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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERO MECÁNICO
MEJORAS EN LOS SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS
DOMICILIARIOS DE ACCIONA
MICROENERGÍA PERÚ
Autor: Andrea Ruiz-Jarabo Cavestany
Directores: Julio Eisman Valdés
Luis González Sotres
Madrid
Mayo 2013
AUTORIZACIÓN PARA LA DIGITALIZACIÓN, DEPÓSITO Y
DIVULGACIÓN EN ACCESO ABIERTO (RESTRINGIDO) DE
DOCUMENTACIÓN
1º. Declaración de la autoría y acreditación de la misma.
El autor Dña. ANDREA RUIZ-JARABO CAVESTANY, como ESTUDIANTE de la
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS (COMILLAS), DECLARA que es el
titular de los derechos de propiedad intelectual, objeto de la presente cesión, en relación
con la obra PROYECTO FINAL DE CARRERA: MEJORAS EN LOS SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS DE ACCIONA MICROENERGÍA PERÚ, que ésta es una
obra original, y que ostenta la condición de autor en el sentido que otorga la Ley de
Propiedad Intelectual como titular único o cotitular de la obra.
En caso de ser cotitular, el autor (firmante) declara asimismo que cuenta con el
consentimiento de los restantes titulares para hacer la presente cesión. En caso de previa
cesión a terceros de derechos de explotación de la obra, el autor declara que tiene la
oportuna autorización de dichos titulares de derechos a los fines de esta cesión o bien
que retiene la facultad de ceder estos derechos en la forma prevista en la presente cesión
y así lo acredita.
2º. Objeto y fines de la cesión.
Con el fin de dar la máxima difusión a la obra citada a través del Repositorio
institucional de la Universidad y hacer posible su utilización de forma libre y gratuita (
con las limitaciones que más adelante se detallan) por todos los usuarios del
repositorio y del portal e-ciencia, el autor CEDE a la Universidad Pontificia Comillas
de forma gratuita y no exclusiva, por el máximo plazo legal y con ámbito universal, los
derechos de digitalización, de archivo, de reproducción, de distribución, de
comunicación pública, incluido el derecho de puesta a disposición electrónica, tal y
como se describen en la Ley de Propiedad Intelectual. El derecho de transformación se
cede a los únicos efectos de lo dispuesto en la letra (a) del apartado siguiente.
3º. Condiciones de la cesión.
Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión
de derechos contemplada en esta licencia, el repositorio institucional podrá:
(a) Transformarla para adaptarla a cualquier tecnología susceptible de incorporarla a
internet; realizar adaptaciones para hacer posible la utilización de la obra en formatos
electrónicos, así como incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e
incorporar “marcas de agua” o cualquier otro sistema de seguridad o de protección.
(b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos
electrónica, incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los
efectos de garantizar su seguridad, conservación y preservar el formato. .
(c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo abierto
institucional, accesible de modo libre y gratuito a través de internet.
(d) Distribuir copias electrónicas de la obra a los usuarios en un soporte digital.
4º. Derechos del autor.
El autor, en tanto que titular de una obra que cede con carácter no exclusivo a la
Universidad por medio de su registro en el Repositorio Institucional tiene derecho a:
a) A que la Universidad identifique claramente su nombre como el autor o propietario
de los derechos del documento.
b) Comunicar y dar publicidad a la obra en la versión que ceda y en otras posteriores a
través de cualquier medio.
c) Solicitar la retirada de la obra del repositorio por causa justificada. A tal fin deberá
ponerse en contacto con el vicerrector/a de investigación ([email protected]).
d) Autorizar expresamente a COMILLAS para, en su caso, realizar los trámites
necesarios para la obtención del ISBN.
d) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular
terceras personas en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a
los derechos de propiedad intelectual sobre ella.
5º. Deberes del autor.
El autor se compromete a:
a) Garantizar que el compromiso que adquiere mediante el presente escrito no infringe
ningún derecho de terceros, ya sean de propiedad industrial, intelectual o cualquier otro.
b) Garantizar que el contenido de las obras no atenta contra los derechos al honor, a la
intimidad y a la imagen de terceros.
c) Asumir toda reclamación o responsabilidad, incluyendo las indemnizaciones por
daños, que pudieran ejercitarse contra la Universidad por terceros que vieran infringidos
sus derechos e intereses a causa de la cesión.
d) Asumir la responsabilidad en el caso de que las instituciones fueran condenadas por
infracción de derechos derivada de las obras objeto de la cesión.
6º. Fines y funcionamiento del Repositorio Institucional.
La obra se pondrá a disposición de los usuarios para que hagan de ella un uso justo y
respetuoso con los derechos del autor, según lo permitido por la legislación aplicable, y
con fines de estudio, investigación, o cualquier otro fin lícito. Con dicha finalidad, la
Universidad asume los siguientes deberes y se reserva las siguientes facultades:
a) Deberes del repositorio Institucional:
- La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no
garantiza ni asume responsabilidad alguna por otras formas en que los usuarios hagan
un uso posterior de las obras no conforme con la legislación vigente. El uso posterior,
más allá de la copia privada, requerirá que se cite la fuente y se reconozca la autoría,
que no se obtenga beneficio comercial, y que no se realicen obras derivadas.
- La Universidad no revisará el contenido de las obras, que en todo caso permanecerá
bajo la responsabilidad exclusiva del autor y no estará obligada a ejercitar acciones
legales en nombre del autor en el supuesto de infracciones a derechos de propiedad
intelectual derivados del depósito y archivo de las obras. El autor renuncia a cualquier
reclamación frente a la Universidad por las formas no ajustadas a la legislación vigente
en que los usuarios hagan uso de las obras.
- La Universidad adoptará las medidas necesarias para la preservación de la obra en un
futuro.
b) Derechos que se reserva el Repositorio institucional respecto de las obras en él
registradas:
- retirar la obra, previa notificación al autor, en supuestos suficientemente justificados, o
en caso de reclamaciones de terceros.
Madrid, a ……….. de …………………………... de ……….
ACEPTA
Fdo……………………………………………………………
Proyecto realizado por el alumno/a:
Andrea Ruiz-Jarabo Cavestany
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
Autorizada la entrega del proyecto cuya información no es de carácter confidencial
LOS DIRECTORES DEL PROYECTO
Julio Eisman Valdés
Luis González Sotres
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
Fernando de Cuadra García
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERO MECÁNICO
MEJORAS EN LOS SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS
DOMICILIARIOS DE ACCIONA
MICROENERGÍA PERÚ
Autor: Andrea Ruiz-Jarabo Cavestany
Directores: Julio Eisman Valdés
Luis González Sotres
Madrid
Mayo 201
i
MEJORAS EN LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DOMICILIARIOS DE
ACCIONA MICROENERGÍA PERÚ
Autor: Ruiz-Jarabo Cavestany, Andrea.
Directores: Eisman Valdés, Julio y González Sotres, Luis.
Entidad Colaboradora: ICAI – Universidad Pontificia de Comillas.
RESUMEN DEL PROYECTO
Introducción
La estrecha relación entre el acceso a la energía y el desarrollo humano es un
hecho indiscutible a día de hoy. De los 1.300 millones de personas que todavía no
cuentan con acceso a la electricidad, el 85 % de ellas residen en zonas rurales aisladas1.
En el año 2009 Perú presentaba una cobertura eléctrica del 85,70% de la población,
siendo así el segundo país con menor cobertura de Sudamérica1. Teniendo presente este
dato, su situación respecto a la electrificación rural no es, a su vez, muy favorable. A
final del año 2012, un 37% de la población rural peruana no contaba con acceso a la
electricidad2.
