado los 7 mil millones en el año 2013 y se espera que en
el año 2050 se superen los 9 mil millones de personas. El planeta está sufriendo los efectos
contaminantes de los procesos industriales que se derivan del mantenimiento de tal cantidad
de población. Aumento de la temperatura media terrestre, deshielo cada vez más temprano y
más acusado de los casquetes polares son consecuencia del difícil compromiso entre
crecimiento industrial y conservación medioambiental del planeta.
Uno de los factores más comúnmente considerados para la evaluación ambiental es el
índice de emisiones de gases de efecto invernadero. Tras la firma del protocolo de Kioto en el
año 1997, por parte de muchospaíses, se produce un intento por atajar algunos de los
problemas que de manera incipiente que se vislumbran para el planeta. Uno de los objetivos
se establece en relación a la moderación de las emisiones mencionadas. Pero sin embargo en
el año 2005, cuando entra en vigor los acuerdos firmados, se producen unas emisiones de
44,153 Mt CO2eq (million metric tons) basado en el GWP100, lo que supone un incremento
del 12,5% respecto a las producidas en el año 2000.
Considerando que las predicciones de energía primaria, que se incrementará casi un
80% , desde los 500 EJ/año en 2010 a cerca de 900EJ/año en el 2050. Y la energía final
demandada se incrementará un 70% en el mismo periodo (320EJ/año en 2010 y 560EJ/año en
2050). Casi todo el incremento provendrá de los países emergentes. Y teniendo en cuenta que
en el año 1990 el 19,5% de la electricidad a nivel global provenía de energías renovables y
que en el año 2008 fue de 18,5%. Habiéndose aumentado ostensible la generación neta. Esto
supone que las emisiones de gases nocivos y efectos dañinos para el medioambiente se han
incrementado.
Ante estos números, se adopta en Europa en el año 2009 un conjunto de medidas
dentro de la directiva 2009/28/EC (1), en la que entre otros puntos, se propone promover el
uso de fuentes renovables para alcanzar en el año 2020 un 20% de cuota de energía
consumida total. Según Eurostat en 2011 se habría alcanzado un 13% de cuota, para la EU-27,
mientras que en el año 2004 esta era del 7,9%. En España la energía consumida proveniente
de fuentes renovables en 2004 era de 8,1%, en 2008 era de 10,1% y en 2011 de 15,1%.(2)
En el marco de las energías renovables existen diversos tipos, hidráulica, solar, eólica,
geotérmica, etc. No estando exentas que su rendimiento económico y ambiental difieren en
gran medida de los valores que se establecen frente a las fuentes de tipo más tradicionales,
aquellas que provienen de combustibles fósiles o nuclear. Desde el punto de vista económico
las energías renovables necesitan un mayor esfuerzo económico, el coste de inversión de un
parque eólico oscila entre 2450-3400 €/kWe o de una instalación fotovoltaica 2950-4759
€/kWe. (3)
Centrando la atención en la energía fotovoltaica, la evolucióntecnológica desarrollada
durante los últimos 10 años se ha concentrado en la reducción de la energía primaria para el
procesado de los módulos de silicio, habiéndose propuesto diferentes métodos y variabilidad
de materiales para el procesado de los paneles, los cuales suponen la mayor parte de los
requerimientos energéticos del sistema y que afecta directamente al precio de la energía y del
coste de producción. Ya que desde sus inicios ha sido alta la controversia establecida por su
alto coste.
6
Este continuo desarrollo tecnológico, así como la confidencialidad de los datos
resultantes por parte de las empresas desarrolladoras, que mantienen sus evoluciones fuera del
conocimiento general, provocan que la comunidad científica realice evaluaciones energéticas
bajo diferentes hipótesis. Aún habiendo sido establecidas reglas para dichas evaluaciones, el
desconocimiento exacto de los datos mas importantes en el procesado de los módulos
fotovoltaicos dificulta llegar a un acuerdo general sobre las bondades, ventajas y desventajas
desde diferentes los puntos de vista, energético, económico y medioambiental que supone el
uso de la energía fotovoltaica. Impidiendo llegar a consenso general sobre su idoneidad para
seguir apostando por ella como una de las fuentes de energía del futuro.
7
3 Objetivo
El presente proyecto tiene como objeto analizar de forma detallada las posibilidades
energéticas y ambientales de la tecnología fotovoltaica, mediante la determinación de las
variables del tiempo de retorno energético, las emisiones de gases de efecto invernadero, el
factor de recuperación energética y el tiempo de retorno de las emisiones.
El trabajo se lleva a cabo a través de un estudio comparativo de lo indicado en los
artículos de las revistas de mejor impacto del sector. Además se porpone una metodología
para determinar la influencia actual y potencial de esta tecnología.
Todo el estudio se desglosa para las siguientes tecnologías fotovoltaicas, silicio
monocristalino, policristalino, ribbon-Si, teluro de cadmio, silicio amorfo y copper indium
galium (di)selenide.
8
4 Descripción general del proyecto
Para situar con corrección el desarrollo del proyecto se hace necesario seguir una línea
de aporte de información de manera coherente, para ello a través del capítulo 5.1 se ofrece
una visión general de las distintas tecnologías existentes dentro del mercado fotovoltaico y la
evolución histórica que por un rápido desarrollo ha experimentado, situando al lector en el
marco de conocimiento actual previo al análisis de la información.
La evaluación de los impactos ambientales se realiza a través de análisis del ciclo de
vida de diferentes instalaciones, siendo esta una forma de cuantificación de los mismos. Para
que ello pueda permitir una comparación con otras tecnologías de generacióneléctrica. Se
explica en el capitulo 5.2 la metodología general de evaluación energética que se sigue en la
bibliografía revisada. En la que se define el proceso de evaluación, las directrices a seguir y la
definición de los índices que se establecen dentro de los diferentes estudios.
Posteriormente se realiza a lo largo de los diferentes puntos que componen la revisión
bibliográfica (capítulo 6) un análisis de diversos estudios publicados por la comunidad
científica en diversas revistas o informes técnicos. En cada uno de los subapartados, se analiza
una publicación extrayendo de cada una de ellas la información referente al objeto bajo
estudio, para ello se establecen las hipótesis sobre las que se trabaja y se pormenoriza cuales
son los resultados obtenidos del mismo en una tabla final resumen, para facilitar su
comparación.
El Capítulo 7, Análisis comparativo, comienza estableciendo el rango de valores del
tiempo de retorno energético y las emisiones de carbono equivalente que se han obtenido
durante la revisión bibliográfica y se analizan en su introducción los parámetros causa de la
variabilidad de los resultados. El capítulo se divide por tecnología en 6 subapartados y en
cada una de ellas se muestran los resultados, analizando según las gráficas correspondientes
las anomalías que salgan de la tendencia teórica de lo esperado. Sin establecer una valoración,
se exponen las posibles causas de acuerdo a los parámetros de influencia.
Dada la horquilla de resultados obtenidos, se describe en el Capítulo 8 una propuesta
metodológica que permita realizar comparaciones entre las distintas tecnologías analizadas,
fijando los valores relativos a aquellos parámetros que no sean directamente dependientes del
módulo fotovoltaico, pero que tienen influencia en los resultados finales. Tratando por tanto
de homogeneizar los resultados con dependencia exclusiva de los parámetros que afectan al
módulo. Esta homogeneización se realiza fijando los valores más optimistas y el resultado
final obtenido es por tanto el mejor posible sobre la base de los estudios analizados.
En el Capítulo 9 se establecen las conclusiones, una vez analizadas las causas de las
diferencias entre los trabajos analizados y establecida una propuesta de homogeneización, en
este capítulo se concluyen los mejores valores para los parámetros estudiados.
9
5 Análisis previo
5.1 Situación actual y desarrollo histórico
El mercado de la energía fotovoltaica ha experimentado un gran crecimiento durante
los últimos años, alcanzando en el año 2010 una potencia instalada de 40 GW, de la cual el
60% ha sido instalada durante los años 2009 (7,2 GW) y 2010 (16,6 GW). La crisis nuclear
producida tras el terremoto y tsunami en Japón en el año 2011 ha reabierto el debate sobre la
seguridad energética y la necesidad del cambio del mix energético a nivel global. Además la
firma del protocolo de Kioto supone un elemento más que suma a la tendencia actual de la
apuesta por las energías renovables.
La energía solar, especialmente la fotovoltaica, es componente competitivo de la
produccióneléctrica, especialmente, en la Unión Europea. Estando a la cabeza por la apuesta
fotovoltaica Alemania que posee un 45% de generacióneléctrica fotovoltaica (17,193 GW
acumulados hasta el año 2010).
(4) Actualmente, las distintas tecnologías de producción renovable no son capaces de
satisfacer la energía primaria demandada y tienen múltiples desventajas.
1. El sector eléctrico es uno de los que necesita una mayor inversión inicial y la
recuperación de capital es larga, en muchos casos más de 20 años.
2. Los costes de producción no son competitivos comparados con los derivados de los
combustibles fósiles.
3. La eficiencia es baja y no permite alcanzar una alta produccióneléctrica.
4. En muchos casos, la generación es intermitente y no garantiza suficientemente una
producción estable.
Sin embargo, centrándonos en la producción fotovoltaica, la ventaja mas valorada es la
reducción de emisiones contaminantes en comparación con aquellos sistemas basados en los
combustibles fósiles.
Para entender completamente las distintas formas de generación fotovoltaica,
tecnologías actuales y propiedades correspondientes, debe entenderse cual es la base de
funcionamiento del modulo fotovoltaico y que caracteriza a cada una de ellas, así como le
evolución que han ido experimentando a lo largo de los años.
Las células solares que caracterizan a los módulos fotovoltaicos están fabricadas de los
mismos materiales semiconductores que se usan en la industria microelectrónica. En las
células fotovoltaicas, se trata de formar un campo eléctrico, positivo en un lado y negativo en
el otro, con una delgada capa semiconductora especialmente tratada. Cuando los rayos solares
inciden en la célula fotovoltaica los electrones se separan de los átomos en el material
semiconductor. Si los conductores eléctricos son unidos positiva y negativamente, se forma
un circuito eléctrico y los electrones son capturados en forma de corriente eléctrica. Esta
corriente es continua y mediante un inversor se modifica a corriente alterna.
Los sistemas fotovoltaicos pueden clasificarse según el tipo de celda que usan:
Basados en el silicio: monocristalino (mono-Si), policristalino (multi-Si), ribbon
crystalline silicon (r-Si) y silicio amorfo (a-Si).
10
No basados en el silicio: cadmium telluride (CdTe), copper indium (gallium) o
diselenide (CIS o CIGS).
Nuevos sistemas como concentradores fotovoltaicos (CPV).
Hoy en día el mercado fotovoltaico se compone de tres familias, single crystal silicon,
polycrystalline (multicrystalline) silicon y thin film (capa delgada).
La tecnología fotovoltaica fundamentada en el silicio cristalino fue la que se desarrolló
en primer lugar, basándose en capas de silicio y es conocida como la primera
generacióntecnológica. Esta es una técnica ya probada y confiable habiendo tenido éxito
desde su entrada al mercado, primeramente en sistemas aislados y posteriormente en
producción mediante conexiones a red, donde las ayudas gubernamentales han permitido
compensar su alto coste. Existen algunas limitaciones inherentes a esta primera generación,
las obleas de silicio son frágiles, dificultando los procesos y limitando las aplicaciones
potenciales. El procesado del silicio es muy complicado y energéticamente alto, con lo que los
costes de producción son elevados. Ya que los materiales representan más del 60% de los
costes de producción y dado que a largo plazo la reducción de estos parece insuficiente para
llegar a suponer que sea una energía costeable.
Para simplificar la producción y reducir los costes se desarrolla una segunda
generación (thin film). Esta tecnología se fabrica normalmente depositando una delgada capa
de un material fotoactivo sobre un cristal o un sustrato flexible. Los módulos fotovoltaicos del
tipo capa delgada están menos sujetos a roturas durante su fabricación, sin embargo, el
objetivo de conseguir energía a bajo precio con ellos no se ha conseguido y además su
eficiencia permanece por debajo de la primera generación. No hay que excluir además
algunas cuestiones que aparecen con respecto a ellos debido a la toxicidad de los materiales,
tanto en el procesado como al final de su vida útil.
Se estima que la tercera generación fotovoltaica alcanzará mayores eficiencias y
supondrá menores que costes que la primera y segunda.
Las celdas solares multi-junction se componen de distintas uniones, cada una de las
cuales está adaptada para una longitud de onda de luz distinta, reduciendo uno de las mayores
fuentes de perdidas e incrementando la eficiencia de las celdas. Las celdas solares
tradicionales que poseen una sola unión tienen una eficiencia teóricamáxima de 34%, sin
embargo una teóricaunión infinita podría llegar al 87%, bajo altas condiciones radiantes.
Actualmente los mejores ejemplos de celdas solares de unaunión tienen una eficiencia de un
25%, mientras que la European Photovoltaic Industry Association (EPIA) estima que las
multiuniones pueden permitir conseguir más de un 42%.
11
5.2 Metodología de evaluación energética
Para tener una clara comprensión de las diferentes variables y resultados en los
distintos informes de la comunidad científica mencionados en el proyecto es necesario tener
conocimiento de cuales son las directrices que se siguen en las evaluaciones energéticas
mencionadas. En esta sección se resume el método de análisis de ciclo de vida aplicado en
sistemas fotovoltaicos.
El Análisis de Ciclo de Vida (LCA por sus siglas en inglés) es un planteamiento de
evaluación medioambiental que engloba el impacto de todas las etapas del procesado y uso de
un producto. Los requerimientos energéticos y las emisiones de CO2 a través de la vida
completa del producto, incluyendo fabricación, transporte, uso, reciclado, etc., son estimados
con el fin de obtener tal evaluación, cuyos resultados pueden ser usados para ponderarlos
medioambientalmente.
Sin embargo, la gran cantidad de variables que afectan al sistema de evaluación hace
difícil la comprensión de los resultados y su interpretación debe hacerse apropiadamente.
5.2.1 Fases de un Estudio de Análisis de ciclo de vida
(5)El proceso de evaluación consta de cuatro etapas: 1. Objetivo y alcance; 2. Análisis
del inventariado; 3. Evaluación del impacto y 4. Interpretación.(Fig. 1)
Fig. 1: Esquema del LCA
Cuando se evalúa mediante el LCA un sistema fotovoltaico, uno de los principales
puntos de investigación está relacionado con la energía generada.
5.2.2 Índices
Han de establecerse previamente como se evalúan los índices que se obtendrán del
LCA. Dado que los sistemas fotovoltaicos generan electricidad, el tiempo de retorno
energético (EPBT) debe ser evaluado. Es un índice que expresa el numero de años que tarda
el sistema en recuperar la energía inicial consumida, aquella necesaria desde la producción de
los componentes del sistema final. Se muestra a continuación la ecuación base que modela la
estimación del tiempo de retorno energético en sistemas fotovoltaicos.
EPBT [años]=
⁄
12
El índice de emisiones de CO2 es útil para determinar como es de efectivo un sistema
fotovoltaico en términos de calentamiento global. Generalmente, este índice es utilizado para
establecer comparaciones entre tecnologías.
Tasa de CO2 [gCO2eq/kWh]=
⁄
Existen otros índices que también son de amplio uso por parte de la comunidad
científica en lo que respecta a este tipo de análisis.
El índice ERF, por sus siglas en ingles Energy Return Factor, se define como el
cociente entre el tiempo de funcionamiento considerado para la instalación y el tiempo de
retorno energético. Representa la cantidad de veces que el sistema es capaz de generar la
energía que había sido necesaria para su producción.
ERF=
Otro índice considerado es el PCM, del inglés Potential for CO2 mitigation, definido
como la cantidad de emisiones de CO2 equivalente evitadas usando un sistema particular,
mezcla energética propia del país sobre el que se realizan los cálculos. Depende no solo de la
tecnología fotovoltaica sino también de mix eléctrico propio del país.
PCM= Generación anual eléctrica × (tiempo de vida – EPBT) × CO2(contenido nacional)
Tiempo de retorno de los gases de efecto invernadero, GPBT (Greenhouse-gas payback
time)
GPBT =
=
Donde GHGs son las emisiones del procesado de los módulos, GHGbos emisiones de
los gases de efecto invernadero del conjunto de componentes necesarios para la instalación,
así como transportes o preparación del terreno y GHGoutput igualmente, pero correspondiendo
a la generacióneléctrica propia del país sobre el que se realizan los cálculos, mix energético
particular. Todas las emisiones expresadas en kg CO2-eq.
Un índice referente a la energía es el GER, Gross Energy Requirement, que cuantifica
la energía aportada al sistema para mantener el proceso, comprende:
Energía directa, consumida durante el proceso en si.
Energía indirecta, consumida para producir y transportar los materiales usados en el
proceso.
Feedstock energy, que es la energía contenida en los materiales usados que no son
combustibles.
Para los paneles fotovoltaicos, se distinguen las fases del proceso de fabricación de la
siguiente forma: extracción y refinado de la sílica, transformación en silicio, transformación
de mg-Si a sog-Si, conformado en obleas, ataque químico, formación de capas, aplicación de
contactos eléctricos, pasivación y arco, y ensamblaje del módulo.
13
El Potencial de acidificación (AP) es causado directamente por los escapes de ácidos o
de gases ácidos que se forman con la humedad y que se depositan en la arena o el agua, por
ejemplo, el dióxido de azufre, los ácidos de nitrógeno, amoniaco. Las deposiciones de ácidos
tienen un impacto medioambiental negativo en los ecosistemas naturales. El potencial de
acidificación se da en referencia al dióxido de azufre equivalente (SO2-eq). Y describe la
capacidad de ciertas sustancias para formar y liberar iones H+.
El potencial de eutrofización (EP) se calcula en unidades de fosfato equivalente (PO4-
eq). El nitrato a bajos niveles es inofensivo desde un puto de vista toxicologico, sin embargo,
el nitrito, como producto de la reaccion del nitrato, es tóxico para los humanos.
Tiene como consecuencia acelerar el crecimiento de las algas, lo cual impide que la luz
solar alcance en las profundidades marinas. Esto hace disminuir la fotosíntesis y la
producción de oxígeno, además el oxígeno es necesario para la muerte de las algas, con lo
cual ambos efectos disminuyen la concentración de oxígeno en el agua, lo cual afecta a los
peces, siendo por tu tanto su contribución a la destrucción del ecosistema alta.
En arenas eutrofizadas se observa el incremento de las enfermedades en las plantas. Si
los niveles de nutriciónexceden las cantidades de nitrógeno necesarias, puede causar el
incremento de nitrógeno en las aguas subterráneas.
Potencial de generación fotoquímica de ozono (POCP) es referido a unidades de
etileno equivalente (C2H4-eq). La concentración de ozono está fuertemente influenciada por el
tiempo atmosférico y las característicasclimáticas.
A pesar de que el ozono juega un papel importante en la estratosfera, en la corteza
terrestre es clasificado como un gas nocivo, dañando la vegetación y materia. Las altas
concentraciones de ozono son dañinas para los humanos.
En la cuantificación de la energía requerida para el montaje de un sistema fotovoltaico
existen diferentes fases que conviene distinguir, expresado en la fórmula siguiente.
EIN = EP + ES + EF + EBOS + ET + ED
Donde EP representa la energía de purificación y procesado del silicio, ES la energía
que compone la transformación en láminas del silicio, EF es la correspondiente a la
fabricación del módulo fotovoltaico, ET la energía necesaria para el transporte desde las
fabricas a los lugares de instalación, ED corresponde a la energía de decomisado y disposición
de los módulos, así como posibles reciclajes. Y EBOS que aglutina los diferentes
requerimientos energéticos de los distintos componentes que forman parte de la instalación,
inversores, transformadores, cableado, etc.
5.2.3 Límites del LCA(6)
Utilizar diferentes acotaciones obviamente genera diferentes resultados, el
conocimiento y definición de los limites es muy importante. En laFig. 2 se muestran las
diferentes etapas del análisis del ciclo de vida de una instalación fotovoltaica, desde la
extracción de los materiales hasta su disposición final. En cada etapa hay que trabajar
considerando las hipótesis de estudio correspondientes. Uno de los objetivos para poder
establecer comparaciones entre las diferentes investigaciones es tratar de definir las
14
diferencias existentes entre ellos. A modo de ejemplo, el tipo de modulo fotovoltaico
utilizado, la eficiencia, conexión, método de instalación.
Fig. 2: Etapas del LCA de un sistema fotovoltaico
5.2.4 Análisis de inventario
El análisis de inventario es desarrollado para evaluar las cantidades de materiales, su
influencia e impacto, consumidos o producidos durante el ciclo de vida del sistema bajo
objeto. En él se señalan los procesos involucrados en el ciclo y su evaluación cuantitativa. Los
datos de los componentes son posteriormente evaluados como un conjunto. Sin embargo,
debido a que es complicado recopilar toda la información relativa a los procesos, los
resultados pueden ser simplificados o perdidos. De acuerdo con esto, es importante
comprender los límites aplicables, la calidad de los datos e hipótesis involucradas en los
cálculos cuando se desarrolla un estudio del ciclo de vida.
5.2.5 Directrices para la evaluación del LCA
Recientemente, un conjunto de directrices para la evaluación del LCA ha sido
publicado en la International Energy Agency Photovoltaic Power System Programme (IEA
PVPS), Task 12, subtask 20, bajo el titulo “Methodology Guidelines on Life Cycle
Assessment of Photovoltaic Electricity”. Siendo este una fuente informativa útil que ayuda en
las dificultades de evaluación descritas en 5.2.3. Y se establecen en el las consideraciones mas
importantes que han de seguirse para la aplicación del LCA.
5.2.5.1 Duración
El tiempo de vida de los sistemas fotovoltaicos es difícil de cuantificar debido a que las
primeras instalaciones continúan en funcionamiento o fueron construidas cuando la tecnología
fotovoltaica estaba todavía en fase de desarrollo. Sin embargo, muchos investigadores han
estudiado su expectativa de vida útil. (Tabla 1)
15
Tabla 1: Tiempo de vida de los componentes de un sistema PV.
Módulos fotovoltaicos 30 años para aquellos con la tecnología suficientemente
desarrollada
Inversores 15 años para pequeñas instalaciones residenciales; 30 años con
un 10% de partes reemplazables cada 10 años para grandes
plantas.
Estructura 30 años en montaje sobre tejado y montajes en azoteas. Entre 30
y 60 años para instalaciones sobre suelo.
Cableado 30 años
5.2.5.2 Datos de irradiación
Los datos de radiación solar dependen de la localización del sistema y el ángulo de
inclinación de los paneles fotovoltaicos. Se acuerdan dos recomendaciones principales, tomar
la media dada por la industria productora y el mejor caso estudiado para el sistema.
5.2.5.3 Rendimiento
El índice del rendimiento (Performance ratioPR) que tiene cada sistema depende del
tipo de instalación. Task 12 recomienda un 75% para instalaciones sobre tejado y un 80%
para montajes sobre suelo.
5.2.5.4 Degradación
Los sistemas fotovoltaicos tienen una pérdida anual de rendimiento, especialmente está
siendo investigado la relativa a los de tecnología thin-film. Para sistemas construidos con
módulos de silicio cristalino suele tomarse como valor típico de todos los estudios un 0,5%
por año. Aquellos construidos con tecnologías que ya han sido ampliamente investigados se
les considera que mantienen un 80% de su eficiencia inicial al final del periodo considerado
de funcionamiento, bajo la hipótesis de que la pérdida de eficiencia se produce de manera
lineal a lo largo del tiempo.
5.2.5.5 Recopilación de datos del LCA
Normalmente los datos del LCA se establecen en dos tipos de categorías, previos y
posteriores. Los datos previos son aquellos que hacen relación a los materiales de los cuales
los productos están fabricados, mientras que los datos finales hacen referencia a los
materiales que están indirectamente involucrados, como acero, cemento, cobre de los cables.
Los datos previos son aportados por los fabricantes, mientras que los datos posteriores son
evaluados con la necesaria utilización de bases de datos, dada la dificultad de recopilar tal
cantidad de información.
Estos datos pueden ser obtenidos desde una base de datos propia o utilizando un
software. Ecoinvent (Suiza) y la Life Cycle Assessment Society of Japan (JLCA) son las
bases de datos para análisis de ciclo de vida mas conocidas. Los softwares de implementación
de LCA mas conocidos son SimaPro (desarrollado por Pré Consultants), GaBi (PE
International) y MiLCA (Japan Environmental Management Association).
16
6 Revisión bibliográfica
En el planteamiento de cualquier estudio, ya sea en el ámbito ingenieril, económico,
sociológico o cualquier posible campo de interés, quizás una de las variables más importantes
para alcanzar la corrección formal y la representatividad de la más pura y estricta realidad es
la información con la que se trabaja.
En primera instancia, las fuentes más accesibles son aquellas que pertenecen al ámbito
gubernamental, societario o empresarial, que con multitud de informes pueblan estos días la
red de redes. Estos son de fácil acceso y se les supone un pragmatismo y calidad que en
muchos casos no responden a la realidad, sino al más puro interés de la gestión de los recursos
y a la competitividad existente entre estados o factorías, siendo principalmente el destinatario
final de tal información el ciudadano medio. En este trabajo dichas bases de datos, números
índice, notas de prensa o informes periódicos han sido consultados de manera continua, en
especial aquellos pertenecientes a la comisión europea, sin embargo en la revisión
bibliográfica serán mencionados o consultados de manera puntual y excluyéndolos del
carácter científico del objeto bajo estudio, por todas aquellas razones del interés intrínseco
positivista que en muchas casos presentan.
Por razones bastante similares, la gran cantidad de empresas que conforman el
panorama mundial de la fabricación de la tecnología fotovoltaica han sido evitadas, es decir
los datos que aportan en el término energético, a no ser que la información fluya de forma
indirecta Todavía no se conoce ninguna empresa que hable de su ineficiencia en el proceso, ni
de las carencias de sus productos.
Por tanto se decide establecer como fuente de información aquella proveniente de
estudios académicos o científicos y que bien hayan tenido el respaldo de ser publicados en
medios de comunicación especializados o bien que la trayectoria y la impresión general por
parte del resto de la comunidad científica especializada en este ámbito haya corroborado en
las publicaciones la confianza en los autores de tal información.
Se centra por tanto la búsqueda de la información que conforma la base principal del
trabajo a través de las publicaciones, en revistas, simposios y foros especializados. Puesto que
este tipo de información está sujeta a los derechos de propiedad intelectual su obtención de
manera gratuita es limitado. Es por ello que se recurre sistemáticamente como fuente de
búsqueda a las bases de datos con acuerdo de explotación con la Biblioteca de la Universidad
de Sevilla, de las cuales Wiley, Sciencedirect,Scopus y Springerlink han sido las de mayor
aporte.
Una vez en ellas, aunque el proyecto en principio compete a los análisis realizados con
posterioridad al año 2004, no se limita este termino de búsqueda, salvo para consultas de
artículos puntuales.
Puesto que el objetivo del trabajo versa sobre los parámetros referentes a sistemas
fotovoltaicos, la inclusión de las claves “photovoltaic”, “PV”, “PVS” ,“photovoltaic system”
o “VLPS” suelen ser palabras suficientemente restrictivas para limitar la búsqueda a la
tecnología bajo estudio. Obviamente este límite es demasiado extenso para encontrar la
información deseada, con lo que se van incluyendo otros términos en función de la necesidad
de información correspondiente.
17
Para la obtención de resultados finalistas, aquellos estudios que traten las finalidades
del trabajo, “Energy Payback time”, “EPBT”, “Greenhouse Gas Emissions”, “GHG”,
“Carbon Footprint”, “Energy return on Investment” , “Greenhouse Gas Payback Time”,
“Greenhouse Gas Return on Investment” así como “Environmental Assessment”, “CO2”,
“CO2-eq”, “Solar Cell”, “Lifetime Carbon Emissions” o “Energy” son parámetros que
encauzan la búsqueda hacia resultados satisfactorios.
No obstante, como se explicado con anterioridad, el análisis específico del cálculo de
las variables requiere de la sistematización del método de trabajo, por lo que “LCA”, “Life
Cycle Assessment”, “LCI”, “Life Cycle Inventory” encauza la obtención de los resultados
hacia estudios científicos bajo este método de trabajo.
Otras palabras clave en la búsqueda son las que representan a las variables intermedias
de cálculo, “NER”, “Gross Energy Requirements”, “Primary Energy”, “Energy Costs”,
“Energy Output”, “Embodied Energy”, “BOS” o “Balance of System” han sido las más
utilizadas y como se verá durante el trabajo son datos fundamentales para los cálculos.
En el proceso de realización de este proyecto se han tratado dentro de lo que es el
sistema de producción eléctrica fotovoltaico diversas tecnologías de captación basadas en el
procesado y tipo de material excitante del módulo, es por ello, que la inclusión de la
nomenclatura apropiada permite dirigir la búsqueda de manera más eficiente, de tal forma que
son necesarias también palabras clave como, “monocrystalline”, “c-Si”, “mono-Si”,
“singlecrystalline”, “s-Si”, “multicrystalline”, “multi-Si”, “polycristalline”, “poly-Si”, “p-Si”,
“amorphous silicon”, “a-Si”, “ribbon silicon”, “r-Si”, “Cadmium Telluride”, “CdTe”,
“Copper Indium Gallium (di)selenide”, “CIS” o “CIGS”.
El acceso a dicha información se realiza de forma estratégica y formativa, el
conocimiento inicial en este tipo de búsquedas puede ser limitado, ya que la alta
especialización de los parámetros dificulta la rapidez de comprensión, sin embargo
sistematizar la búsqueda sobre las respectivas bibliografías que cada artículo presenta implica
la expansión automática de fuentes de información. Habiendo consultado finalmente más de
100 artículos, de los cuales por sus características o su repercusión se ha cribado hasta obtener
una cuantía de 20 referencias.
Se plantea dentro de este capítulo dividirlo en apartados, en cada uno de ellos se
realizará un resumen del artículo seleccionado, dichos resúmenes poseen la misma estructura
de análisis de los datos, incorporando en cada uno de ellos una tabla resumen en la que las
variables más importantes han sido resaltadas.
Una vez resumidos todos los artículos, se incorpora finalmente en el apartado 6.22 las
variables más importantes extraidas y expuestas por tecnología de forma tabulada.
18
6.1 Ruben Laleman, Johan Albrecht, Jo Dewulf(7)
Life cycle analysis to estimate the environmental impact of residential photovoltaic system in
regions with a low solar irradiation. Ruben Laleman, Johan Albrecht, Jo Dewulf. s.l. :
Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2010.
6.1.1 Objetivo y alcance del estudio
Se realiza un análisis del ciclo de vida con el objetivo final de descubrir si las
subvenciones ofrecidas a la tecnología fotovoltaica se justifican por los beneficios
medioambientales que se obtienen con su uso, analizando bajo distintas perspectivas la
influencia en el ser humano y el medio ambiente. Para ello se busca obtener una amplia y
clara visión del impacto ambiental de sistemas fotovoltaicos residenciales (3 kWp)y se realiza
el análisis utilizando distintas perspectivas en la implementación de los datos, según las
restricciones que se empleen para dicho análisis sean más o menos optimistas desde el punto
de vista de la incorporación de datos.
Se presenta una amplia evaluación ambiental de sistemas fotovoltaicos en montajes
residenciales, con la característica principal de que su aplicación es en zonas de baja radiación
solar, 900-1000 kWh/m2/año, valores típicos del norte de Europa y Canadá.
Se evalúan seis tipos de sistemas fotovoltaicos para cada una de las tecnologías
siguientes: CdTe, CIS, ribbon Si, multi-Si, mono-Si y a-Si.
Para realizar el análisis se utiliza la base de datos Ecoinvent v2.0 y se implementa en el
programa Eco-Indicator 99. Este software permite contemplar tres escenarios posibles para
cuantificar el impacto ambiental de un bien o servicio. Las variables evaluadas son GWP,
CED y EPBT.
6.1.2 Definición del sistema
Se analizan sistemas fotovoltaicos residenciales de 3kWp asumiendo las siguientes
hipótesis:
Los sistemas no están integrados, pero si instalados en la parte superior de tejados
inclinados.
Eco Indicator 99 (base de datos Ecoinvent 2.0)
La instalación estándar considerada es de 3 kWp.
Eficiencia de conversión es de C=0,35 [MJel/MJprim].
No se incorpora pérdida de eficiencia de los módulos con el paso del tiempo.
La unidad para CED es MJ-eq, distinta que MJprim.
Rendimiento de la instalación 0,75.
19
6.1.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
El tiempo de retorno energético es calculado en este estudio a partir de las fórmulas
siguientes.
Energy payback time (EPBT) definiciones de fórmulas usadas en este reporte
[kWh/año]
[kWh/año]
(
) [año]
CED: cumulative energy demand [MJp]. CED tiene como objetivo cuantificar toda la energía
que es consumida durante el ciclo de vida del producto. Normalmente se expresa en términos
de energía primaria [MJp]. En Ecoinvent se expresa en una unidad diferente llamada energía
equivalente [MJeq].
YEO:(yearly energy output) produccióneléctrica anual [MJel/año].
R: irradiación anual [kWh/m2/año].
A: superficie activa del módulo fotovoltaico [m2].
θ: eficiencia de conversión [%].
P: (performance ratio) rendimiento de la instalación [%].
C: coeficiente de conversión que indica como de eficiente es la generación eléctrica en una
región en particular. En este artículo C toma valor de 0.35 [MJel/MJprim].
OR: (output ratio) [kWh/kWp/año].
Power: potencia total instalada, determinada en condiciones estándar (25º; 1000W; AM 1.5)
[kWp].
En la Fig. 3 se pueden observar los valores de CED para las tecnologías estudiadas en
este informe. En ella se observa como la energía demandada por los módulos de silicio
monocristalino es la mayor de todas y como las tecnologías de capa delgada tienen unos
requerimientos energéticos para su fabricación mucho menores.
Fig. 3.CED/kWp y CED/m
2 para los distintos tipos de sistemas fotovoltaicos 3 kWp (Ecoinvent v2.0)
En este estudio se utiliza el Global Warming Potential (GWP),en el horizonte temporal
de 100 años, como indicador de la cantidad de gases invernadero (GHGs) que se emiten
durante el ciclo de vida del sistema fotovoltaico, bajo el mix energético de Bélgica(Bel-mix)
20
en el periodo 2005-2007, cuya media de electricidad tiene un bajo índice GWP (0,33 kg CO2-
eq/kWh), que puede atribuirse al hecho de que el 55% de la electricidad en Bélgica es
producida por centrales nucleares.
En la Fig. 4 se visualiza este indicador de emisiones de CO2-eq para las distintas
tecnologías bajo estudio. Se cuantifica con dos perspectivas para observar su influencia,
estimando un tiempo de vida del panel de 20 y de 30 años. Las emisiones se reducen cuando
se prolonga la vida útil de la instalación y se observa que la mayor emisión se produce para
las instalaciones de silicio amorfo.
Fig. 4. GWP de 1kWh de electricidad para varios tipos de sistemas 3 kWp con un tiempo de vida de 20 y 30
años. (Ecoinvent v2.0)
Se construye la Tabla 2 como resumen de aquellas informaciones más relevantes
extraídas del informe. Todos los montajes se han realizado bajo las mismas condiciones de
irradiación, rendimiento y tiempo de vida estimado. Se puede observar como el mayor tiempo
de retorno energético se produce para las instalaciones de silicio monocristalino (4,9 años)
siendo el menor el de CdTe (3,9 años). Esta diferencia a pesar de que los módulos de silicio
tienen casi el doble de eficiencia que los módulos de CdTe se debe en gran parte a los
resultados ofrecidos en la Fig. 3 en los que la energía requerida por ambos es también del
orden del doble. En cuanto a las emisiones de dióxido de carbono equivalente, siguen una
tendencia dispar. La tecnología que más contribuye al aporte de gases de efecto invernadero
son los de silicio amorfo, mientras que la tecnología de ribbon Si es la que ofrece un valor
menor (67 gCO2-eq/kWh).
Tabla 2. Resumen de los resultados obtenidos por Laleman et al.
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Mono-si 14% 0,75 30
950 4,9
80
Multi-si 13,2% 0,75 30 950 4,3
70
a-Si 6,5% 0,75 30 950 4,2
85
Cd-Te 7,1% 0,75 30 950 3,9
70
CIS 10,7% 0,75 30 950 4
70
Ribbon Si 12% 0,75 30 950 4
67
21
6.2 E.A. Alsema, M.J. de Wild-Scholten, V. M. Fthenakis (8)
Environmental impacts of PV electrical generation. A critical comparison of energy supply
options. E. A. Alsema, M. J. de Wild-Scholten, V. M. Fthenakis.Dresden, Germany : s.n.,
2006.
6.2.1 Objetivo y alcance del estudio
El objetivo del estudio es la discusión de los impactos ambientales de los sistemas
fotovoltaicos de tecnologías basadas en el silicio.
Los impactos ambientales obtenidos por los autores a través de la evaluación del
análisis del ciclo de vida son generados usando el software SimaPro 7 y la base de datos
Ecoinvent 1.2.
La energía primaria usada se calcula a través del métodoCumulative Energy Demand
(v.1.03) implementada en Ecoinvent.
6.2.2 Definición del sistema
Se asumen las siguientes hipótesis:
Sistema conectado a red. Módulos sobre tejado. Excepto para CdTe cuyo estudio se
realiza sobre una instalación sobre suelo y producción en U.S.
Sur de Europa con irradiación 1700 kWh/m2/año o Centro Europa con irradiación
1000 kWh/m2/año.
Rendimiento de la instalación:0,75
Tiempo de vida de la instalación: 30 años, excepto para el inversor que se considera
un necesario un reemplazamiento a los 15 años.
La fase de final de vida no se incluye en el análisis, argumentan los autores que los
datos sobre el proceso de reciclado disponibles solo son de plantas piloto, no
existiendo información de proceso a escala industrial.
SimaPro 7, Ecoinvent 1.2.
Electricidad necesaria para la producción de los módulos fotovoltaicos, se asume en la
media continental europea UCTE, excepto para el procesado de la sílica.
6.2.3 Tiempo de retorno energético y emisiones.
Los autores desglosan en la Fig. 5 la distribución en el tiempo de retorno energético de
los distintos componentes del sistema, observándose que la mayor parte de la energía
empleada es utilizada en la producción de los módulos fotovoltaicos, en las distintas fases
para el conformado final.
El mayor tiempo de retorno energético se produce para las instalaciones construidas
con módulos de silicio monocristalino. Y se observa que unos valores más altos de radiación
reducen el número de años necesario, haciendo la comparativa entre los valores de irradiación
de Centroeuropa y Europa del sur.
22
Fig. 5: Tiempo de retorno energético de sistemas fotovoltaicos basados en tecnología de silicio en dos
localizaciones diferentes, sur de Europa radiación 1700 kWh/m2/año y centro Europa 1000kWh/m
2/año.
Performance Ratio 0,75
En la Tabla 3 se realiza un cuadro resumen de los resultados obtenidos por los autores
en el análisis del ciclo de vida. Se realiza un análisis con los mismos índices de rendimiento
de la instalación, con valores de irradiación de 1700 ó 1000 kWh/m2/año y un tiempo de vida
estimado de 30 años. Se puede observar como el mayor tiempo necesario para la recuperación
energética empleada se da en el silicio monocristalino (3,6 años para una irradiación solar de
1000 kWh/m2/año y 2,1 para 1700 kWh/m
2/año) y de las 4 tecnologías bajo estudio la que
obtiene un índice de menor cuantía de tiempo de retorno energético es el CdTe que bajo 1700
kWh/m2/año resulta un valor de 1.1 años.
En cuanto los valores de emisiones de gases de efecto invernadero, el silicio
monocristalino es el que tiene mayor gramos de CO2-eq/kWh de emisión con 35, a diferencia
de los 25 obtenidos con el CdTe.
Tabla 3: Resumen de los resultados obtenidos por Alsema, Wild-Scholten y Fthenakis
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Mono-si 14% 0,75 30
1700
1000
2,1
3,6
35
Multi-si 13,2% 0,75 30 1700
1000
1,9
3,2
32
Cd-Te 9% 0,75 30 1700 1,1 25
Ribbon Si 11,5% 0,75 30 1700
1000
1,7
2,9
29
23
6.3 Sergio Paca, Deepak Sivaraman, Gregory A. Keoleian (9)
Parameters affecting the life cycle performance of PV technologies and systems. Sergio
Pacca, Deepak Sivaraman, Gregory A. Keoleian. Michigan : Energy Policy, 2007.
6.3.1 Objetivos y alcance del estudio
El artículo hace una evaluación de los parámetros que afectan al rendimiento de dos
tecnologíasfotovoltaicas, módulos de silicio policristalino y módulos de tecnología de capa
delgada.
El estudio se lleva a cabo sobre una instalación de 33 kW en la universidad de
Michigan, donde se sitúa la instalación.
Asumiendo que en los diferentes estudios realizados a través del análisis del ciclo de
vida hay una gran cantidad de variables no especificadas, el objetivo del artículo es la
identificación, caracterización y discusión de aquellos parámetros que afectan al LCA de las
diferentes tecnologías fotovoltaicas y la extensión de sus impactos en los valores de
rendimiento, así como en el tiempo de retorno energético, tasa neta de energía y las emisiones
ambientales.
6.3.2 Definición del sistema
El modelo y resultados usados para investigar la energía neta y el EPBT esta basado en
un sistema fotovoltaico de 33 kW situado sobre el edificio Dana.
El sistema se compone de 295 módulos solares, 3 cajas de conexionado y un inversor
de 30 kW, además de otros componentes que completan el BOS. Con el transformador se
obtiene un pico de un 75%. Aunque la energíamáxima es de 33 kW, queda limitada por la
capacidad del inversor a un máximo de 30 kW.
En la Tabla 4 se recogen los diferentes módulos fotovoltaicos utilizados para el
estudio. Se emplean 88 módulos KC120 de silicio policristalino y 207 módulos de silicio
amorfo. En la tabla se pueden observar las características propias de cada uno de ellos, así
como la producción de electricidad continua, previo paso por el inversor, que de cada uno de
ellos se obtiene.
Tabla 4: Características del sistema fotovoltaico.
Modulo Eficiencia
(%)
Área por
modulo(m2)
Área total
(m2)
Numero de
módulos
Inclinación Radiación
anual
(kWh/m2)
Generación
el.anual
(kWh)
PVL62 6,62 1,03 77 75 12º 1359 6934
PVL136 6,30 2,16 166 77 14,231
PVL136 6,30 2,16 119 55 8º 1241 9280
KC120 12,92 0,93 82 88 12º 1359 14,349
24
Se usan dos tipos de paneles fotovoltaicos de tecnologías policristalino y silicio
amorfo. Uno de los objetivos de de la instalación es monitorizar y comparar el rendimiento de
ambas tecnologías a lo largo del tiempo.
Hipótesis del sistema:
Módulos instalados sobre tejado, dirección sur e inclinados 12º. 55 módulos PVL136
están instalados en una sección del tejado cubierto por una membrana e inclinados 8º.
Sistema compuesto por 88 módulos KC120, 75 módulos PVL62 y 132 módulos
PVL136.
La electricidad producida es directamente proporcional a la intensidad de la radiación
solar y la posición de los módulos.
Ciclo de vida modelado usando el software SimaPro 6.0.
Las emisiones asociadas con la energía primaria y el consumo eléctricoestán basadas
en la media de mix energético de U.S.
Pérdida de eficiencia anual de los paneles de a-Si 1,1%, lo que supone un 20% en el
análisis.
6.3.3 Tiempo de retorno energético y emisiones.
Para los cálculos de la energía producida y el tiempo de retorno energético se
especifican a partir de las siguientes ecuaciones:
NER= LCEout / LCEin.
EPBT= LCEin/ AEO
LCEout= (R×A×θ×(1-(1-δ)p) ×ηt,l)) / (δ)
LCEout (life cycle energy output): energía producida durante el tiempo de vida considerado.
LCEin (life cycle primary energy input): energía invertida en la producción de todos los
componentes que integran el sistema durante el tiempo de vida.
AEO (annual energy output): energía anual producida.
R:radiación solar por unidad de área y año.
A: área del módulo.
θ: conversión energética del modulo, en función de la tecnología y el modelo.
δ: perdida de la conversión de eficiencia propia del módulo, dependiente de la tecnología
considerada.
p: periodo de tiempo de análisis en años.
η: eficiencia de conversióneléctrica del inversor, la cual es función del factor de carga
R=R(L, air,λ,d). Donde L es la latitud, air es masa de aire, λángulo de incidencia de los rayos
solares, dependiente del ángulo de inclinación y la orientación del módulo y d es la radiación
difusa.
Aplicando los valores a las ecuaciones siguientes:
NER= (R×A×θ×(1-(1-δ)p) ×ηt,l)) / (δt×LCEin)
EPBT=
25
Siendo la energía primaria requerida para el inversor, BOS y componentes de
instalación de 33 kW es: 15,100, 18,100 and 74,200 MJp respectivamente.
Los componentes del BOS incluidos materiales y energía consumida para las
estructuras soporte, cables, inversor, transporte e instalación. En el estudio, el BOS supone
un 13,8% de la energía primaria consumida por el sistema completo.
Se obtienen los valores de un tiempo de retorno energético para la parte del sistema
construido a base de módulos de silicio policristalino de 7,5 años y una emisión de gases de
efecto invernadero de 72,4 gCO2-eq/kWh que suponen unos valores mucho mayores que los
que se obtienen para aquella parte del sistema construida con módulos de silicio amorfo,
siendo el EPBT de 3,2 años y 34,3 gCO2-eq/kWh. Estos valores quedan reflejados en la Tabla
5.
Los autores calculan también la tasa neta de energía (NER) que considera la energía
producida durante el ciclo de vida del sistema respecto al aporte energético primario. Cuando
se aplica a fuentes de energía renovable denota la capacidad de apalancamiento de la fuente,
dado que computa la cantidad de energía renovable obtenida a través del consumo de
combustibles fósiles durante la fabricación del sistema. El resultado obtenido para los
módulos de silicio policristalino es de 2,7, mientras que el NER para los módulos de silicio
amorfo es de 5,7.
Tabla 5: Resumen de los resultados obtenidos por Pacca, Sivaraman
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Multi-si 12,9% N/A 20 1359 7,5
72,4
a-Si 6,3% N/A 20 1359 3,2
34,3
6.3.4 Análisis de sensibilidad
El estudio desarrollado se presenta sobre la base de los 3 indicadores mencionados,
NER, EPBT y emisiones de CO2 por kWh (gCO2/kW), para los dos tipos de tecnologías. Yse
realiza sobre el caso base, un análisis de sensibilidad de los parámetros clave para demostrar
su influencia en los resultados finales.
Se analiza la influencia de los parámetros siguientes, radiación solar, eficiencia del
modulo de conversión, expectativa de vida útil del sistema, consumo de energía para la
fabricación y mix energético empleado y componentes del BOS.
6.3.4.1 Radiación solar
Es importante identificar el efecto de la radiación solar en el cómputo final. La
cantidad de electricidad generada se incrementa con la intensidad de la radiación solar,
bajando a su vez el valor del tiempo de retorno energético y aumentado el NER. Se puede
observar en laFig. 6y Fig. 7.
26
Fig. 6: Influencia de la intensidad de radiación solar
en el EPBT
Fig. 7: Influencia de la radiación solar en la NER
Se puede observar que aunque los módulos de silicio policristalino (KC) tienen una
mayor eficiencia de conversión que los módulos de capa delgada (PVL), el EPBT y el NER
de los policristalino son mayor y menor, respectivamente, que los de capa delgada. Esto es así
porque el aumento de energía eléctrica producida no llega a compensar la cantidad de energía
consumida durante el procesado de los módulos policristalinos.
6.3.4.2 Eficiencia de conversión del módulo
La eficiencia de conversión de los módulos de capa delgada (PVL136) y policristalino
(KC120) es 6,3 y 12,9%, respectivamente. En el año 2007, la mayor eficiencia reportada
había sido de 15,3 ± 0,4% para el silicio policristalino y 10,4 ± 0,5% para capa delgada.
Obteniéndose un tiempo de retorno energético de 1,6 años para capa delgada y 5,7 años para
policristalino. Que basado en los datos del caso base reduce el EPBT en un 18% y 42%,
respectivamente.
6.3.4.3 Expectativa de vida del módulo
El aumento del número de años que supone que puede estar operativo el módulo
fotovoltaico no aumenta el tiempo de retorno energético. Sin embargo, si que influye en la
tasa de energía neta. Pero aunque se aumente la expectativa de funcionamiento del módulo,
que es el componente más caro de la instalación, otros componentes que conforman el BOS
han de ser reemplazados. La garantía de los módulos considerados en el Edificio Dana es de
20 años, obteniéndose una tasa de energía neta de 6,4 para PVL136 y 2,9 para KC120.
Al aumentar la expectativa de vida, la electricidad generada también aumenta y
consecuentemente se aumenta su NER respectivo, aumentando hasta los 30 años la
expectativa de funcionamiento, NER para capa delgada aumenta un 43% y un 52% para el
silicio policristalino. El alto porcentaje comparativo del policristalino refleja que la
conversión de eficiencia que tiene es más estable.
6.3.4.4 Consumo de energía en la producción y mix energético
La cantidad de energía necesaria durante el procesado de los módulos y la instalación
del sistema fotovoltaico puede ser dividida en la energía directa total consumida (energía de
proceso) y la energía atribuida a los materiales que han sido usados durante la producción
tanto de módulos como de la instalación.
27
Fig. 8:Proporción de requerimiento de energía en el proceso y materia
Se evalúa la variación en NER y EPBT de los dos módulos reduciendo el consumo de
energía de un 10% hasta un 80%. La Fig. 9representa los resultados del análisis. El tiempo de
retorno energético de los módulos PVL136 (silicio amorfo) y de KC120 (multi-Si) baja hasta
los 0,6 y 1,5 años respectivamente cuando se reduce la energía en un 80%. El incremento de
la tasa neta de energía es otro beneficio derivado de esta disminución de energía de procesado
de los módulos, alcanzando valores de 28,2 y 13,6 para el silicio amorfo y el silicio
policristalino respectivamente.
Fig. 9: Reducción de energía del proceso
En referencia a una posible variación del mix energético y su influencia en las
emisiones de CO2, partiendo del caso bajo estudio, cuyos módulos han sido producidos bajo
las condiciones del mix energético de Estados Unidos (52% carbón, 20% nuclear, 14% gas
natural, 7% hidráulica, 3% oil y el restante renovables) y tomando el UCPTE mix europeo por
otra parte (36% nuclear, 19% carbón, 15% hidráulica, 11% lignito,9% gas y 9% oil). Siendo
ambas distribuciones muy distintas y por tanto teniendo además el índice europeo un factor de
emisión de CO2 más bajo, 700 gCO2/kWh para el americano y 400 gCO2/kW para el
europeo.
28
En el caso estudiado del sistema con módulos de silicio policristalino KC120 el análisis
daba como resultado 72,4 gCO2/kWh , asumiendo condiciones de Estados Unidos, mientras
que con el mix energético Europeo las emisiones de CO2 son de 54,6 gCO2/kWh.
6.3.4.5 Optimización del caso base
Aumentar la radiación solar, la eficiencia de conversión, la expectativa de vida útil de
los módulos y disminuir el consumo energético en el procesado son las bases de la
optimización del caso base estudiado, según los datos de la tabla siguiente:
Tabla 6: Optimización
PVL136 KC120
Radiación solar kWh/m2dia 6,5 6,5
Eficiencia modulo % 10,9 15,7
Energía procesado MJ 372,8 825
Tiempo Años 30 30
Obteniendo un tiempo de retorno energético para los módulos de silicio amorfo 0,2 y
para silicio policristalino 0,7 años. Y se aumenta la tasa neta de energía a 132 y 43
respectivamente. Valores que pueden ser considerados útiles para establecer la perspectiva
futura del potencial de la tecnología.
29
6.4 Marco Raugei, Silvia Bargigli, Sergio Ulgati (10)
Life cycle assessment and energy pay-back time of advanced photovoltaic modules: CdTe and
CIS compared to poly-Si. Marco Raugei, Silvia Bargigli, Sergio Ulgati. Siena, Italy :
Elsevier, 2007.
6.4.1 Objetivos y alcance del estudio
El estudio de los autores se realiza sobre los modelos de paneles fotovoltaicos basados
en las tecnologías cadmium telluride (CdTe) y copper indium diselenide (CIS), siendo uno de
los primeros estudios realizados con datos estándares de producción, a diferencia de otros
muchos estudios que se realizan sobre estas tecnologías cuyos datos son extrapolados desde
ensayos de laboratorio.
Se realiza en el mismo una comparación con los sistemas fotovoltaicos basados en
poly-Si, mucho más estudiado para enmarcar el futuro y alcance de estas tecnologías menos
desarrolladas hasta el momento.
Se establecen 3 escenarios distintos para la comparativa con el poly-Si. Llamados poly-
Si A, datos obtenidos de literatura ampliamente aceptada con una capa de 310 µm de espesor
de silicio, que esencialmente refleja el uso exclusivo de off-grade Si de la industria
semiconductora, esta opción es considerada por los autores como el peor escenario para los
actuales módulos fotovoltaicos. Un segundo escenario es contemplado, en el cual solo un
30% de los materiales y energías son considerados (EG-Si) llamado poly-Si B. Y por último
se incorporan los resultados obtenidos en recientes publicaciones por Alsema et al. (11). Este
estudio hace uso de múltiples datos del momento y asume un espesor en la capa de silicio de
285 µm, usando un mix eléctrico para la materia prima del poly-Si de 50% gas natural, 50%
generación hidráulica.
Se hace énfasis en que mientras que los módulos de tecnologías basadas en el silicio
operan a menor eficiencia de la nominal en condiciones de baja radiación, sucede lo contrario
en las de tipo capa delgada, donde la eficiencia en estas condiciones aumenta.
6.4.2 Definición del sistema
Hipótesis o supuestos sobre los que se desarrolla el trabajo:
Mix energético de la Unión Europea (UCPTE), eficiencia 32%.
Rendimiento de la instalación 75%
Tiempo de vida esperado del sistema 20 años.
Instalación sobre tejado conectada a red.
El desmantelamiento de los módulos al final de su vida no es incluido en el análisis,
debido según los autores a la ausencia de datos de confianza.
Base de datos ETH-ESU, BUWAL 250, LCA en SUMMA
Análisis de módulos sin marco (frameless) para CdTe y CIS.
30
6.4.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
En el estudio de CdTe y CIS se realiza una comparación con el poly-Si diferenciando
tres escenarios. En la Fig. 10 se observan los requerimientos energéticos de cada una de las
tecnologías, se puede observar lo comentado con anterioridad sobre lo que los autores llaman
el poly Si A, que es el peor escenario posible. La energía total necesaria para los sistemas de
poly Si B es 34400 MJp/kWp para poly Si C 35300 MJp/kWp y para CIS y CdTe son 39400 y
21900 MJp/kWp respectivamente. En la Fig. 10también se puede observar el aporte energético
necesario eliminando todo aquello que computa en el resto de componentes de la instalación.
Fig. 10:Requerimiento bruto de energía en los sistemas fotovoltaicos
Los resultados obtenidos pueden considerarse como representativos del estado de los
módulos de capa delgada en Europa en los inicios del año 2005. Antec Solar y Wuerth Solar
son los únicos productores de módulos CdTe y CIS en el mercado en este año. Los datos
disponibles de CIS, sin embargo son relativos a prototipos de unidades de producción, por
tanto su comparación esta sujeta a probables avances en el futuro.
En relación a los sistemas fotovoltaicos en su conjunto, incluyendo los componentes
BOS, puede observarse que la influencia de CIS y CdTe es comparativamente mayor para
aquellos módulos que tienen un impacto medioambiental intrínseco mas bajo. Las menores
eficiencias específicas de CIS y especialmente de CdTe también causan mayores
requerimientos para la estructura soporte, reduciendo su ventaja competitiva.
En la Tabla 7 se resumen algunos de los resultados obtenidos en el estudio, en cuanto
al tiempo de retorno energético y las emisiones de gases se puede observar claramente que el
peor escenario posible considerado, el poly Si A, da como resultados unos valores muy
superiores a los demás siendo el tiempo de retorno energético de 5,5 años y 167 gCO2eq/kWh
las emisiones. En cuanto a los escenarios B y C considerados los valores son muy similares. Y
los resultados de EPBT que se pueden observar del CdTe y CIS son de 1,5 años y 2,8 años
respectivamente. Y las emisiones correspondientes al CdTe (48 gCO2eq/kWh) son también
menores que las producidas por el CIS (95 gCO2eq/kWh).
31
Tabla 7: Resumen de los resultados obtenidos por Raugei, Bargigli y Ulgiati
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT GHG (g CO2-eq/kWh)
Multi-Si(A) 14% 0,75 20 1700 5,5 167
Multi-Si(B) 14% 0,75 20 1700 2,4 72
Multi-Si(C) 14% 0,75 20 1700 2,5 57
CdTe 9% 0,75 20 1700 1,5 48
CIS 11% 0,75 20 1700 2,8 95
32
6.5 Masakazu Ito, Keiichi Komoto, Kosuke Kurokawa(12)
Life-cycle analyses of very-large scale PV systems using six types of PV modules. Masakazu
Ito, Keiichi Komoto, Kosuke Kurokawa. Tokyo : Current Applied Physics, 2010.
6.5.1 Objetivos y alcance del estudio
Los autores han estudiado el ciclo de vida de sistemas fotovoltaicos de gran capacidad
en el desierto utilizando módulos de silicio policristalino, amorfo, CdTe y CIS. Pero en el
artículo se incluyen también sc-Si (single crystalline sillicon), a-Si/sc-Si hetero junction type,
thin-film Si (a-Si/micro-crystalline sillicon).
6.5.2 Definición del sistema
Hipótesis o supuestos:
El sistema se asume de 100 MW, consistente en cuatro sets de 25 MW. La unidad de
25 MW consta de 50 sets de 500 kW, que incluyen inversor y transformador.
Se considera la preparación de los terrenos de la instalación y el transporte de los
componentes.
Instalación en el desierto de Gobi. Montaje sobre suelo.
El rendimiento de la instalación es de 78%, para el cual se tienen en cuenta las
condiciones del desierto y coeficiente de temperatura de los módulos fotovoltaicos.
Etapa de desmantelamiento no se incluye.
6.5.3 Tiempo de retorno energético y emisiones.
Se realiza el estudio utilizando la metodología de análisis del ciclo de vida calculando
el tiempo de retorno y las emisiones de CO2 mediante las siguientes ecuaciones.
EPBT=
CO2 [g-CO2/kWh]= -
[
]
En la Fig. 11se muestra el desglose de energía primaria necesario en la construcción de
los distintos sistemas fotovoltaicos. Se observa que el mayor requerimiento energético
corresponde a la fabricación de los módulos fotovoltaicos siendo especialmente importante
para aquellos basados en el silicio. El mayor requerimiento energético es necesario para el
silicio monocristalino con 41,947 GJ/MW. Y el menor para el CIS 29,637 GJ/MW. Resulta
también para el policristalino 33,068 GJ/MW y 34,879 GJ/MW para el CdTe.
33
Fig. 11:Contribución de la energía requerida en cada fase del sistema fotovoltaico [GJ/MW]
1
En laFig. 12se muestran las emisiones de CO2 de los sistemas VLS-PV a lo largo de su
ciclo de vida. El silicio policristalino tiene una menor cantidad de emisiones que los demás.
Pero la comparación más interesante se realiza en laFig. 13cuando se tiene en cuenta la
eficiencia de cada tecnología, en la que se observa como el silicio policristalino es el que tiene
una tasa de emisiones menor.
Fig. 12: Contribución en las emisiones de CO2de cada fase [t-CO2/MW]
1
El índice de emisiones de CO2 se muestra comparativamente entre las tecnologías en la
Fig. 13, estos están entre los 43-54 gCO2/kWh, existiendo pequeñas diferencias entre ellas.
1No se ha considerado el hibrido de silicio amorfo y silicio monocristalino que aparece en las Fig. 11, Fig. 12 y
Fig. 13.
34
Fig. 13:Tasa de emisiones de CO2de cada sistema fotovoltaico [g CO2/kWh]1
Con los resultados obtenidos por los autores se construye la Tabla 8, en la que se puede
observar que los autores no hacen mención de datos relativos a la eficiencia propia del
módulo, ni al tiempo de funcionamiento establecido para el análisis. Se obtienen los valores
relativos al tiempo de retorno energético en el que el silicio monocristalino da 2,5 años,
policristalino 2, CdTe 2,1 y CIS 1,8 años. Y en relación con las emisiones de gases de efecto
invernadero se obtienen 50, 43, 50 y 46 gCO2eq/kWh para silicio monocristalino, silicio
policristalino, CdTe y CIS respectivamente.
Tabla 8: Resumen de los resultados obtenidos por Ito, Komoto, Kurokawa
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Mono-Si N/A 0,78 N/A 1702 2,5
50
Multi-Si N/A 0,78 N/A 1702 2
43
Cd-Te N/A 0,78 N/A 1702 2,1 50
CIS N/A 0,78 N/A 1702 1,8 46
35
6.6 R. Kannan, K.C. Leong(13)
Life cycle assessment study of solar PV systems: An example of a 2.7 KWp distribuited solar
PV system in Singapore. R. Kannan, K.C. Leong, R.Osman, H.K. Ho, C.P. Tso.Singapore :
Solar Energy, 2005.
6.6.1 Objetivos y alcance del estudio
En el marco del año 2005 se hace un análisis de las necesidades energéticas del país de
los autores, Singapur, enmarcando el papel que juegan las diferentes fuentes de
produccióneléctrica y la cuota que ocuparan en los próximos años en el desarrollo del país.
6.6.2 Definición del sistema
El artículo describe el análisis de ciclo de vida sobre un sistema fotovoltaico de 2,7
kWp conectado a red, utilizando paneles de silicio monocristalino, que opera en Singapur
desde mayo de 2002. Consistente en 36 módulos de silicio monocristalino, montados sobre
tejado con estructuras soporte de aluminio. Aunque está conectado a red, toda la energía
producida es consumida por el edificio. Las hipótesis y datos de trabajo son:
Montaje sobre tejado.
3 inversores de 1,5 kVA.
En la fase de reciclado se asume que los módulos fotovoltaicos son enterrados, no se
produce fase de reciclado propia de los módulos, sino que tras eliminar los marcos de
aluminio se reciclan junto con la estructura soporte.
Se consideran la energía necesaria para los transportes de los módulos en su etapa de
construcción y desmantelamiento.
Eficiencia operacional real de los paneles entre 7,3 y 8,9%
La generación de energía de Junio 2002 a Mayo 2003 fue de 2623 kWhe y de Junio
2003 a Mayo 2004 fue de 2581 kWhe. Se usa como media de generación eléctrica
anual 2600 kWhe
Vida útil 25 años
6.6.3 Tiempo de retorno energético y emisiones.
El desglose de la energía primaria de los módulos de silicio monocristalino puede
observarse en la Fig. 14. El montaje de la estructura soporte de aluminio y los marcos supone
un 9,7% de la energía total necesaria, mientras que se puede observar como la parte mas
importante es la que refiere a los módulos fotovoltaicos, con un 81,4%, sobre un total de 2,94
MJ/kWhe.
36
Fig. 14:Distribución de la energía primaria usada en el sistema fotovoltaico.
El cálculo de los parámetros EPBT y GHG se realizan sobre un escenario base, el real,
en el que se tienen en cuenta todos los elementos anteriormente mencionados. Además los
autores realizan un estudio de mejora sobre algunas de las partes con el fin de reducir el
tiempo de retorno energético.
En la Tabla 9 se indican los valores de tiempo de retorno energético (6,74 años) y
emisiones de gases invernadero 217 gCO2/kWhe, habiendo sido ignoradas las emisiones de
CH4 y N2O, debido a la incertidumbre en las fuentes de energía primaria y su magnitud
relativamente insignificante. Y tomando como referencia para las emisiones de gases la media
de un factor de emisiones (IPCC,1996) de carbón, petróleo y gas. Trabajando bajo el supuesto
de un tiempo de vida estimado de funcionamiento de la instalación de 25 años.
Tabla 9: Resumen de los resultados obtenidos por Kannan et al.
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Mono-Si 11,86% NA 25 NA 6,74 217
6.6.3.1 Análisis de Sensibilidad
Los autores realizan un análisis de posibles mejoras sobre la situación base, cuyos
resultados no se incluyen en las sucesivas partes de este proyecto, pero se redactan aquí de
manera concisa para poder establecer con el un análisis comparativo con los resultados
anteriormente comentados.
Las posibles mejoras que estudian los autores se comentan a continuación.
A. Mejora tecnológica
La mejora tecnológica supone reducir la energía necesaria en la fabricación de los
módulos fotovoltaicos, los cuales aglutinan el 81% de la energía total necesaria en el ciclo de
vida. De acuerdo con los fabricantes esta podría llegar a reducirse en un 50% si se duplica la
37
producción, si esto se produjese el tiempo de retornoenergéticopasaría a ser de 3,5 años, en
cuyo caso las emisiones serían de 219 g CO2-eq /kWhe.
B. Estructura soporte
El aluminio de las estructuras supone el 10% de energía usada en el cálculo del ciclo de
vida y su reciclado el 7%. En lugar de aluminio se plantea hacer los soportes de hormigón. Si
el aluminio usado fuese reducido al 10% del actualmente usado el tiempo de retorno
energético bajaría hasta los 4,8 años y las emisiones de GHG a 177 g CO2-eq /kWhe.
C. Mejora de la eficiencia
En las condiciones estándares el modulo fotovoltaico opera con una eficiencia del
11,86%. Sin embargo la eficiencia real esta entre el 7,3% y el 8,9% incluyendo unas pérdidas
en la línea y en el inversor del 10%. Una menor eficiencia de operación puede deberse a altas
temperaturas del módulo, alcanzando 60º durante las horas pico de radiación. La energía
obtenida de un panel solar decrece en torno al 0,5% por cada grado de temperatura que se
incrementa. Si la eficiencia del panel solar fuese incrementada al 10,6% por un enfriamiento
natural, la energía en el ciclo de vida se reduciría a 2,2 MJt/kWhe y el EPBT estaría en torno a
4,5 años. Las emisiones GHG serían de 165 g-CO2/kWhe.
Con estas posibles mejoras se puede establecer una comparativa para ver su influencia.
Tabla 10: Análisis de las mejoras y resultados
Escenarios Energía primaria
[MJt/kWh]
EPBT
[años]
GHG
[g-CO2/kWh]
Caso base 2,91 5,87 217
A 1,72 3,84 129
B 2,38 4,81 177
C 2,21 4,47 165
A+B 1,2 2,42 89
B+C 1,81 3,66 135
A+C 1,31 2,65 98
A+B+C 0,91 1,84 68
38
6.7 V.Fthenakis, H.C. Kim, M. Held, M. Raugei, Krones (14)
Update of PV energy payback times and life-cycle greenhouse gas emissions. V. Fthenakis,
H.C. Kim, M. Held, M.Raugei and J. Krones.Hamburg, Germany : 24th European
Photovoltaic Solar Energy Conference, 2009.
6.7.1 Objetivos y alcance del estudio
Los autores realizan un estudio sobre la situación actual de los módulos fotovoltaicos
de Teluro de cadmio. Debido a una caída de un 20% de la energía necesaria para la
producción de los mismos entre los años 2005 y 2008, actualizan los datos que la comunidad
científica tiene hasta ese momento, por la mejora de la eficiencia de la línea de procesado.
Obteniendo dichos datos de la planta de producción de Perrysburg, Ohio. También son
evaluados en el informe los efectos ambientales derivados del reciclado de los módulos de
CdTe.
6.7.2 Definición del sistema
Los autores trabajan bajo las siguientes hipótesis:
Factor de conversión de U.S. de 0,29.
Base de datos Ecoinvent.
Instalación sobre suelo.
Rendimiento de la instalación 0,8.
Reciclado no especificado.
Irradiación 1700 kWh/m2año.
6.7.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
El tiempo de retorno energético y las emisiones GHG para los paneles fotovoltaicos de
CdTe son evaluados en base a los resultados obtenidos, con menores requerimientos
energéticos de energía primaria. El EPBT es definido como el periodo de tiempo en años que
requiere el sistema fotovoltaico para generar la misma cantidad de energía que se ha
necesitado. Esta energía primaria se desglosa en la Tabla 11.
Tabla 11:Energía primaria y BOS de CdTe
Eficiencia (%) Producción del
módulo [MJp/m2]
Reciclado del
módulo [MJp/m2]
BOS [MJp/m2] Total [MJp/m
2]
10,9 966 N/A 542 13800
La Tabla 12recoge los resultados obtenidos por los autores del tiempo de retorno
energético para los sistemas de CdTe es 0,8 años y las emisiones de gases 18 gCO2/kWh.
Tabla 12: Resumen resultados obtenidos por Fthenakis et al.
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
CdTe 10,9 0,8 N/A 1700 0,8 18
39
6.8 Desideri U., Proietti S., Zepparelli F., Sdringola P.(15)
Life Cycle Assessment of a ground-mounted 1778 kWp photovoltaic plant and comparison
with traditional energy production systems. Umberto Desideri, Stefania Proietti, Francesco
Zepparelli, Paolo Sdringola, Silvia Bini. Peruggia, Italy : Applied Energy, 2012.
6.8.1 Objetivos y alcance del estudio
Los autores hacen un exhaustivo seguimiento durante la construcción de una planta
solar localizada en Marsciano, Italia. Con el objetivo de realizar un análisis de ciclo de vida
de la misma realizan el estudio de todas las actividades, acondicionamiento, materiales o
transporte involucrados en el proceso constructivo con el fin de obtener un informe detallado
de las variables cuantificables para establecer los índices del tiempo de retorno energético y
las emisiones producidas durante la vida de la planta analizada.
6.8.2 Definición del sistema
La planta bajo estudio tiene una potencia de 1778,48 kWp, se comienza a construir en
Noviembre del año 2009 y se pone en funcionamiento en Abril del año 2010.
Para el inventario del análisis del ciclo de vida los autores cuantifican algunas
actividades normalmente no computadas en este tipo de análisis, pero que son actividades
reales necesarias que deben de ser tenidas en cuenta. Preparación del terreno, subestación de
transformación o vallado son algunas de las actividades que se integran dentro de una planta
solar de estas dimensiones.