Ante el contexto descrito, el presente documento está centrado en la labor de
ACCIONA Microenergía Perú (AMP) en la electrificación rural de comunidades
aisladas de la región de Cajamarca, Perú. AMP propone, como posible solución
sostenible al problema, la instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios (SFD)
bajo un modelo de gestión de cuota por servicio, en el cual los sistemas son propiedad
de AMP y los usuarios pagan una tarifa por la energía eléctrica disponible.
Los Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios actuales instalados por AMP
(Ilustración 1), están compuestos por: un panel fotovoltaico, un regulador de carga, una
batería, y diferentes dispositivos de consumo. El conjunto funciona en corriente
continua con una tensión de 12 V DC. Los paneles fotovoltaicos instalados son de
tecnologías monocristalina y policristalina y abarcan un rango de potencias de 50 a 85
Wp. La electricidad generada por el panel es controlada por el regulador de carga,
siendo estos del tipo modulación por ancho de pulso (PWM). Las baterías empleadas
son de gel selladas de plomo ácido, especializadas en sistemas estacionarios aislados,
estas presentan una capacidad de 100 Ah que otorga al sistema una autonomía de 3 días.
Finalmente, la carga está compuesta por la iluminación y los dispositivos de consumo.
La primera se proporciona mediante tres lámparas fluorescentes compactas de 11w y los
dispositivos de consumo son aquellos diseñados para 12 V DC.
1 http://datos.bancomundial.org/
2 Dirección General de Electrificación Rural, Ministerio de Energías y Minas (DGER/MINEM), “Plan
Nacional de Electrificación Rural (PNER). Periodo 2013-2022”. Diciembre 2012.
ii
Ilustración 1. Esquema SFD. Fuente: Fundación Acciona Microenergía
Los Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios (SFD) tienen un precio elevado,
haciendo inviable la compra de estos por parte de las familias de las comunidades
rurales. Además, los componentes de los SFD sufren averías y necesitan reposiciones
difíciles de solucionar en zonas rurales. Ante esta problemática y ante la inexistencia de
compañías de leasing para estos sistemas y para estos usuarios de poca garantía
económica, el modelo económico que se está llevando a cabo es que los SFD sean
propiedad de Acciona Microenergía Perú y que los usuarios paguen una cuota por
acceder a un servicio eléctrico.
El modelo de gestión de AMP se basa en la participación de los mismos usuarios
a través de un Comité de Electrificación Fotovoltaica (CEF) por cada comunidad que
accede al servicio ofrecido. Dicho comité tiene entre sus funciones: ser el intermediario
entre AMP y los usuarios, gestionar el cobro de la cuota y hacerla llegas a AMP, vigilar
los SFD e inspeccionar periódicamente las instalaciones para asegurarse de su correcto
funcionamiento. Por su parte, AMP realiza las funciones a ejecutar sobre el terreno
contribuyendo con su infraestructura local, su personal y su red de contactos.
El objetivo de este proyecto es realizar una investigación de mejoras
tecnológicas y organizativas de posible aplicación en el proyecto de AMP; mientras, se
realiza un análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del programa para
determinar sus posibles futuras aplicaciones. Para ello las estrategias y acciones llevadas
a cabo han sido:
1. Lectura, estudio y análisis de documentación referente al proyecto de
ACCIONA Microenergía Perú y de otros proyectos de electrificación rural fuera
de red, en cuanto a modelos de gestión y Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios
(SFD).
iii
2. Análisis de los SFD instalados: estudio de los componentes, sus características y
determinación de su problemática.
3. Búsqueda de mejoras tecnológicas y organizativas: análisis de sus posibles
aplicaciones en el proyecto y comparación.
4. Realización de una propuesta de mejora razonada de los SFD y del modelo de
gestión de AMP.
Metodología
Aprovechando la estructura segmentada del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
se ha empleado la misma a lo largo del trabajo realizado. Se ha procedido a fragmentar
este en: panel fotovoltaico, batería, regulador de carga, iluminación, dispositivos de
consumo y modelo de gestión.
En cada una de las partes la metodología llevada a cabo ha sido la misma.
Primero se ha realizado un estudio en el que se ha analizado la tecnología aplicada y se
han identificado las limitaciones de esta. A continuación se ha realizado una
investigación de nuevas alternativas, tanto tecnológicas como organizativas, disponibles
en el mercado actual y en proceso de desarrollo. Se han comparado las mejoras
encontradas con las actuales presentes en el proyecto de AMP, estableciendo criterios
de comparación concretos para cada componente. Finalmente, se ha concluido
valorando si existe un interés justificado o no en la aplicación de dichas mejoras en el
modelo existente. Siendo el resultado una propuesta de mejora específica que engloba
todas las conclusiones.
Resultados
La recomendación respecto a los paneles solares es hacer un seguimiento de la
evolución tecnológica a medio plazo. Para llevar a cabo la comparación de paneles
fotovoltaicos no se ha tenido en cuenta un único criterio, sino un conjunto. Los
parámetros que se han empleado a lo largo del proceso, con su debida homogenización
a la misma potencia máxima de referencia, han sido: eficiencia, tolerancia, temperatura
de celda, peso, tamaño y precio. Aunque la evolución tecnológica en los paneles de capa
fina y en especial de la tecnología CIS es prometedora, todavía no son evidentes sus
ventajas respecto a los paneles de tecnología cristalina. Al igual que las baterías, los
paneles se ven afectados por el factor de mejora de la reducción de energía demandada
por mejor eficiencia de iluminación y otros consumos, pudiendo reducir su potencia a la
mitad.
Referente a los equipos de consumo que prestan servicio directo al usuario, la
estrechez del mercado de 12Vcc condiciona tanto la disponibilidad de equipos como su
precio. Sin embargo, se ha observado que existe una oferta de equipos de 12Vcc de alta
eficiencia y de amplia gama, a precios competitivos y asequibles para una población de
bajos ingresos; aunque se requiere que dicha oferta se aproxime a las comunidades
atendidas. Se recomienda que AMP asuma este rol de aproximar la oferta, dado el
iv
mayor grado de satisfacción con el servicio que esto representaría para el usuario, y la
mejora en eficiencia energética que revertiría en sostenibilidad técnica de los SFD. Los
equipos a considerar son: cargador de teléfono móvil, licuadora, TV, radio, ventiladores,
ordenadores, cargador de pilas, etc.
Los focos de iluminación, tanto nuevos como reposiciones de los fallados,
deben ser de tecnología LED ya que implica importantes ventajas medioambientales, de
durabilidad, de fortaleza y de eficiencia energética, a igualdad de nivel de iluminación y
de precio de inversión. El criterio empleado para seleccionar esta tecnología ha sido
establecer un determinado nivel de iluminación y optar por aquella lámpara que
cumpliera con los requisitos y presentará un menor consumo. Aunque las ventajas de la
iluminación LED son evidentes hay que vigilar especialmente la calidad para garantizar
que dichas ventajas se materialicen sobre el terreno.
Respecto a los reguladores de carga, su evolución está estrechamente ligada a
la de las baterías a las que sirve. A pesar de haber analizado la opción de incorporar
reguladores MPPT (seguimiento del punto de máxima potencia del panel) o algoritmos
de carga, con la actual tecnología no se vislumbra ninguna mejora.