El sistema se construye bajo los siguientes supuestos:
Utilización de 6 inversores montados en paralelo.
Posición de los módulos con inclinación 25º orientados a -29º Sur.Área modulo 1,63.
Implementación del LCA con el software SimaPro 7.1 y uso de Eco Indicator 99.
Módulos fotovoltaicos de poly-Si. Utilizando el mix energético de China, donde se
fabrican los módulos.
Tiempo de vida 25 años.
Instalación en montaje sobre suelo.
Reducción anual de producción de 0,5%. Lo que supone una produccióneléctrica total
de 45,7 GWh.
Reemplazo de los inversores, sustitución prevista de 20 módulos y dos dispositivos de
control.
El reciclado de los componentes tras el fin de la planta es tenido en cuenta.
Rendimiento de la instalación 0,8.
6.8.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
Los autores con el fin de evaluar el impacto del sistema fotovoltaico consideran el
Global Warming Potential (GWP) expresado en kilogramos de CO2 equivalente y las
emisiones efectivas de dióxido de carbono debido al ensamblaje y desmantelamiento del PV.
El GWP es referido a un periodo de 100 años y es calculado usando la metodología CML2
40
baseline 2000. Es igual a 106.5 kg CO2-eq / kWh. Si en lugar de hacerlo así, las emisiones de
CO2 fuesen calculadas usando Eco-Indicator, que integra todos los procesos del inventario, su
cantidad es de 88,74 gCO2/kWh.
La distribución de la energía primaria para el montaje de la instalación queda recogida
en la Tabla 13 donde se puede observar como la instalación de las estructuras soporte
conlleva una cantidad de energía muy alta en comparación las otras fases del montaje de la
planta.
Tabla 13: LCI: flujo de energía.
Proceso Energía primaria [MJp]
Preparación del terreno 23225,4
Instalación de bajo voltaje 3400
Instalación de valla 52360
Instalación de estructuras soporte 85136
Cableado 39943,2
Instalación de equipos eléctricos y conexión a red 2410,6
Instalación de módulos fotovoltaicos 21841
Instalación de la subestación de medio voltaje 4590
La evaluación del tiempo de retorno energético se cuantifica la energía total empleada
para la construcción de la planta (9,47 GWh) con módulos de silicio policristalino y una
estimación de la producción eléctrica total durante el tiempo de vida estimado de 25 años
(45,7 GWh) obteniéndose 4,17 años. Datos recogidos en la Tabla 14, en la que no se
especifica la irradiación considerada ya que se ha trabajado directamente con la
generacióneléctrica producida.
Tabla 14: Resumen de los resultados obtenidos por Desideri et al.
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Multi-si 14,4% 0,8 25 N/A 4,17
106,5
41
6.9 Michael Held, Robert Ilg (16)
Update of environmental indicators and energy payback time of CdTe PV systems in Europe.
Michael Held, Robert Ilg. 19:614-626, Stuttgart, Germany : Progress in Phototovoltaics:
Research and Applications, 2011.
6.9.1 Objetivo y alcance del estudio
Los autores llevan a cabo un estudio de los sistemas fotovoltaicos de teluro de cadmio
a través del análisis del ciclo de vida. Se realiza una detallada investigación del reciclado del
CdTe, el impacto ambiental y se identifican los parámetros más importantes de cada fase del
ciclo.
Todos los valores de los productos y procesos relatados en el estudio están basados en
los resultados obtenidos de la planta de producción de módulos fotovoltaicos de Frankfurt
(Oder), Alemania, de First Solar durante el año 2008. Incluyéndose resultados del reciclaje de
los mismos.
Este trabajo supone para los autores una actualización de un informe realizado en el
2008 con datos del 2006. En el cual no se incluía el reciclado de los módulos, o la última fase
del sistema.
6.9.2 Definición del sistema
El estudio se realiza de manera teórica, en base al metro cuadrado de superficie
fotovoltaica instalada. Se analizan los resultados considerando cinco localizaciones diferentes
de la instalación fotovoltaica, ya que no se incluye el términoenergético aportado
correspondiente al transporte, ya sea para su instalación o para su desmantelamiento, los
resultados obtenidos son directamente proporcionales a la producción energética.
Hipótesis con las que se trabaja:
Transporte de módulos producidos o usados, no incluidos.
No incluido mantenimiento durante el funcionamiento.
Software para calculo LCA GaBi 4.
El reciclaje de los módulos se realiza en plantas especializadas.
Superficie del módulo fotovoltaico 0,72m2, se toma como base 1m
2.
Instalaciónsobre suelo.
Rendimiento de la instalación80%.
Eficiencia módulo 10,9% CdTe.
La producción y reciclado de módulos se sitúa en Alemania, sin embargo el cálculo de
las emisiones se hace de acuerdo al factor de EU-25 (0,564 kg CO2/kWh)
Degradación anual 0,5 %.
La configuración de los componentes del BOS se considera independiente de las
condiciones del lugar cada desarrollo. Además, el perfil medioambiental relativo a la
aportación de los mismos cambia de acuerdo al país considerado. Los datos usados del BOS
en este estudio están basados en los resultados dados por la instalación sobre suelo de
Springerville(17).
42
En la Tabla 15 se ofrece la distribución de la energía primaria considerada, observando
que el reciclado del módulo fotovoltaico supone 81 MJp/m2 de los 1270 MJp/m
2 de todo el
sistema. Tabla 15:Distribución de la energía primaria
Eficiencia
modulo %
Energía primaria modulo
[MJp/m2]
Energía primaria
sistema PV [MJp/m2]
Energía primaria
sistema PV [MJp/kWp]
BOS
[MJp/m2]
10,9 750+81(rec)=831 1270 - 439
6.9.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
El tiempo de retorno energético se define como el cociente entre la energía requerida
durante la vida completa del sistema fotovoltaico y la energía evitada, aquella generada por la
instalación durante el periodo considerado de 30 años.
En la Fig. 15 se representan los tiempos de retorno energético en función de una
selección de países europeos. La energía primaria consumida está adecuada con respecto al
correspondiente mix energético del país. La energía producida es dependiente de la
irradiación propia del país. Ambos datos computan para el cálculo del tiempo de retorno
energético para los módulos de CdTe.
Fig. 15: Tiempo de retorno energético para sistemas de CdTe
Teniendo en cuenta que la eficiencia de los módulos de CdTe considerados, con un
tiempo esperado de funcionamiento de la instalación de 30 años y que la instalación tiene un
montaje sobre suelo se resumen los valores obtenidos del tiempo de retorno energético y de
las emisiones en gramos equivalentes de CO2 para 3 radiaciones consideradas, el resumen
recogido en la Tabla 16 permite ver que en 1,1 años se obtiene toda la energía invertida en el
proceso de instalación para irradiaciones bajas como Alemania, siendo inferior a uno,
exactamente 0,7 años para mayor componente solar. Igualmente se obtiene que las emisiones
disminuyen al aumentar la producción eléctrica, siendo 30, 21 y 19 gramos de CO2eq por
kWh, para radiaciones de 1200,1700 y 1900.
43
Tabla 16: Resumen de los resultados obtenidos por Held et al.
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
CdTe 10,9 0,8 30 1200 1,1 30
CdTe 10,9 0,8 30 1700 0,85 21
CdTe 10,9 0,8 30 1900 0,7 19
6.9.4 Fase de producción
Los datos de producción están basados en actualizaciones del año 2008. Se observa que
la energíaeléctrica consumida durante el procesado completo incluido el final de vida y
reciclado, estos se resumen en la Tabla 17.
Tabla 17: Resultados LCIA, instalación sobre suelo de CdTe (por m
2)
Módulo de CdTe Energía primaria
[MJp/m2]
GWP
[kg CO2-eq/m2]
Producción módulo CdTe 750 45,3
End-of-life 81 6,03
Ciclo de vida del módulo 831 51,3
BOS (incluyendo inverter) 439 34,8
Ciclo de vida instalación
fotovoltaica, sobre suelo
1270
86,1
44
6.10 SENSE(18) Sustainability Evaluation of Solar Energy Sistems. 2008.
6.10.1 Objetivo y alcance del estudio
El informe realiza una evaluación en el ciclo de vida de los sistemas energéticos
solares. El proyecto es financiado por la Comunidad Europea durante los años 2001-2006.
Dentro del proyecto existen objetivos: la identificación de las posibles estrategias en el
reciclado de los módulos fotovoltaicos de categoríacapa delgada (CIGS, CdTe y a-Si) y el
análisis de desarrollo ambiental de estos módulos.
En colaboración con un determinado número de fabricantes, científicos y empresas de
reciclaje especializadas se desarrolla un sistema práctico de reciclaje y se evalúan los
impactos ambientales en la producción y utilización de los módulos fotovoltaicos, así como el
desarrollo del sistema de reciclaje.
Los resultados del estudio muestran que los módulos actuales thin-film tienen una
menor carga medioambiental comparada con los sistemas de producción energética
convencionales.
El consorcio esta compuesto por Ambiente Italia, Free Energy Europe, Fraunhofer
ICT, Gaiker, University of Stuttgart, Würth Solar y Zentrum für Sonnenenergie-und-
Wasserstoff-Forschung, con coordinación de la universidad de Stuttgart bajo el nombre de
SENSE.
Para las tecnologías CIGS y a-Si, la línea de producción fue analizada al máximo
detalle. Para los módulos de CdTe los datos de producción fueron adquiridos por los
desarrolladores de SENSE de manera disgregada.
6.10.2 Definición del sistema
El estudio de las tres tecnologías diferentes se realiza sobre distintos tipos de
aplicación, sobre suelo, sobre tejado y aplicación móvil. Esta última no será tenida en cuenta
en este trabajo.
El proyecto se centra específicamente en la tecnologíade capa delgada, además de
evaluar posibles estrategias de reciclado para ellos. Copper-Indium-Galium-Diselenide
(CIGS), silicio amorfo (a-Si) y Cadmium-Telluride (CdTe).
Se consideran tres posibles estrategias diferentes de reciclado, que difieren entre ellas y
por tanto afectan a los resultados finales de LCA.
1. Proceso por corte de chorro de agua y tratamiento químico para los módulos CIGS.
2. Tratamiento térmico (pirolisis) y químico para CIGS y CdTe.
3. Molido y separación neumática del polyurethane contenido en los módulos de a-Si.
Hipótesis bajo las que se trabaja en el informe SENSE:
Software de implementación GaBi 4.
Tiempo de vida estimado 20 años.
45
Dos instalaciones posibles, sobre suelo y sobre tejado inclinado.
Se consideran distintas regiones de instalación de los sistemas: Europa Central,
Mediterráneo y una franja solar de radiaciónmáxima.
Dependiendo de la aplicación y la tecnología del módulo se asumen diferentes valores
de BOS.
Es asumido un modelo de inversor para todos los sistemas con capacidad de 1200 Wp.
Al cual se le supone una duración de 10 años, y su correspondiente reemplazo en el
análisis. (2 Inversores).
El mix energético elegido para los módulos de CdTe y CIGS es el correspondiente a
Alemania y para el a-Si Francia, ya que es en estos países donde se encuentran las
fábricas correspondientes.
UCTE como base comparativa.
Para el reciclado de CIGS y CdTe se adopta la estrategia 2 y la estrategia 3 para el a-
Si.
Radiación para Centroeuropa 1200 kWh/m2, Mediterráneo 1700 kWh/m
2, Solar belt
2200 kWh/m2.
6.10.3 Tiempo de retorno energético y emisiones.
Las eficiencias de las celdas solares consideradas son:
a-Si: 5,5% (18,2 m2/kWp)
CdTe: 10% (11 m2/kWp)
CIGS:11,5% (8,7 m2/kWp)
Tabla 18: Resumen de los resultados obtenidos por SENSE
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
CdTe 10 RT 20 1200 1,9 47,5
CdTe 10 RT 20 1700 1,4 34,2
CdTe 10 RT 20 2200 1,1 27,0
Cd Te 10 GM 20 1200 2,2 43,7
CdTe 10 GM 20 1700 1,6 33,2
CdTe 10 GM 20 2200 1,2 26,2
a-Si 5,5 RT 20 1200 1,8 43,5
a-Si 5,5 RT 20 1700 1,3 31,4
a-Si 5,5 RT 20 2200 1,0 24,8
a-Si 5,5 GM 20 1200 2,6 42,2
a-Si 5,5 GM 20 1700 1,9 30,4
a-Si 5,5 GM 20 2200 1,5 24,0
CIGS 11,5 RT 20 1200 1,9 59,7
CIGS 11,5 RT 20 1700 1,3 43,0
CIGS 11,5 RT 20 2200 1,1 33,9
CIGS 11,5 GM 20 1200 2,1 57,8
CIGS 11,5 GM 20 1700 1,5 41,7
CIGS 11,5 GM 20 2200 1,2 32,9
46
6.10.4 Cálculo de la energía primaria
Los autores especifican la cuantía de energía primaria para la fabricación de cada tipo
de módulo, quedando recogida en laTabla 19, en la que la correlación ha sido deducida
teniendo en cuenta las áreas de los módulos y la potencia de los mismos.
Tabla 19: Reparto de la energía requerida en el informe SENSE
Tecnología E. Primaria modulo
[MJp/kWp] Energía primaria
modulo [MJp/m2]
Energía sistema
[MJ/m2]
GM RT
CdTe 25000 2272 875 751
a-Si 20000 1096 581 384
CIGS 22600 2500 970 843
Para obtener la energía requerida necesaria para el sistema completo se acude a la
ecuación de cálculo del tiempo de retorno energético, en la que conociéndose el resultado del
EPBT y multiplicándolo por la generación anual de cada uno de los sistemas se obtiene la
energía requerida. Notar que este valor que se obtiene es en Julios y para estar acorde con los
datos de energía primaria habría que dividirlo por el factor de conversión. Puesto que este no
es ofrecido por los autores, en el cálculo del capítulo final se usará 0,32 si es conveniente.
47
6.11 Domínguez-Ramos et al (19)
Prospective CO2 emissions from energy supplying systems: photovolaic systems and
conventional grid within Spanish frame conditions. Dominguez-Ramos A., Held M, Aldaco
R., Fischer M., Irabien A. 557-566, 2010, Vol. 15.
6.11.1 Objetivo y alcance del estudio
A diferencia de la mayoría de los informes mencionados en este informe, este artículo
no se centra en el cálculo del tiempo de retorno energético de los sistemas fotovoltaicos, si no
en las emisiones de CO2 derivadas de los mismos.
El objetivo del trabajo es obtener una estimación cuantitativa de los beneficios
medioambientales en términos de emisiones de CO2-eq utilizando el análisis del ciclo de vida
para su evaluación. Por tanto, una evaluación de las emisiones GHG de sistemas conectados a
red construidos con módulos fotovoltaicos con tecnología del año 2007.
En el informe se realiza también una previsión para los mismos índices para el futuro
(año 2030) y estimación de los beneficios en términos de huella de carbono.
6.11.2 Definición del sistema
Se realiza el análisis para distintas tecnologías fotovoltaicas (mono-Si, poly-Si,
Ribbon-Si, a-Si, CdTe y CIGS).
Hipótesis:
Software GaBi 4, base de datos Ecoinvent v2.0.
Pérdida de eficiencia anual del panel fotovoltaico de 0,5%.
El número de inversores de 500 kWp requeridos por cada kWp instalado de módulo
fotovoltaico es directamente proporcional a la eficiencia del módulos y al ratio entre la
esperanza de vida considerada para módulo e inversor.
Instalación sobre suelo para todos, excepto para el CdTe.
Irradiación 1825 kWh/m2año.
UCTE mix, excepto para CdTe y CIGS (mix eléctrico de Alemania, año 2004).
Cálculo de las emisiones con el factor de emisiones de España (Fmix=0,511 kg CO2-
eq/kWh)
20 años de estimación de funcionamiento del inversor, sustitución posterior.
La estimación de funcionamiento de la instalación fotovoltaica es de 30 años.
6.11.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
Como se ha comentado anteriormente, el informe no realiza una estimación del tiempo
de retorno energético, sino solamente las emisiones. Pero se ha incluido en este trabajo ya que
es frecuentemente citado por otros autores, dando relevancia por tanto al estudio.
El resumen de los resultados obtenidos por los autores, sobre las distintas tecnologías
estudiadas, se resume en la Tabla 20, en la que con tiempo de vida estimado de 30 años y un
48
rendimiento de la instalación de 0,78, suponiendo una magnitud de radiación solar de 1825
kWh/m2año resulta que la tecnología que menos contaminantes produce es la de cadmium
telluride con 18,5 gramos de CO2eq por kWh de electricidad producida, diferenciadamente de
las otras tecnologías de capa delgada, silicio amorfo 28,5 y con gran diferencia con la
tecnología de silicio monocristalino o silicio policristalino, 36 y 33,5 gCO2eq/kWh
respectivamente.
Tabla 20: Resumen de los resultados obtenidos por Domínguez-Ramos et al.
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Mono-Si 15% 0,78 30 1825 N/A 36
Multi-Si 13% 0,78 30 1825 N/A 33,5
Ribbon-Si 12% 0,78 30 1825 N/A 30
a-Si 7% 0,78 30 1825 N/A 28,5
CIGS 10% 0,78 30 1825 N/A 33,5
CdTe 9% 0,78 30 1825 N/A 18,5
49
6.12 A. Stoppato(20)
Life cycle assessment of photovoltaic electricity generation. Stoppato, A. 224-232, Padova,
Italy : s.n., 2008.
6.12.1 Objetivo y alcance del estudio
El informe presenta los resultados de un análisis del ciclo de vida de la
generacióneléctrica de paneles fotovoltaicos. Son considerados los flujos de masa y energía a
lo largo del proceso de producción, desde la extracción de la sílica hasta el ensamblaje final,
considerando los últimos desarrollos y técnicas para la producción de paneles de silicio
policristalino.
Son evaluados el tiempo de retorno energético y el potencial de mitigación de CO2
considerando diferentes localizaciones de la planta fotovoltaica.
6.12.2 Definición del sistema
El objetivo principal del estudio es la evaluación de consumo energético en las
diferentes fases de producción, pero es evaluado el EPBT asumiendo las siguientes hipótesis:
Instalación fotovoltaica constituida por 36 celdas de 300 µm de espesor y 100 cm2 de
área cada uno.
Instalación sobre tejado, Angulo 30º, conectado a red.
Diferentes localizaciones del sistema fotovoltaico, se consideran para este trabajo
solamente 3, mayor y menor radiación y 1000kWh/m2 por ser valor de condiciones
estándar.
Tiempo de vida estimado 28 años.
Cálculos realizados con el software Boustead Model V5.0.
Eficiencia de conversión 16% de los módulos de silicio policristalino. Área del panel
0,65 m2.
6.12.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
Los resultados más importantes de los cálculos referentes a los requerimientos
energéticos (GER) ascienden a un total de 1494 MJ/panel (0,65m2) lo que supone 2298
MJ/m2, siendo las fases más críticas la transformación del metal en silicio apto (1830,9
MJ/m2) y el ensamblaje del panel (419,5 MJ/m
2). En la Fig. 16 se muestra la distribución
energética de las fases de fabricación del panel fotovoltaico. Y de la misma forma su
aportación en el GWP que puede observarse en laFig. 17.
50
Fig. 16: Contribución de cada fase en el requerimiento energético de la fabricación de un modulo. Total
GER=1494 MJ /panel
Fig. 17: Contribución de cada fase al GWP. Expresado en % del total de GWP=80kgCO2eq/panel
Los autores calculan otros índices, resultando especialmente interesante el ERF y el
PCM, ya comentados con anterioridad, de los cuales se expresan en la Tabla 21tres de los
resultados obtenidos, teniendo en cuenta la influencia del mix energético propio del país para
los resultados obtenidos. Se considera para la media nacional de cada país cero contenido de
CO2 en renovable y nuclear.
Tabla 21: Índices comparativos de ERF, EPBT y PCM para 3 localizaciones distintas
Ciudad Radiación solar
[kWh/m2]
Generación anual
[kWh/kWp]
EPBT
[años]
ERF PCM
[kgCO2/kWp]
Edimburgo 890 754 6,5 4,3 401,1
Praga 1000 818 6,0 4,7 422,9
Sevilla 1754 1460 3,4 8,3 648,2
51
En la Tabla 22 se resumen los resultados obtenidos por los autores para 3
localizaciones diferentes de sistemas fotovoltaicos con tecnología de silicio policristalino,
considerando un tiempo de vida estimado de los módulos de 28 años, resultando tiempos de
retorno energético entre los 6,5 años para lugares con poca radiación (Edimburgo) y 3,4 años
para aquellos como Sevilla con mayor presencia solar.
Tabla 22: Resumen de los resultados obtenidos por Stoppato
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Multi-Si 16 N/A 28 890 6,5 N/A
Multi-Si 16 N/A 28 1000 6,0 N/A
Multi-Si 16 N/A 28 1754 3,4 N/A
52
6.13 Ito et al.(21)
A comparative study on life cycle analysis of 20 different PV modules installed at the Hokuto
mega-solar plant. Masakazu Ito, Mitsuru Kudo, Masashi Nagura, Kosuke kurokawa.
Paper presented at 25th EU PVSEC, Valencia, Spain : Progress in photovoltaics: reseach and
applications, 2011. 19:878-886.
6.13.1 Objetivos y alcance del estudio
El objetivo del estudio es identificar el tipo apropiado de tecnología fotovoltaica para
una planta solar de gran capacidad productiva desde un punto de vista medioambiental. Los
autores evalúan seis tipos de tecnologías fotovoltaicas diferentes aplicando la metodología del
análisis de vida a 20 módulos distintos. Las tecnologías estudiadas son: silicio monocristalino
(mono-Si), silicio amorfo (a-Si/mono-Si), silicio policristalino (multi-Si), silicio amorfo (a-
Si), silicio microcristalino (µc-Si/a-Si) y CIS (copper indium diselenide). Solo 3 de estos se
encuentran bajo objeto del presente trabajo, no se consideran por tanto, los resultados
obtenidos para a-Si/mono-Si y µc-Si/a-Si, ni el a-Si, ya que los autores especifican que los
datos que poseen son del año 2001, quedando por tanto excluidos del análisis del presente
trabajo por premisa temporal.
Este proyecto queda enmarcado según los autores dentro del estudio llamado
“Verification of Grid Stabilization with Large-Scale PV Power Generation Systems”
promovido por “The New Energy and Industrial Technology Development Organization”
(NEDO). Uno de los objetivos que se pretende alcanzar dentro del programa es el
correspondiente a estudio, según los autores, la investigación de metodologías, diseño y
materiales, desde el punto de vista ambiental, en la generación de electricidad de alta calidad.
6.13.2 Definición del sistema
El análisis del ciclo de vida de una instalación fotovoltaica se realiza asumiendo las
siguientes hipótesis.
Los módulos son producidos en Japón, se asume mix-eléctrico de Japón.
Implementación de cálculos utilizando el software JEMAI-LCA.
Transporte incluido.
Irradiación anual 1725 kWh/m2año con inclinación 30º
Degradación anual de los módulos 0,5% .
Tiempo de vida estimado para los módulos fotovoltaicos 30 años y 15 años para los
inversores, lo que supone al menos un reemplazamiento.
Al final del periodo considerado, los equipos son tratados y enterrados, pero no se
considera etapa de reciclado en los cálculos del LCA.
Instalaciónsobre suelo conectada a red.
53
6.13.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
En este trabajo los autores definen las variables asociadas al tiempo de retorno
energético y las emisiones de CO2 mediante las siguientes ecuaciones.
EPBT=
⁄
gCO2/kWh =
⁄
La energía primaria relativa a cada sistema y módulo estudiado se puede observar en la
Fig. 18, en la que solo se consideran los valores correspondientes a los denominados A1, A3-
A7, B1,B2,B4-B8, D1 Y D2.
Fig. 18: Energía requerida y EPBT de los sistemas estudiados por Ito et al.
Se resumen en la Tabla 23 los resultados obtenidos por Ito et al. y la caracterización de
los sistemas. Para CIS aparecen dos valores por lo anteriormente mencionado, si el porcentaje
anual de pérdida de rendimiento del módulo se considera 1% en vez de 0,5%, la tasa de
emisiones se incrementa aproximadamente un 5%.
54
Tabla 23: Resumen de los resultados obtenidos por Ito et al.
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Mono-Si A1 13,2% N/A 30 1725 3,0 52 Mono-Si A3 12,6% N/A 30 1725 3,0 52 Mono-Si A4 12,6% N/A 30 1725 3,3 56 Mono-SiA5 11,8% N/A 30 1725 3,4 58 Mono-Si A6 12% N/A 30 1725 3,8 67 Mono-Si A7 12% N/A 30 1725 3,7 65 Multi-Si B1 12,6% N/A 30 1725 2,6 46 Multi-Si B2 14,0% N/A 30 1725 2,2 40 Multi-Si B4 13,2% N/A 30 1725 2,3 41 Multi-Si B5 12,3% N/A 30 1725 2,3 41 Multi-Si B6 13,0% N/A 30 1725 2,3 41 Multi-Si B7 12,4% N/A 30 1725 2,5 44 Multi-Si B8 13,5% N/A 30 1725 2,2 38 CIS D1 8,8% N/A 30 1725 1,7/1,8 36/39 CIS D2 11,2 N/A 30 1725 1,4/1,5 31/33
55
6.14 Lu, Yang(22)
Environmental payback time analysis of a roof-mounted building-integrated photovoltaic
(BIPV) system in Hong Kong. Lu L., Yang H.X. 3625-3631, Hong Kong, China : Applied
Energy, 2010, Vol. 87.
6.14.1 Objetivo y alcance del estudio
El artículo difunde los resultados de investigación del tiempo de retorno energético y el
tiempo de retorno de las emisiones de un montaje sobre tejado conectado a red de 22 kWp de
una instalación fotovoltaica.
6.14.2 Definición del sistema
Se considera una instalación fotovoltaica instalada sobre tejado de 22 kWp situada en el
edificio Lee Shau Kee en el campus de la Universidad Politécnica de Hong Kong. El sistema
está conectado a red y se utilizan 126 módulos de silicio monocristalino (SQ175-PC).
Hipótesis o datos bajo los que trabaja el estudio:
126 módulos de mono-Si de 175 Wp cada uno, orientación sur, ángulo de inclinación
22,5º. Marco de aluminio. El área por modulo es 1,36 m2.
Sistema conectado a red.
Irradiación total considerada basada en informes del año 1996 al 2000, en el trabajo se
tiene en cuenta toda la radiación recibida, no solo la directa sino también la difusa,
aplicando las correspondientes ecuaciones para adaptar los resultados a la
inclinaciónconsiderada de los módulos. Y se aplican las especificaciones dadas por el
fabricante para obtener la energía generada por los módulos.
Eficiencia media del inversor 95%, otras pérdidas del sistema 5%.
Transporte y montaje incluidos en el cálculo energético.
La eliminación o reciclaje de los módulos y componentes del sistema tras finalizar el
periodo estimado de vida no es considerado.
Eficiencia estándar de los módulos fotovoltaicos según el fabricante (SIEMENS)
13,3%, más se considera una eficiencia media anual base de 10,6 %, debido en parte a
la alta temperatura de operación.
El tiempo de vida estimado de los módulos es de 20 años.
No se considera ningún reemplazamiento de los componentes del sistema.
6.14.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
El tiempo de retorno energético del sistema se calcula a partir de la formula estándar,
considerando la energía necesaria para la fabricación de los módulos y la relativa a los
diferentes componentes del sistema (BOS), teniendo en cuenta una generacióneléctrica anual
de 28.154 kWh a partir de 266.174 kWh de radiación anual solar.
EPBT =
56
ES,E=Ep + ES + EF + ET + ED
EBOS,E= EEBOS+ EMBOS
Ep es la energía de procesado y purificación del silicio. ES la energía de laminación de
silicio. EF es la energía para la fabricación del módulo. ET es la energía de transporte de los
módulos desde la fábrica al lugar de la instalación. ED es la energía necesaria para el
desmantelamiento y reciclado de los módulos, los autores no la consideran por ser
insignificante. EEBOS es la energía necesaria para la fabricación de los componentes eléctricos
del sistema y EMBOS la de los componentes mecánicos. Ver Tabla 24.
Tabla 24: Desglose de la energía requerida para la construcción de la instalación de 22 kWp
Ep
[kWh/m2]
ES
[kWh/m2]
EF
[kWh/m2]
ET
[kWh/m2]
Eestrsoporte [kWh/m
2]
EInversor
[kWh/m2]
Eotros
[kWh/m2]
666 120 190 19,45 200 33 125
La energía necesaria para los distintos componentes del sistema es 59556,45 kWh y de
los módulos 146259,05 kWh que suponen un 29% y un 71 % respectivamente tal y como se
puede observar en la Fig. 19.
Fig. 19: Desglose requerimiento energético de una instalación de 22 kWp
En cuanto a los gases de efecto invernadero los autores calculan que habiendo estimado
una producción anual eléctrica del sistema de 28,154kWh, las emisiones equivalentes evitadas
se calculan multiplicando por aquellas propias de generación de la instalación de 28,154 kWh
x 671 gCO2eq/kWhe =18,891 kgCO2eq. Habiendo sido calculada la tasa de emisiones según el
mix energético de Hong Kong en el año 2008. En lo referente a las emisiones de gases
producidas durante la fase de producción de los módulos supone 463 kg CO2eq/m2. Mientras
que para los componentes del sistema de la instalación sobre tejado suponen 6,1 kg CO2eq/m2
y 125kg CO2eq/m2 para los inversores. No consideran los relativos al transporte o decomisado.
Siendo por tanto los gases emitidos totales, durante la producción e instalación, estimados en
98,834 kg CO2eq. Y el cálculo del tiempo de retorno de los gases contaminantes.
GPBT=
= 5,2 años.
En la Tabla 25 se resumen los resultados obtenidos por los autores para una instalación
de 22 kWp construida con módulos de silicio monocristalino, considerando un tiempo de
57
funcionamiento de 20 años, estimando un tiempo de retorno energético de 7,3 años y una tasa
de emisiones de 671 g CO2-eq/kWh (muy alta, pero hay que observar que el mix energético
considerado de Hong-Kong posee un 39% de carbón y un 31% de gas natural).
Tabla 25: Resumen de los resultados obtenidos por Lu y Yang
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Mono-Si 13,3 N/A 20 N/A 7,3 671
58
6.15 Ito, Kato, Komoto (23)
A Comparative Study on Cost and Life-cycle Analysis for 100 MW Very Large-Scale PV
(VLS-PV) Systems in Deserts Using m-Si,a-Si, CdTe and CIS Modules. Ito M., Kato K.,
Komoto K., Kichimi T., Kurokawa K. s.l. : Progress in Photovoltaics: Research and
Applications, 2008.
6.15.1 Objetivos y alcance del estudio
Los autores realizan en este artículo un estudio comparativo entre cinco tipos de
plantas fotovoltaicas de gran escala de generacióneléctrica (100 MW) desde el punto de vista
tanto económico como medioambiental. Se diseñan las plantas utilizando cinco tipos de
módulos fotovoltaicos diferentes: policristalino (multi-Si(a)
), policristalino de alta eficiencia
(multi-Si(b)
), silicio amorfo (a-Si), cadmium telluride (CdTe) y copper indium selenium (CIS).
Y se evalúan a través del análisis de ciclo de vida.
Los autores se centran en la combinación de los posibles efectos de realizar las
instalaciones en zonas desérticas, la influencia de la temperatura y las necesidades propias de
cada de tecnología. Así como la investigación de los costes asociados a cada una de ellas.
6.15.2 Definición del sistema
La instalación de plantas fotovoltaicas en desiertos de arena es complicada, sin
embargo, aquellos que tienen más cantidad de grava, son muy aptos para la instalación, ya
que son zonas con pocas tormentas de arena y por tanto el daño que producen es mínimo.
Otro factor a tener en cuenta es que la irradiación que existe en los desiertos es muy alta,
desierto de Gobi (4,7 kWh/m2dia) o desierto del Sahara (7,4 kWh/m
2dia). En este estudio, se
supone la instalación en el desierto de Gobi (China) con una temperatura ambiente de 58ºC.
Hipótesis con las que se realiza la investigación:
Se estima una irradiación solar de 1702 kWh/m2año sobre la horizontal y 2017
kWh/m2año con un ángulo de inclinación de 30º.
Montaje sobre suelo.
No se incluye la etapa de decomisado.
Potencia instalada 100 MW para cada tipo de tecnología usada, 200 inversores de 500
kW cada uno.
Energía primaria de los módulos basados en diferentes publicaciones, Kato(24),
NEDO (25) y otros referidos a bases de datos de LCA (26).(Tabla 23)
Generación eléctrica anual y rendimiento del sistema referido a cada instalación, Tabla
27, en la que se tiene en cuenta la influencia de la temperatura.
La preparación del terreno propia de cada tecnología se ha tenido en cuenta en el
estudio.
El tiempo de vida estimado para las instalaciones es 30 años.
No se consideran reemplazamientos, ni pérdida de eficiencia de los módulos con el
paso del tiempo.
59
Tabla 26: Energía primaria de los módulos PV
Modulo Energía primaria
[MJ/m2]
Multi-Si 2044
a-Si 1202
CdTe 918
CIS 1069
Tabla 27: Generación eléctrica y capacidad de cada instalación
Modulo Capacidad
[MW]
PR
[%]
Generación anual
[GWh/año]
Multi-Si(a)
100,8 78,0 159
Multi-Si(b) 105,1 78,0 165
a-Si 109,6 77,1 171
CdTe 104,0 77,2 162
CIS 103,7 77,6 162
6.15.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
Se calcula el tiempo energético de retorno y las emisiones de CO2, mostrando el efecto
de la temperatura ambiente sobre ellos, que puede llegar a afectar de gran manera ya que
cuando la temperatura que se considera es la de un desierto frío (5,8ºC) el PR es de 78%,
mientras que para 30,2ºC es de 68,7%, para módulos de silicio policristalino. Esto supone que
a altas temperaturas se reduce la eficiencia del sistema en torno al 10%. Y entre un 4 y 6%
para aquellos de tecnología de capa delgada. Según los resultados obtenidos. Esta diferencia
radica en que los autores modelan la pérdida de eficiencia como un 0,5 y 0,49 %/ºC para los
módulos de multi-Si(a)
y multi-Si(b)
respectivamente y consideran casi la mitad la disminución
producida por efecto de la temperatura en los módulos de capa delgada -0,22, -0,25 y -0,36
%/ºC para a-Si, CdTe y CIS respectivamente.
En la Tabla 28 se resumen los resultados obtenidos considerando baja temperatura y se
observa en relación con los resultados de alta temperatura de la Tabla 29 que el tiempo de
retorno energético es menor cuanto menor temperatura ambiente sea la considerada. Esto es
así, por lo anteriormente mencionado de su influencia sobre la eficiencia del sistema. A su
vez, también se incrementa la emisión de gases CO2, ya que al ser la generacióneléctrica
menor, la ponderaciónaumenta.
En todos los sistemas se ha considerado un tiempo de vida estimado de 30 años y la
eficiencia propia de cada módulo y tecnología. Los módulos de silicio policristalino (multi-
Si(a)
) tienen una eficiencia de 12,8% y su tiempo de retorno energético oscila entre los 1,9 y
2,2 años, según la temperatura considerada con unas emisiones de CO2 respectivas de entre
12,1 y 13,2 gCO2/kWh. Este análisis es extrapolable a las demás tecnologías enunciadas.
60
Tabla 28: Resumen de los resultados obtenidos por Itoet al. Temperatura ambiente 5,8ºC.
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Multi-Si(a)
12,8 0,780 30 2017 1,9 12,1
Multi-Si(b) 15,8 0,780 30 2017 1,5 9,4
a-Si 6,9 0,771 30 2017 2,5 15,6
CdTe 9,0 0,772 30 2017 1,9 12,8
CIS 11,0 0,776 30 2017 1,6 10,5
Tabla 29: Resumen de los resultados obtenidos por Ito et al. Temperatura ambiente 30,8ºC.
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Multi-Si(a)
12,8 0,687 30 2017 2,2 13,8
Multi-Si(b) 15,8 0,689 30 2017 1,8 10,7
a-Si 6,9 0,730 30 2017 2,7 16,5
CdTe 9,0 0,726 30 2017 2,0 13,7
CIS 11,0 0,709 30 2017 1,8 11,5
61
6.16 Cucchiella, D’Aldamo (4)
Estimation of the energetic and environmental impacts of a roof-mounted building-integrated
photovoltaic systems. Federica Cucchiella, Idiano D'Adamo. 16: 5245-5259, L'Aquila,
Italy : Renewable and sustainable energy reviews, 2012.
6.16.1 Objetivos y alcance del estudio
El objetivo del estudio es dilucidar a través del análisis de 4 sistemas fotovoltaicos
instalados en tres ciudades de Italia distintas si la energía solar fotovoltaica tiene un papel
estratégico en el mercado global de la energía.
Estudiando sobre los sistemas diferentes índices, EPBT, GHG, EROI, GPBT y GROI,
económicos y energéticos se evalúan cuatro tipos de sistemas fotovoltaicos, Cadmium
Telluride, CIS, silicio policristalino y silicio monocristalino.
6.16.2 Definición del sistema
Se establecen tres hipótesis de localización de los sistemas, por sus distintos valores
radiantes, situados en Italia (Milán, Roma y Palermo). Los sistemas se instalan sobre tejado y
el rendimiento de la instalación se considera, afectado por la temperatura, irradiación,
sombras, eficiencia del módulo, inversor y otros elementos.
Instalación sobre tejado, ángulo de inclinación 30º orientación sur.
Eficiencia de los módulos: silicio monocristalino 16%, silicio policristalino 13%, CIS
9,5% y CdTe 9%.
Se considera la etapa de reciclado.
Tiempo de vida estimado, 20 años.
Irradiación solar anual: Milán 1383 kWh/m2año, Roma 1511 kWh/m
2año, Palermo
1623 kWh/m2año.
6.16.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
Para el cálculo del tiempo de retorno energético los autores utilizan la siguiente
ecuación .
EPBT =
EIN = EP + ES + EF + EBOS + ET + ED
Donde EP representa la energía de purificación y procesado del silicio, ES la energía
que compone la transformación en láminas del silicio, EF es la correspondiente a la
fabricación del módulo fotovoltaico, ET la energía necesaria para el transporte desde las
fabricas a los lugares de instalación, ED corresponde a la energía de decomisado y disposición
de los módulos, así como posibles reciclajes. Y EBOS que aglutina los diferentes
requerimientos energéticos de los distintos componentes que forman parte de la instalación,
inversores, transformadores, cableado, etc.
62
Desglosando su valor numérico, los autores hacen las siguientes estimaciones, para el
silicio monocristalino. (Tabla 30)
Tabla 30: Energía requerida para las células de silicio monocristalino
EP
[kWh/m2]
ES
[kWht/m2]
EF
[kWht/m2]
EBOS
[kWht/m2]
ET
[kWht/m2]
ED
[kWht/m2]
666 120 190 443 40 25
Puesto que las unidades están en kWht se pasa a kWh con la relación 2,5 kWht=1
kWhe. Obteniéndose una energía requerida total para el sistema de 594 kWh/m2. Y
multiplicando por la superficie de la célula 4158 kWh. Un 66% de la energía necesaria para la
instalación completa de un sistema con módulos de silicio monocristalino es atribuido al
procesado del módulo. El 30% al BOS y un 4,4% para el transporte y fase final.
Realizando el mismo proceso para las otras tecnologías se obtienen los datos de la
energía requerida en la Tabla 31.
Tabla 31: Energía requerida para sistemas fotovoltaicos de distintas tecnologías
Mono-Si Multi-Si CdTe CIGS
Eficiencia % 16 13 9 9,5
EIN[kWh] 4158 4016 2570 3510
EOUT = tr KfΨFΨBOS ACEL
ηf
Donde tr es la media de irradiación anual, Kf el ángulo óptimo de inclinación, ΨF es la
eficiencia del módulo, ΨBOS la eficiencia de los componentes que forman el sistema, se toma
como valor 85%, ACEL la superficie activa de la célula, Pf es la potencia nominal de un
módulo (200Wp) y ηfel número de módulos instalados. Se presentan los datos de la
producción eléctrica en la Tabla 32para cada tecnología y para cada localización.
Tabla 32: EOUT de los sistemas fotovoltaicos en distintas localizaciones. [kWh/año]
Milán Roma Palermo
Mono-Si 1488 1625 1746
Multi-Si 1382 1509 1621
CdTe 1196 1306 1403
CIS 1262 1379 1481
El tiempo de retorno energético calculado es dependiente de la localización donde se
realice la instalación. Todos los sistemas han sido estimados para funcionar 20 años, que es
un valor menor que su valor real.
El EPBT mínimo y máximo de los módulos de CdTe varia entre 1,8 y 2,1 años, en una
horquilla de 0,3. Para CIS los valores oscilan entre 2,4 y 2,8 años. En el caso de los sistemas
modelados con silicio policristalino la variación está entre 2,5 y 2,9 años. Mientras que para
aquellos de silicio monocristalino está entre 2,4 y 2,8. El detalle de los resultados para cada
sistema se desarrolla en la Tabla 33.
63
De acuerdo con el protocolo de Kioto, las emisiones de gases de efecto invernadero
cubre seis gases (CO2, CH4, N2O, HFC, PFC, SF6) y depende de la mezcla energética del país.
Los resultados obtenidos se presentan en la Tabla 33. Analizando una tecnología en
concreto se observan las variaciones existentes cuando se compara entre distintas
instalaciones existiendo una variación de 13 gCO2-eq/kWh entre los valores máximo y
mínimo. Como es de esperar los menores valores de GHG/kWh se producen en los sistemas
situados en lugares con mayor radiación, mostrándose el valor mínimo (71 gCO2-eq/kWh) para
los módulos de silicio monocristalino situados en lugares de alta radiación. Y el máximo en
Milán con sistemas de CdTe (92 gCO2-eq/kWh).
Tabla 33: Resumen de los resultados obtenidos por Cucchiella y D’Adamo
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Mono-Si 16% N/A 20 1383 2,8 84
Mono-Si 16% N/A 20 1511 2,6 77
Mono-Si 16% N/A 20 1623 2,4 71
Multi-Si 13% N/A 20 1383 2,9 85
Multi-Si 13% N/A 20 1511 2,7 78
Multi-Si 13% N/A 20 1623 2,5 72
CdTe 9% N/A 20 1383 2,1 92
CdTe 9% N/A 20 1511 2,0 84
CdTe 9% N/A 20 1623 1,8 79
CIS 9,5% N/A 20 1383 2,8 90
CIS 9,5% N/A 20 1511 2,5 83
CIS 9,5% N/A 20 1623 2,4 77
6.16.4 Evaluación del tiempo de retorno de los GHG
Los autores evalúan el GPBT (Greenhouse Gas Payback Time) como medida del
número de años necesarios para que el sistema fotovoltaico compense con su funcionamiento
las emisiones de gases de efecto invernadero que se producen durante su ciclo de vida.
Estimándolo de la siguiente manera.
GPBT= GHGEM / GHGSV
GHGSV=EOUT Fmix
Donde GHGEM son los gases emitidos, GHGSV son los gases de efecto invernadero
evitados por el uso del sistema fotovoltaico respecto a los que produciríaanualmente una
planta de potencia con el mix eléctricocaracterístico del país den consideración. Considerando
Fmix correspondiente a la generacióneléctrica italiana y que es igual a 0,531 Kg CO2-
eq/kWh.Obteniéndose valores para el silicio monocristalino entre 2,5-3,0 años. Para el silicio
policristalino entre 2,6-3,0 años. El GPBT para los módulos de CdTe oscila entre 2,8 y 3,3
años y para la tecnología CIS entre 2,7 y 3,2 años.
64
Si se compara en la misma ciudad, los mejores resultados se obtienen para los módulos
de silicio, tanto monocristalino como policristalino. Compensando más rápidamente este tipo
de sistemas la inversión de gases realizada para su instalación, que los sistemas de capa
delgada.
65
6.17 Fthenakis, Alsema (27)
Photovoltaics Energy Payback Times, Greenhouse Gas Emissions and External Costs: 2004-
early 2005 Status. Fthenakis V., Alsema E. 14: 275-280, s.l. : Progress in Photovoltaics:
Research and Applications, 2006.
6.17.1 Objetivo y alcance del estudio
Los autores dentro del marco del proyecto de la Comisión Europea Crystal Clear,
realizan una actualización en el año 2005 a través de datos obtenidos directamente de doce
fabricas, Europeas y Estadounidenses del tiempo de retorno energético, los gases de efecto
invernadero y las costes externos de emisiones producidas durante el procesado de módulos
fotovoltaicos comerciales, con el fin de actualizar dichos datos, por el gran avance
tecnológico que han ido desarrollando este sistema de producción eléctrica desde los últimos
informes disponibles.
6.17.2 Definición del sistema
Con los datos obtenidos dentro del proyecto Crystal Clear, se realiza el análisis del
ciclo de vida de los módulos de silicio monocristalino, policristalino y ribbon. Utilizando para
la elaboración del informe los siguientes supuestos:
Sistema en montaje sobre tejado.
Irradiación 1700 kWh/m2año.
Rendimiento de la instalación 75%.
Tiempo de funcionamiento de la instalación, 30 años.
6.17.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
El tiempo de retorno energético es de 1,7, 2,2 y 2,7 para las tecnologías de ribbon,
silicio policristalino y monocristalino respectivamente. Las emisiones de gases de efecto
invernadero para el sistema completo montado sobre tejado para el silicio policristalino es de
37 gCO2-eq/kWh, siendo para las tecnologías de ribbon y monocristalino respectivamente de
30 y 45 gCO2-eq/kWh.
Tabla 34: Resumen de los resultados obtenidos por Fthenakis y Alsema
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Mono-Si N/A 0,75 30 1700 2,7 45
Multi-Si 13,2 0,75 30 1700 2,2 37
ribbon N/A 0,75 30 1700 1,7 30
66
6.18 Jungbluth, Tuchschmid, de Wild-Scholten (28)
Life Cycle Assessment of Photovoltaics: Update of Ecoinvent data v2.0. Niels Jungbluth,
Matthias Tudschmid, Mariska de Wild-Scholten. s.l. : www.esu-services.ch, 2008.
6.18.1 Objetivo y alcance del estudio
El trabajo describe la actualización y extensión del análisis del ciclo de vida de
sistemas fotovoltaicos en la base de datos Ecoinvent v.2.0 . Se estudian 16 montajes
diferentes conectados a red. Son fabricados como paneles o láminas, desde sílica o capa
delgada, instalados en fachadas, tejados inclinados uhorizontales y que poseen 3 kWp de
capacidad.Este estudio compone un resumen del proyecto completo desarrollado por
Jungbluth et al (29).
El objetivo del informe es proveer una actualización de los impactos medioambientales
de la producción de electricidad con aplicaciones fotovoltaicas en Suiza y Europa. Los datos
han sido actualizados con contribución de las Asociación Europea de la Industria Fotovoltaica
y la Oficina Federal de Energía de Suiza.
Los datos han sido recopilados directamente de los fabricantes y provistos a varios
proyectos de investigación.
6.18.2 Definición del sistema
Se considera un sistema fotovoltaico de 3 kWp. Se investigan las tecnologías: silicio
monocristalino, policristalino, ribbon-Si, cadmium telluride y CIS, en diferentes montajes,
tejado inclinado (montado o integrado), tejado plano, fachada (montada o integrada)
obteniéndose 16 tipos de plantas. De las cuales aquí se van a incluir únicamente aquellas que
se consideran en montaje sobre tejado inclinado para las seis tecnologías consideradas . No se
detallan datos de las emisiones de ninguno.
Se trabaja bajo las siguientes hipótesis:
Irradiación solar 1117 kWh/m2año.
Rendimiento de la instalación 75%.
El tiempo de vida estimado para la instalación es de 30 años.
Perdida de eficiencia anual de los módulos no detallada.
El mix energético considerado es UCTE del 2004, no se especifica el valor del
coeficiente.
No se especifica si se considera el desmantelamiento final de la instalación y el
reciclado de todos los componentes salvo de los módulos fotovoltaicos, pero en el
trabajo base (29) no es incluido.
Se detalla la energía primaria (CED).
67
6.18.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
Para realizar el cálculo del tiempo de retorno energético se especifican los procesos
incluidos siguientes: reducción de cuarzo, purificación del silicio, oblea, producción de panel
y lamina, fabricación del inversor, cableado, infraestructura.
Las especificaciones de los módulos y el área necesaria para obtener una capacidad de
3 kWp se detalla en la Tabla 35.
Tabla 35: Características sistemas 3 kWp
Tecnología Eficiencia módulo Número de módulos Superficie [m2]
Mono-si 14% 21,4 19,6
Multi-si 13,2% 22,8 20,8
a-Si 6,5% 46,5 46,1
CdTe 7,1% 42,2 39,2
CIS 10,7% 28,1 28,1
Ribbon Si 12% 25 22,9
La Fig. 20 muestra una evaluación de la demanda de energía acumulada (CED) para
diferentes tipos de plantes. Se observa como la producción del panel en la mayoría de los
casos supone más del 50% de la energía necesaria. Pero cuanto menos eficiente sean los
paneles, mayores montajes necesitan.
Fig. 20: Demanda de energía acumulada para los sistemas,
considerando montaje sobre tejado inclinado
No se calculan las emisiones de gases de efecto invernadero en el análisis de ciclo de
vida del informe de las distintas instalaciones. Si se calcula el tiempo de retorno energético
que como se ofrece de manera resumida en la Tabla 36, para una irradiación solar de 1117
kWh/m2año, considerando una expectativa de funcionamiento del sistema de 30 años y un
rendimiento de la instalación de un 75%, el EPBT para el silicio monocristalino, policristalino
y amorfo es de 3,3 2,9 y 3,0 años. Para el CdTe el resultado es de 2,7 años, que corresponde al
68
menor valor de todos los obtenidos y para CIS 2,8 años. Finalmente para la tecnología basada
en módulos de silicio ribbon se obtiene 2,7 años.
Tabla 36: Resumen de los resultados obtenidos por Jungbluth et al.
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Mono-si 14% 0,75 30
1117 3,3 N/A
Multi-si 13,2% 0,75 30 1117 2,9 N/A
a-Si 6,5% 0,75 30 1117 3,0 N/A
CdTe 7,1% 0,75 30 1117 2,7 N/A
CIS 10,7% 0,75 30 1117 2,8 N/A
Ribbon Si 12% 0,75 30 1117 2,7 N/A
69
6.19 Alsema, de Wild-Scholten (30)
Environmental Impacts of Crystalline Silicon Photovoltaic Module Production. Alsema E.,
de Wild-Scholten M. Boston : In: Material Research Society Fall Meeting, Symposium: Life
Cycle Analysis Tools for "Green" Materials and Process Selection, 2005.
6.19.1 Objetivo y alcance del estudio
En el año 2005 los autores presentan los datos del análisis de inventario , que han
obtenido en trabajo conjunto con un cierto número de fabricantes. Dichos datos representan la
situación de la tecnología productiva de los módulos de silicio. Estudiando el silicio
monocristalino, policristalino y la tecnología ribbon-Si.
Los datos recopilados pueden considerarse óptimos para los módulos de silicio mono y
policristalino en Europa, mientras que para ribbon pueden considerarse representativos a nivel
mundial dado que cubren toda la capacidad fabricante del momento.
La fiabilidad de los datos es alta ya que han participado en el inventario 11 compañías
de Europa y Estados Unidos. Habiendo sido facilitados con el objetivo de cubrir la cadena de
producción completa de los módulos de silicio cristalino, desde la producción del silicio
fotovoltaico hasta el ensamblaje final del módulo.
6.19.2 Definición del sistema
En la elaboración del análisisdel ciclo de vida se considera un módulo estándar de 72
celdas fotovoltaicas, con una superficie total de 1,25 m2. Trabajando además bajo las
siguientes hipótesis:
Tiempo de funcionamiento del módulo, 30 años. Se fija la esperanza de vida de los
componentes electrónicos como el inversor en 15 años. Y se considera
reemplazamiento de los mismos, que es incluido en los términos de energía
pertinentes.
No se considera transporte ni desmantelamiento.
Eficiencia del módulo de silicio monocristalino 14%, considerando para el
policristalino un 13,2% y para el ribbon 11,5%.
El análisis se desarrolla con el uso del software SimaPro (v6.04) y la base de datos
Ecoinvent 2000.
Las emisiones de gases son evaluadas con datos del IPCC 2001 en el tiempo de 100
años.
El final de vida de los módulos no es incluido en el análisis.
Se asume la media de eléctrica del oeste de Europa (UCTE), con una conversión de
eficiencia del 31% y emisiones de gases de 0,48 Kg CO2-eq/kWh.
Sistema sobre tejado conectado a red, con un rendimiento del 75%.
Se considera para el análisis 1700 kWh/m2 de irradiación, correspondiente a valores
propios del sur de Europa y para Centroeuropa 1000 kWh/m2.
70
6.19.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
El término considerado referente a los requerimientos energéticos del sistema es
evaluado según el método descrito en Ecoinvent 1.01. En laFig. 21 puede observarse como el
requerimiento de energía primaria de los módulos de silicio monocristalino es mayor (5250
MJp/m2) que la de silicio policristalino (3940 MJp/m
2) o ribbon-Si (2600 MJp/m
2). Estos
datos evidencian una menor cantidad de energía necesaria para ribbon, que es debida
principalmente a un menor consumo de poly-Si y también por los menores requerimientos
energéticos en las etapas de cristalización y conformado de las obleas.
Fig. 21: Energía primaria por m
2 de área del módulo
En lo que respecta a los demás componentes del sistema se considera que la energía
requerida para el inversor es de 1930 MJp/kWp y que las estructuras soporte y el cableado
suponen 100 MJp/m2.
Se obtiene que el tiempo de retorno energético tiene un rango entre 1,7 y 2,7 años
cuando el módulo es situado en el Sur de Europa, menor que los que se obtienen en lugares
con menor radiación 2,8-4,6. Y en cualquier caso el tiempo de retorno es proporcional a la
energía requerida obteniéndose mayores valores para el silicio monocristalino y los más bajos
para el ribbon.
En cuanto a las emisiones, también se sigue la misma tendencia resultando 45, 35 y 30
gCO2-eq/kWh para silicio monocristalino, policristalino y ribbon respectivamente, bajo 1700
kWh/m2año de irradiación. En el que se han incorporado los datos referentes a las emisiones
producidas por la fabricación de los inversores 125 kgCO2-eq/kWp y a las estructuras soporte y
cableado 6,1 kgCO2/m2.Estos datos quedan recogidos a modo de resumen en laTabla 37.
Tabla 37:Resumen de los resultados obtenidos por Alsema, de Wild-Scholten
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Mono-Si 14% 0,75 30
1000 4,6 N/A
Mono-Si 14% 0,75 30 1700 2,7 45
Multi-Si 13,2% 0,75 30 1000 3,7 N/A
Multi-Si 13,2% 0,75 30 1700 2,2 35
Ribbon-Si 11,5% 0,75 30 1000 2,6 N/A
Ribbon-Si 11,5% 0,75 30 1700 1,7 30
71
6.20 De Wild-Scholten (31)
Environmental Profile of PV Mass Production: Globalization. M., De Wild-Scholten.
Hamburg, Germany : 26th European Photovoltaic Solar Energy Conference, 2011.
6.20.1 Objetivo y alcance del estudio
Se presenta un análisis de los impactos ambientales teniendo en cuenta los países
específicos en los que se realizan las producciones de los componentes que conforman los
sistemas fotovoltaicos en el año 2011, dada su fuerte influencia sobre los resultados que se
obtienen en la energía primaria y el CO2-eq emitido por kWh producido.
Se realiza por la fuerte variación que experimentan los resultados que se obtienen del
análisis bajo el método del análisis del ciclo de vida cuando se calculan el tiempo de retorno
energético y la huella de carbono.
Se analizan las tecnologías de silicio monocristalino, policristalino, CdTe, CIGS y
microsilicio, quedando este último fuera del objeto bajo estudio de este proyecto.
6.20.2 Definición del sistema
Los datos recopilados para la realización del trabajo proceden de la producción de
módulos fotovoltaicos bajo comercialización. Y el análisis se realiza teniendo en cuenta las
siguientes hipótesis:
Los sistemas se suponen situados sobre tejado y conectados a red.
Eficiencia de silicio monocristalino 14,4%, policristalino 14,1%, CdTe 11,3%, CIS
11%.
Irradiación 1700 kWh/m2año.
Cálculo de la energía primaria a través del método CED (cumulative energy demand)
implementado en el SimaPro 7.3 con la base de datos Ecoinvent 2.2.
Se considera para todas las tecnologías una degradación anual de 0,67% que
corresponde a una pérdida de eficiencia del 20% en el tiempo de funcionamiento
considerado, 30 años.
Rendimiento de la instalación del 75%.
El resultado presentado corresponde a la utilización de la mezcla energética de la
UCTE (0,531 KgCO2-eq/kWh). Se muestra en el acta la variación de los parámetros al
considerar otras mezclas energéticas.
El reciclado y desmantelamiento es incorporado en los cálculos.
6.20.3 Tiempo de retorno energético y emisiones
En el acta de conferencia no se especifican los valores considerados de la energía
primaria consumida en cada proceso del sistema fotovoltaico.
En la Fig. 22se muestran los resultados obtenidos en el cálculo del tiempo de retorno
energético y en las emisiones y de manera agregada la aportación de cada fase
considerada.Resumiéndose dichos valores en laTabla 38, donde se puede observar como los
72
sistemas con utilización de módulos de CdTe tienen menores valores 0,8 años y 19 gCO2-eq
que los demás, siendo los valores máximos los relativos al silicio monocristalino 1,7 años y
34 gCO2-eq.
Fig. 22: Tiempo de retorno energético calculado en instalación sobre tejado con 1700 kWh/m2año
Tabla 38: Resumen de los resultados obtenidos por de Wild-Scholten
Tecnología Eficiencia
módulo
P.R. Tiempo
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Mono-Si 14,4% 0,75 30
1700 1,7 34
Multi-Si 14,1% 0,75 30 1700 1,7 33
CdTe 11,3% 0,75 30 1700 0,8 19
CIGS 11,0% 0,75 30 1700 1,3 31
73
6.21 Degradación de los módulos fotovoltaicos (32)
Kurtz, Dirk C. Jordan and Sarah R.Photovoltaic Degradation Rates - An Analytical
Review. s.l. : National Renewable energy laboratory, 2012. NREL/JA-5200-51664.
6.21.1 Objetivos y alcance del estudio
Debido al incremento de la energía fotovoltaica en la potencia instalada y a que se
realizan muchos estudios sobre el retorno energético y económico de esta forma de
generación de electricidad los autores desarrollan este estudio para poder estimar
correctamente la degradación que se produce en los módulos.
Debido a que a lo largo del tiempo se produce una pérdida de eficiencia en los módulos
fotovoltaicos y que en el mercado actual existen diferentes tecnologías de producción, cada
una de ellas con propiedades diferentes, así como que una alta tasa de degradación se traduce
directamente en una menor producción y por tanto en una disminución del flujo económico,
se analizan diferentes artículos de investigación a fin de determinar la apropiada degradación
a considerar en los análisis de ciclo de vida.
Técnicamente, los mecanismos de degradación son difíciles de comprender porque
finalmente terminan dando fallos. Se considera típicamente, que una perdida de un 20% es
considerado fallo, pero no existe consenso real en la determinación de fallo, porque un
modulo de alta eficiencia que se degrade un 50% puede todavía ofrecer una mayor eficiencia
que otro no degradado que posea una eficiencia inicial menor.
6.21.2 Desarrollo del estudio
La recopilación de las tasas de degradación contempla resultados de la literatura
disponible y no de muestras científicas. Los módulos con alta degradación raramente se dejan
en funcionamiento y se reportan sus fallos, por tanto hay algunas diferencias con la realidad,
ya que la tasa de literatura disponible de aquellos que han tenido un buen funcionamiento es
mayor.
Debido a que la durabilidad de los módulos se ha incrementado en las últimas tres
décadas, las garantías de los mismos que ofrecen los fabricantes también lo ha hecho. En la
Fig. 23 se muestra el tiempo de exposición en función del año de publicación. Se compara en
ella la garantía ofrecida por un fabricante, se observa además que solo en los últimos años se
han realizado estudios cuyos valores de degradaciónestén por encima de la garantía ofrecida
por el fabricante.
74
Fig. 23: Valores de degradación publicados frente a su fecha de publicación. Comparativa con la garantía
ofrecida por un fabricante.
En el informe los autores realizan la evaluación de las distintas tasas de degradación en
función de cada tipo de tecnología y del año de publicación, tal y como se muestra en laFig.
24. Se denomina “pre” y “post” en relación con el año de la instalación, ya sea con
anterioridad al año 2000 o posterior al mismo, respectivamente. La elección del año 2000
para observar la evolución es arbitraria, pero principalmente elegida, ya que es la media del
número de informes disponibles. Las trazas en forma de diamantes indican la media de cada
categoría y la extensión supone el 95% del intervalo de confianza. En referencia a la figura (b)
son datos solo de módulos, mientras que (c) corresponde a datos de sistemas. La degradación
en los sistemas es generalmente mayor, en ellos se incluye la degradación que suponen el
resto de los componentes de la instalación (BOS).La tecnología de silicio monocristalino
muestra tener una baja degradación antes y después del año 2000. Sin embargo para las
tecnologías de capa delgada se observa como se produce un descenso significativo.
Fig. 24: Tasa de degradación por tecnología, (b) solo módulos y (c) para sistemas
75
En la Tabla 39 se realiza un resumen para cada una de las tecnologías estudiadas en el
que se distinguen de cada una de ellas modulo y sistema, se contemplan el numero de
referencias para la configuración del informe, el tiempo medio de exposición en ellos y la
degradación resultante media, en cada caso se especifica en relación previa y posterior al año
2000.
Tabla 39:Resumen de la degradación media para diferentes tecnologías, análisis antes y después del 2000
Tecnología Configuración Numero de
referencias
Tiempo medio de
exposición [años]
Degradación
media [%/año]
Pre Post Pre Post Pre Post
Mono-Si Modulo 31 11 21 3 0,47 0,36
Sistema 19 13 7 5 0.9 0,23
Multi-Si Modulo 15 9 10 3 0,61 0,64
Sistema 6 8 9 5 0,6 0,59
a-Si Módulo 10 12 7 2 0,96 0,87
Sistema 14 9 5 4 1,3 0,95
CdTe Módulo 3 4 3 2 3,33 0,40
Sistema 3 2 10 3 0,69 0,3
CIGS Módulo 2 6 8 3 1,44 0,96
Sistema 1 5 4 6 3,50 0,02
76
6.22 Valores de las variables
Una vez puesto de manifiesto la diversidad en los resultados obtenidos por los
diferentes artículos y publicaciones se van a tabular las variables más importantes relativas a
cada estudio. Se construirán tablas para cada una de las tecnologías bajo estudio, en las que se
incorporan las variables más importantes.
Este apartado es dividido en 6 partes, atendiendo al número de tecnologías, en cada
uno de ellos se incorporan los resultados y datos extraidos de cada estudio de forma detallada.
Entre las variables se encuentran el año de publicación del artículo, la radiación,
duración y aquellos datos referentes a los requerimientos energéticos que se tienen en cuenta
en cada estudio, cuando la variable bajo estudio no es comentada o determinada por los
autores se marca con una x.
Las diferentes variables seleccionadas para la configuración de las tablas serán
escogidas en virtud a la información necesaria para la determinación completa de la
tecnología. Se toman un total de 25 varibles y resultados que serán utilizados con
posterioridad para establecer el potencial tecnológico.