Al ser la batería el elemento más crítico de todo el sistema, las ventajas que se
obtienen en este terreno son las más significativas para el conjunto. Las baterías que
más ventajas presentan actualmente son las de ion-Li. Para la selección de la batería
óptima, dentro del conjunto de tecnologías, se ha estudiado la capacidad nominal que
requiere cada tipo de batería para poder suministrar una determinada cantidad de
energía (vatios-hora) y alcanzar un determinado número de ciclos de vida útil. Con la
batería ión de Litio Fosfato, se ha identificado un factor de mejora en capacidad
nominal respecto a las baterías de Pb de 2,75. Esto implica que la batería actualmente
usada de Pb de 100Ah podría sustituirse por una batería de ion-Li de unos 40Ah de
capacidad nominal. Si adicionalmente consideramos el factor de mejora de energía
como consecuencia de la mayor eficiencia energética de la iluminación y otros
consumos previstos (2,08), el factor de mejora conjunto en capacidad nominal es de
5,72. Esto quiere decir que la actual batería de Pb de 100Ah podría ser sustituida por
una batería de ion Li de unos 17Ah. Esta mejora implica consecuencias relevantes en el
mantenimiento y en el modelo de gestión de todo el sistema.
v
Gráfica 1. Resultados comparación SFD mejorado y original. Fuente: Elaboración propia
Tras analizar diferentes modelos de gestión, mediante sistemas fotovoltaicos
aislados, existentes en el contexto de electrificación rural, se han propuesto dos mejoras.
Por un lado, para la mejora de la gestión de cobro de la cuota mensual, se ha propuesto
un sistema de prepago a través de teléfonos móviles. A través de este medio los clientes
pagarán su cuota mensual, recibiendo un código que introducirán en sus sistemas para
así poder utilizarlos. Quedando pendiente el análisis de la viabilidad de este sistema en
Perú y la disponibilidad de equipos que lo soporten. Por otro lado, se ha propuesto la
capacitación de emprendedores locales para subcontratar estos servicios; ya que el
transporte de los técnicos a las localidades, en las que están instalados los sistemas,
ocasionaba unos mayores costes y unos mayores tiempos en resolver incidencias
debidos al complicado acceso.
Conclusiones
Los resultados constatan una evolución tecnológica que está llegando al mercado
en forma de equipos más eficientes energéticamente y de mejores prestaciones,
especialmente en iluminación y almacenamiento de energía. En este sentido es
recomendable hacer un seguimiento de las diferentes tecnologías que afectan al
equipamiento de los SFD. Las mejoras propuestas apuntan a un modelo de mejores
prestaciones técnicas, de mayor eficiencia energética y de mayor sostenibilidad. Se
recomienda, por tanto, la incorporación de dispositivos de consumo e iluminación de
una mayor eficiencia energética, la aplicación de baterías de ion-Li, la contemplación
del empleo de sistemas de prepago y finalmente la sub-contratación de empresas para el
mantenimiento técnico de los equipos. Todo ello aportaría replicabilidad y escalabilidad
al modelo existente de AMP, fortaleciendo el establecimiento de este en su región de
actuación (Cajamarca) y permitiendo su crecimiento de manera sostenible.
vi
IMPROVEMENTS IN ACCIONA MICROENERGÍA PERÚ STAND-ALONE
PHOTOVOLTAIC POWER SYSTEMS
Introduction
The close connection between energy access and human development is an
indisputable fact nowadays. Out of the 1.300 million people that don’t yet have access
to electricity, 85% of them live in isolated rural zones1. In 2009, Peru presented an
electrical coverage for 87.6% of the population, being the second country with the
lowest coverage of South America1. Taking into account this fact, its situation among
rural electrification isn’t, at the same time, very favorable. By the end of 2012, 37% of
Peruvian rural population didn’t have access to electricity2.
Facing the described context, the present document it’s focused on the labor of
ACCIONA Microenergía Peru (AMP) in the electrification of rural isolated
communities in the region of Cajamarca, Peru. AMP proposes as a possible sustainable
solution for the problem, the installation of Stand-alone Photovoltaic Power Systems.
These would work under a management service fee, in which the systems are owned by
AMP and the users pay a fee for the power available.
The current Stand-alone Photovoltaic Power Systems installed by AMP (Figure
1) consist of a photovoltaic panel, a charge controller, a battery, and several consumer
devices. The set works with a DC voltage of 12 V. The current installed photovoltaic
panels are from monocrystalline and polycrystalline technology, and cover a power
range of 50-85 Wp. Electricity generated by the panel is controlled by the Pulse Width
Modulation (PWM) charge controller. The batteries used are sealed lead acid gel
specialized for isolated stationary systems with a 100 Ah capacity; providing the system
with an autonomy range of 3 days. Finally, the load consists of lighting and consumer
devices. Lightning is provided through three 11W compact fluorescent lamps, and
consumer devices are those designed for 12 V DC.
_______________________
1 http://datos.bancomundial.org/
1 Dirección General de Electrificación Rural, Ministerio de Energías y Minas (DGER/MINEM), “Plan
Nacional de Electrificación Rural (PNER). Periodo 2013-2022”. Diciembre 2012.
vii
Figure 1. Stand-alone Photovoltaic Power System. Source: ACCIONA Microenergía Peru
Stand-alone Photovoltaic Power Systems are high-priced, making impossible its
purchase by rural communities’ families. In addition, Stand-alone Photovoltaic Power
Systems have breakdowns and need repositions that are hard to be solved in rural zones.
In consequence of this, and in the absence of leasing companies for this type of systems
and for these users of reduced economic security, the economic model put into practice
is by which the systems are owned by ACCIONA Microenergía Peru, and users pay a
fee for access to electrical service.
The AMP management model is based on the participation of the users
themselves through a Photovoltaic Electrification Committee for each community that
accesses the service offered. Among the committee's duties they are included: being the
intermediary between AMP and users, managing the recollection of the fee and make
them get to AMP, looking after the systems, and carrying out periodic inspections of the
facilities to ensure their proper operation. For its part, AMP performs the functions to be
done on the field contributing therefore with their local infrastructure, staff, and network
of contacts.
The aim of this project is conducting an investigation on technological and
organizational improvements for a possible application to AMP’s project. It is carried
out while is made an analysis of the scalability, modularity and replicability of the
program to determine its possible future applications. For that reason the strategies and
actions that have been accomplished are:
1. The reading, studying and analysis of project documentation referring to
ACCIONA Microenergía Peru, and to other projects for off-grid rural
electrification in terms of management models and Stand-alone Photovoltaic
Power Systems.
viii
2. Analysis of the Stand-alone Photovoltaic Power Systems installed: study of the
components and their characteristics, and determination of their problems.
3. Search of technological and organizational improvements: analysis of their
possible applications in the project and their comparison.
4. Execution of a reasoned proposal for the improvement of the Stand-alone
Photovoltaic Power Systems and AMP management model.
Methodology
Taking advantage of the segmented structure of Stand-alone Photovoltaic Power
Systems, this one has been used throughout the work done. Consequently the project
has been fragmented in: solar panel, battery, charge controller, lighting, consumer
devices and management model.
In each of the parts the methodology held has been the same. First a study has
been performed in which has been analyzed the technology used and its limitations have
been identified. Following has been done an investigation of new alternatives,
technological and organizational, at present available in the market and under
development. The improvements found have been compared to those currently present
in the AMP project, establishing concrete benchmarks for each component. Finally it
has been concluded valuating the interest or not of the application of these
improvements in the existing model. Offering results in a specific improvement
proposal that includes all the conclusions drawn.
Results
The recommendation regarding solar panels is to monitor technological
developments in the medium term. To carry out the comparison of photovoltaic panels,
it has not been considered a single criterion if not the whole of several. The parameters
that have been used throughout the process, with their proper homogenization to the
same maximum power reference, have been: efficiency, tolerance, cell temperature,
weight, size, and price. Although technological evolution towards thin-layer panels, and
more concrete towards CIS technology is promising, so far it does not represent
advantages over the crystalline technology. Just like batteries, panels are affected by the
factor of improvement in the reduction of demanded energy by a better efficiency in
lighting and other consumption, being able to reduce their power by half.