77
6.22.1 Silicio monocristalino Tabla 40: Silicio monocristalino (1/3)
Autor año de
publicación Eficiencia
Irradiación
[kWh/m2año] PR
Duración
[años]
Fmix
[kgCO2eq/kWh] mix energético
Coeficiente de
conversión
[MJ/MJp]
c d e f g h i
Laleman (7) 2010 14,0% 950 75% 30 0,33 Belgica 0,35
Alsema (8) 2006 14,0% 1700 75% 30 x UCTE x
Ito (12) 2009 x 1702 78% x x x x
kannan (13) 2005 11,9% x RT 25 x IPCC1996 x
Dominguez (19) 2010 15,0% 1825 78% 30 0,511 España x
Ito et al (21) A1 2011 13,2% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (21) A3 2011 12,6% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (21) A4 2011 12,6% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (21) A5 2011 11,8% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (21) A6 2011 12,0% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (21) A7 2011 12,0% 1725 GM 30 x x x
Lu (22) 2010 13,3% x x 20 x Hong Kong x
Cucchiella (4) 2012 16,0% 1383 RT 20 0,531 Italia 0,4
Cucchiella (4) 2012 16,0% 1511 RT 20 0,531 Italia 0,4
Cucchiella (4) 2012 16,0% 1623 RT 20 0,531 Italia 0,4
Fthenakis (27) 2006 x 1700 75% 30 x Europa x
Jungbluth (28) 2008 14,0% 1117 75% 30 x UCTE 2004 x
Alsema (30) 2005 14,0% 1700 75% 30 0,48 UCTE 0,31
Wild-Scholten (31) 2011 14,4% 1700 75% 30 0,531 UCTE x
78
Tabla 41: Silicio monocristalino (2/3)
Autor
Detalle de energía requerida Generación
eléctrica GHG evitados Fabricación del
módulo inverter transporte BOS reciclado desmantelamiento preparacion total
j k l m n o p q r s
Laleman (7) x x x x x x x 5700 MJp/m2 x x
Alsema (8) x x x x NO x x x x x
Ito (12) 27000 MJp/kW 5000 MJp/kW 2500 MJp/kW 7447 MJp/kW NO NO x 41947 MJp/kW x x
kannan (13) 1 170 kWh/kWp x x módulos no,
componentes si x x 2,94 MJt/kWhe 2600 kWhe/año x
Dominguez (19) x x x x x x x x x x
Ito et al (21) A1 29500 MJp/kW 570 MJp/kW 100 MJp/kW x x 100 MJp/kW x 38000 MJp/kW x x
Ito et al (21) A3 31000 MJp/kW 570 MJp/kW 100 MJp/kW x x 200 MJp/kW x 40000 MJp/kW x x
Ito et al (21) A4 30000 MJp/kW 570 MJp/kW 0 x x 100 MJp/kW x 38000 MJp/kW x x
Ito et al (21) A5 33000 MJp/kW 570 MJp/kW 200 MJp/kW x x 200 MJp/kW x 42000 MJp/kW x x
Ito et al (21) A6 34000 MJp/kW 570 MJp/kW 5000 MJp/kW x x 1000 MJp/kW x 48000 MJp/kW x x
Ito et al (21) A7 33000 MJp/kW 570 MJp/kW 4000 MJp/kW x x 1000 MJp/kW x 45000 MJp/kW x x
Lu (22) 3513 MJ/m2 118,8 MJ/m2 70 MJ/m2 1170 MJ/m2 NO NO x 4453 MJ/m2 28154 kWh/año 18891
KgCO2eq/año
Cucchiella (4) 1404 MJ/m2 47,52 MJ/m2 57,6 MJ/m2 590,4 MJ/m2 NO 36 MJ/m2 x 2135 MJ/m2 1488 kWh/año 789 kgCO2eq/año
Cucchiella (4) 1404 MJ/m2 47,52 MJ/m2 57,6 MJ/m2 590,4 MJ/m2 NO 36 MJ/m2 x 2135 MJ/m2 1625kWh/año 862 kgCO2eq/año
Cucchiella (4) 1404 MJ/m2 47,52 MJ/m2 57,6 MJ/m2 590,4 MJ/m2 NO 36 MJ/m2 x 2135 MJ/m2 1746 kWh/año 925 kgCO2eq/año
Fthenakis (27) x x x 542 MJ/m2 x x x x x x
Jungbluth (28) 24600 MJp/kWp x x x SI x x 31900 MJp/kWp x x
Alsema (30) 5250 MJp/m2 1930 MJp/kWp x x NO NO x x x x
Wild-Scholten (31) x x x x SI x x x x x
79
Tabla 42: Silicio monocristalino (3/3)
Autor Instalación Degradación
anual Reemplazamientos
Sistema de
implementación
Área total /
Área módulo Temperatura EPBT [años]
GHG [g
CO2eq/kWh] Puntuación
t u v w x y a b
Laleman (7) 3 kWp x x Eco-Indicator99 140 Wp/m2 x 4,9 80 12
Alsema (8) Si x Si,inverter 15 años SimaPro 7 x x 2,1 35 8
Ito (12) x x NO x x x 2,5 50 12
kannan (13) 2,7 kWp NO x x 75Wp/modulo x 6,7 217 15
Dominguez (19) x 0,50% Si,inverter 20 años Gabi 4 x x x 36 9
Ito et al (21) A1 30 kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 3,0 52 18
Ito et al (21) A3 10 kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 3,0 52 18
Ito et al (21) A4 10 kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 3,3 56 18
Ito et al (21) A5 10 kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 3,4 58 18
Ito et al (21) A6 30 kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 3,8 67 18
Ito et al (21) A7 30 kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 3,7 65 18
Lu (22) 22 kWp NO NO x 132 Wp/m2 x 7,3 671 15
Cucchiella (4) x x NO x 142 Wp/2 x 2,8 84 18
Cucchiella (4) x x NO x 142 Wp/2 x 2,6 77 18
Cucchiella (4) x x NO x 142 Wp/2 x 2,4 71 18
Fthenakis (27) x x x x x x 2,7 45 7
Jungbluth (28) 3 kWp x Si, inverter 15 años x 140 Wp/m2 x 3,3 x 11
Alsema (30) 1kWp x Si, inverter 15 años SimaPro v6.04 x x 2,7 45 15
Wild-Scholten (31) x 0,67% x SimaPro 7.3 x x 1,7 34 10
80
6.22.2 Silicio policristalino Tabla 43: Silicio policristalino (1/3)
Autor año de
publicación Eficiencia
Irradiación
[kWh/m2año] PR Duración[años]
Fmix
[kgCO2eq/kWh]
mix
energético
Coeficiente de
conversión
[MJ/MJp]
c d e f g h i
Laleman (7) 2010 13,2% 950 75% 30 0,33 Belgica 0,35
Alsema (8) 2006 13,2% 1700 75% 30 x UCTE x
Pacca (9) 2007 12,9% 1359 RT 20 x USA NO
Raugei (10) A 2007 14,0% 1700 75% 20 x UCTPE 0,32
Raugei (10) B 2007 14,0% 1700 75% 20 x UCTPE 0,32
Raugei (10) C 2007 14,0% 1700 75% 20 x UCTPE 0,32
Ito (12) 2009 x 1702 78% x x x x
Desideri (15) 2012 14,8% x 80% 25 0,589 Italia x
Dominguez (19) 2010 13,0% 1825 78% 30 0,511 España x
Stoppato (20) 2007 16,0% 890 RT 28 0,532 Reino
Unido x
Stoppato (20) 2007 16,0% 1000 RT 28 0,517 Rep.Checa x
Stoppato (20) 2007 16,0% 1754 RT 28 0,441 España x
Ito et al (21) B1 2011 12,6% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (21) B2 2011 14,0% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (21) B4 2011 13,2% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (21) B5 2011 12,3% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (21) B6 2011 13,0% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (21) B7 2011 12,4% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (21) B8 2011 13,5% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (23) A 2007 12,8% 2017 78% 30 x x x
Ito et al (23) A 2007 15,8% 2017 78% 30 x x x
Cucchiella (4) 2012 13,0% 1383 RT 20 0,531 Italia 0,4
Cucchiella (4) 2012 13,0% 1511 RT 20 0,531 Italia 0,4
Cucchiella (4) 2012 13,0% 1623 RT 20 0,531 Italia 0,4
Fthenakis (27) 2006 13,2% 1700 75% 30 x Europa x
Jungbluth (28) 2008 13,2% 1117 75% 30 x UCTE 2004 x
Alsema (30) 2005 13,2% 1700 75% 30 0,48 UCTE 0,31
Wild-Scholten (31) 2011 14,1% 1700 75% 30 0,531 UCTE x
81
Tabla 44: Silicio policristalino (2/3)
Autor
Detalle de energía requerida Generación
eléctrica GHG evitados Fabricación
módulo inversor transporte BOS reciclado desmantelamiento preparación total
j k l m n o p q r s
Laleman (7) x x x x x x x 4700 MJp/m2 x x
Alsema (8) x x x x NO x x x x x
Pacca (9) 4322 MJp/m2 503 MJp/kWp 1980 MJp/kWp 3076 MJp/kWp x x x x SI x
Raugei (10) A 69400
MJp/kWp x x x 0 0 x
78600
MJp/kWp x x
Raugei (10) B 25300
MJp/kWp x x x 0 0 x
34400
MJp/kWp x x
Raugei (10) C 25600
MJp/kWp x x x 0 0 x
35300
MJp/kWp x x
Ito (12) 20000 MJp/kW 5000 MJp/kW 2500 MJp/kW 5560 MJp/kW NO NO x 33068 MJp/kW x x
Desideri (15) x x x x 753 MJp/m2 0 13 MJ/kWp 2764 MJ/m2 45,7 GWh x
Dominguez (19) x x x x x x x x x x
Stoppato (20) 2298 MJ/m2 x x x x x x x 754 kWh/kWp PCM = 401,1
kgCO2/kWp
Stoppato (20) 2298 MJ/m2 x x x x x x x 818 kWh/kWp PCM = 422,9
kgCO2/kWp
Stoppato (20) 2298 MJ/m2 x x x x x x x 1460 kWh/kWp PCM = 648,2
kgCO2/kWp
Ito et al (21) B1 19900 MJp/kW 570 MJp/kW 0 7000 MJp/kW x 500 MJp/kW x 28000 MJp/kW x x
Ito et al (21) B2 22000 MJp/kW 570 MJp/kW 0 6900 MJp/kW x 500 MJp/kW x 30000 MJp/kW x x
Ito et al (21) B4 21000 MJp/kW 570 MJp/kW 0 7900 MJp/kW x 100 MJp/kW x 29000 MJp/kW x x
Ito et al (21) B5 22000 MJp/kW 570 MJp/kW 100 MJp/kW 6800 MJp/kW x 500 MJp/kW x 30000 MJp/kW x x
Ito et al (21) B6 21000 MJp/kW 570 MJp/kW 100 MJp/kW 7900 MJp/kW x 0 x 29000 MJp/kW x x
Ito et al (21) B7 22000 MJp/kW 570 MJp/kW 100 MJp/kW 7800 MJp/kW x 500 MJp/kW x 31000 MJp/kW x x
Ito et al (21) B8 20000 MJp/kW 570 MJp/kW 2500 MJp/kW 3500 MJp/kW x 500MJp/kW x 27000 MJp/kW x x
Ito et al (23) A 16487 MJp/kW x 2768 MJp/kW x NO NO x 31333 MJp/kW 159e6 kWh/año x
Ito et al (23) A 13074 MJp/kW x 1892 MJp/kW x NO NO x 25178 MJp/kW 165e6 kWh/año x
Cucchiella (4) 1072,8 MJ/m2 47,52 MJ/m2 57,6 MJ/m2 590 MJ/m2 NO 36 MJ/m2 x 1804 MJ/m2 1382 kWh/año 732 kgCO2eq/año
Cucchiella (4) 1072,8 MJ/m2 47,52 MJ/m2 57,6 MJ/m2 590 MJ/m2 NO 36 MJ/m2 x 1804 MJ/m2 1509 kWh/año 800 kgCO2eq/año
Cucchiella (4) 1072,8 MJ/m2 47,52 MJ/m2 57,6 MJ/m2 590 MJ/m2 NO 36 MJ/m2 x 1804 MJ/m2 1621 kWh/año 859 kgCO2eq/año
Fthenakis (27) x x x 542 MJ/m2 x x x x x x
Jungbluth (28) 20000
MJp/kWp x x x SI x x
27600 MJp/kWp
x x
Alsema (30) 3940 MJp/m2 1930 MJp/kWp x x NO NO x x x x
Wild-Scholten (31) x x x x SI x x x x x
82
Tabla 45: Silicio policristalino (3/3)
Autor Instalación Degradación
anual Reemplazamientos
Sistema de
implementación
Área total /
Área
módulo
Temperatura EPBT [años] GHG [g
CO2eq/kWh] Puntuación
t u v w x y a b
Laleman (7) 3 kWp x x Eco-Indicator 99 132 Wp/m2 x 4,3 70 12
Alsema (8) Si x Si,inverter 15 años SimaPro 7 x x 1,9 32 8
Pacca (9) 30 kWp SI x SimaPro 6 0,93 m2 x 7,5 72,4 14
Raugei (10) A x x x SUMMA x x 5,5 167 12
Raugei (10) B x x x SUMMA x x 2,4 72 12
Raugei (10) C x x x SUMMA x x 2,5 57 12
Ito (12) x x NO x x x 2,0 43 12
Desideri (15) 1778 kWp 0,50%
Si, inverter, 20
módulos y dos dispositivos de control
SimaPro 7.1 143 Wp/m2 x 4,2 106,5 19
Dominguez (19) x 0,50% Si,inverter 20 años Gabi 4 x x x 33,5 9
Stoppato (20) x x x x 0,65 m2 x 6,5 x 11
Stoppato (20) x x x x 0,65 m2 x 6,0 x 11
Stoppato (20) x x x x 0,65 m2 x 3,4 x 11
Ito et al (21) B1 100 kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 2,6 46 18
Ito et al (21) B2 30 kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 2,2 40 18
Ito et al (21) B4 30 kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 2,3 41 18
Ito et al (21) B5 10 kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 2,3 41 18
Ito et al (21) B6 10 kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 2,3 31 18
Ito et al (21) B7 30 kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 2,5 44 18
Ito et al (21) B8 10 kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 2,2 38 18
Ito et al (23) A 100,8 MW NO NO x x SI 1,9 12,1 16
Ito et al (23) A 105,1 MW NO NO x x SI 1,5 9,4 16
Cucchiella (4) x x NO x 125 Wp/m2 x 2,9 85 18
Cucchiella (4) x x NO x 125 Wp/m2 x 2,7 78 18
Cucchiella (4) x x NO x 125 Wp/m2 x 2,5 72 18
Fthenakis (27) x x x x x x 2,2 37 7
Jungbluth (28) 3 kWp x Si, inverter 15 años x 132 Wp/m2 x 2,9 x 11
Alsema (30) 1kWp x Si, inverter 15 años SimaPro v6.04 x x 2,2 35 15
Wild-Scholten (31) x 0,67% x SimaPro 7.3 x x 1,7 33 10
83
6.22.3 Teluro de Cadmio
Tabla 46: Teluro de Cadmio (1/3)
Autor año de
publicación Eficiencia
Irradiación
[kWh/m2año] PR
Duración
[años]
Fmix
[kgCO2eq/kWh] mix energético
Coeficiente de
conversión
[MJ/MJp]
c d e f g h i
Laleman (7) 2010 7,1% 950 75% 30 0,33 Bélgica 0,35
Alsema (8) 2006 9,0% 1700 75% 30 x UCTE x
Raugei (10) 2007 9,0% 1700 75% 20 x UCTPE 0,32
Ito (12) 2009 x 1702 78% x x x x
Fthenakis (14) 2009 10,9% 1700 80% x 0,68 USA 0,29
Held (16) 2011 10,9% 1200 80% 30 0,564 EU-25 x
Held (16) 2011 10,9% 1700 80% 30 0,564 EU-25 x
Held (16) 2011 10,9% 1900 80% 30 0,564 EU-25 x
SENSE (18) 2008 10,0% 1700 RT 20 x UCTE x
SENSE (18) 2008 10,0% 1700 GM 20 x UCTE x
Dominguez (19) 2010 9,0% 1825 78% 30 0,511 España x
Ito et al (23) 2007 9,0% 2017 77,2% 30 x x x
Cucchiella (4) 2012 9,0% 1383 RT 20 0,531 Italia 0,4
Cucchiella (4) 2012 9,0% 1511 RT 20 0,531 Italia 0,4
Cucchiella (4) 2012 9,0% 1623 RT 20 0,531 Italia 0,4
Jungbluth (28) 2008 7,1% 1117 75% 30 x UCTE 2004 x
Wild-Scholten (31) 2011 11,3% 1700 75% 30 0,531 UCTE x
84
Tabla 47: Teluro de Cadmio (2/3)
Autor
Detalle de energía requerida Generación
electrica GHG evitados Fabricación
del módulo inversor transporte BOS reciclado desmantelamiento preparación total
j k l m n o p q r s
Laleman (7) x x x x x x x 2250 MJp/m2 x x
Alsema (8) x x x x NO x x x x x
Raugei (10) 7800 Mjp/kWp x x x NO NO x 21900
MJp/kWp x x
Ito (12) 14500 MJp/kW 5000 MJp/kW 3500 MJp/kW 11879 MJp/kW NO NO x 34879 MJp/kW x x
Fthenakis (14) 966 MJp/m2 x x 542 MJp/m2 x x x 13800
MJp/kWp x x
Held (16) 750 MJp/m2 Incluido en
BOS NO 439 MJp/m2 81 MJp/m2 x x 1270 MJp/m2 x x
Held (16) 750 MJp/m2 Incluido en
BOS NO 439 MJp/m2 81 MJp/m2 x x 1270 MJp/m2 x x
Held (16) 750 MJp/m2 Incluido en
BOS NO 439 MJp/m2 81 MJp/m2 x x 1270 MJp/m2 x x
SENSE (18) 2272 MJp/m2 x x x SI x x 2350 Mjp/m2 150 kWh/2año x
SENSE (18) 2272 MJp/m2 x x x SI x x 2735 MJp/m2 155 kWh/2año x
Dominguez (19) x x x x x x x x x x
Ito et al (23) 10303 MJp/kW x 3504 MJp/kW x NO NO x 30987 MJp/kW 162e6 kWh/año x
Cucchiella (4) 194 MJ/m2 48 MJ/m2 58 MJ/m2 590 MJ/m2 NO 36 MJ/m2 x 925 MJ/m2 1196 kWh/año 634
kgCO2eq/año
Cucchiella (4) 194 MJ/m2 48 MJ/m2 58 MJ/m2 590 MJ/m2 NO 36 MJ/m2 x 925 MJ/m2 1306 kWh/año 692
kgCO2eq/año
Cucchiella (4) 194 MJ/m2 48 MJ/m2 58 MJ/m2 590 MJ/m2 NO 36 MJ/m2 x 925 MJ/m2 1403 kWh/año 744
kgCO2eq/año
Jungbluth (28) 14600
MJp/kWp x x x SI x x
26200
MJp/kWp x x
Wild-Scholten (31) x x x x SI x x x x x
85
Tabla 48: Teluro de Cadmio (3/3)
Autor Instalación Degradación
anual Reemplazamientos
Sistema de
implementación
Área total /
Área módulo Temperatura EPBT [años]
GHG
[g CO2eq/kWh] Puntuación
t u v w x y a b
Laleman (7) 3 kWp x x Eco-Indicator 99 71 Wp/m2 x 3,9 70 12
Alsema (8) Si x Si,inverter 15 años SimaPro 7 x x 1,1 25 8
Raugei (10) x x x SUMMA x x 1,5 48 12
Ito (12) x x NO x x x 2,1 50 12
Fthenakis (14) x x x BdD Ecoinvent x x 0,8 18 13
Held (16) x 0,50% x GaBi 0,72 m2 x 1,1 30 16
Held (16) x 0,50% x GaBi 0,72 m2 x 0,85 21 16
Held (16) x 0,50% x GaBi 0,72 m2 x 0,7 19 16
SENSE (18) x x Si inverter 10 años GaBi 4 90,2 Wp/m2 x 1,4 34,2 16
SENSE (18) x x Si inverter 10 años GaBi 4 90,2 Wp/m2 x 1,6 33,2 16
Dominguez (19) x 0,50% Si,inverter 20 años Gabi 4 x x x 18,5 9
Ito et al (23) 104 MW NO NO x x SI 1,9 12,8 16
Cucchiella (4) x x NO x 100 Wp/m2 x 2,1 92 18
Cucchiella (4) x x NO x 100 Wp/m2 x 2,0 84 18
Cucchiella (4) x x NO x 100 Wp/m2 x 1,8 79 18
Jungbluth (28) 3 kWp x Si, inverter 15 años x 71 Wp/m2 x 2,7 x 11
Wild-Scholten (31) x 0,67% x SimaPro 7.3 x x 0,8 19 10
86
6.22.4 Silicio amorfo Tabla 49: Silicio amorfo (1/3)
Autor año de
publicación Eficiencia
Irradiación
[kWh/m2año] PR
Tiempo de vida
[años]
Fmix
[kgCO2eq/kWh] mix energético
Coeficiente de
conversión
[MJ/MJp]
c d e f g h i
Laleman (7) 2010 6,5% 950 75% 30 0,33 Bélgica 0,35
Pacca (9) 2007 6,3% 1359 RT 20 x USA NO
SENSE (18) 2008 5,5% 1700 RT 20 x UCTE x
SENSE (18) 2008 5,5% 1700 GM 20 x UCTE x
Dominguez (19) 2010 7,0% 1825 78% 30 0,511 España x
Ito et al (23) 2007 6,9% 2017 77,1% 30 x x x
Jungbluth (28) 2008 6,5% 1117 75% 30 x UCTE 2004 x
Tabla 50: Silicio amorfo (2/3)
Autor
Detalle de energía requerida Generación
electrica GHG evitados Fabricación del
móodulo inverter transporte BOS reciclado desmantelamiento preparación total
j k l m n o p q r s
Laleman (7) x x x x x x x 2020 MJp/m2 x x
Pacca (9) 861,5 MJp/m2 503 MJp/kWp 1980 MJp/kWp 3076 MJp/kWp x x x x SI x
SENSE (18) 1096 MJp/m2 x x x SI x x 1198 Mjp/m2 82,7 kWh/2año x
SENSE (18) 1096 MJp/m2 x x x SI x x 1814 MJp/m2 85,7 kWh/2año x
Dominguez (19) x x x x x x x x x x
Ito et al (23) 17743 MJp/kW x x x NO NO x 40990 MJp/kW 171e6 kWh/año x
Jungbluth (28) 17700 MJp/kWp x x x SI x x 29000
MJp/kWp x x
87
Tabla 51: Silicio amorfo (3/3)
Autor Instalación Degradación
anual Reemplazamientos
Sistema de
implementación
Área total /
Area modulo Temperatura EPBT [años]
GHG [g
CO2eq/kWh] Puntuación
t u v w x y a b
Laleman (7) 3 kWp x x Eco-Indicator 99 65 Wp/m2 x 4,2 85 12
Pacca (9) 30 kWp 1,10% x SimaPro 6 0,93 m2 x 3,2 34,3 14
SENSE (18) x x Si inverter 10 años GaBi 4 54,8 Wp/m2 x 1,3 31,4 16
SENSE (18) x x Si inverter 10 años GaBi 4 54,8 Wp/m2 x 1,9 30,4 16
Dominguez (19) x 0,50% Si,inverter 20 años Gabi 4 x x x 28,5 9
Ito et al (23) 109,6 MW NO NO x x SI 2,5 15,6 16
Jungbluth (28) 3 kWp x Si, inverter 15 años x 65Wp/m2 x 3,0 x 11
88
6.22.5 CIS/CIGS Tabla 52: CIS/CIGS (1/3)
Autor año de
publicación Eficiencia
Irradiación
[kWh/m2año] PR
Duración
[años]
Fmix
[kgCO2eq/kWh] mix energético
Coeficiente de
conversión
[MJ/MJp]
c d e f g h i
Laleman (7) 2010 10,7% 950 75% 30 0,33 Bélgica 0,35
Raugei (10) 2007 11,0% 1700 75% 20 x UCTPE 0,32
Ito (12) 2009 x 1702 78% x x x x
SENSE (18) 2008 11,5% 1700 RT 20 x UCTE x
SENSE (18) 2008 11,5% 1700 GM 20 x UCTE x
Dominguez (19) 2010 10% 1825 78% 30 0,511 España x
Ito et al (21) D1 2011 8,8% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (21) D2 2011 11,2% 1725 GM 30 x x x
Ito et al (23) 2007 11,0% 2017 78% 30 x x x
Cucchiella (4) 2012 9,5% 1383 RT 20 0,531 Italia 0,4
Cucchiella (4) 2012 9,5% 1511 RT 20 0,531 Italia 0,4
Cucchiella (4) 2012 9,5% 1623 RT 20 0,531 Italia 0,4
Jungbluth (28) 2008 10,7% 1117 75% 30 x UCTE 2004 x
Wild-Scholten (31) 2011 11,3% 1700 75% 30 0,531 UCTE x
89
Tabla 53: CIS/CIGS (2/3)
Autor
Detalle de energía requerida Generación
eléctrica GHG evitados Fabricación
módulo inversor transporte BOS reciclado desmantelamiento preparación total
j k l m n o p q r s
Laleman (7) x x x x x x x 3200 MJp/m2 x x
Raugei (10) 27700
MJp/kWp x x x NO NO x
21900
MJp/kWp x x
Ito (12) 12000 MJp/kW x 3333 MJp/kW x NO NO x 29637 MJp/kW x x
SENSE (18) 2500MJp/m2 x x x SI x x 2635 Mjp/m2 173 kWh/2año x
SENSE (18) 2500 MJp/m2 x x x SI x x 3031 MJp/m2 178 kWh/2año x
Dominguez (19) x x x x x x x x x x
Ito et al (21) D1 12500 MJp/kW 1200 MJp/kW x x x x x 23000 MJp/kW x x
Ito et al (21) D2 9500 MJp/kW 1200 MJp/kW x x x x x 19000 MJp/kW x x
Ito et al (23) 9831 MJp/kW x 2989 MJp/kW x NO NO x 26823 MJp/kw 162e6kWh/año x
Cucchiella (4) 529 MJ/m2 48 MJ/m2 58 MJ/m2 590 MJ/m2 NO 36 MJ/m2 x 1260MJ/m2 1262 kWh/año 669
kgCO2eq/año
Cucchiella (4) 529 MJ/m2 48 MJ/m2 58 MJ/m2 590 MJ/m2 NO 36 MJ/m2 x 1260MJ/m2 1379 kWh/año 731
kgCO2eq/año
Cucchiella (4) 529 MJ/m2 48 MJ/m2 58 MJ/m2 590 MJ/m2 NO 36 MJ/m2 x 1260MJ/m2 1481 kWh/año 785kgCO2eq/año
Jungbluth (28) 18600
MJp/kWp x x x SI x x
27200
MJp/kWp x x
Wild-Scholten (31) x x x x SI x x x x x
90
Tabla 54: CIS/CIGS (3/3)
Autor Instalación Degradación
anual Reemplazamientos
Sistema de
implementación
Area total /
Area módulo Temperatura EPBT [años]
GHG [g
CO2eq/kWh] Puntuación
t u v w x y a b
Laleman (7) 3 kWp x x Eco-Indicator 99 106 Wp/m2 x 4 70 12
Raugei (10) x x x SUMMA x x 2,8 95 12
Ito (12) x x NO x x x 1,8 46 12
SENSE (18) x x Si inverter 10 años GaBi 4 112Wp/m2 x 1,3 43 16
SENSE (18) x x Si inverter 10 años GaBi 4 112Wp/m2 x 1,5 41,7 16
Dominguez (19) x 0,50% Si,inverter 20 años Gabi 4 x x x 33,5 9
Ito et al (21) D1 30kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 1,7 36 18
Ito et al (21) D2 3kW 0,50% Si, inverter 15 años JEMAI-LCA x x 1,4 31 18
Ito et al (23) 103,7 MW NO NO x x SI 1,6 10,5 16
Cucchiella (4) x x NO x 100 Wp/m2 x 2,8 90 18
Cucchiella (4) x x NO x 100 Wp/m2 x 2,5 83 18
Cucchiella (4) x x NO x 100 Wp/m2 x 2,4 77 18
Jungbluth (28) 3 kWp x Si, inverter 15 años x 107Wp/m2 x 2,8 x 11
Wild-Scholten (31) x 0,67% x SimaPro 7.3 x x 1,3 31 10
91
6.22.6 Ribbon-Si
Tabla 55: Ribbon-Si (1/3)
Autor año de
publicación Eficiencia
Irradiación
[kWh/m2año] PR
Duración
[años]
Fmix
[kgCO2eq/kWh] mix energético
Coeficiente de
conversión
[MJ/MJp]
c d e f g h i
Laleman (7) 2010 12,0% 950 75% 30 0,33 Bélgica 0,35
Alsema (8) 2006 11,5% 1700 75% 30 x UCTE x
Dominguez (19) 2010 12% 1825 78% 30 0,511 España x
Fthenakis (27) 2006 x 1700 75% 30 x Europa x
Jungbluth (28) 2008 12,0% 1117 75% 30 x UCTE 2004 x
Alsema (30) 2005 12% 1700 75% 30 0,48 UCTE 0,31
Tabla 56: Ribbon-Si (2/3)
Autor
Detalle de energía requerida Generación
electrica GHG evitados Fabricación
módulo inverter transporte BOS reciclado desmantelamiento preparación total
j k l m n o p q r s
Laleman (7) x x x x x x x 4000 MJp/m2 x x
Alsema (8) x x x x NO x x x x x
Dominguez (19) x x x x x x x x x x
Fthenakis (27) x x x 542 MJ/m2 x x x x x x
Jungbluth (28) 17800
MJp/kWp x x x SI x x
25800
MJp/kWp x x
Alsema (30) 2600 MJp/m2 1930 MJp/kWp x x NO NO x x x x
92
Tabla 57: Ribbon-Si (3/3)
Autor Instalación Degradación
anual Reemplazamientos
Sistema de
implementación
Area total /
Area módulo Temperatura EPBT [años]
GHG [g
CO2eq/kWh] Puntuación
t u v w x y a b
Laleman (7) 3 kWp x x Eco-Indicator 99 120 Wp/m2 x 4 67 12
Alsema (8) Si x Si,inverter 15 años SimaPro 7 x x 1,7 29 8
Dominguez (19) x 0,50% Si,inverter 20 años Gabi 4 x x x 30 9
Fthenakis (27) x x x x x x 1,7 30 7
Jungbluth (28) 3 kWp x Si, inverter 15 años x 120 Wp/m2 x 2,7 x 11
Alsema (30) 1kWp x Si, inverter 15 años SimaPro v6.04 x x 1,7 30 15
93
7 Análisis comparativo
En el Capítulo 6 se ha realizado un resumen de los diferentes estudios considerados. La
información aportada de manera individual se utiliza ahora para establecer entre ellos una
comparación que permita la visualización de los índices y el análisis de las diferencias
existentes entre ellos.
Se estudiará como se ha determinado por los diferentes autores el tiempo de retorno
energético y las emisiones de gases, diferenciando por tecnología y estudio.
En este apartado se estudiarán por separado cada una de las tecnologías, silicio
monocristalino, policristalino, ribbon-Si, silicio amorfo, teluro de cadmio, CIS y CIGS. Cada
una de ellas es analizada en un apartado distinto.
Puesto que las dos variables principales analizadas corresponden a una componente
energética (EPBT) y a una componente ambiental (GHG) se exponenprimeramenteen sendas
figuras (Fig. 25 y Fig. 26 respectivamente) los rangos de variación que se han sido
constatados durante el Capítulo 6.
A continuación en el apartado 7.1 se explican cuales son las causas de las divergencias
en los resultados y separando en apartados cada tecnología, se estudia cada una de ellas en
relación con las causas que provocan este rango de variación.
En cada uno de los apartados de análisis de cada tecnología se comienza con una tabla
resumen de los resultados, esta tabla se construye a partir de las que individualmente han sido
construidas a lo largo del Capítulo 6, en ella se expresan los valores resultado de cada uno de
los autores consultados. Los valores que aparecen en las tablas corresponden al valor de la
eficiencia del módulo fotovoltaico, PR, la duración del sistema que ha sido considerada, el
valor de radiación con el que han sido realizados los cálculos, el tiempo de retorno energético
(EPBT), las emisiones de gases de dióxido de carbono equivalente (GHG) y el año de
publicación del documento. La ultima línea de cada una de las tablas resumen es escrita a
partir de los valores medios de los resultados anteriores, estos valores medios carecen de
validez científica ya que la influencia de las variables de las que depende cada una de las
variables no permite su comparación directa, sin embargo se añade para tener unos números
índice que permitan un mejor seguimiento del desarrollo propuesto.
A continuación se incluyen dos figuras en las que para cada tecnología se puede
observar el rango de los valores entre los que se mueven los datos de las tablas (eficiencia del
módulo, PR, duración, irradiación y energía aproximada requerida) y los resultados obtenidos
(EPBT, GHG y ERF), estas figuras permiten de una forma visual observar con mayor
facilidad cuales son las horquillas de valores en los que se mueve cada tecnología.
Una vez establecidos los valores generalistas con los que se trabaja, se propone
analizar los resultados del tiempo de retorno energético, el factor de recuperación de energía y
las emisiones de dióxido de carbono equivalente.
Para realizar este análisis se grafica el tiempo de retorno energético de cada uno de los
autores frente a la energía anual generada por el sistema (EG). Se adopta esta representación
porque en el cálculo del tiempo de retorno energético la variable de la energía generada
94
anualmente (EG) tiene un alto grado influencia en el valor que se obtiene del EPBT y cuando
aumenta EG el tiempo de retorno energético ha de disminuir.
EG = Irradiación [
]×PR [%] × Eficiencia inicial [%]
Dado que en el cálculo del EPBT no tiene influencia alguna la duración que se
considera en el estudio, se analizan los valores del ERF de cada estudio, que cuantifica
cuantas veces es generada la energía que se ha invertido en la construcción del sistema. El
factor de retorno energético se grafica de igual forma que con el EPBT, frente a la energía
generada anualmente y la tendencia teórica que debe seguir la gráfica es que a medida que
aumenta EG el ERF debe aumentar. Esto ocurre porque cuanto mayor es la energía que genera
el sistema anualmente más veces se genera la energía que supone toda la invertida durante el
análisis del ciclo de vida de la instalación.
Posteriormente se realiza un análisis de las emisiones de gases de efecto invernadero,
para ello se representa para cada estudio estas emisiones frente a la energía total generada en
todo el periodo considerado (EGT), a diferencia de las figuras anteriores correspondientes al
EPBT y GHG, donde se consideraba EG. La tendencia teórica esperada es que a mayor
cantidad de energía generada menores son las emisiones y por tanto ha de tener una tendencia
descendente. En estas representaciones tienen gran influencia la localización que se supone
del sistema y el periodo de duración de la instalación.
EGT = Irradiación [
]×PR [%] × Eficiencia inicial[%]× duración [años]
95
7.1 Rango de variación del EPBT y GHG
Antes de profundizar en el análisis de cada tecnología de forma individual se propone
hacer una primera evaluación de los índices del EPBT y GHG de forma general.
Si analizamos de manera general los datos del tiempo de retorno energético y de las
emisiones de CO2-eq para cada una de las tecnologías se observa que en cada grupo
tecnológico estudiado existen diferencias en los resultados, estas diferencias no son iguales
para cada grupo. Como puede observarse en la Fig. 25 y Fig. 26. Existe una mayor
incertidumbre para aquellos sistemas fotovoltaicos realizados con silicio monocristalino y
policristalino.
Fig. 25: Rango de valores del EPBT en función de la tecnología
Fig. 26: Rango de valores de las emisiones GHG en función de la tecnología
La clave para comprender porque se producen estas altas variaciones dentro de cada
tipo de sistema reside en que no todos los estudios siguen la misma metodología de trabajo, ni
se incluyen los mismos factores, por tanto una comparación absoluta debe descartarse y debe
1,7 1,5
0,7 1 1,1
1,7
7,3 7,5
3,9 4,2 4
2,9
0
1
2
3
4
5
6
7
8
mono-Si multi-Si CdTe a-Si CIS/CIGS ribbon-Si
EP
BT
(añ
os)
34 9,4 13 15 11 29
217
167
92 85 95
67
0
50
100
150
200
250
mono-Si multi-Si CdTe a-Si CIS/CIGS ribbon-Si
GH
G (
g C
O2
eq/
kWh
)
96
realizarse una valoración comparativa en función de la información aportada. El hecho de que
exista un rango de amplitudes tan diverso no implica estudio haya sido realizado de manera
anómala sino que es consecuencia de los factores anteriormente mencionados.
A continuación se establece un análisis de las variables que afectan a cada uno de los
parámetros.
7.1.1 Tiempo de retorno energético
La ecuación general establecida para el cálculo del tiempo de retorno energético
(EPBT), representativa del número de años que un sistema necesita para recuperar la energía
en él invertido se realiza a partir de fórmula ya expuesta con anterioridad:
EPBT [años] =
⁄
7.1.1.1 Factor de conversión
Uno de los parámetros mas importantes concernientes a los resultados finales radica en
la inclusión del coeficiente de conversión de energía primaria C [MJelectrico/MJprimario], el cual
es propio de cada país y representa cuanta de la energía invertida en la fabricación del
componente en las distintas formas (eléctrica, térmica, etc.) es equiparable al consumo
eléctrico. Su valor puede oscilar dependiendo de la zona de producción (0,29- 0,4). Algunos
autores no incluyen este coeficiente (9), otros no especifican si lo han incorporado o no en los
cálculos (20) y su inclusión o su ausencia supone reducir a un tercio el resultado de los años
necesarios para la recuperación energética, ya que multiplica a la energía total necesaria.
7.1.1.2 Energía primaria
Dentro de la energía primaria total existen variables asociadas a los pasos que se tienen
en cuenta para el cálculo. Por regla general los estudios tienen como base de cálculo la
consideración de la energía empleada en la fabricación del panel fotovoltaico, contando con
todos los pasos para su producción, desde la extracción de la sílica hasta la laminación.
También sucede así con aquella correspondiente a los inversores y aparatos electrónicos. Pero
la consideración del transporte de los componentes hasta el lugar de construcción de la planta
desde su punto de fabricación, la energía correspondiente a la preparación de los terrenos, el
desmantelamiento final de la planta tras su periodo de utilización o la consideración del
reciclado (ya sea de módulos, estructuras soporte o aparatos electrónicos) no siempre es
incluida o especificada de manera disgregada en los resultados, en muchos casos esto sucede
por la inexistencia de datos de confianza para incluirlos o por la única existencia de plantas
piloto de reciclado y por tanto con valores a escalas no industriales que podrían distorsionar
los resultados.
Estas variables junto con el hecho intrínseco a la mejora tecnológica en los sistemas
productivos, que en el periodo considerado han tenido un descenso porcentual de los
requerimientos de energía muy importante, especialmente desde la aplicación de purificación
del silicio con niveles de pureza más altos y cercanos a los de los componentes electrónicos a
través del procesado conocido como “modified Siemens process” o “Fluidized Bed Reactor”.
97
Además contribuye la mejora del aprovechamiento de material, ya que las obleas
fotovoltaicas han sufrido una reducción del espesor de la capa de silicio. Es por ello que ha de
incluirse en la dependencia una variable temporal asociada al procedimiento técnico de
fabricación.
7.1.1.3 Generación eléctrica
En cuanto al denominador de la ecuación, la generación anual de energía, su
dependencia esta intrínsecamente relacionada con el nivel tecnológico del sistema a través de
la eficiencia del módulo, la pérdida de eficiencia anual y el rendimiento del resto de los
componentes que conforman la instalación, excluido el modulo. Y a través de la localización,
según el nivel radiante al que esté sometido el sistema, ya que instalaciones en lugares poca
radiación (Centro Europa) pueden llegar a tener un tiempo de retorno energético de casi el
doble que lugares con mayor radiación (Sur de Europa)
7.1.1.4 Variables que afectan al tiempo de retorno energético
Se establece la dependencia del tiempo de retorno como una función de estos
parámetros.
EPBT= f (año, GER/CED, C, Eficiencia, PR, Irradiación, degradación)
Donde GER/CED corresponde a la suma total de la energía primaria consideradas las
distintas fases que se han mencionado, fabricación módulos/inversores, transporte,
BOS,desmantelamiento, preparación y reciclado.
7.1.2 Factor de retorno energético
El factor de retorno energético (ERF) es una variable asociada al EPBT y a la duración
del sistema, como se ha comentado con anterioridad este índice cuantifica el número de veces
que la energía invertida en todo el ciclo de vida de la instalación es generada por el mismo.
ERF=
Su dependencia por tanto está ligada a las variables del EPBT y a la duración.
ERF= f (año, GER/CED, C, Eficiencia, PR, Irradiación, degradación, duración)
7.1.3 Emisiones de gases de efecto invernadero
De la ecuación para el cálculo de los gases emitidos:
GHG [g CO2-eq/ kWh]=
⁄
98
7.1.3.1 Factor de emisiones
Las emisiones de gases considerados durante el ciclo de vida se calculan en función de
la mezcla energética del país, Fmix factor de emisión, incidiendo profundamente en los
resultados el lugar de producción en este valor. De igual forma que anteriormente, cuando no
se consideran las mismas etapas para el ciclo de vida del sistema se produce una variación en
los resultados.
7.1.3.2 Duración y degradación
El tiempo de funcionamiento que se considera para instalación es una variable que
afecta mucho a los resultados medioambientales y en la cuantificación del factor de retorno
energético, pero su influencia es pequeña en el cálculo del tiempo de retorno energético.