Concerning consumer equipment that provides direct service to the user, the
tightness of the 12Vdc equipment market is conditioned by both their availability and
their price. However, it has been found that there is a wide offer of 12Vdc equipment of
high efficiency and a wide range, competitively priced and affordable to low-income
population. Though it is required that such offer is approached to the communities
served. Is recommended AMP assumes this role of bringing closer the offer, given the
higher degree of satisfaction with the service that this would represent to the user and
the improvement in energy efficiency that would revert in the technical sustainability of
ix
Stand-alone Photovoltaic Power Systems. The equipments to be considered are: mobile
phone charger, blender, TV, radio, fans, computers, battery charger, etc…
The spotlights, both new and replacements of failed should be of LED
technology as it involves significant environmental benefits, durability, strength and
energy efficiency, equal light level, and investment price. The criteria used to select this
technology have been to establish a certain level of lighting and choosing the lamp that
meets the requirements with the lowest consumption. Although the advantages of LED
lighting are obvious, quality should be monitored to ensure that these benefits become
real when used.
In relation to the charge controllers, its evolution is closely linked to the battery
it serves to. Despite having analyzed the option of incorporating MPPT chargers
(maximum panel power point track) or charging algorithms, with the current technology
it is not possible to see any improvement.
As result of the battery being the most critical element of the system, advantages
obtained in this section would produce meaningful differences in the whole. The
batteries that currently represent the most advantages are Li-ion. In order to select the
optimal battery, within the set of technologies, it has been studied the nominal capacity
required for each type of battery in order to supply certain amount of energy (watt-
hours) and achieve a number of life cycles. With Phosphate Lithium ion battery, it has
been identified an improvement factor of 2.75 in relation to Pb batteries. This implies
that the currently used battery 100Ah Pb could be replaced by a Li-ion battery of a
nominal capacity around 40Ah. If additionally it’s been considered the power
improvement factor owing to the increased in energy efficiency of lighting and other
planned consumption (2.08), the total improvement factor is set at 5.72 at nominal
capacity. That is to say that the actual battery 100Ah Pb could be replaced by a Li-ion
battery of a 17Ah. This improvement involves significant consequences in the
maintenance and management model of the whole system.
x
Graph 1. Results comparison between the original system and the improvements proposed. Source: Proper
elaboration
After analyzing different existing management models by means of isolated
photovoltaic system existing in the context of rural electrification, two improvements
have been proposed. On the one hand, for the improvement of the monthly payment
management it has been proposed a prepaid system using mobile phones. Through
which customers will pay their monthly fee, receiving a code to be entered into their
systems in order to use its systems. It remains pending the analysis of the feasibility of
this system in Peru and the availability of equipment that support it. On the other hand,
training local entrepreneurs to outsource the maintenance services has been considered.
It would eliminate the need of technicians’ transportation to localities where the systems
are installed that caused high costs and required longer periods of time for the trouble
shooting.
Conclusions
Results show a technological evolution that is reaching the market in the form of
more energy efficient equipment and better performance, especially in lighting and
energy storage. In this sense it is advisable to keep track on the different technologies
that affect the SFD equipment. The improvements proposed point towards a model of
better technical services, higher energy efficiency and higher sustainability. Therefore it
is recommended the incorporation of consumer devices and lightening with higher
energy efficiency, the application of Li-ion battery, the contemplation of using prepay
systems, and finally outsourcing companies for the systems maintenance. All of that
will provide replicability and scalability to the existing model of AMP, strengthening its
establishment in its action region (Cajamarca), and allowing its growth in a sustainable
way.
Índice general
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Índice general
Índice de ilustraciones ...................................................................................................... 4
Índice de gráficas .............................................................................................................. 5
Índice de tablas ................................................................................................................. 6
1 Introducción .............................................................................................................. 8
2 La Electrificación Rural en Perú ............................................................................. 11
2.1 Antecedentes .................................................................................................... 11
2.2 Marco regulatorio y legislativo ........................................................................ 13
2.2.1 Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos ................................. 17
2.2.2 Plan Nacional de Electrificación Rural .................................................... 19
2.2.3 Plan Maestro de Electrificación Rural ...................................................... 20
2.3 Conclusiones .................................................................................................... 21
3 ACCIONA Microenergía Perú ................................................................................ 23
3.1 Acciona Microenergía Perú ............................................................................. 23
3.2 Programa “Luz en Casa-SFD” ......................................................................... 24
3.2.1 Descripción ............................................................................................... 24
3.2.2 Modelo de suministro ............................................................................... 25
4 Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario...................................................... 30
4.1 Panel fotovoltaico ............................................................................................ 31
4.1.1 Descripción de los paneles fotovoltaicos.................................................. 32
4.1.2 Paneles instalados por Acciona Microenergía Perú ................................. 35
4.1.3 Problemática identificada ......................................................................... 37
4.1.4 Mejoras en los paneles fotovoltaicos ........................................................ 37
4.1.5 Conclusión ................................................................................................ 48
4.2 Batería .............................................................................................................. 49
4.2.1 Descripción de las baterías ....................................................................... 49
4.2.2 Baterías instaladas por Acciona Microenergía Perú ................................. 52
4.2.3 Problemática identificada ......................................................................... 53
4.2.4 Mejoras en las baterías ............................................................................. 54
4.2.5 Conclusión ................................................................................................ 66
4.3 Regulador de carga .......................................................................................... 68
4.3.1 Descripción de los reguladores ................................................................. 68
Índice general
Página 2 de 133
4.3.2 Reguladores instalados por Acciona Microenergía Perú .......................... 69
4.3.3 Problemática identificada ......................................................................... 71
4.3.4 Mejoras en los reguladores ....................................................................... 71
4.3.5 Conclusión ................................................................................................ 76
4.4 Iluminación ...................................................................................................... 78
4.4.1 Descripción de la iluminación .................................................................. 78
4.4.2 Iluminación instalada por Acciona Microenergía Perú ............................ 80
4.4.3 Problemática identificada ......................................................................... 81
4.4.4 Mejoras en la iluminación ........................................................................ 81
4.4.5 Conclusión ................................................................................................ 88
4.5 Dispositivos de consumo ................................................................................. 89
4.5.1 Mejoras en los dispositivos de consumo .................................................. 89
4.5.2 Análisis de la propuesta de mejora ........................................................... 94
4.5.3 Conclusión ................................................................................................ 94
4.6 Modelos de gestión .......................................................................................... 95
4.6.1 Descripción de los modelos de gestión..................................................... 95
4.6.2 Modelo de gestión de ACCIONA Microenergía Perú.............................. 96
4.6.3 Problemática identificada ......................................................................... 97
4.6.4 Mejoras en el modelo de gestión .............................................................. 98
5 Análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del modelo de gestión 103
5.1 Escalabilidad .................................................................................................. 103
5.2 Modularidad ................................................................................................... 106
5.3 Replicabilidad ................................................................................................ 109
6 Conclusiones ......................................................................................................... 113
6.1 Equipamiento ................................................................................................. 113
6.2 Modelo de gestión .......................................................................................... 115