Normalmente se suele considerar como periodo de funcionamiento de la instalación el
correspondiente a la garantía que ofrecen los fabricantes de los paneles, la cual está ligada a la
degradación que sufren los módulos en el periodo considerado (32).
7.1.3.3 Variables que afectan al GHG
Establecemos la variables de la dependencia de las emisiones de gases de efecto
invernadero:
GHG = f (año, Fmix, LT, Eficiencia, Irradiación, PR, degradación, etapas consideradas)
7.1.4 Calidad de los datos
Atendiendo a todas las variables que influencian la calidad de los resultados, se
cuantifica en cada estudio la cantidad de información aportada, de manera directa. Sobre una
base posible de 25 puntos. En la siguiente representación se suscribe un punto por cada una de
las variables incluidas en el estudio.
Los valores de estos datos son aportados en las tablas del apartado 6.22.
99
Autor Variables Total
Laleman (7) a,b,c,d,e,f,g,h,i,j,q,w,x 12
Alsema(8) a,b,c,d,e,f, h, w 8
Pacca (9) a,b,c,d, f,h,j,k,l,m,t,u,w,x 14
Raugei (10) a,b,c,d,e,f,h,i,j,n,q ,w 12
Ito (12) a,b,d,e, j,k,l,m,n,o,q,t 12
Kannan (13) a,b,c,d,f,h,j,k,l,m,n,q,r,s,t 15
Fthenakis (14) a,b,c,d,e,g,h,i,j,m,n,o,q 13
Desideri (15) a,b,c,e,f,g,h,k,l,m,n,p,q,r,t,u,v,w,x 19
Held (16) a,b,c,d,e,f,g,h,j,m,n,o,q,u,w,x 16
SENSE (18) a,b,c,d,f,h,j,k,m,n,q,r,t,v,w,x 16
Domínguez(19) b,c,d,e,f,g,h, u,v 9
Stoppato(20) a,b,c,d,f,g,h,j ,r,s,w 11
Ito et al. (21) a,b,c,d,e,f,g,j,k,l,m,n,q,t,u,v,x,y 18
Lu (22) a,b,c,f,h,j,k,l,m,n,q,r,s,t,x 15
Ito (23) a,b,c,d,e,f,j,k,l,m,n,q,t,u,v,y 16
Cucchiella (4) a,b,c,d,f,g,h,i,j,k,l,m,n,p,q,s,v,w 18
Fthenakis(27) a,b,d,e,f,h,m 7
Jungbluth (28) a,c,d,e,f,h,j,n, q,t,x 11
Alsema (30) a,b,c,d,e,f,g,h,i,j,k,m,n ,v,w 15
De Wild-Scholten (31) a,b,c,d,e,f,g,h,u,w2 10
Estas variables han sido: tiempo de retorno energético, emisiones de gases, irradiación,
rendimiento de la instalación, eficiencia, mix energético, coeficiente de conversión, Fmix,
energía embebida en la producción (modulo, transporte, inversor, BOS, reciclado,
desmantelamiento, preparación, total), generación eléctrica, GHG evitados durante la vida
útil, tamaño de la instalación analizada, degradación anual, inclusión de reemplazamientos,
especificación de las bases de datos usadas y sistemas de implementación, área del
módulo/instalación y factor de corrección por temperatura del módulo.
Ninguno de ellos cumple con lo que supondría tener toda la información para la
correcta valoración del trabajo, lo cual no implica su incorrección, ya que el listado es amplio
y supondría especificar todas las variables posibles, de lo que sería viéndolo de forma critica
un estudio completo. No obstante, su omisión dificulta la comparación entre los mismos.
2 a EPBT, b GHG, c Eficiencia, d Irradiación, e PR, f tiempo de vida, g Fmix, h mix energético, i coeficiente de
conversión, j energía fabricación del módulo, k inversor, l transporte, m BOS, n reciclado, o desmantelamiento, p
preparación terrenos, q total, r generación eléctrica, s GHG evitados, t tamaño instalación, u degradación anual, v
reemplazamientos, w sistema de implementación, x área módulo, área total, y temperatura
100
7.2 Silicio monocristalino
El análisis de los diversos estudios de instalaciones que utilizan módulos de silicio
monocristalino queda resumido en la Tabla 58.
Tabla 58:Mono-Si
Autor Eficiencia
módulo
P.R. Duración(
años) Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (gCO2-eq/kWh)
Año de
publicación
Laleman (7) 14% 0,75 30
950 4,9
80 2010
Alsema (8) 14% 0,75 30
1700 2,1
35 2006
Alsema (8) 14% 0,75 30 1000 3,6 N/A 2006
Ito (12) N/A 0,78 N/A 1702 2,5
50
2009
Kannan (13) 11,8% RT 25 N/A 6,74 217 2005
Domínguez (19) 15 0,78 30 1825 N/A 36 2010
Ito (21) 11,8-13,2% GM 30 1725 3,0-3,8 52-67 2011
Lu (22) 13,3 RT 20 N/A 7,3 175 2010
Cucchiella(4) 16% RT 20 1383 2,8 84 2012
Cucchiella(4) 16% RT 20 1511 2,6 77 2012
Cucchiella(4) 16% RT 20 1623 2,4 71 2012
Fthenakis(27) N/A 0,75 30 1700 2,7 45 2006
Jungbluth(28) 14% 0,75 30
1117 3,3 N/A 2008
Alsema et al (30) 14% 0,75 30
1000 4,6 N/A 2005
Alsema et al (30) 14% 0,75 30 1700 2,7 45 2005 Wild-Scholten (31) 14,4% 0,75 30
1700 1,7 34 2011
Valor medio 13,7% 0,76 26,42 1544 3,5 72
Se construye un gráfico representativo del rango de valores de las variables que
aparecen en la revisión bibliográfica para el silicio monocristalino (Fig. 27): duración,
eficiencia, PR, irradiación y energía requerida y de los resultados (Fig. 28): EPBT, GHG y
ERF.
La horquilla de valores entre los que varía la eficiencia propia del módulo considerado
va desde 11,8% (21) a 16% (4). El PR de la instalación oscila entre un 75% y 80%, donde se
ha considerado siguiendo las recomendaciones (33) que aquellas instalaciones en montaje
sobre suelo posee un 80% de eficiencia. La duración de la instalación varía entre los 20 y 30
años. La irradiación recibida anualmente por el sistema oscila entre 950-1825 kWh/m2año. Y
haciendo una aproximación en la que no se ha tenido en cuenta la pérdida de eficiencia del
módulo con el paso del tiempo se calcula a partir de la fórmula del EPBT la energía primaria
usada para la fabricación y disposición de los sistemas, cuya variación oscila entre 1124
MJ/m2 y 4500 MJ/m
2.
101
Fig. 27: Rango de valores de variables en las instalaciones de mono-Si
El tiempo de retorno calculado por los autores varía de 1,7 años (31) a 6,74 años (13).
Las emisiones de CO2-eq varían de 34 gCO2-eq/kWh obtenidos por de Wild-Scholten (31) a los
217 obtenidos por Kannan(13). El factor de retorno energético oscila entre 2,7 y 17,6 veces.
Fig. 28: Rango de resultados en las instalaciones de mono-Si
7.2.1 Análisis del tiempo de retorno energético
Los diferentes estudios revisados aportan en la mayoría de los casos suficiente
información para representar los valores obtenidos del tiempo de retorno energético en
función de la energía generada por el sistema (Fig. 29) y factor de retorno de energía (ERF)
(Fig. 30) en el que el periodo considerado ha sido tenido en cuenta.
Cabe esperar que a mayor generación anual de energía se produzca una reducción del
tiempo de retorno energético y se observa que con carácter general esta tendencia se cumple,
aunque existen valores discrepantes correspondientes a los informes de Kannan (13) , Lu (22)
y Cucchiella (4).
11,8 %
75%
20
950 1,7
16 %
80%
30 años
1825 kWh/m2año
7,3 años
Eficiencia PR LT Irradiación EnergíaRequerida
1,7 34
2,7
7,3 años
217 gCO2eq/kWh 17,6
EPBT GHG ERF
102
Fig. 29: EPBT en función de la aproximación de la energía anual generada.
En la Fig. 30 se utilizan diferentes colores para representar a que duración está sujeto
cada estudio, así se utiliza el naranja cuando se consideran 30 años, verde para 25 y azul para
20 años.
Fig. 30: ERF en función de la aproximación de la energía anual generada por el sistema
En primer lugar se analiza si estos estudios exponen que han utilizado el factor de
conversión energética. Kannan(13) y Lu(22) no lo especifican, lo cual puede ser una de las
causas más importantes para obtener valores tan altos respecto a la tendencia. En el trabajo de
Cucchiella(4) si se utiliza este factor con valor 0,4.
La energía primaria considerada por Kannan (13) total para la instalación es de 2,94
MJt/kWhe y detalla que supone que los módulos han necesitado para su fabricación 2,38
MJt/kWhe. Lu (22) especifica que energía empleada en la fabricación del módulo es de 3513
MJ/m2, con un total de 4453 MJ/m
2 y Cucchiella 1404 MJ/m
2 para la fabricación del módulo
y 2135 MJ/m2 en total. Kannan solo considera que se reciclan los componentes electrónicos y
las estructuras, pero no los paneles fotovoltaicos. Cucchiella si considera el reciclado de todo
y Lu expone que no se considera esta etapa energética.
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
100 105 105 117 145 163 166 166 166 170 174 174 179 179 181 182 184 195
EP
BT
(añ
os)
EG (kWh/m2año)
(13) (22)
(4)
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
18,0
20,0
100 105 105 117 145 163 166 166 166 170 174 174 179 179 181 182 184 195
ER
F
EG (kWh/m2año)
(13) (22)
(4)
103
Kannan (13) no ofrece información suficiente para poder hacer la comparación de si la
energía considerada en el LCA está dentro de los márgenes en los que se mueven los
resultados generales, sin embargo se puede afirmar tanto Lu (22) como Cucchiella(4) si que
consideran valores dentro del rango.
La eficiencia de los módulos utilizados en los estudios de Lu (22) y Kannan (13) son
los más bajos de la revisión y aunque especifican el tipo de montaje considerado no ofrecen
datos del rendimiento de la instalación, variables que afectan al denominador de la ecuación y
que pueden explicar parte del incremento. Tampoco consideran la pérdida de eficiencia de los
módulos con el paso del tiempo pero ofrecen valores teóricos de la energía anual que
producirán los sistemas.
Es necesario comentar, que en la representación de la evolución del ERF la influencia
de estos mayores EPBT obtenidos por Lu (22) y Kannan (13) así como la influencia del
tiempo de funcionamiento considerado (20 y 25 años respectivamente), que es menor que los
estudios que se encuentran alrededor de ellos (30 años), permite observar ese decremento
obtenido en los resultados. Al igual que Cucchiella que también considera (20 años).
7.2.2 Análisis de las emisiones de gases
Los resultados de las emisiones de gases producidas durante el ciclo de vida tienen en
cuenta el factor temporal de funcionamiento de la instalación a través del denominador de la
ecuación, la energía total generada por el sistema en todo el periodo.
La tendencia razonable al enfrentar la huella de carbono con la generación total es
decreciente, ya que cuanto mayor es la energía producida menores han de ser las emisiones
equivalentes. Esta tendencia es observada con bastante generalidad en laFig. 31, a excepción
de algunos casos en los que claramente la tendencia se rompe.
Fig. 31: Emisiones de GHG frente a la generación aproximada de energía total
0
50
100
150
200
250
GH
G (
gC
O2
eq/k
Wh)
EGT (gCO2-eq/kWh)
(22)
(13)
(8)
104
Estos casos coinciden en parte con los equivalentes al tiempo de retorno energético, en
los que los valores observados para Lu (22) con 175 gCO2-eq/kWh, Kannan (13) que obtiene
217 gCO2-eq/kWh y Alsema (8) que obtiene un valor por debajo de lo que cabe esperar
considerando que considera que se generan 35 gCO2-eq/ kWh.
El valor obtenido por Lu (22), es consecuencia de suponer la producción con un mix
energético local, compuesto por: nuclear 29%,carbón 39%, gas natural 31%, oil 1% no
expresando el coeficiente del mix, pero pudiendo ser esta la explicación, ya que al contrario
de los demás estudios, este coeficiente es propio de las mezclas energéticas del país
productivo y no de forma local. De la misma forma Kannan (13) tampoco expresa el mix
energético y en ambos casos, como se ha comentado con anterioridad el tiempo considerado
es de 20 y 25 años respectivamente, a diferencia de la mayoría que suponen 30 años. Que
supone una menor generación eléctrica y por tanto un incremento en el cociente de cálculo.
La consideración de la baja tasa de emisiones obtenida por Alsema (8) carece de
explicación objetiva ya que al no detallar el estudio los requerimientos energéticos en la
producción ni el coeficiente de mezcla energética ya que solo se explicita que se usa el mix
UCTE no existe punto de partida para la comparación.
105
7.3 Silicio policristalino
Se analizan ahora los resultados obtenidos de las instalaciones realizadas con silicio
policristalino. De las respectivas tablas resumen obtenidas en la bibliografía revisada se
construye la Tabla 59.
Tabla 59: Multi-Si
Autor Eficiencia
módulo P.R. Duración
(años)
Irradiación
(kWh/m2/
año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-eq/kWh)
Año de
publicación
Laleman(7) 13,2% 0,75 30 950 4,3
70
2010
Alsema (8) 13,2% 0,75 30 1700 1,9
32
2006
Alsema (8) 13,2% 0,75 30 1000 3,2 N/A 2006
Pacca (9) 12,9% RT 20 1359 7,5
72,4
2007
Raugei (10) 14% 0,75 20 1700 5,5 167 2007
Raugei (10) 14% 0,75 20 1700 2,4 72 2007
Raugei (10) 14% 0,75 20 1700 2,5 57 2007
Ito (12) N/A 0,78 N/A 1702 2,0
43
2009
Desideri(15) 14,4% 0,8 25 N/A 4,17
106,5
2012
Domínguez(19) 13% 0,78 30 1825 N/A 33,5 2010
Stoppato(20) 16% RT 28 890 6,5 N/A 2007
Stoppato(20) 16% RT 28 1000 6,0 N/A 2007
Stoppato(20) 16% RT 28 1754 3,4 N/A 2007
Ito et al (21) 12,4-14% GM 30 1725 2,2-2,6 38-46 2011
Ito et al (23) 12,8 0,78 30 2017 1,9 12,1 2007
Ito et al (23) 15,8 0,78 30 2017 1,5 9,4 2007
Cucchiella (4) 13% RT 20 1383 2,9 85 2012
Cucchiella (4) 13% RT 20 1511 2,7 78 2012
Cucchiella (4) 13% RT 20 1623 2,5 72 2012
Fthenakis (27) 13,2 0,75 30 1700 2,2 37 2006
Jungbluth(28) 13,2% 0,75 30 1117 2,9 N/A 2008 Alsema et al (30) 13,2% 0,75 30 1000 3,7 N/A 2005 Alsema et al (30) 13,2% 0,75 30 1700 2,2 35 2005 Wild-Scholten(31) 14,1% 0,75 30 1700 1,7 33 2011
Valor medio 13,7% 0,76 27,3 1585 3,0 51
Con estos datos se construye para una más fácil observación la horquilla de valores en
los que se mueven los parámetros a los que hacen referencia los autores, se representa en
laFig. 32 y de los resultados en la Fig. 33. En ellos se observa que el tiempo de retorno tiene
un rango muy amplio oscilante entre los 1,5 y 7,5 años, así como otros parámetros que son
descritos a continuación.
106
Fig. 32: Rango de valores de variables en las instalaciones de multi-Si
Fig. 33: Rango de resultados en las instalaciones de multi-Si
7.3.1 Análisis del tiempo de retorno energético
El tiempo necesario para la recuperación de la energía invertida en las instalaciones de
silicio policristalino es representado en la Fig. 34. Para poder distinguir los resultados
anómalos que en principio puedan quedar excluidos de los resultados lógicos que cabría
esperar tras el análisis del ciclo de vida, el EPBT es representado frente a la aproximación de
la energía generada anualmente.
12,3 %
68,7%
20
809 1100
16 %
80%
30 años
2017 kWh/m2año
3550 KJ/m2
Eficiencia PR LT Irradiación Energía Req.
1,5
10 2,6
7,5 años 167 gCO2eq/kWh
20
EPBT GHG ERF
107
Fig. 34: EPBT en función de la aproximación de la energía anual generada.
Expuesta la consideración del número de años de funcionamiento considerado en los
estudios y la variabilidad en estos, se representa en la Fig. 35 el factor de retorno energético.
En ambas gráficas se puede observar la tendencia general lógica de resultados, a mayor
energía generada anualmente y durante el periodo de vida considerado, menor es la tiempo
necesario para recuperar la energía invertida y de igual manera mayor es el número de veces
que el sistema puede generar la energía invertida.
En la Fig. 35 se diferencia por colores la duración considerada, de modo que cuando se
consideran 30 años se dibuja en naranja, 28 años en violeta, 25 en verde y 20 en azul.
Fig. 35: ERF en función de la aproximación de la energía anual generada por el sistema
Sin embargo, existen valores que claramente quedan fuera de la tendencia, estos casos
son tratados a continuación para ver las posibles causas de tales resultados. Estos valores son
señalados en las figuras y corresponden a los estudios de Stoppato (20), Pacca (9), Desideri
(15) y Raugei (10).
0
1
2
3
4
5
6
7
8
94 99 111 131 147 168 168 170 174 179 179 180 186 201 220
EP
BT
(añ
os)
EG (kWh/m2año)
(20)
(20) (9)
(15)
(10)
(20)
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
94 99 111 131 147 168 168 170 174 179 179 180 186 201 220
ER
F
EG (kWh/m2año)
(20) (20)
(9)
(15)
(10)
(20)
108
Primeramente se analiza el uso y especificación del uso del coeficiente de conversión
energética, Raugei (10) expone que utiliza el mix energético de la UCTPE con un factor de
0,32, Desideri (15) y Stoppato (20) no hacen alusión a su uso, no se contempla en su
información pero tampoco puede descartarse. Pacca no lo utiliza, lo cual directamente puede
suponer una reducción del tiempo de retorno energético. Tomando como ejemplo un valor de
0,4, el tiempo calculado (EPBT) por Pacca de 7,5 años pasaría a ser de 3 años, valor que se
encontraría correctamente identificado, aún siendo un valor relativamente pequeño, sería más
correcto que 7,5 años.
En cuanto a los requerimientos energéticos considerados en los estudios, existen
diferencias en cuanto a la información aportada. Stoppato solo ofrece la energía por módulo,
con un valor de 2298,4 MJ/m2. No especificando si considera necesario realizar
reemplazamientos de componentes (que supondría mayor requerimiento energético), si
considera el reciclado como fase del análisis del ciclo de vida. Por tanto no se puede extraer
conclusión precisa a este número de años tan elevada con la información aportada respecto a
la energía requerida.
Pacca (9) ofrece la información en términos de energía primaria y no especifica si
considera el desmantelamiento final de la instalación y el reciclado de los componentes. Los
valores de energía primaria para el módulo, transporte, inversor y BOS que ofrece son
respectivamente: 4322 MJp/m2, 1980 MJp/kWp, 503 MJp/kWp y 3076 MJp/kWp. Puesto que
ofrece información relativa a la potencia instalada, área de los módulos y numero usado de los
mismos podemos convertir la energía requerida en unidades de MJp/m2, para facilitar la
comparación. Resultando 724 MJp/m2 para el transporte, 184 MJp/m
2 para el inversor y 1125
MJp/m2
para el BOS.
En cuanto al informe presentado por Desideri (15) se da información de la potencia instalada,
el numero de módulos y el área de cada módulo y como datos se ofrece que la energía
requerida para el reciclado es de 753 MJp/m2 y la total para la instalación de 9,47 GWh que
en las unidades mencionadas asciende a 2764 MJp/m2. También se detalla un informe de la
energía necesaria para el montaje, preparación y resto de componentes.
Raugei (10) no incluye la cuantía del desmantelamiento y reciclado por ausencia de
datos de confianza. Y ofrece la energía requerida para la fabricación de los módulos y el total
en unidades de MJp/kWp. El valor obtenido del EPBT por Raugei es de 5,5 años, pero no es el
único ya que se contemplan tres escenarios que dan como resultado además 2,5 y 2,4 años. El
valor que destaca en la Fig. 34 es el correspondiente al que ellos mismos resaltan como el
escenario mas pesimistas con datos de años anteriores, comparando entre ellos puede
observarse como la energía requerida por el multi-Si (A) requiere de 69400 MJp/kWp para el
módulo y 78600 MJp/kWpen total. Que en comparación con escenarios más cercanos a la
realidad del año publicación, multi-Si (B) y multi-Si (C) requieren más de la mitad de esa
energía. Por tanto este valor destacado tiene su justificación en el escenario considerado.
En cuanto a la influencia de los valores de eficiencia, rendimiento de la instalación y la
irradiación que afectan a la energía generada anualmente y por tanto al denominador de la
ecuación hay que destacar que solamente Pacca (9) y Desideri (15) aseveran que han
considerado la perdida de rendimiento anual de los módulos en el tiempo considerado, Pacca
(9) no ofrece el porcentaje, Desideri (15) considera una pérdida de eficiencia anual del 0,5%,
109
que es un valor razonable incluido en muchos estudios y que se confirma con los valores
obtenidos de la recopilación incluida en este proyecto (32).
Pacca (9) considera una eficiencia en el módulo de 12,9% Raugei (10) del 14%,
Desideri (15) del 14,4% y Stoppato (20) del 16%. El PR considerado oscila entre un 75 y
80%. Stoppato (20) y Pacca (9) no dan la cifra concreta pero de acuerdo con (33) se ha
considera un 75% al ser montajes sobre tejado.
La influencia del tiempo de funcionamiento de la instalación no afecta al EPBT, sin
embargo si al ERF, se observa que Pacca (9) y Raugei (10) asumen 20 años, mientras que
Desideri (15) considera 15 años y Stoppato (20) considera 28. Razón que explica en parte los
resultados anómalos de Pacca y Raugei en el factor de retorno energético, ya que al considerar
20 años de funcionamiento la generación de energía total por parte del sistema es menor.
7.3.2 Análisis de las emisiones de gases
A partir de los resultados obtenidos por los diversos informes consultados para
construir la Tabla 59 se utilizan los datos de la huella de carbono para analizar las emisiones
de gases contaminantes, que son representadas en la Fig. 36, en la cual se puede observar
como de forma general existe una correspondencia con la tendencia esperada, ya que la
representación se realiza enfrentando las emisiones de gases por kWh producido frente a la
generación total de la instalación.
De igual forma que anteriormente se analizan los resultados que a priori pueden
parecer discordantes.
Fig. 36: Emisiones de GHG frente a la generación aproximada de energía total
El resultado obtenido por Raugei (10) correspondiente al multi-Si (A) con un valor de
167 gCO2-eq/kWh atiende a lo comentado anteriormente, la consideración del peor escenario
posible por un reparto de la pureza lo más altamente posible, así como su proceso técnico
explican este alto valor.
Desideri (15) obtiene 106,5 gCO2-eq/kWh, valor que puede explicarse a algunos
factores explicados anteriormente y aplicables del mismo modo a este apartado, no obstante
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
26
30
26
97
28
22
29
46
31
65
35
70
35
70
35
70
42
31
50
49
50
49
50
49
50
92
51
34
52
16
53
21
53
82
53
93
54
65
55
52
55
89
57
96
60
41
65
87
74
57
GH
G (
g C
O2
eq/k
Wh)
EGT (kWh/m2)
(10)
(15)
(23) (23)
110
quizás uno de los factores incrementadores de este resultado respecto al que podría
corresponderle puede deberse a la exhaustividad en el inventariado realizado en este artículo,
en el cual todas las variables asociadas a la preparación de una planta sobre suelo de gran
capacidad han sido tenidas en cuenta, tales como la maquinaria, preparación del terreno,
estructuras, etc.
Los resultados anormalmente bajos de los estudios de Ito et al (23) pueden deberse a
que los autores en ningún momento especifican si el cálculo se realiza sobre CO2 o sobre la
variable asociada a las emisiones del resto de gases de efecto invernadero que componen el
GWP en 100 años que es el que está siendo comparado CO2-eq.
111
7.4 Teluro de Cadmio
Los datos principales recogidos sobre las instalaciones fotovoltaicas realizadas con
módulos de teluro de cadmio quedan recogidos en la Tabla 60.
Tabla 60: CdTe
Autor Eficiencia
módulo P.R. Duración
(años) Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-
eq/kWh)
Año de
publicación
Laleman (7) 7,1% 0,75 30 950 3,9
70
2010
Alsema (8) 9% 0,75 30 1700 1,1 25
2006
Raugei (10) 9% 0,75 20 1700 1,5 48 2007
Ito (12) N/A 0,78 N/A 1702 2,1 50 2009
Fthenakis (14) 10,9 0,8 N/A 1700 0,8 18
2009 Held (16) 10,9 0,8 30 1200 1,1 30 2011 Held (16) 10,9 0,8 30 1700 0,85 21 2011 Held (16) 10,9 0,8 30 1900 0,7 19 2011 SENSE (18) 10 RT 20 1200 1,9 47,5 2008 SENSE (18) 10 RT 20 1700 1,4 34,2 2008 SENSE (18) 10 RT 20 2200 1,1 27,0 2008 SENSE (18) 10 GM 20 1200 2,2 43,7 2008 SENSE (18) 10 GM 20 1700 1,6 33,2 2008 SENSE (18) 10 GM 20 2200 1,2 26,2 2008
Domínguez(19) 9 0,78 30 1825 N/A 18,5 2010
Ito et al.(23) 9,0 0,772 30 2017 1,9 12,8 2007
Cucchiella(4) 9% RT 20 1383 2,1 92 2012
Cucchiella(4) 9% RT 20 1511 2,0 84 2012
Cucchiella(4) 9% RT 20 1623 1,8 79 2012
Jungbluth (28) 7,1% 0,75 30 1117 2,7 N/A 2008 Wild-Scholten (31) 11,3% 0,75 30 1700 0,8 19 2011
Valor medio 9,6% 0,77 24,7 1615 1,64 40
A partir de estos datos se construye la Fig. 37en la que se puede observar que la
eficiencia de los módulos oscila entre 7,1 y 11,3%. El PR de la instalación entre 75 y 80%,
donde en aquellos en los que los autores no especifican el valor considerado, este es asumido
en el proceso de cálculo según si la instalación es sobre suelo o montada sobre tejado 0,8 ó
0,75 respectivamente. La Irradiación varía entre 950 y 2200 kWh/m2. Se consideran diferentes
tiempos de funcionamiento de la instalación estando el rango entre 20 y 30 años.
De estos datos se extrae una aproximación de los requerimientos energéticos totales con
variaciones entre 414 y 959 MJ/m2.
112
Fig. 37: Rango de valores de variables en las instalaciones de teluro de cadmio.
Se presenta en la Fig. 38 la horquilla de valores de los resultados, el tiempo de retorno
energético que se mueve entre los 0,7 y 3,9 años y los valores de emisiones de gases de efecto
invernadero en valores de 13 a 92 gCO2-eq/kWh y el ERF entre 7,7 y 43.
Fig. 38: Rango de resultados en las instalaciones de teluro de cadmio
7.4.1 Análisis del tiempo de retorno energético
El rango de valores obtenido para el tiempo de retorno por los diferentes autores tiene
una variación neta de 3,2 años. Para interpretar las causas de estas variaciones se atiende a su
representación frente a la aproximación de la energía anual generada y al valor del factor del
retorno energético incluyendo la variable temporal de funcionamiento frente a la energía total
generada por el sistema en el periodo considerado.
12,3 %
68,7%
20
809 1100
16 %
80%
30 años
2017 kWh/m2año
3550 KJ/m2
Eficiencia PR LT Irradiación Energía Req.
0,7 13 7,7
3,9 años 92 gCO2/kWh
43
EPBT GHG ERF
113
La representación del EPBT frente a la generación anual de energía que se observa en
la Fig. 39 muestra con meridiana claridad la tendencia teórica que ha de seguir la gráfica, no
obstante, se pueden apreciar ciertos valores discrepantes. Dichos valores enumerados en su
parte superior por la correspondiente fuente bibliográfica corresponden a los estudios de
SENSE (18) (posición 90), Held (16) (posición 105 y 166), Alsema (8) (posición 115) , Ito
(23).
Fig. 39: EPBT en función de la aproximación de la energía anual generada.
Para analizar las causas de estas variaciones atendemos a la fórmula de cálculo del
tiempo de retorno energético y a las diferencias de los valores que influyen en el mismo.
En primer lugar analizamos el uso por parte de los autores del coeficiente de
conversión, SENSE (18) no define el coeficiente aunque si que anuncia que se basa en el mix
energético UCTE, al igual que Alsema (8), pero con el de Estados Unidos (C=0,29). Held
(16) si que comenta su utilización aunque tampoco ofrece el valor usado. Finalmente Ito (23)
no dice nada al respecto de este coeficiente. Aún teniendo en cuenta que muchos de estos
autores no dan el valor referido, los resultados obtenidos sugieren que salvo infravaloraciones
de las demás variables, la opción que han tomado para el desarrollo de los cálculos ha sido la
de incluirlo.
En cuanto a la energía requerida para los módulos de CdTe, el informe SENSE (18)
establece que la energía primaria para la fabricación completa del módulo es de 25000
MJp/kWp ó 2272 MJp/m2, mientras que para la instalación completa se requieren 2735 MJp/m
2
si el montaje es sobre suelo y 2350 MJp/m2si se realiza sobre tejado, no detallando las parte
relativa a los inversores o el resto de componentes, hay que tener en cuenta que este estudio si
considera el reciclado de los módulos y por tanto anota esa fase en la incorporación de la
energía. Con el fin de poder esclarecer la magnitud a priori infravalorada del tiempo de
retorno energético en este punto, podemos imponer que si el coeficiente de conversión
correspondiente a UCTE es 0,32 y se lo aplicamos a estos datos obtendríamos que la energía
requerida para una instalación de CdTe oscila entre 751 y 875 MJ/m2, que son valores bajos y
pueden explicar en parte el descenso que en este punto de la gráfica se produce.
Held (16) calcula la energía empleada en la fabricación del módulo como 750 MJp/m2,
no detalla la información pero si considera parte relativa al transporte, ni especifica el valor en
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
51 59 90 93 96 102 105 110 115 115 128 136 140 144 148 148 165 166 176
EP
BT
(añ
os)
EG (kWh/m2año)
(18)
(16) (8) (16)
(23)
114
el inversor, si describe que el BOS requiere de 439 MJp/m2y el reciclado 81 MJp/m
2, siendo la
suma total de energía requerida por la instalación de 1270 MJp/m2.
Alsema (8) no aporta datos sobre la energía requerida en este tipo de instalaciones. Ito
et al. (23) sugiere que la energía requerida para la fabricación del módulo de Cadmio Teluro
es de 10303 GJp/MW que convirtiéndolo a unidades de MJ/m2 son 921, V, siendo la energía
total requerida 30897 GJp/MW que son 2769 MJp/m2, valor muy alto en comparación con los
demás, que por tanto puede ser la explicación del valor alto del EPBT, ya que el nivel radiante
y la generación anual son altos.
En la Fig. 40 se observa como el factor de retorno energético para los sistemas que se
calculan con un mayor tiempo de funcionamiento obtienen un valor mayor. Se distingue en la
figura que aquellos estudios en los que la duración es de 20 años están en azul y en naranja
los que consideran 30 años.
Fig. 40: ERF en función de la aproximación de la energía anual generada por el sistema
7.4.2 Análisis de las emisiones de gases
El análisis de las emisiones de gases de los sistemas configurados con módulos de
cadmio teluro es representado en la Fig. 41, en la cual se puede observar como con carácter
general se cumple la tendencia de que a mayor generación total, menor es la tasa de emisiones
por kWh.
Ya sea por exceso o defecto algunos valores parecen no coincidir con la tendencia
esperada, siendo los valores más discordantes aquellos correspondientes al estudio realizado
por Cucchiella (4), la cual considera todas las fases del ciclo de vida, transporte, BOS,
inversor, etc. y supone los cálculos bajo la mezcla de Italia, con un Fmix igual a 0,531 kgCO2-
eq/kWh. Además en su análisis toma un periodo de funcionamiento de la instalación de 20
años.
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
51 59 90 93 96 102 105 110 115 115 128 136 140 144 148 165 166 176
ER
F
EG (kWh/m2año)
(16) (8)
(31)
(16)
(16)
115
Fig. 41: Emisiones de GHG frente a la generación aproximada de energía total
7.5 Silicio amorfo
De los diversos informes consultados en la revisión bibliográfica, se tiene ahora como
objeto aquellos que estudian los sistemas fotovoltaicos que consideran la tecnología de silicio
amorfo. De ellos se extraen los datos resumen para construir la Tabla 61 y para una
comparación más visual se grafican los rangos de valores en los que se producen las
variaciones de las variables (Fig. 42) y de los resultados (Fig. 43).
Tabla 61: a-Si
Autor Eficiencia
módulo P.R. Duración
(años) Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-
eq/kWh)
Año de
publicación
Laleman (7) 6,5% 0,75 30 950 4,2
85
2010
Pacca (9) 6,3% RT 20 1359 3,2
34,3
2007
SENSE (18) 5,5% RT 20 1200 1,8 43,5 2008 SENSE (18) 5,5% RT 20 1700 1,3 31,4 2008 SENSE (18) 5,5% RT 20 2200 1,0 24,8 2008 SENSE (18) 5,5% GM 20 1200 2,6 42,2 2008 SENSE (18) 5,5% GM 20 1700 1,9 30,4 2008 SENSE (18) 5,5% GM 20 2200 1,5 24,0 2008
Domínguez(19) 7% 0,78 30 1825 N/A 28,5 2010
Ito et al.(23) 6,9% 0,771 30 2017 2,5 15,6 2007
Jungbluth(28) 6,5% 0,75 30 1117 3,0 N/A 2008
Valor medio 6,0% 0,76 23,6 1588 2,1 36
Se puede apreciar como la eficiencia propia de los módulos de silicio amorfo es mucho
menor que para otras tecnologías (véase silicio policristalino 16%), variando esta del 5,5%
considerado por SENSE (18) al 7% considerado por Domínguez (19). En aquellos en los que
no se especifica el PR de la instalación, se supone un 75% para los que se realizan sobre
tejado y un 80% sobre suelo. El rango del periodo considerado de funcionamiento puede
variar de 20 a 30 años y el nivel radiante de los 950 kWh/m2año considerado por Laleman (7)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
15
18
18
00
18
67
19
20
20
40
21
91
22
95
25
50
272
0
31
39
33
00
34
43
35
20
38
43
42
04
432
2
44
47
49
70
GH
G (
g C
O2
eq/k
Wh)
EGT (kWh/m2)
(4) (4)
(4)
116
a los 2200 de SENSE (18).Aproximando a partir de la fórmula del EPBT podemos obtener
una aproximación de la energía requerida que va de 321 a 966 MJ/m2.
Fig. 42: Rango de valores de variables en las instalaciones de silicio amorfo.
La horquilla de resultados del tiempo de retorno energético varia de 4,2 a 1 año y las
emisiones de CO2-eq de 15 a 81 gCO2-eq/kWh, pudiendo generarse la energía invertida entre
6,3 y 20 veces.
Fig. 43: Rango de resultados en las instalaciones de silicio amorfo.
5,5 %
75%
20
950 321
7 %
80%
30 años
2200 kWh/m2año
966 MJ/m2
Eficiencia PR LT Irradiación Energía Req.
1,1 15 6,3
4,2 años 85
gCO2eq/kWh
20
EPBT GHG ERF
117
7.5.1 Análisis del tiempo de retorno energético
El rango de valores entre los que se observa la variación del EPBT varía desde 4,1 a 1
año. Se construye un gráfico para representar la evolución del mismo en función de la
aproximación de la energía generada anualmente, y observando a simple vista puede
apreciarse como en este caso a diferencia de los anteriores, no se sugiere una tendencia
decreciente como debería ocurrir. Teniendo en cuenta que solo aparecen 4 referencias
bibliográficas que obtengan la cuantía del tiempo de retorno energético, cabría esperar al
menos una cierta evoluciónlógica de los resultados.
Fig. 44:EPBT en función de la aproximación de la energía anual generada.
Para comenzar a valorar estas diferencias estudiamos el tratamiento del factor de
conversión C. Pacca (9) (referencia IxPRxEficiencia igual a 64) no incorpora en sus cálculos
este factor, con lo cual el valor obtenido es mayor al que correspondería en este valor.
Laleman (7) (posición 46), si atiende a su uso definiéndolo con valor 0,35, aún con su
incorporación el número de años que obtiene es el más alto considerado. Jungbluth (28) si
considera el factor pero no presenta su valor, aunque es referente a UCTE. En el informe
SENSE (18) no se especifica si se ha utilizado aunque si se considera el mix energético de la
UCTE.
El numerador de la ecuación para el cálculo del EPBT es la energía requerida por el
sistema durante el ciclo de vida considerando.
Pacca(9) no detalla el valor total de la energía requerida considerada, sin embargo si
describe su valor para algunas fases del proceso de cálculo, dando estos resultados en
términos de energía primaria, suscribiendo que la energía primaria requerida para la
fabricación de los módulos es de 861 MJp/m2, 1980 MJp/kWp para el transporte, 503 MJp/kWp
en el inversor y 3076 MJp/kWp para el BOS.
Laleman (7) calcula la energía requerida total como 2020 MJeq/m2, valor que
multiplicándolo por el coeficiente de conversión ofrecido, 0,35, permite obtener 707 MJ/m2.
Este autor no considera que se produzca pérdida de eficiencia de los módulos con el paso del
tiempo y no explica si incorpora las etapas de reciclado y desmantelamiento de la instalación.
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
46 50 53 54 64 70 75 91 97 107
EP
BT
(añ
os)
EG (kWh/m2año)
(7)
(9)
(28)
(18) (23)
(18)
(18)
(18)
(18)
(18)
118
El informe SENSE (18) establece que son necesarios 20000 MJp/kWp para la
fabricación del módulo de Silicio amorfo, 1096 MJp/m2 y que la suma total de energía
requerida aproximada dependiendo de si se considera un montaje sobre suelo o sobre tejado,
puede ser variable, 1814 MJp/m2 y 1200 MJp/m
2 respectivamente. Los valores del EPBT
calculados bajo las mismas condiciones pueden diferir entre ellos por el tipo de montaje o la
radiación a la que están sometidos y por tanto su generación anual. Además se supone en los
cálculos que el inversor es reemplazado a los 15 años de funcionamiento.
Ito (23) supone que la energía requerida para la fabricación de los módulos es de 1200
MJp/m2, para el transporte 345 MJp/m
2, 727 MJp/m
2 para el BOS y en total la energía
requerida es de 2780 MJp/m2.
Fig. 45: ERF en función de la aproximación de la energía anual generada por el sistema
La inclusión de la variable duración del sistema, junto con el EPBT permite calcular el
factor de retorno energético. En la Fig. 45 se observa como este valor varía en los estudios
analizados de 6,3 a 20. En dicha figura puede distinguirse además cuales de los estudios han
considerado una duración de 20 años, color azul, o 30 años en naranja.
7.5.2 Análisis de las emisiones
Las emisiones de carbono equivalente generadas durante el ciclo de vida del sistema se
pueden representar frente a la aproximación de la generación total de energía del sistema
durante todo el tiempo de vida considerado. Graficándolo se puede observar en la Fig. 46
como se cumple la tendencia teórica de que a mayor cantidad de energía producida esta tasa
de emisiones es menor.
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
46 50 53 54 64 70 75 91 97 107
ER
F
EG (kWh/m2año)
(7)
(18)
(18)
(28)
(9)
(18)
(18)
(18)
(18)
(23)
119
Fig. 46: Emisiones de GHG frente a la generación aproximada de energía total
Cabe destacar de la representación el valor obtenido por Laleman (7) 85 gCO2eq/kWh
que sale de la tendencia natural. Trabaja con el mix energético de Bélgica (330 gCO2eq/kWh)
y la generación anual de energía es la menor, considera zona de baja radiación 950
kWh/m2año, aunque considera 30 años de funcionamiento.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
990 1056 1284 1389 1403 1496 1815 1936 2989 3219
GH
G (
g C
O2
eq/k
Wh)
EGT (kWh/m2)
(7)
120
7.6 CIS\ CIGS
Se analiza los resultados obtenidos para las tecnologías CIS y CIGS, que dado que
muchos autores no describen la diferencia entre las mismas (incluso Cucchiella (4) anuncia el
trabajo bajo CIGS pero durante el mismo utiliza CIS) se ha optado por trabajar con ambos
conjuntamente.
A partir de los datos obtenidos en la revisión bibliográfica se construyen las Tabla 62 y
Tabla 63, en las que se muestran las eficiencias de los módulos usados, el tiempo de retorno
energético o las emisiones de gases de efecto invernadero entre otros.
Tabla 62: CIS
Autor Eficiencia
módulo
P.R. Duración
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-
eq/kWh)
Año de
publicación
Laleman (7) 10,7% 0,75 30 950 4
70
2010
Raugei (10) 11% 0,75 20 1700 2,8 95 2007
Ito (12) N/A 0,78 N/A 1702 1,8 46 2009
Ito et al (21) 8,8% GM 30 1725 1,7/1,8 36/39 2011
Ito et al (21) 11,2% GM 30 1725 1,4/1,5 31/33 2011
Ito et al. (23) 11,0% 0,776 30 2017 1,6 10,5 2007
Cucchiella(4) 9,5% RT 20 1383 2,8 90 2012
Cucchiella(4) 9,5% RT 20 1511 2,5 83 2012
Cucchiella(4) 9,5% RT 20 1623 2,4 77 2012 Jungbluth (28) 10,7% 0,75 30 1117 2,8 N/A 2008
Valor medio 10,2% 0,76 25,5 1512 2,5 56,5
Tabla 63: CIGS
Autor Eficiencia
módulo
P.R. Duración
(años)
Irradiación (kWh/m2/año)
EPBT
(años)
GHG (g CO2-
eq/kWh)
Año de
publicación
SENSE (18) 11,5% RT 20 1200 1,9 59,7 2008 SENSE (18) 11,5% RT 20 1700 1,3 43,0 2008 SENSE (18) 11,5% RT 20 2200 1,1 33,9 2008 SENSE (18) 11,5% GM 20 1200 2,1 57,8 2008 SENSE (18) 11,5% GM 20 1700 1,5 41,7 2008 SENSE (18) 11,5% GM 20 2200 1,2 32,9 2008 Domínguez (19) 10% 0,78 30 1825 N/A 33,5 2010 Wild-Scholten(31) 11,0% 0,75 30 1700 1,3 31 2011
Valor medio 11,2% 0,77 22,1 1676 1,4 40
A partir de estos datos y del cálculo de la aproximación de la energía requerida,
obtenida a partir de la fórmula estándar de cálculo del tiempo de retorno energético, se
establece el rango aproximado de valores entre los que se mueven algunas de las variables del
informe, las cuales pueden visualizarse en la Fig. 47.
121
Fig. 47: Rango de valores de variables en las instalaciones de CIS/CIGS
El rango de variación de los resultados obtenidos del tiempo de retorno energético, las
emisiones de gases y el factor de retorno energético puede observarse en la siguiente figura.
Fig. 48: Rango de resultados en las instalaciones de CIS/CIGS
7.6.1 Análisis del tiempo de retorno energético
De los datos obtenidos durante la revisión bibliográfica, así como las distintas
asunciones necesarias para establecer las diferencias entre los distintos informes se representa
el valor del tiempo de retorno energético frente a la aproximación de la energía anual
generada en la Fig. 49. En cuyo resultado puede apreciarse la existencia de algunos valores
que quedan fuera de la tendencia teórica. Se desglosa a continuación las diversas fuentes que
pueden causar estas anomalías.
8,8 %
75%
20
950 660
11,5 %
80%
30 años
2200 kWh/m2año
1410 MJ/m2
Eficiencia PR LT Irradiación EnergíaRequerida
1,1 11 7,1
4 años 95
gCO2eq/kWh
23,1
EPBT GHG ERF
122
Fig. 49: EPBT en función de la aproximación de la energía anual generada.
Se estudian los resultados obtenidos por Laleman (7), SENSE (18) y Raugei (10).
Laleman y Raugei asumen el valor del coeficiente de conversión con valor 0,35 y 0,32
respectivamente, por su parte en el informe SENSE no se detalla este valor aunque se
especifica que es el perteneciente a la UCTE.
De la ecuación de cálculo del EPBT se estudia en primer lugar el numerador de la
ecuación, que queda caracterizado por la energía requerida por la instalación durante el ciclo
de vida considerado.
Laleman (7) no informa sobre la consideración de las etapas de reciclado o
desmantelamiento del sistema y tampoco especifica el valor desglosado de la energía,
solamente informa que la energía requerida por el sistema es de 3200 MJeq/m2, que si
multiplicamos por el coeficiente de conversión por el asumido obtenemos 1120 MJ/m2.
Raugei (10)no incorpora la etapa de reciclado y cuantifica la energía requerida en el
proceso de fabricación del módulo en 27700 MJp/kWp y el total en 39400 MJp/kWp.
SENSE (18) supone que para la fabricación del módulo se invierten 22600 MJp/kWp ó
lo que es lo mismo 2500 MJp/m2 y cuando la instalación se realiza sobre tejado suma un total
de 2635 MJprim/m2. Considera además el reciclado y el reemplazamiento de los inversores
cada 10 años.
En el denominador de la ecuación que determina la generación eléctrica anual no se
especifica ni en SENSE ni en Raugei si se tiene en cuenta la degradación anual que sufren los
módulos. Laleman no supone pérdida de eficiencia. En los tres casos se considera un
rendimiento de los componentes del 0,75 y las eficiencias de los módulos considerados son
muy similares, 11% Raugei, 11,5% SENSE y 10,7% Laleman. Si bien es cierto que la
irradiancia considerada por Laleman es uno de los valores extremos (950 kWh/m2año).
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
76 90 99 104 108 110 116 121 140 140 147 155 156 172 190 202
EP
BT
(añ
os)
EG (kWh/m2año)
(18)
(10)
(7)
123
Fig. 50:ERF en función de la aproximación de la energía anual generada por el sistema
El la Fig. 50, en la que se dibuja en azul cuando se considera una duración de 20 años y
naranja para 30 años, se puede observar como el mayor valor del EPBT, que se produce para
Laleman (7) en lugares con baja irradiación supone además un menor valor de la tasa de
retorno energético, aún considerando un periodo de funcionamiento de 30 años. El valor de
Raugei (10), que considera 20 años de funcionamiento también resulta ser menor,
condicionado por los requerimientos energéticos. En la figura se observa además como
existen valores que suponen una recuperación por encima de 20 veces la energía invertida en
los estudios de Wild-Scholten (31) e Ito et al (21).
7.6.2 Análisis de las emisiones de gases
La representación de los gases de efecto invernadero producidos durante el ciclo de
vida queda expuesta en la Fig. 51enfrentándolo a la generación total de energía aproximada.
En estos valores existen algunas discrepancias que rompen la tendencia esperada. De
ellos se analizan por los resultados obtenidos por Cucchiella (4), Raugei (10) y SENSE (18).
Los tres consideran la instalación en montaje sobre tejado con un PR de 0,75 y un periodo de
funcionamiento de 20 años. La irradiación considerada es muy similar, cercana a los 1700
kWh/m2 para los tres. Y por orden, obtienen 77, 95 y 43 gCO2-eq/kWh.
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
76 90 99 104 108 110 116 121 140 140 147 155 156 172 190 202
ER
F
EG (kWh/m2año)
(7) (10)
124
Fig. 51:Emisiones de GHG frente a la generación aproximada de energía total
Cucchiella (4) y SENSE (18) incorporan el reciclado, Raugei (10) no lo integra en sus
cálculos. Tanto Raugei como SENSE trabajan sobre la base del mix energético de la UCTE,
sin especificar el valor. Cucchiella por su parte considera el de Italia, con un Fmix de 0,531
kgCO2-eq/kWh.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
GH
G (
g C
O2
eq/k
Wh)
EGT (kWh/m2)
(10)
(4)
(18)
125
7.7 Ribbon-Si
Se analiza la tecnología Ribbon Si en esta sección. Los datos más importantes quedan
recogidos en la Tabla 64. Se refleja además el valor medio de cada uno de los valores.
Tabla 64: Ribbon-Si
Autor Eficiencia
módulo P.R. Duración
(años)
Irradiación
(kWh/m2/año) EPBT
(años)
GHG (g CO2-
eq/kWh)
Año de
publicación
Laleman (7) 12% 0,75 30 950 4
67
2010
Alsema (8) 11,5% 0,75 30 1700 1,7
29
2006
Alsema (8) 11,5% 0,75 30 1000 2,9 N/A 2006 Domínguez (19) 12 0,78 30 1825 N/A 30 2010 Fthenakis (27) N/A 0,75 30 1700 1,7 30 2006 Jungbluth (28) 12% 0,75 30 1117 2,7 N/A 2008 Alsema et al (30) 11,5% 0,75 30 1000 2,6 N/A 2005 Alsema et al (30) 11,5% 0,75 30 1700 1,7 30 2005
Valor medio 11,7% 0,75 30 1325 2,4 37,2
Se puede observar el rango de valores en los que se mueven los parámetros
considerados en laFig. 52. La eficiencia del módulo considerada se encuentra entre el 11,5% y
el 12%. El PR tiene una pequeña oscilación y los valores radiantes se mueven entre los 950 y
1825 kWh/m2año. De la aproximación de la energía requerida se observan pequeñas
diferencias en los valores considerados con una horquilla de 424 MJ/m2.
Fig. 52: Rango de valores de variables en las instalaciones de ribbon-Si
Se ha representado en la Fig. 53 de igual manera el rango de variación de los resultados
obtenidos, en la que el cálculo del tiempo de retorno energético tiene una horquilla de 1,2
años y las emisiones de gases de 38 gCO2eq/kWh, mientras que el ERF oscila entre 7,5 y 17,6.
11,5 %
75%
30
950 807
12 %
78%
30 años
1825 kWh/m2año
1231MJ/m2
Eficiencia PR LT Irradiación EnergíaRequerida
126
Fig. 53: Rango de resultados en las instalaciones de ribbon-Si
7.7.1 Análisis del tiempo de retorno energético
La representación de los valores del tiempo de retorno energético frente a la
aproximación de la generación de energía (Fig. 54) permite observar perfectamente el
cumplimiento de la tendencia teórica, a mayor generación anual del sistema, menor tiempo
necesario.
Fig. 54: EPBT en función de la aproximación de la energía anual generada.
Alsema (30) trabaja utilizando un valor del coeficiente de conversión de 0,32 y
Jungbluth (28) sobre el de la UCTE sin especificar el valor. Laleman (7) 0,35.
Para observar los resultados del tiempo de retorno energético analizamos en primer
lugar la energía requerida que ha sido considerada en los diversos estudios.
1,7 29
7,5
2,9 años
67 gCO2/kWh 17,6
EPBT GHG ERF
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
86 86 86 101 147 147
EP
BT
(añ
os)
EG (kWh/m2año)
(7)
(8)
(30)
(28)
(8) (30)
127
Laleman (7)supone que lea energía primaria total requerida por los sistemas de 3 kWp
es de 30000 MJeq/kWp o en otras unidades 4000 MJeq/m2. Ya que es especificado el factor de
conversión podemos convertirlo a 10500 MJ/kWp o 1400 MJ/m2. Este estudio no considera el
reciclado ni reemplazamiento de alguno durante el periodo.
Alsema (30) especifica que en la fabricación del módulo fotovoltaico de Ribbon-Si son
necesarios 2600 MJp/m2 y 100 MJprim/m
2 para el BOS, mientras que para el inversor lo
cuantifica en 1930 MJp/kWp. No especificando el valor total de la energía requerida por el
sistema.
Jungbluth (28) supone que la energía requerida para la fabricación del módulo es de
17800 MJeq/kWp y para el sistema completo 25800 MJeq/kWp. Se considera la etapa de
reciclado en los cálculos.
El trabajo de Alsema(8) no ofrece información sobre la energía requerida, así como el
de Domínguez(19).
Estos datos son muy cercanos, además unidos al factor de que el tiempo de vida
considerado para la instalación es el mismo, 30 años, se puede observar la perfecta coherencia
de los resultados obtenidos para el ERF (Fig. 55).
Fig. 55: ERF en función de la aproximación de la energía anual generada por el sistema
7.7.2 Análisis de las emisiones de gases
Los valores de las emisiones dado que no existen muchos estudios referentes a esta
tecnología se representan en la Fig. 56.
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
18,0
20,0
86 86 86 101 147 147
ER
F
EG (kWh/m2año)
128
Fig. 56: Emisiones de GHG frente a la generación aproximada de energía total
El resultado obtenido por Laleman (7) es 67 gCO2-eq/kWh es el mayor, utilizando el
mix eléctrico de Bélgica con 0,33 kgCO2-eq/kWh. Alsema (30) obtiene 30 gCO2-eq/kWh con
un 0,48 kgCO2-eq/kWh. Domínguez(19) considera una perdida eficiencia anual del 0,5% de la
eficiencia de conversión de los módulos y obtiene 30 gCO2-eq/kWh bajo el mix energético de
España 0,511 kgCO2-eq/kWh.
Las diferencias se producen por tanto en virtud de la cantidad de energía generada, ya
que el tiempo estimado de funcionamiento es igual para los sistemas.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2565 4399 5125
GH
G (
g C
O2
eq/k
Wh)
EGT (kWh/m2)
(7)
(30) (19)
129
8 Propuesta metodológica
Una vez establecidos los diferentes valores obtenidos y observando las diferencias
existentes, no solo por el tipo tecnológico de módulo fotovoltaico empleado, sino también por
los pasos o fases empleados en los cálculos, se propone en este apartado, hacer una
cuantificación de los mejores resultados obtenidos para realizar el cálculo del EPBT, ERF,
GHGevitados y GPBT de forma disgregada, utilizando los mejores valores relativos a la
instalación y las más beneficiosas respecto a los módulos.
Para ello se procederá de la siguiente manera en este capítulo. En el apartado 8.1 se
diferenciarán las variables cuya influencia viene determinada por el módulo fotovoltaico en si
mismo de aquellas que dependen de la instalación . Para estas últimas se proponen unos
valores y la justificación de dicho valor en el apartado 8.2. En el apartado 8.3 se explica como
se procede para realizar los cálculos y se proponen las ecuaciones generales para el cálculo. A
continuación en los apartados 8.4-8.9 se calcula el EPBT, ERF, GHGevitados y GPBT para cada
una de las tecnologías y finalmente en el apartado 8.10 se comparan los resultados propuestos
y se realiza un análisis de sensibilidad en función de los valores del coeficiente de conversión,
irradiación y pérdida anual de eficiencia del panel fotovoltaico.
8.1 Bases de la propuesta metodológica
Para realizar la propuesta metodológica hay que distinguir entre aquellas variables
asociadas a términos no dependientes de la funcionalidad del módulo de aquellos relativos al
resto del sistema que componen la instalación fotovoltaica.
Lo que se desea es separar aquellos factores que tienen influencia en los resultados y
que dependen exclusivamente del módulo de aquellas que son propias de la instalación, el
objetivo es poder comparar entre las distintas tecnologías de forma que la única dependencia
sea con la tecnología fotovoltaica (módulo), así suponiendo unos valores de la instalación
determinados poder comparar las tecnologías con una menor incertidumbre por la influencia
de la instalación.
En primer lugar vamos a diferenciar cuales son las variables relativas al módulo (Tabla
65) y cuales son las relativas al sistema (Tabla 66).
Tabla 65: Factores relativos al módulo fotovoltaico
Variables relativas al módulo fotovoltaico Nomenclatura
Eficiencia del módulo (%) Ef
Energía requerida en la fabricación del módulo (MJ/m2 o
MJ/kWp)
EM
Energía requerida relativa al reciclado (MJ/m2
o MJ/kWp) EREC
Energía requerida total (MJ/m2
o MJ/kWp) ETOT
Pérdida anual de eficiencia (%) d
Potencia del módulo (Wp/m2) P
Duración (años) LT
Los factores que aparecen en la tabla Tabla 65 se considerarán variables según la
tecnología que esté siendo estudiada, de acuerdo con los datos de la revisión bibliográfica del
130
capítulo 6, estos datos serán ofrecidos para una de las tecnologías por separado. En la Tabla
66 se describen aquellos factores que son relativos a la instalación, para estas variables serán
propuestos unos valores que se mantendrán constantes para las diferentes tecnologías.
Tabla 66: Factores relativos a la instalación
Variables relativas a la instalación Nomenclatura
Rendimiento de la instalación (%) PR
Energía requerida relativa al BOS (MJ/m2
o MJ/kWp) EBOS
Energía requerida para el desmantelamiento de la
instalación (MJ/m2
o MJ/kWp)
ED
Energía requerida en el transporte (MJ/m2
o MJ/kWp) ET
Energía requerida en el inversor(MJ/m2
o MJ/kWp) EInv
Irradiación (kWh/m2año) I
Factor de conversión de energía primaria (MJ/MJprimario) C
Factor de emisiones (g CO2-eq/kWh) Fmix
8.2 Valores de las variables y justificación
Existen términos tales como la irradiación, PR, factor de conversión de energía
primaria o el factor de emisiones que producendiferencias en los resultados. Se propone fijar
para ellos unos valores determinados, aquellos que a lo largo de la revisión se pueden
considerar como los mas eficientes o los más idóneos para la comparación de forma que
supeditando el cálculo a los mejores requerimientos energéticos, eficiencia de los módulos y
aquellas variables relativas a los módulos, permitan obtener los valores del tiempo de retorno
energético, factor de retorno energético, emisiones evitadas y tiempo de retorno de emisiones
más óptimos posibles enmarcados en cualquier caso en una perspectiva realista.
Tabla 67: Valores asumidos para la propuesta
Variable Valor
PR 80%
EBOS 542 MJp/m2
ED 90 MJp/m2
ET 144 MJp/m2
EInv 120 MJp/m2
I 1700 kWh/m2año
C 0,31 MJ/MJprim
Fmix variable
A lo largo de la revisión bibliográfica ha podido comprobarse como el valor del PR
oscilaba con proximidad al 75 ó al 80%, se toma aquí el valor del 80% de acuerdo con las
recomendaciones realizadas por la IEA (33), que propone un valor del 75% para aquellas
instalaciones sobre tejado y un 80% para las que sean sobre suelo. Y de acuerdo con que un
80% está relacionado con una mejor eficiencia de la instalación que valores inferiores. Cabe
comentar que este valor puede ser mayor y que en el futuro el 90% es un valor
razonablemente alcanzable (34).
Para las energías requeridas, EBOS, ED, ET y EInv se ha procedido de la siguiente forma
para su cuantificación. Durante la revisión bibliográfica la energía requerida se ofrece en
131
diferentes unidades, para cada estudio se han convertido cada uno de los valores a unidades de
energía primaria por metro cuadrado y entre todos los valores han sido seleccionados aquellos
que son más pequeños pero siempre dentro del marco comparativo entre dichos valores, para
evitar errores de publicación o infravaloraciones.
El valor radiante que será considerado es de 1700 kWh/m2año, este es asumido porque
la radiación que se considera en la bibliografía oscila entre los 900-2200 kWh/m2año, se ha
optado por considerar un valor suficientemente alto para obtener un tiempo de retorno
energético no excesivamente bajo ni excesivamente alto y que sea representativo de una
localización óptima, propia de lugares con alta radiación como el Sur de Europa, pero sin
llegar a los valores extremos que pueden producirse en el ecuador.
El factor de conversión energética, C, se ha seleccionado en virtud del rango de valores
observado (0,29-0,4), se ha optado por asumir un valor de C=0,31 propio de la UCTE.
El factor de emisiones, Fmix, se considerará variable y se realiza un análisis de cómo
afecta su valor en los resultados tanto de las emisiones de gases evitadas como su influencia
en el tiempo de retorno ambiental.
8.3 Método de evaluación
Como se ha comentado con anterioridad se va a realizar una propuesta para evaluar los
índices EPBT, ERF, GHGev y GPBT. Para ello se extrae de cada uno de los informes
destacados en el Capítulo 6 los valores mencionados anteriormente.
Sin embargo surgen dificultades cuando se ofrecen los resultados de la energía
requerida para cada una de las fases consideradas, los resultados que se ofrecen pueden darse
en diferentes unidades, impidiendo su comparación directa. Para poder hacerlo se convierte
cada uno de los términos a unidades de energía primaria, para ello ha de tenerse en cuenta
toda la información relativa a la instalación y al factor de conversión utilizado por el estudio.
Una vez convertidos los valores a unidades de energía primaria se seleccionan las de
menor valor y se aplica a las ecuaciones del EPBT y ERF.
EPBT [años]=
ERF =
Donde la generación eléctrica anual se calcula a partir de los datos de irradiación,
eficiencia del módulo, PR y pérdida de eficiencia anual.
Tanto los valores del EPBT como de ERF serán calculados por dos métodos, uno
optimizando el mejor resultado para cada fase (mejor energía requerida en la fabricación del
módulo, reciclado, desmantelamiento, inversor, BOS, preparación) y una segunda donde se
utiliza la menor energía requerida total comentada por los autores. Se realizan ambos cálculos
porque en muchos trabajos solo se ofrece el valor total y para no descartar ningún resultado es
conveniente su inclusión.
132
En cuanto a la otra variable bajo estudio, las emisiones de gases, esta es mucho mas
complicada de estudiar de forma directa, por tanto se propone valorar en todos los estudios la
media de emisiones de gases de efecto invernadero y a partir de ella calcular el tiempo de
retorno de los gases emitidos durante el ciclo de vida, utilizando la siguiente relación:
GPBT =
=
[
]
GHGevitados
= I × PR × Ef × LT × d × Fmix
Para su cálculo consideramos variable el factor de emisiones de España, con los
valores correspondientes desde el año 2007 al 2011, así como el de la UCTE del 2009.
8.4 Silicio monocristalino
La producción de los módulos de silicio monocristalino se cuantifica según Cucchiella
(4) y Lu (22) en 1404 MJ/m2 y 3514 MJ/m
2. Alsema (30) lo evalúa en 5250 MJp/m
2,
Jungbluth (28) en 24600 MJeq/kWp. Mientras que Ito (12) e Ito (21) en 27000 y 29000
MJp/kWp.
El transporte según Cucchiella (4) y Lu (22) supone 57 y 70 MJ/m2
respectivamente.
Donde Ito (12) e Ito (21) la calculan como 2500 y 1000 MJp/kWp.
El desmantelamiento es cuantificado por Cucchiella como 36 MJ/m2 e Ito (21) lo
supone en 100 MJp/kWp.
La energía relativa a los inversores ofrecen valores de 47 , 612y 518 MJ/m2 por
Cucchiella(4), Kannan (13) y Lu (22)respectivamente. Ito (21) lo evalúa en 570 MJ/kWp e Ito
(12) y Alsema (30) en 5000 y 1930 MJp/kWp.
No se ofrecen datos sobre la energía invertida en proceso de reciclado. Y se evalúa el
BOS en Cucchiella (4), Fthenakis (27) y Lu (22) en 590, 542 y 1170 MJ/m2. Siendo para
Alsema (30) de 100 MJp/m2 e Ito (12) lo cuantifica en 7450 MJp/kWp.
Los valores totales de energía requerida por una instalación completa estudiada son
Cucchiella (4) 2150 y Lu (22) 4453 MJ/m2. Laleman (7) obtiene 5700 MJp/m
2. Y por su parte
Jungbluth (28) e Ito (12)obtienen 31900 y 41949 MJp/kWp.
Para las conversiones a términos de energía primaria por metro cuadrado se ha
considerado que el módulo mas óptimo posible, con una potencia de 143 Wp/m2.
Utilizando las constantes de conversión correspondientes para aquellos que la
especifican y 0,32 como media para las desconocidas, se establece el total en términos de
energía primaria para cada una de las variables de la energía requerida, que transformada
utilizando el coeficiente más óptimo de conversión 0,31 da los siguientes resultados en
MJ/m2.
133
Tabla 68:Energía requerida en MJ/m2 para las fases de las instalaciones de mono-Si
Ereq módulo Ereq total suma Ereq total óptima
1088 1365 1414
En la tabla anterior puede observarse que el menor resultado que aparece en la
bibliografía consultada y el obtenido a partir de la suma de los procesos más eficientes es muy
similar.
Por otro lado, la eficiencia óptima de los módulos de silicio monocristalino referidos es
16%. El tiempo de funcionamiento más elevado es de 30 años.
Resumiendo estos valores en la tabla siguiente:
Tabla 69: Valores de los factores relativos al módulo fotovoltaico de mono-Si
Variable Valor
Ef 16%
EM 1088 MJ/m2
EREC 0
ETOT 1365 MJ/m2
d 0,5%
P 143 Wp/m2
LT 30 años
Los resultados del EPBT para la suma de cada una de las fases resulta de 1,76años y su
ERF de 17. Mientras que si se computa la total se obtiene un tiempo de retorno energético
de1,8 años y 16,4 de factor de retorno energético.
Tabla 70: Resultados del EPBT y ERF del mono-Si
EPBT(suma) ERF (suma) EPBT (total) ERF (total)
1,76 17 1,8 16,4
Considerando como media de emisiones durante el ciclo de vida de los sistemas
fotovoltaicos basados en silicio monocristalino, 65 gCO2-eq/kWh calculamos el tiempo de
retorno de las emisiones, según distintos factores de emisión.Así mismo también puede ser
aproximada la cantidad de CO2-eq evitada por m2 de instalación.
134
Tabla 71: GPBT en mono-Si según el factor de emisiones de España y EU27
Año Fmix GPBT (años)
GHGevitados
(kgCO2eq/m2)
2007 0,37 5,3 2078
2008 0,32 6,1 1797
2009 0,27 7,2 1516
2010 0,21 9,3 1179
2011 0,28 7,0 1573
2009EU27 0,4 4,9 2247
8.5 Silicio policristalino
De los datos obtenidos para el silicio monocristalino, podemos hacer la misma
distinción entre fases que la realizada anteriormente.
En cuanto a la energía requerida para la fabricación de los módulos, Alsema (8) utiliza
3200 MJ/m2, Alsema (30) 3940 MJ/m
2, Cucchiella (4) 1072 MJ/m
2 y Stoppato (20) 2298
MJ/m2. En otras unidades Raugei (10) utiliza 25300 MJ/kWp, Pacca (9) 4322 MJprim/m
2 y
Jungbluth (28) 20000 MJeq/kWp.
En la energía requerida en el transporte, Pacca (9) lo calcula como 1980 MJ/kWp y
Cucchiella (4) como 57,6 MJ/m2. De igual forma en el desmantelamiento Ito (21) lo
cuantifica en 500 MJp/kWp y Cucchiella (4) en 36 MJ/m2. Y en el reciclado solamente
Desideri (15) lo cuantifica en 753 MJp/m2.
En la energía requerida en los inversores, Pacca (9) e Ito (21) suponen 503 y 570
MJp/kWp respectivamente, Cucchiella (4) lo calcula como 47,2 MJ/m2 y Alsema (30) en 1930
MJeq/kWp.
En lo que compete a la energía de los componentes del sistema denominado BOS, Ito
(23), Ito (21) y Pacca (9) lo cuantifican en 10387; 3700 y 3076 MJ/kWp respectivamente.
Alsema (30) en 100 MJp/m2. Cucchiella (4) y Fthenakis (27) suponen 542 y 590 MJ/m
2.
En los datos relativos a la instalación completa del sistema, la energía requerida calculada por
Ito (23), Ito (12) y Raugei (10) es 25178, 33068 y 34400 MJp/kWp. Desideri (15) y
Cucchiella (4) suponen 2764 y 1804 MJ/m2. Mientras que Jungbluth (28) supone un total de
27600 MJeq/kWp.
Utilizando las constantes de conversión correspondientes para aquellos que la
especifican y 0,32 como media para las desconocidas, se establece el total en términos de
energía primaria para cada una de las variables de la energía requerida, que transformada
utilizando el coeficiente más óptimo de conversión 0,31 da los siguientes resultados en
MJ/m2.
135
Tabla 72: Energía requerida en MJ/m2 para las fases de las instalaciones de multi-Si
Ereq módulo Ereq reciclado Ereq total suma Ereq total
831,42 233,43 1342,3 1225,4
Se considera además la eficiencia optima de los registros bibliográficos esta se
establece en el 16% para los sistemas de silicio policristalino. Y una pérdida de eficiencia del
0,5% anual. Potencia por módulo 157 Wp/m2 y duración 30 años. Estos datos quedan
resumidos en la siguiente tabla.
Tabla 73: Valores de los factores relativos al módulo fotovoltaico de multi-Si
Variable Valor
Ef 16%
EM 831 MJ/m2
EREC 243
ETOT 1342 MJ/m2
d 0,5%
P 157 Wp/m2
LT 30 años
Estos datos, unidos a los de referencia de irradiación, rendimiento de los componentes,
y tiempo óptimo de funcionamiento, permite calcular tiempo de retorno energético con unos
valores de 1,73 y 1,58 años, si el total se considera como suma de los valores óptimos de cada
proceso o si se considera el valor más óptimo de los analizados. Y de la misma forma,
respectivamente se obtiene el número de veces que el sistema es capaz de generar en esas
condiciones la energía requerida, siendo este valor 17,3 y 19 veces.
Tabla 74: Resultados del EPBT y ERF del multi-Si
EPBT (suma) ERF (suma) EPBT (total) ERF (total)
1,73 17,3 1,58 19
Considerando como media de emisiones durante el ciclo de vida de los sistemas
fotovoltaicos basados en silicio policristalino, 48 gCO2-eq/kWh calculamos el tiempo de
retorno de las emisiones, según distintos factores de emisión. Se calcula además el CO2-eq
evitado por metro cuadrado de instalación.
Tabla 75: GPBT y GHG evitados en multi-Si según el factor de emisiones de España y EU27
Año Fmix GPBT (años)
GHGevitados
(kg CO2-eq/m2)
2007 0,37 3,9 2078,1
2008 0,32 4,5 1797,3
2009 0,27 5,3 1516,5
2010 0,21 6,9 1179,5
2011 0,28 5,1 1572,6
2009EU27 0,4 3,6 2246,6
136
8.6 Teluro de Cadmio
De la revisión bibliográfica consultada se establecen ahora los valores óptimos para el
cálculo del EPBT y ERF.