7 Lista de acrónimos ................................................................................................ 116
ANEXOS ...................................................................................................................... 117
Anexo 1. Estudio de mercado de los paneles fotovoltaicos ......................................... 118
Anexo 2. Tablas normalizadas de parámetros comparación de paneles propuestas con
instalados ...................................................................................................................... 121
Anexo 3. Cálculo del dimensionado del sistema fotovoltaico domiciliario de ACCIONA
Microenergía Perú ........................................................................................................ 124
Anexo 4. Determinación de la capacidad nominal de la batería: SFD Original ........... 126
Índice general
Página 3 de 133
Anexo 5. Determinación de la capacidad nominal de la batería: batería LiFePO4 ...... 127
Anexo 6. Determinación de la capacidad nominal de la batería: Mejoras Iluminación 128
Anexo 7. Determinación de la capacidad nominal de la batería: mejoras iluminación y
dispositivos de consumo ............................................................................................... 129
Anexo 8. Determinación de la capacidad nominal de la batería: Propuesta de mejora
SFD ............................................................................................................................... 130
8 Bibliografía............................................................................................................ 131
Índice de ilustraciones
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Índice de ilustraciones
Ilustración 1. Zonas de actuación del programa “Luz en Casa”. .................................... 25
Ilustración 2. Esquema SFD. .......................................................................................... 26
Ilustración 3. Modelo de gestión del proyecto “Luz en Casa-SFD”. ............................. 29
Ilustración 4. Curvas I-V del panel PV49 para distintos niveles de radiación. ............. 32
Ilustración 5. Tendencia de precios paneles fotovoltaicos.. ........................................... 41
Ilustración 6. Funcionamiento de carga de los reguladores. .......................................... 74
Ilustración 7. Indicación de temperatura de color. ......................................................... 79
Ilustración 8. Evolución del flujo luminoso para los LEDs. .......................................... 82
Ilustración 9. Valores típicos eficiencia fuentes luminosas.. .......................................... 83
Ilustración 10. Modelo de prepago Simpa Networks.. ................................................... 99
Ilustración 11. Esquema de funcionamiento del modelo Indigo. ................................... 99
Ilustración 12. Propuesta de mejora del modelo de gestión de AMP.. ......................... 102
Ilustración 13. Niveles de acceso a la electricidad ....................................................... 106
Ilustración 14. Indigo Energy Escalator. ...................................................................... 107
Índice de gráficas
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Índice de gráficas
Gráfica 1. Acceso a la electricidad (% de la población) 2009. ..................................... 111
Gráfica 2. Hogares con energía eléctrica por red pública (2009). ................................ 122
Gráfica 3. Organigrama de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER). .. 144
Gráfica 4. Esquema bloques funcionales y componentes SFD. ................................... 300
Gráfica 5. Comparación de propuestas de mejoras con paneles fotovoltaicos instalados
...................................................................................................................................... 455
Gráfica 6. Ciclos de vida en función de la profundidad de descarga y especificación de
la capacidad remanente ................................................................................................. 511
Gráfica 7. Ciclos en función de la capacidad de descarga.. .......................................... 511
Gráfica 8. Comparación mejora propuesta ................................................................... 666
Gráfica 9. Gráfico de U-I-P. ......................................................................................... 722
Gráfica 10. Resultados comparación iluminación……………………….………….88
Gráfica 11. Gastos de Operación y Mantenimiento 2011. ........................................... 108
Gráfica 12. Número de viviendas a electrificar por sistemas fotovoltaicos. .............. 1100
Gráfica 13. Cobertura eléctrica 2007 por departamentos. .......................................... 1111
Gráfica 14. Resultados comparación SFD mejorado y original ................................. 1144
Índice de tablas
Página 6 de 133
Índice de tablas
Tabla 1. Reducción tarifaria. .......................................................................................... 16
Tabla 2. Tarifa eléctrica rural para sistemas fotovoltaicos (febrero 2013) ..................... 18
Tabla 3. Cargos de corte y reconexión (febrero 2013) ................................................... 19
Tabla 4. Proyectos y metas previstas periodo 2013-2022 .............................................. 20
Tabla 5. Equipos instalados. ........................................................................................... 31
Tabla 6. Características paneles de silicio. ..................................................................... 35
Tabla 7. Datos técnicos paneles instalados. .................................................................... 36
Tabla 8. Peso y tamaño de los paneles instalados .......................................................... 37
Tabla 9. Composición tecnologías silicio amorfo.. ........................................................ 39
Tabla 10. Cuadro resumen tecnología a-Si.. ................................................................... 39
Tabla 11. Cuadro resumen tecnología CdTe.. ................................................................ 40
Tabla 12. Cuadro resumen tecnología CIS ..................................................................... 40
Tabla 13. Precios enero 2013. ........................................................................................ 42
Tabla 14. Comparación de propuestas de mejoras con paneles fotovoltaicos instalados.
........................................................................................................................................ 44
Tabla 15. Parámetros del panel PowerMax Strong 11. .................................................. 47
Tabla 16. Ventajas y desventajas baterías Pb-ácido. ...................................................... 52
Tabla 17. Características de las baterías instaladas. ....................................................... 53
Tabla 18. Tamaño y peso de las baterías instaladas. ...................................................... 54
Tabla 19. Comparación batería Ni-Cd con Pb-ácido ...................................................... 55
Tabla 20. Comparación batería Ni-Fe con Pb-ácido ...................................................... 56
Tabla 21. Comparación batería NaS con Pb-ácido ......................................................... 57
Tabla 22. Propiedades diferentes tipos baterías Ión-Lítio .............................................. 57
Tabla 23. Comparación batería LiFePO4 con Pb-ácido. ................................................. 58
Tabla 24. Comparación batería Zn-Br con Pb-ácido. ..................................................... 59
Tabla 25. Comparación batería redox de Vanadio con Pb-ácido. .................................. 60
Índice de tablas
Página 7 de 133
Tabla 26. Comparación tecnologías de baterías en función de la resolución de
problemas. ...................................................................................................................... 62
Tabla 27. Comparación tecnologías de baterías en función de capacidad nominal
requerida. ........................................................................................................................ 63
Tabla 28. Selección baterías Ion de litio fosfato. ........................................................... 65
Tabla 29. Características técnicas de los reguladores instalados. ................................... 71
Tabla 30. Comparación regulador PWM y regulador MPPT. ........................................ 73
Tabla 31. Fabricantes, algoritmos determinación SOC y modelos de reguladores. ....... 74
Tabla 32. Comparación reguladores de carga. ............................................................... 76
Tabla 33. Energía diaria requerida.. ............................................................................... 78
Tabla 34. Características técnicas de los focos instalados. ............................................. 81
Tabla 35. Comparación de bombillas LED. ................................................................... 85
Tabla 36. Comparación de bombillas LEDs en función del nivel de iluminación. ........ 87
Tabla 37. Dispositivos empleados por los usuarios. ....................................................... 89
Tabla 38. Fabricantes de radios. ..................................................................................... 90
Tabla 39. Fabricantes de licuadoras. .............................................................................. 90
Tabla 40. Fabricantes de televisores. .............................................................................. 91
Tabla 41. Fabricantes de ventiladores. ........................................................................... 92
Tabla 42. Fabricantes de cargadores de baterías. ........................................................... 93
Tabla 43. Mejoras en la eficiencia de los dispositivos de consumo. .............................. 94
Tabla 44. Comparación modelos de gestión en Perú...................................................... 96
Introducción
Página 8 de 133
1 Introducción
La estrecha relación entre el acceso a la energía y el desarrollo humano es un
hecho indiscutible a día de hoy. Son 1.300 millones de personas [IEA_10] – una de
cada cinco – las que no cuentan con acceso a la electricidad en el mundo. El acceso
universal a la energía se ha convertido en un elemento clave para el bienestar de las
personas, entrando en las agendas políticas, ya sea de las Naciones Unidas como del
Banco Mundial o de la Unión Europea.
En el año 2000, la ONU aprobó ocho Objetivos del Desarrollo del Milenio
(ODM) para conseguir erradicar la extrema pobreza para el año 2015. Estos objetivos
buscan reducir la pobreza, mejorar la situación de la mujer, combatir el hambre y las
enfermedades y mejorar la educación. La importancia del acceso universal a la energía
se refleja en ellos [IEA_10].