El análisis de los valores de la energía requerida para la fabricación de los módulos
permite obtener los diferentes valores mencionados. Cucchiella (4) la evalúa en 193 MJ/m2.
Mientras que Held(16), Fthenakis (14) y SENSE (18) en 750, 966 y 2272 MJp/m2. Jungbluth
(28) en 14600 MJeq/kWp y Raugei (10), Ito (23) e Ito (12) en 7800, 10303 y 14500 MJp/kWp
respectivamente.
El transporte es cuantificado por Cucchiella (4) en 57,6 MJ/m2, mientras que , Ito (23)
e Ito (12) coinciden en 5300 MJp/kWp.
La energía requerida en el desmantelamiento según Cucchiella (4) es de 36 MJ/m2. El
reciclado es únicamente evaluado por Held (16) en 81 MJp/kWp.
En los inversores se emplean según Ito (12) 5000 MJp/kWp y según Cucchiella (4)
47,52 MJ/m2.
La energía requerida del resto de componentes (BOS) es evaluada por Held(16) y
Fthenakis (14) en 439 y 542 MJp/m2 respectivamente. Cucchiella (4) asume 590 MJ/m
2. Ito
(23) e Ito (12) la suponen en 14020 y 11879 MJp/kWp respectivamente.
Los valores de la energía requerida total que se ofrecen son los siguientes, Cucchiella
(4) 925 MJ/m2. Held (16), Laleman (7) y SENSE (18)lo cuantifican en 1270, 2250 y 2735
MJp/m2 respectivamente. Y Fthenakis (14), Raugei (10), Ito (23) e Ito (12) dan valores de
13800, 21900, 31000 y 34879 MJp/kWp. Y finalmente Jungbluth (28) en 26200 MJeq/kWp.
Convirtiendo a unidades de MJ/m2, con C=0,31, quedan los siguientes valores:
Tabla 76: Energía requerida en MJ/m
2 para las fases de las instalaciones de CdTe
Ereq módulo Ereq reciclado Ereq total suma Ereq total
149 25 451 394
Se considera una eficiencia óptima de 11,3% y un tiempo de funcionamiento estimado
de 30 años, una pérdida de eficiencia anual del 0,5% y la potencia del mejor módulo
consultado de 100 Wp/m2.
Tabla 77: Valores de los factores relativos al módulo fotovoltaico de CdTe
Variable Valor
Ef 11,3%
EM 149 MJ/m2
EREC 25
ETOT 451 MJ/m2
d 0,5%
P 100 Wp/m2
LT 30 años
137
Se obtiene el tiempo de retorno energético y factor de retorno calculados a partir de la
suma total de las fases más eficientes consideradas, cuyos valores son 0,82 años y 36,3,
respectivamente. Observando que son valores mayores que cuando se calcula a partir del
mejor resultado obtenido, 0,71 años y 41. Y que puede ser explicado fácilmente por todo lo
comentado anteriormente sobre la inclusión de todas las fases en el análisis del ciclo de vida.
Cuanto más exhaustivo es el análisis mayor es la energía requerida y por tanto mayor es el
tiempo de retorno energético.
Tabla 78:Resultados del EPBT y ERF del CdTe
EPBT (suma) ERF (suma) EPBT (total) ERF (total)
0,82 36,3 0,71 41
Para el cálculo del tiempo de retorno de las emisiones, considerando la variación del
factor de emisiones y la media de emisiones de 38,5 g CO2eq/kWh de los sistemas basados en
Cadmio Teluro, se obtienen los siguientes resultados.
Tabla 79: GPBT en CdTe según el factor de emisiones de España y EU27
Año Fmix GPBT (años)
GHGevitados
(kg CO2-eq/m2)
2007 0,37 3,1 1468
2008 0,32 3,6 1269
2009 0,27 4,3 1071
2010 0,21 5,5 833
2011 0,28 4,1 1111
2009EU27 0,4 2,9 1587
8.7 Silicio amorfo
Los requerimientos energéticos de los sistemas con silicio amorfo se detallan a
continuación.
En la producción del módulo fotovoltaico según Pacca (9) se necesitan 871 MJp/m2,
mientras que SENSE (18) lo cuantifica en 1096 MJp/m2 ó 20000 MJp/kWp. Valor muy
cercano a los propuestos por Jungbluth (28) 17700 MJeq/kWp ó Ito (23) 17743 MJp/kWp.
El transporte es cuantificado por Ito (23) y Pacca (9) como 5087 y 1980 MJp/kWp
respectivamente. Sobre el desmantelamiento o reciclado no existe información al respecto.
Pacca (9) es el único que evalúa la energía en el inversor y en el BOS, 503 y 3076
MJp/kWp.
El resultado de la energía total según Laleman (7) es 2020 MJp/m2. SENSE distingue
que para montajes sobre tejado la energía primaria requerida es de 1200 MJp/m2 y cuando se
evalúa un montaje sobre suelo asciende a 1814 MJp/m2. Jungbluth (28) la calcula en 29000
MJeq/kWp e Ito (23) en 41000 MJp/kWp.
138
Tabla 80:Energía requerida en MJ/m2 para las fases de las instalaciones de a-Si
Ereq módulo Ereq total suma Ereq total
109 386 372
La mejor eficiencia de conversión del módulo consultada es del 7% con una pérdida de
eficiencia del módulo del 0,5% anual, considerando un coeficiente de conversión de 0,31,
una duración de 30 años y una potencia por módulo de 69 Wp/m2.
Tabla 81: Valores de los factores relativos al módulo fotovoltaico de a-Si
Variable Valor
Ef 7%
EM 106 MJ/m2
EREC 0
ETOT 386 MJ/m2
d 0,5%
P 69 Wp/m2
LT 30 años
Se obtiene el tiempo de retorno energético para la suma de las fases con menores
requerimientos consultadas, cuyo valor es de 1,14 años y el factor de retorno energético
suponiendo 30 años de funcionamiento de la instalación es de 26,3 veces. Si se utiliza el
mejor valor de la suma total, se obtienen 1,09 años y 27,3 veces de ERF.
Tabla 82: Resultados del EPBT y ERF del a-Si
EPBT (suma) ERF (suma) EPBT (total) ERF (total)
1,14 26,3 1,09 27,3
Considerando como media de emisiones durante el ciclo de vida de los sistemas
fotovoltaicos basados en silicio amorfo, 37,5 gCO2-eq/kWh calculamos el tiempo de retorno de
las emisiones, según distintos factores de emisión. Son calculados también los kgCO2-eq
evitados por metro cuadrado de instalación fotovoltaica durante todo el periodo considerado
de 30 años.
Tabla 83: GPBT en a-Si según el factor de emisiones de España y EU27
Año Fmix GPBT (años)
GHGevitados
(kg CO2-eq/m2)
2007 0,37 3,0 909
2008 0,32 3,5 786
2009 0,27 4,2 663
2010 0,21 5,4 516
2011 0,28 4,0 668
2009EU27 0,4 2,8 983
139
8.8 CIS/CIGS
Se han aglutinado ambos tipos de módulos por sus similitudes energéticas y de
compuestos. Ito (21) calcula que la fabricación del módulo a partir de dos módulos distintos
que cuantifica en unos requerimientos energéticos de 9500 y 12500 MJp/kWp. En el informe
de Ito (12) supone 12000 MJp/kWp. Cucchiella (4) lo cuantifica en 529 MJ/m2. Mientras que
Raugei (10) y Jungbluth (28) lo cuantifican en 27700 y 18600 MJp/kWp.
El transporte es supuesto en 2989 y 3333 MJp/kWp por Ito (23) y (12), Cucchiella (4) lo
cuantifica en 57,6 MJ/m2, que a su vez supone que la energía necesaria para el
desmantelamiento de la instalación al final del ciclo de vida es de 90 MJ/m2. La energía
requerida en el inversor es cuantificada según Cucchiella en 47,2 MJ/m2, estando el cálculo de
Ito (21) en 118 MJp/m2.
Según el informe SENSE (18) el sistema completo necesita una energía de 2635
MJp/m2 si la instalación se realiza sobre tejado y 3031 MJp/m
2 si es un montaje sobre suelo.
Ito (21) lo supone en 2204 y 2028 MJp/m2 según el módulo e Ito (23) en 2849 MJp/m
2.
Cucchiella (4) lo evalúa en 1263 MJ/m2. Laleman (7) lo calcula como 3200 MJp/m
2.
Jungbluth (28) y Raugei (10) lo suponen en 27200 y 39400 MJp/kWp.
Asumiendo los mejores resultados seleccionados, los cambios de conversión y los
resultados seleccionados según los criterios mencionados, quedan:
Tabla 84: Energía requerida en MJ/m
2 para las fases de las instalaciones de CIS/CIGS
Ereq módulo Ereq total suma Ereq total
322 600 628
Teniendo en cuenta que la eficiencia más elevada para esta tecnología es de 11,5 %, se
considera una duración de 30 años y una pérdida de eficiencia en el módulo de 0,5%
anualmente, además se considera que el mejor módulo consultado tiene una potencia de 112
Wp/m2.
Tabla 85: Valores de los factores relativos al módulo fotovoltaico de CIS/CIGS
Variable Valor
Ef 11,5%
EM 322 MJ/m2
EREC 0
ETOT 600 MJ/m2
d 0,5%
P 112 Wp/m2
LT 30 años
Se obtienen los valores del EPBT y ERF para la suma de las fases calculadas más
eficientes dando como resultado 1,07 años y 27,9 veces. Mientras que realizando el cálculo
para la menor energía total mencionada es de 1,12 años y 26,6.
140
Tabla 86: Resultados del EPBT y ERF del CIS/CIGS
EPBT (suma) ERF (suma) EPBT (total) ERF (total)
1,07 27,9 1,12 26,6
Para el cálculo del tiempo de retorno de las emisiones, considerando la variación del
factor de emisiones y la media de emisiones de 51 g CO2eq/kWh de los sistemas basados en
CIS/CIGS, se obtienen los siguientes resultados. Además pueden ser calculadas emisiones
evitadas durante el periodo completo de funcionamiento propuesto de 30 años.
Tabla 87: GPBT en CIS/CIGS según el factor de emisiones de España y EU27
Año Fmix GPBT (años)
GHGevitados
(kg CO2-eq/m2)
2007 0,37 4,1 1494
2008 0,32 4,8 1292
2009 0,27 5,7 1090
2010 0,21 7,3 848
2011 0,28 5,5 1130
2009EU27 0,4 3,8 1615
8.9 Ribbon-Si
La información revisada en esta tecnologíarecoge que según Alsema (30) la energía
requerida para la producción de los módulos de ribbon-Si es de 2600 MJp/m2. Jungbluth (28)
la cuantifica por su parte en 17800 MJeq/kWp.
Alsema (30) sugiere que en el inversor se emplean 1930 MJp/kWp y en el BOS
Fthenakis (27) la supone en 542 MJ/m2.
La suma total de la energía requerida en Laleman (7) asciende a 30000 MJp/kWp,
mientras que Jungbluth (28) la supone en 25800 MJeq/kWp.
Donde los resultados seleccionados en virtud de las argumentaciones iniciales quedan:
Tabla 88: Energía requerida en MJ/m
2 para las fases de las instalaciones de ribbon-Si
Ereq módulo Ereq total suma Ereq total
722 1000 1047
Habiendo fijado con anterioridad el resto de los parámetros y suponiendo como óptima
la mayor eficiencia consultada 12% conuna pérdida de eficiencia del 0,5%, una duración de
30 años y una potencia nominal de 112 Wp/m2.
141
Tabla 89: Valores de los factores relativos al módulo fotovoltaico de ribbon-Si
Variable Valor
Ef 12%
EM 722 MJ/m2
EREC 0
ETOT 1000 MJ/m2
d 0,5%
P 112 Wp/m2
LT 30 años
Se obtiene que para el cálculo del tiempo de retorno energético a partir de la suma de
las fases más eficientes es de 1,72 años y el factor de retorno energético es de 17,4. Cuando
este cálculo se realiza con la mejor información total el resultado es de 1,8años y 16,6 veces la
recuperación de la energía invertida.
Tabla 90: Resultados del EPBT y ERF del ribbon-Si
EPBT (suma) ERF (suma) EPBT (total) ERF (total)
1,72 17,4 1,8 16,6
Considerando como media de emisiones durante el ciclo de vida de los sistemas
fotovoltaicos basados en silicio ribbon, 30 gCO2-eq/kWh calculamos el tiempo de retorno de
las emisiones, según distintos factores de emisión. Se calculan también las emisiones que
pueden ser evitadas por metro cuadrado de instalación fotovoltaica de ribbon silicio.
Tabla 91: GPBT en ribbon-Si según el factor de emisiones de España y EU27
Año Fmix GPBT (años)
GHGevitados
(kg CO2-eq/m2)
2007 0,37 2,4 1559
2008 0,32 2,8 1348
2009 0,27 3,3 1137
2010 0,21 4,3 885
2011 0,28 3,2 1179
2009EU27 0,4 2,3 1685
142
8.10 Resultados
A partir de los datos obtenidos se ha generado el cálculo más eficiente posible de los
sistemas fotovoltaicos, obteniéndose las energías requeridas en sus distintas fases y el tiempo
de retorno energético propio de cada sistema, representado en laFig. 57habiendo supuesto las
condiciones más óptimas posibles de aquellos parámetros ajenos a la parte correspondiente al
módulo fotovoltaico.
Queda de manifiesto según estas suposiciones que el periodo de retorno energético en
los sistemas basados en el silicio es en general mayor que aquellos de tecnología de capa
delgada, debido principalmente a los requerimientos energéticos en el procesado y fabricación
de los módulos, como se pone de manifiesto en el gráfico. Se ha añadido también el
porcentaje de la energía requerida para la fabricación del módulo respecto del total, en el
silicio monocristalino y ribbon este porcentaje supera el 70%. Y se observa que en los
módulos de teluro de cadmio, silicio amorfo y CIGS/CIS esta cantidad es menor, esta
diferencia explica porque su tiempo de retorno energético es menor.
Fig. 57: Energía requerida para cada tecnología, peso especifico del procesado del módulo
Como se pone de manifiesto en la Fig. 58, cuando se calcula el periodo necesario que
debe estar funcionando un sistema fotovoltaico para que las emisiones de gases de efecto
invernadero queden recuperadas y que por tanto a partir de ese momento la generación que
realice sea totalmente limpia depende fuertemente de donde se encuentre situado el factor de
emisiones relativo del país. Puede observarse que cuando el factor de emisiones es alto, en
España en el año 2007 estaba situado en 0,37, el tiempo de retorno de emisiones disminuye, y
cuando es bajo, 0,21 en el año 2010 se eleva el número de años. Consecuencia lógica del peso
del entorno en el beneficio medioambiental de los sistemas fotovoltaicos, cuanto más limpia
es en general la producción eléctrica de un país, menor incidencia tiene la instalación de
sistemas renovables.Puede a su vez observarse que la tecnología basada en el silicio
monocristalino es la más contaminante, consecuencia directa del mayor requerimiento
energético, no obstante se desprende de los demás valores que no solo el requerimiento
energético afecta a las emisiones sino también el tipo de fase productiva.
79,7% 61,9%
33,1% 28,2%
53,8%
72,2%
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
mono-Si multi-Si CdTe a-Si CIS/CIGS Ribbon-Si
Ener
gía
req
uer
ida
(MJ/
m2
)
Ereq modulo Ereq transporte Ereq desmant Ereq reciclado Ereq inversor Ereq BOS
143
Fig. 58: Evolución del GPBT según el factor de emisiones
8.10.1 Análisis de sensibilidad
Los resultados del tiempo de retorno energético obtenidos a lo largo de este capitulo
han sido calculados asumiendo una serie de hipótesis en las variables consideradas, por
ejemplo, se ha considerado que la pérdida de eficiencia anual del módulo es del 0,5%,el factor
de conversión energética ha sido establecido en 0,31 MJel/MJp o que la irradiación
considerada es de 1700 kWh/m2año.
Cuando se toma la decisión de fijar estos valores se hace intentando asumir los mejores
valores posibles fieles a la realidad. Sin embargo, si se pretende establecer una cota mínima
de EPBT para los sistemas debería considerarse como afectan al resultado que se obtiene, para
con ello tener una regla de decisión para a priori al observar un resultado poder calificarlo
como dudoso.
Manteniendo todas las demás variables constantes, el análisis de sensibilidad del
tiempo de retorno energético con la degradación permite establecer unos valores límite.
Cuando no se considera que exista pérdida de eficiencia en el módulo el EPBT mínimo es de
1,7 años para mono-Si, multi-Si y Ribbon-Si. Para el a-Si y CIS/CIGS es de 1,1 años y 0,8
para el teluro de cadmio. Sin embargo el método de calculo empleado para tener en cuenta la
degradación no permite observar grandes diferencias en la influencia de la degradación en el
tiempo de retorno energético. En el cálculo del EPBT la generación anual se calcula como la
irradiación multiplicada por el rendimiento de la instalación por la eficiencia del módulo por
la pérdida de eficiencia anual elevada al número de años de funcionamiento, por tanto si se
estima que el EPBT está en torno a 3 años, el cálculo aproximado se realiza de la siguiente
forma:
Generación anual= Irradiación x PR x Eficiencia x (1- degradación anual)2
Donde el exponente se escoge en el periodo intermedio, ya que todos los años no se
genera la misma energía sino que va disminuyendo, pero esta pérdida de eficiencia tiene unos
valores muy pequeños y puesto que el retorno energético se produce en los primeros años, la
influencia que tiene la degradación en la cantidad de energía generada es mínima.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0,2 0,25 0,3 0,35 0,4
GP
BT
(añ
os)
Factor de emisión [kg CO2eq/kWh]
mono-Si
multi-Si
CdTe
a-Si
CIS/CIGS
ribboon-Si
144
Por tanto apenas tiene incidencia en el cálculo, si es importante en el ERF y las
emisiones de gases, ya que en ellos se considera la duración total.
Se ha comentado que el factor de conversión energética es una de las variables que más
incidencia tiene en los resultados, se analiza ahora la influencia de su utilización en el
resultado final. Pudiendo observar en la tabla siguiente como se incrementa el tiempo
necesario para la recuperación energética por el efecto de la elección de este coeficiente.
Tabla 92: Variación del EPBT (años) con el coeficiente de conversión de eficiencia
C 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55
mono-Si 1,4 1,7 2,0 2,3 2,6 2,8 3,1
multi-Si 1,4 1,7 2,0 2,2 2,5 2,8 3,1
CdTe 0,7 0,8 0,9 1,1 1,2 1,3 1,5
a-Si 0,9 1,1 1,3 1,5 1,7 1,8 2,0
CIS/CIGS 0,9 1,0 1,2 1,4 1,6 1,7 1,9
Ribbon-Si 1,4 1,7 1,9 2,2 2,5 2,8 3,1
El lugar donde se localice el sistema es muy importante, la radiación influye
directamente en la generación eléctrica y por tanto su influencia es máxima como se puede
observar en la tabla siguiente. A mayor irradiación mayor electricidad generada y menor
tiempo de retorno energético.
Tabla 93: Variación del EPBT (años) con la irradiación (kWh/m
2año)
Irradiación 900 1100 1300 1500 1700 1900 2100
mono-Si 3,3 2,7 2,3 2,0 1,8 1,6 1,4
multi-Si 3,3 2,7 2,3 2,0 1,7 1,5 1,4
CdTe 1,6 1,3 1,1 0,9 0,8 0,7 0,7
a-si 2,2 1,8 1,5 1,3 1,1 1,0 0,9
CIS/CIGS 2,0 1,7 1,4 1,2 1,1 1,0 0,9
ribbon-Si 3,2 2,7 2,2 1,9 1,7 1,5 1,4
Así considerando los valores mínimos, aunque poco probables que se den todos a la
vez, podemos establecer el valor mínimo del tiempo de retorno energético en cada una de las
tecnologías. Asumiendo una irradiación de 2100 kWh/m2año, coeficiente de conversión de
0,25 y la ausencia de pérdida de eficiencia se obtienen.
Tabla 94: Tiempo de retorno energético en las mejores condiciones
Tecnología EPBT (años)
mono-Si 1,13 multi-Si 1,11 CdTe 0,53 a-si 0,73 CIS/CIGS 0,69 ribbon-Si 1,11
145
9 Conclusiones
Se han analizado una gran variedad de documentos de los que en un análisis general
existen grandes diferencias en los resultados obtenidos. La primera conclusión que ha de
extraerse es que dentro de la fotovoltaica la generalización de los resultados no es
aconsejable, ya que las tecnologías analizadas presentan grandes diferencias entre ellas. Y
dentro de cada una de las tecnologías los rangos de estas variaciones dependen de las muchas
variables existentes para la elaboración del análisis del ciclo de vida y entre estudios las
diferentes hipótesis de trabajo, las cuales no permiten la comparación directa entre ellos.
Se han presentado los resultados en función de las variables de mayor peso en el
resultado final, energía requerida en las distintas fases que comprenden el análisis del ciclo de
vida, coeficiente de conversión, generación eléctrica, factor de emisiones, duración, PR,
eficiencia, y se han analizado aquellos estudios cuyos resultados no estuviesen de acuerdo con
la tendencia teórica de los resultados en función de dichas variables.
Se establece que la variación de los tiempos de retorno energético son menores para los
sistemas de capa delgada y en general este oscila por debajo de los 3 años, muy inferior a los
tiempos de funcionamiento garantizados por los fabricantes, pero como se ha explicado, cada
resultado ha de tomarse con cautela, puesto que las hipótesis de trabajo varíanmucho los
resultados. En especial, la energía requerida en la fabricación de los módulos es la
componente más elevada de la total del sistema, y en el caso de los módulos de silicio
monocristalino y policristalino suponen una gran desventaja energética inicial, respecto a los
demás, en especial comparados con los a-Si y CdTe. No obstante su alta eficiencia compensa
levemente estos requerimientos iniciales, ya que entre ellos existen diferencias de en torno al
5%.
El tipo de módulo con menor EPBT es el de CdTe, debido principalmente a su bajo
requerimiento energético. Y se ha puesto de manifiesto que la diferencia de factor retorno
energético puede diferir hasta en 4 veces según donde sise sitúa el sistema en zonas con alta o
baja radiación. No obstante, no hay que dejar de lado el mejor comportamiento de la
tecnología de capa delgada que la de base silicio en funcionamiento con baja radiación.
Comparados los estudios se han fijado los valores de aquellas variables que son
relativas a los partes de la instalación, excluido el módulo, homogeneizando los resultados y
limitándolos exclusivamente al tipo de tecnología empleada. Se ha calculado en términos de
energía primaria y se han supuesto los mismos coeficientes, obteniéndose por tanto los
resultados más optimistas posibles, pero sin dejar de lado la realidad e incluyendo todas las
variables posibles, concluyendo que:
1. Los sistemas fotovoltaicos basados en silicio monocristalino y policristalino tienen un
tiempo de retorno energético de 1,7 años, mientras que la recuperación de los gases se
estima en 4,9 años y 3,6, considerando el factor de emisiones de la Europa de los 27
del año 2009 (Fmix= 0,4 kgCO2eq/kWh)
2. Aquellos constituidos con CdTe obtienen un valor inferior a un año, 0,8 años de EPBT
y con el factor de emisiones EU27 se igualan las emisiones de gases tras 3,1 años.
3. En las instalaciones construidas con silicio amorfo el tiempo de retorno energético
más eficiente posible es de 1,1 años y de 2,8 para los gases, valores muy cercanos a
los de CdTe a pesar de que tienen una eficiencia por módulo más baja.
146
4. La tecnología CIS/CIGS resulta ser recuperada, en términos energéticos, tras un año
de funcionamiento y las emisiones de gases tras 4,1 años, siendo por tanto mas
contaminantes en sus procesos que CdTe o a-Si.
5. Los sistemas fotovoltaicos construidos con ribbon-Si necesitan 1,7 años para que la
inversión energética sea recuperada y en términos medioambientales 2,4 años.
Se han calculado también los valores límite mínimos del parámetro del tiempo retorno
para todas las tecnologías suponiendo las mejores condiciones posibles. Resultando 1,1 años
para el silicio monocristalino, policristalino y ribbon y resultados menores, 0,53 0,73 y 0,69
años para el teluro de cadmio, silicio amorfo y CIS/CIGS respectivamente. Estos valores
suponen un límite según el estudio realizado para a priori tener incertidumbre sobre los
resultados que puedan aparecer. No obstante, no hay que olvidar en ningún momento las
condiciones con las que se elaboran los estudios y las ausencias de ciertas fases en el computo
del análisis del ciclo de vida pueden matizar los resultados. Además debido a la constante
mejora de los procesos de producción, que especialmente desde el año 2005 han reducido
considerablemente los requerimientos energéticos, ha de considerarse estos valores como
representativos del pasado más inmediato, pero suponen la base de cual es la situación actual
de los parámetros estudiados.
147
10 Lista de acrónimos
A: Área del módulo fotovoltaico
AP: Potencial de acidificación
a-Si: amorphous silicon
BOS: Balance of System (componentes de la instalación, no módulo)
C: Coeficiente de conversión [MJel /MJp ]
CdTe: teluro de cadmio
CED: Cumulative Energy Demand, suma de energía requerida
CIGS: copper indium gallium (di)selenide
CIS: copper indium (di)selenide
CPV: concentrador fotovoltaico
d: pérdida de eficiencia anual del módulo fotovoltaico por degradación (%)
EBOS: energía requerida para el BOS
ED: energía requerida para el desmantelamiento de la instalación
EG: energía generada por la instalación anualmente
EGT: energía total generada por la instalación durante todo el periodo considerado
EINV: energía requerida para la fabricación del inversor
EM: energía requerida en la fabricación del módulo fotovoltaico
ET: energía requerida para el transporte
ETOT: energía requerida total de la instalación completa
EP: Potencial de Eutrofización
EPBT: (Energy Payback Time) tiempo de retorno energético
EPIA: European Photovoltaic Industry Association
ERF: (Energy Return Factor) Factor de retorno energético
EROI: (Energy Return on Investment) Retorno energético en la inversión
Fmix: Factor de emisiones [kg CO2eq/kWh]
GER: (Gross Energy Requirement) Energía bruta requerida.
GHG: (Greenhouse Gas) Gas de efecto invernadero
GHGem: (Greenhouse Gas emitted) Gases emitidos de efecto invernadero
GHGsv: (Greenhouse Gas saved) Gases de efecto invernadero evitados
GM: (ground mounted) montaje sobre suelo
GPBT: (Greenhouse Gas Payback Time) Tiempo de retorno de las emisiones de gases de
efecto invernadero
GROI: (Greenhouse Gas Return on Investment) Retorno de los gases de efecto invernadero
invertidos
GWP: (Global Warming Potential) Potencial de calentamiento global
I: Irradiación anual (kWh/m2año)
IEA: Agencia internacional de la energía,(International Energy Agency)
kWh: kilovatio hora
LCA: (Life Cycle Assessment) Evaluación del ciclo de vida
LCI: (Life Cycle Inventory) Inventario del ciclo de vida
LT: life time, duración, periodo de funcionamiento
MJp : Megajulio primario
mono-Si: silicio monocristalino
multi-Si: silicio policristalino
P: Potencia del módulo (Wp/m2)
PCM: (Potential for CO2 mitigation) Potencial de alivio de CO2
POCP: Potencial de generación fotoquímica de ozono
PR: (Performance Ratio) Rendimiento de la instalación, excluido el módulo
148
PV: (photovoltaic) fotovoltaico
R: Irradiación
r-Si: ribbon silicon
RT: (roof top) montaje sobre tejado
U.S. : Estados Unidos
UCTE: Union for the Coordination of Transmission of Electricity
149
11 Bibliografía 1. European Union. Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council.
2009.
2. Eurostat. Share of renewable energy up to 13% energy consumption in the EU 27 in 2011.
2013. 65/2013.
3. Ecofys, Fraunhofer ISI, TU Vienna EEG, Ernst&Young. Financing Renewable Energy
in the European Energy Market. 2011. PECPNL084659.
4. Estimation of the energetic and environmental impacts of a roof-mounted building-
integrated photovoltaic systems. Federica Cucchiella, Idiano D'Adamo. 16: 5245-5259,
L'Aquila, Italy : Renewable and sustainable energy reviews, 2012.
5. Environmental management.Life cycle assessment.Requirements and guidelines. ISO
14044. 2006.
6. Ito, Masakazu. Lyfe Cycle Assessment pf PV systems. Tokyo, Japan : Sakumar Basu, 2011.
978-953-307-587-7.
7. Life cycle analysis to estimate the environmental impact of residential photovoltaic system
in regions with a low solar irradiation. Ruben Laleman, Johan Albrecht, Jo Dewulf. 15:
267-281, s.l. : Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2010.
8. Environmental impacts of PV electrical generation. A critical comparison of energy supply
options. E. A. Alsema, M. J. de Wild-Scholten, V. M. Fthenakis. Dresden, Germany : s.n.,
2006.
9. Parameters affecting the life cycle performance of PV technologies and systems. Sergio
Pacca, Deepak Sivaraman, Gregory A. Keoleian. Michigan : Energy Policy, 2007.
10. Life cycle assessment and energy pay-back time of advanced photovoltaic modules: CdTe
and CIS compared to poly-Si. Marco Raugei, Silvia Bargigli, Sergio Ulgati. Siena, Italy :
Elsevier, 2007.
11. The real environmental impacts of crystalline silicon PV modules: an analysis based on
up-to-date manufacturers data. Alsema EA, de Wild-Scholten MJ. Barcelona : Presented at
the 20th European photovoltaic energy research conference and exhibition, 2005.
12. Life-cycle analyses of very-large scale PV systems using six types of PV modules.
Masakazu Ito, Keiichi Komoto, Kosuke Kurokawa. Tokyo : Current Applied Physics,
2009.
13. Life cycle assessment study of solar PV systems: An example of a 2.7 KWp distribuited
solar PV system in Singapore. R. Kannan, K.C. Leong, R.Osman, H.K. Ho, C.P. Tso.
Singapore : Solar Energy, 2005.
14. Update of PV energy payback times and life-cycle greenhouse gas emissions. V.
Fthenakis, H.C. Kim, M. Held, M.Raugei and J. Krones. Hamburg, Germany : 24th
European Photovoltaic Solar Energy Conference, 2009.
15. Life Cycle Assessment of a ground-mounted 1778 kWp photovoltaic plant and comparison
with traditional energy production systems. Umberto Desideri, Stefania Proietti, Francesco
Zepparelli, Paolo Sdringola, Silvia Bini. Peruggia, Italy : Applied Energy, 2012.
16. Update of environmental indicators and energy payback time of CdTe PV systems in
Europe. Michael Held, Robert Ilg. 19:614-626, Stuttgart, Germany : Progress in
Phototovoltaics: Research and Applications, 2011.
17. Energy Payback and Life-cycle CO2 Emissions of the BOS in an Optimazed 3,5 MW PV
Installation. J. E. Mason, V. M. Fthenakis, T. Hansen and H.C. Kim. 179-190, s.l. :
Progress in Photovoltaics: Research and Applications, 2006, Vol. 14.
18. Sustainability Evaluation of Solar Energy Sistems. 2008.
19. Prospective CO2 emissions from energy supplying systems: photovolaic systems and
conventional grid within Spanish frame conditions. Dominguez-Ramos A., Held M, Aldaco
R., Fischer M., Irabien A. 557-566, 2010, Vol. 15.
150
20. Life cycle assessment of photovoltaic electricity generation. Stoppato, A. 224-232,
Padova, Italy : s.n., 2008.
21. A comparative study on life cycle analysis of 20 different PV modules installed at the
Hokuto mega-solar plant. Masakazu Ito, Mitsuru Kudo, Masashi Nagura, Kosuke
kurokawa. Paper presented at 25th EU PVSEC, Valencia, Spain : Progress in photovoltaics:
reseach and applications, 2011. 19:878-886.
22. Environmental payback time analysis of a roof-mounted building-integrated photovoltaic
(BIPV) system in Hong Kong. Lu L., Yang H.X. 3625-3631, Hong Kong, China : Applied
Energy, 2010, Vol. 87.
23. A Comparative Study on Cost and Life-cycle Analysis for 100 MW Very Large-Scale PV
(VLS-PV) Systems in Deserts Using m-Si,a-Si, CdTe and CIS Modules. Ito M., Kato K.,
Komoto K., Kichimi T., Kurokawa K. s.l. : Progress in Photovoltaics: Research and
Applications, 2008.
24. Energy pay-back time and life-cycle CO2 emission of residential PV power system with
silicon PV module. Kato K., Murata A., Sakuta K. 6: 105-115, s.l. : Progress in
Photovoltaics: Research and Applications, 1998.
25. NEDO. Development of Technology Commercializing Photovoltaic Power Generation
System, Research and Development of Photovoltaic Power Generation Application System
and Peripheral Tecnologies. s.l. : Survet and Research on the Evaluation of Photovoltaic
Power Generation, 2000.
26. —. Rapid and Innovative Energy Environmet Technology Development, LCA Database.
2000.
27. Photovoltaics Energy Payback Times, Greenhouse Gas Emissions and External Costs:
2004-early 2005 Status. Fthenakis V., Alsema E. 14: 275-280, s.l. : Progress in
Photovoltaics: Research and Applications, 2006.
28. Life Cycle Assessment of Photovoltaics: Update of Ecoinvent data v2.0. Niels Jungbluth,
Matthias Tudschmid, Mariska de Wild-Scholten. s.l. : www.esu-services.ch, 2008.
29. Jungbluth N., Stucki M, and Frischknecht R. Photovoltaics. In Dones, R. (Ed.) et al.
Sachbilanzen von Energiesystemen: Gründlagen für den ökologischen Vergleich von
Energiesystemen und den Einbezug von Energiesystemen in Ökobilanzen für die Schweiz.
Dübendorf, CH : ecoinvent report No. 6-XII, Swiss Centre for Life Cycle Inventories, 2009.
30. Environmental Impacts of Crystalline Silicon Photovoltaic Module Production. Alsema
E., de Wild-Scholten M. Boston : In: Material Research Society Fall Meeting, Symposium:
Life Cycle Analysis Tools for "Green" Materials and Process Selection, 2005.
31. Environmental Profile of PV Mass Production: Globalization. Wild-Scholten, M.
Hamburg, Germany : 26th European Photovoltaic Solar Energy Conference, 2011.
32. Photovoltaic Degradation Rates - An Analytical Review. Kurtz, Dirk C. Jordan and
Sarah R. s.l. : National Renewable energy laboratory, 2012. NREL/JA-5200-51664.
33. IEA International Energy Agency. Methodology Guidelines on Life Cycle Assessment of
Photovoltaic Electricity. 2009. IEA-PVPS T12-01:2009.
34. Sander A. Mann, Mariska J. de Wild-Scholten, Vasilis M. Fthenakis, Wilfried
G.J.H.M. van Sark, Wim C.Sinke. The Energy Payback Time of Advanced Crystalline
Silicon PV modules in 2020: a prospective study. s.l. : Progress in Photovoltaics: Research
and Applications, 2013. DOI: 10.1002/pip.2363.