Objetivo 1. Erradicar la extrema pobreza y el hambre. El uso de formas modernas
de energía facilitaría las tareas básicas del hogar y las actividades productivas diarias.
Estas nuevas formas aumentarían la eficacia frente a las que ahora se utilizan y
reducirían el impacto que tienen en la salud, a la par que el coste económico. Se vería
beneficiada la agricultura gracias al uso de maquinaria y al riego, y el abastecimiento de
de agua a la población se conseguiría mediante el acceso a la energía.
Objetivo 2. Conseguir un nivel de educación primaria universal. El acceso a la
electricidad proporciona una necesidad muy básica: la luz que, a su vez, facilita el uso
de medios electrónicos para la educación.
Objetivo 3. Promover la igualdad de género y aumentar el poder de las mujeres.
El acceso a la electricidad y combustibles modernos reduce las tareas del hogar que
desempeña la mujer. Por otra parte, la luz en las calles proporciona seguridad a las
mujeres y niñas por las noches, permitiéndoles asistir a escuelas nocturnas y participar
en actividades de la comunidad.
Objetivos 4, 5 y 6. Reducir la mortalidad infantil, mejorar la salud maternal, y
combatir HIV/AIDs, la malaria y otras enfermedades. El acceso a la energía mejora
las condiciones de los centros clínicos y hospitales existentes, mediante un aumento de
la higiene entre otros beneficios. Por otro lado, el empleo de electricidad produce una
notable reducción del humo en los hogares consiguiendo así que el riesgo de
enfermedades respiratorias decrezca.
Objetivo 7. Asegurar el desarrollo sostenible del medioambiente. El fomento del uso
de energías renovables es congruente con la protección medioambiental local y mundial,
mientras que la explotación insostenible de leña causa la deforestación local, la
degradación y la erosión del suelo. El uso de energía limpia reduce a su vez la emisión
de gases de efecto invernadero y el calentamiento global.
Objetivo 8. Desarrollar alianzas para el desarrollo. La electricidad es necesaria para
fortalecer la información y las comunicaciones a través de aplicaciones tecnológicas.
Introducción
Página 9 de 133
A pesar de la fuerte implicación del acceso a la electricidad en todos los ODM,
esta no fue mencionada explícitamente en ninguno; sin embargo, a lo largo de los
últimos años otras iniciativas han permitido corregir el planteamiento inicial. Un
ejemplo destacable es la iniciativa de “Energía Sostenible para Todos” que fue puesta
en marcha en septiembre del 2011 por el Secretario General de Naciones Unidas. Dicha
iniciativa plantea tres objetivos a lograr para el 2030:
Garantizar el acceso universal a servicios de energía modernos.
Duplicar la tasa global actual de mejora de la eficiencia energética.
Incrementar el uso de energías renovables a nivel mundial al 30%.
De los 1.300 millones de personas que todavía no cuentan con acceso a la
electricidad, el 85 % de ellas residen en zonas rurales aisladas [IEA10]. El concepto de
electrificación rural surge de esta gran brecha entre comunidades urbanas y rurales, y
consiste en la acción de brindar el servicio de suministro de energía eléctrica,
independientemente de tipo de fuente energética, a las áreas rurales y localidades
aisladas. Las características que presentan estas poblaciones son [DAMM10]:
Lejanía y poca accesibilidad de sus localidades.
Consumo unitario reducido.
Poblaciones y viviendas dispersas.
Bajo poder adquisitivo de los habitantes.
No existe infraestructura vial.
No cuentan con infraestructura social básica en salud, educación, saneamiento,
vivienda, obras agrícolas, etc.
Esto hace que el modelo tradicional de extensión de redes eléctricas por parte de
los gobiernos no resulte una solución factible al problema de falta de acceso a la
energía. Sin embargo, la electrificación rural mediante fuentes de energía renovables es
la solución más viable ante la problemática descrita.
Ante el contexto descrito, el presente documento está centrado en la labor de
ACCIONA Microenergía Perú (AMP) en la electrificación rural de comunidades
aisladas de la región de Cajamarca, Perú. AMP propone, como posible solución
sostenible al problema, la instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios (SFD)
bajo un modelo de gestión de cuota por servicio, en el cual los sistemas son propiedad
de AMP y los usuarios pagan una tarifa por la energía eléctrica disponible.
En el caso de este proyecto, el objetivo es realizar una investigación de mejoras
tecnológicas y organizativas de posible aplicación en el proyecto de AMP; realizando a
su vez un análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del programa para
determinar sus posibles futuras aplicaciones. Para ello las estrategias y acciones llevadas
a cabo, a lo largo del presente documento, han sido:
Introducción
Página 10 de 133
1. Lectura, estudio y análisis de documentación referente al proyecto de
ACCIONA Microenergía Perú y de otros proyectos de electrificación rural fuera
de red, en cuanto a modelos de gestión y Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios
(SFD).
2. Análisis de los SFD instalados: estudio de los componentes, sus características y
problemática.
3. Búsqueda de mejoras tecnológicas y organizativas: análisis de sus posibles
aplicaciones en el proyecto y comparación.
4. Realización de una propuesta de mejora razonada de los SFD y del modelo de
gestión de AMP.
La Electrificación Rural en Perú
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2 La Electrificación Rural en Perú
2.1 Antecedentes
En el año 2009 Perú presentaba una cobertura eléctrica del 85,70% de la
población, como se observa en la Gráfica 1, siendo el segundo país con menor cobertura
de Sudamérica [WBG_09]. Teniendo presente este dato, su situación respecto a la
electrificación rural no es, a su vez, muy favorable. A final del año 2012, un 37% de la
población rural peruana no contaba con acceso a la electricidad [DGER12].
Gráfica 1. Acceso a la electricidad (% de la población) 2009. Fuente: The World Bank Group.
De acuerdo con los resultados del último Censo Nacional de Población y
Vivienda 2007 [INEI07], en dicho año Perú había logrado un coeficiente de
electrificación rural del 74,10 % a nivel nacional; sin embargo, hay un problema grande
de desigualdades entre áreas urbanas (89,1%) y rurales (29,5%). Las condiciones
geográficas del país, existencia de sierra, costa y selva, y su complicada orografía hacen
que existan comunidades rurales muy aisladas. Estas tienen un consumo eléctrico muy
bajo que, junto con su complicada ubicación, elevan el coste que supondría la extensión
de la red eléctrica nacional hacia esas zonas.
Ante este contexto, las tecnologías renovables se presentan como una de las
opciones más atractivas para aumentar la cobertura eléctrica rural. Los sistemas de
energías renovables, pequeños e independientes, son capaces de satisfacer las
38,5
70,3
72,1
77,5
80,5
85,7
86,4
88,1
92,0
92,2
93,6
95,9
96,7
97,0
97,2
98,3
98,3
98,5
99,0
99,0
99,3
0,000 20,000 40,000 60,000 80,000 100,000
Haiti
Honduras
Nicaragua
Bolivia
Guatemala
Peru
El Salvador
Panama
Jamaica
Ecuador
Colombia
Dominican Republic
Paraguay
Cuba
Argentina
Brazil
Uruguay
Chile
Trinidad and Tobago
Venezuela, RB
Costa Rica
La Electrificación Rural en Perú
Página 12 de 133
necesidades básicas de los hogares de las comunidades rurales con un menor coste de
inversión y de explotación. Dependiendo de la región de Perú que se analice el uso de
renovables varía entre mini centrales hidráulicas, eólicas o fotovoltaicas.
Gráfica 2. Hogares con energía eléctrica por red pública (2009). Fuente: INEI.
Perú está organizado políticamente en 25 regiones y una provincia, dentro de las
cuales existen grandes diferencias. Entre estas regiones, en el año 2009, 16 quedaban
por debajo del promedio nacional de electrificación rural; siendo la Región de
Cajamarca la de mayor déficit de electricidad con una cobertura del 44,7 % (Gráfica 2).
La región de Cajamarca tiene una población aproximada de 1.400.000 habitantes
[INEI07], de la cual un 67% corresponde a zonas rurales. La fuente de energía solar
mediante Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios es una solución a las necesidades de
electrificación rural de la región de Cajamarca. Se debe a su alto potencial solar, y a la
complicada situación geográfica de las comunidades rurales aisladas.
Las experiencias de electrificación rural fotovoltaica, mediante SFD, llevadas a
cabo en Cajamarca, en los últimos 10 años, se resumen a continuación [DELG09]:
En el año 2000, Practical Action3, antes conocida como Intermediate
Technology Development Group (ITDG), instaló 50 SFD mediante el proyecto
“Llave en mano”, en la Cooperativa Agraria Atahualpa Jerusalén.
3 www.practicalaction.org
99
,3
98
,4
95
,3
93
,3
93
91
90
,6
90
,5
88
,2
88
87
,7
83
,50
81
,9
79
,6
78
,4
76
,9
76
,6
75
,8
74
,8
72
,4
70
,4
70
,3
70
,3
67
,9
64
,4
64
59
,2
44
,7
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Lim
a
Lim
a m
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Co
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Mo
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Sier
ra
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anca
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San
Mar
tín
Uca
yali
Aya
cuch
o
Selv
a
Lore
to
Hu
ánu
co
Caj
amar
ca
La Electrificación Rural en Perú
Página 13 de 133
Desde el año 2004, las ONG’s Perú en Acción y PRODIA (Programa de
Desarrollo Integral Andino), junto con la colaboración de la Fundación Ayuda
en Acción4, han instalado un total de 1041 SFD. Este proyecto se ejecutó bajo la
compra de los sistemas por parte de los usuarios (US$100.00) y el cobro de una
cuota mensual (S/2.00) para cubrir las reparaciones.
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM), con financiamiento de las Naciones
Unidas, llevó a cabo el proyecto PER/98/G31: “Electrificación rural a base de energía
fotovoltaica en el Perú – II Etapa”. Se instalaron 1550 SFD, en las provincias de Jaén y
San Ignacio, bajo el modelo del cobro de una cuota mensual. En el apartado 3 se van a
relacionar los proyectos llevados a cabo por ACCIONA Microenergía Perú en la región
de Cajamarca.
2.2 Marco regulatorio y legislativo
La normativa más relevante sobre la electrificación rural es la siguiente:
Ley General de Electrificación Rural (LGER), Ley Nº 28.749/2006, su posterior
modificación por el Decreto Legislativo nº 1041 y su desarrollo mediante el
Reglamento de la Ley de Electrificación Rural (RLGER), aprobado en mayo del
2007 y reformado en julio del 2011.
Tiene por objeto establecer el marco normativo para el desarrollo eficiente y
sostenible, y la promoción de la electrificación de zonas rurales, aisladas y de
frontera del país, como se desprende del artículo 1 de la misma. Sin embargo,
cabe destacar que esta Ley está enfocada principalmente a electrificación rural
mediante la extensión de redes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
(SEIN).
De acuerdo con la LGER, a continuación se detallan los organismos y sus
funciones que intervienen en el proceso de electrificación rural [DAMM10].
Ministerio de Energía y Minas (MINEM)
El Ministerio de Energía y Minas5 es el organismo central y rector del sector de
energía y minas, además de formar parte del Poder Ejecutivo. La finalidad del
MINEM es proponer y evaluar las políticas de desarrollo sostenible y asuntos
ambientales de las actividades minero – energéticas, dentro de un alcance
nacional y concorde con la política general y los planes del Gobierno. Actúa en
el ámbito de electrificación rural a través de la Dirección General de
Electrificación Rural (DGER). Esta es responsable de la planificación de la
electrificación rural y del desarrollo de la misma, formulando y actualizando
anualmente el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER). La DGER está
4 www.ayudaenaccion.org
5 www.minem.gob.pe
La Electrificación Rural en Perú
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compuesta por: la Dirección de Proyectos y la Dirección de Fondos
Concursables (Gráfica 3).
Gráfica 3. Organigrama de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER). Fuente: MINEM.
La DPR se encarga de la administración de recursos para el desarrollo de la
electrificación rural a cargo del estado. Los recursos pueden ser destinados a la
ejecución de proyectos, obras o subsidios de la tarifa de los sistemas de
electrificación rural. El Estado, a través de la Dirección de Proyectos (DPR),
financia y construye obras de electrificación rural, que posteriormente son
traspasadas a las distribuidoras o a ADILNELSA (Empresa de Administración
de Infraestructura Eléctrica S.A.). Como aspecto a resaltar, entre los proyectos
llevados a cabo, apenas se ha ejecutado nada en relación a Sistemas
Fotovoltaicos Domiciliarios.
La Dirección de Fondos Concursables (DFC) ejecuta el proyecto de
Mejoramiento de la Electrificación Rural mediante la Aplicación de Fondos
Concursables (FONER). El fondo creado es promocionado y administrado por la
DFC. Este se encarga de fomentar la electrificación en las zonas rurales de Perú
mediante el uso de energías renovables y cuenta con el financiamiento del Banco
Mundial, del Fondo Mundial para el Medio Ambiente (GEF) y con aportes del
Gobierno Nacional. Sin embargo, la mayoría de proyectos desarrollados
consisten la electrificación rural mediante la extensión de la red nacional, y en
mucha menor medida mediante algunas experiencias con energías renovables. A
su vez, prácticamente todos los proyectos de electrificación rural se han llevado
a cabo con distribuidoras públicas regionales. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN)
OSINERGMIN6 es un organismo público, cuya función principal es la
regulación, supervisión y fiscalización de las actividades de los subsectores de
electricidad, hidrocarburos y minería.
Dentro del contexto de electrificación rural, sus funciones son: establecer las
tarifas (detallado en el apartado 2.2.1 del presente proyecto) para los Sistemas
6 www.osinergmin.gob.pe
DIRECCIÓN GENERAL DE
ELECTRIFICACIÓN RURAL (DGER)
DIRECCIÓN DE PROYECTOS (DPR)
DIRECCIÓN DE FONDOS
CONCURSABLES (DFC)
La Electrificación Rural en Perú
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Eléctricos Rurales (SER), revisar las condiciones de suministros, inspeccionar y
garantizar que se cumple la normativa establecida.
Gobiernos regionales
Los Gobiernos Regionales, a través de las Direcciones Regionales de Energía y
Minas (DREM), ostentan funciones relacionadas con aspectos medioambientales
y en menor medida con la planificación, promoción y desarrollo de proyectos.
El Decreto Supremo Nº 089-2009 EM se encarga de la modificación de la Ley
de Electrificación Rural. Este incorporó, en el reglamento de la LGER, artículos
relacionados con la tarifa eléctrica rural para suministros no convencionales
(aquellos atendidos por fuentes de energía renovables).
El Decreto Legislativo Nº 1.001 regula la inversión en Sistemas Eléctricos
Rurales (SER) ubicados en zonas de concesión, estableciendo que el MINEM
podrá ejecutar obras de electrificación rural, en forma directa o indirecta, a
través de las empresas de distribución eléctrica de propiedad estatal. Cabe
subrayar:
Siempre que las poblaciones hayan solicitado el servicio eléctrico, y no
hayan sido atendidas en un año, el MINEM podrá ejecutar Sistemas
Eléctricos Rurales (SER). Los SER, serán transferidos a las empresas de
distribución eléctrica de propiedad estatal.
Los recursos para la Electrificación Rural también podrán orientarse a la
remodelación, rehabilitación y mejoramiento de instalaciones existentes para
el suministro de energía a centros poblados construidos por terceros sin
cumplir con las normas técnicas.
El Decreto Supremo Nº 029-2008-EM contiene normas reglamentarias y
complementarias al Decreto Legislativo Nº 1001. Mención especial merece:
Ejecución de obras a través del DPR de manera directa y de manera
indirecta, desarrollando convenios de financiación con las empresas
concesionarias de distribución eléctrica de propiedad estatal, a través del
Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado
(FONAPE).
Normas técnicas para que los proyectos se califiquen como SER.
Ley de creación del Fondo de la Compensación Social Eléctrica (Nº 27.510 del
2001 y su modificación Nº 28.307 del 2004). Esta establece una reducción
tarifaria para la población urbano-rural, de acuerdo a lo establecido en la Ley de
Concesiones Eléctricas (Nº 25.844).
La Electrificación Rural en Perú
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El objetivo de la ley es crear el Fondo de la Compensación Social Eléctrica
(FOSE) y favorecer el acceso y la permanencia en el servicio eléctrico a
usuarios residenciales, cuyo consumo mensual sea inferior a 100 kWh. Los
recursos que financian el FOSE se obtienen mediante un factor de recargo en la
facturación de usuarios que no cumplan el perfil de beneficiarios.
La administración y aplicación del FOSE está a cargo de OSINGERGMIN, a
través de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART). Cada trimestre,
el factor de recargo del FOSE es establecido por la GART. Los criterios de
aplicación dependen del sector y del consumo, diferenciando los usuarios del
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) o de Sistemas Aislados. Al
tener un consumo bajo, los usuarios rurales se encuentran afectos al FOSE.
Usuarios Sector
Reducción
Tarifaria para
consumos menores
o iguales a
30kW.h/mes
Reducción
Tarifaria para
consumos
mayores a
30kW.h/mes hasta
100 kW.h/mes
Sistema
Interconectado
Urbano 25% del cargo de
energía
7,5 kw.h/mes por
cargo de energía
Urbano-rural
y Rural
50% del cargo de
energía
15 kw.h/mes por
cargo de energía
Sistemas
Aislados
Urbano 50% del cargo de
energía
15 kw.h/mes por
cargo de energía
Urbano-rural
y Rural
62,5% del cargo de
energía
18,5 kw.h/mes por
cargo de energía
Tabla 1. Reducción tarifaria. Fuente: Ley Nº 28.307 que modifica la Ley de creación del Fondo de la
Compensación Social Eléctrica.
La Tabla 1 muestra la reducción tarifaria del FOSE en función del tipo de
usuarios y el tipo de consumo. Además, para los usuarios de sistemas eléctricos
rurales aislados atendidos exclusivamente con sistemas fotovoltaicos existe el
factor de adecuación. La Resolución Ministerial Nº 523-2010-MEM/DM fija
factores de adecuación que serán multiplicados a los parámetros del FOSE
aplicables a los usuarios de SER atendidos exclusivamente con sistemas
fotovoltaicos [GART13].
Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de
Inclusión Social Energético (FISE) Ley Nº 29.852 publicada en el 2012.
El FISE7 es financiado mediante: un recargo en la facturación mensual para los
clientes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y un recargo en el
transporte de productos líquidos derivados de hidrocarburos y gas natural. Los
7 www.fise.gob.pe
La Electrificación Rural en Perú
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recursos son destinados a, entre otros fines, la compensación para el desarrollo
de nuevos suministros energéticos (células fotovoltaicas, paneles, biodigestores,
etc) centrados en poblaciones más necesitadas. OSINERGMIN es el
administrador actual del FISE; sin embargo, en abril de 2014 pasará a ser
administrado por el MINEM. Actualmente, solamente se ha desarrollado la parte
correspondiente a la facilitación de uso de gas natural en los sectores más
vulnerables, quedando pendiente de desarrollo el suministro eléctrico no
convencional.
2.2.1 Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos
La tarifa eléctrica rural para sistemas fotovoltaicos es regulada y fijada por
OSINERGMIN. Para su determinación se desarrolló la Resolución OSINERGMIN Nº
206-2010-OS/CD y las tarifas pueden encontrarse actualizadas en la página web del
organismo8. La Tabla 2 muestra las tarifas vigentes a partir del 4 de febrero del 2013. La
unidad monetaria de Perú es el Nuevo Sol (NS/.) y equivale a 0,30 €.
Los costes de servicio, que incluyen operación, mantenimiento, seguridad,
administración, reposición de elementos y gestión, deben ser compensados por la tarifa.
Para su determinación se tiene en cuenta: si se trata de una inversión pública o privada,
(100% Estado o 100% empresa), la región de instalación, el tipo de módulo fotovoltaico
y el acceso o no al Fondo de la Compensación Social Eléctrica (FOSE). El acceso al
FOSE de las empresas operadoras, y su consecuente reducción en las tarifas, viene
determinado por la Resolución OSINERMIN Nº 235-2010-OS/CD que modifica la
“Norma de Aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrico (FOSE)”.
La tarifa para los sistemas fotovoltaicos es por cargo fijo mensual, puesto que el
usuario dispone de una cantidad fija determinada de kWh/mes. Se distingue entre las
zonas de Costa, Sierra, Selva y Amazonía debido a los diferentes niveles de radiación y
costes de explotación. Los sistemas fotovoltaicos se dividen a su vez dependiendo de la
potencia instalada y nivel de tensión de servicio: 50 y 80 Wp con tensión de servicio en
12 DC y 160, 240 y 320 Wp, con inversor DC/AC y servicio en 220V AC.
8 http://www2.osinerg.gob.pe/Tarifas/Electricidad/
La Electrificación Rural en Perú
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Cargo Fijo
Equivalente por Energía Promedio
(ctm.S/./kW.h)
Inversiones Región Tipo de Módulo
Energía Promedio Mensual
Disponible (kW.h)
Sin FOSE
Con FOSE
100% Estado
Costa
BT8-050 7,32 406,08 81,22
BT8-080 11,75 305,75 61,15
BT8-160 16,73 280,05 56,01
BT8-240 24,92 257,26 51,45
BT8-320 33,14 244,76 67,50
Sierra
BT8-050 7,24 420,69 84,14
BT8-080 11,54 317,66 63,53
BT8-160 16,51 288,08 57,62
BT8-240 24,51 265,00 53,00
BT8-320 32,81 249,97 67,12
Selva
BT8-050 6,07 573,74 114,75
BT8-080 9,66 442,55 88,51
BT8-160 13,11 422,75 84,55
BT8-240 21,19 362,05 72,41
BT8-320 29,65 327,56 65,51
Amazonía (1)
BT8-050 6,07 629,06 125,81
BT8-080 9,66 490,12 98,02
BT8-160 13,11 472,16 94,43
BT8-240 21,19 406,93 81,39
BT8-320 29,65 369,54 73,91
100% Empresa
Costa
BT8-050 7,32 615,95 123,19
BT8-080 11,75 469,79 93,96
BT8-160 16,73 473,43 94,69
BT8-240 24,92 448,66 89,73
BT8-320 33,14 433,69 119,61
Sierra
BT8-050 7,24 634,39 126,88
BT8-080 11,54 485,98 97,20
BT8-160 16,51 484,91 96,98
BT8-240 24,51 460,63 92,13
BT8-320 32,81 441,62 118,58
Selva
BT8-050 6,07 833,36 166,67
BT8-080 9,66 647,00 129,40
BT8-160 13,11 673,77 134,75
BT8-240 21,19 591,54 118,31
BT8-320 29,65 542,19 108,44
Amazonía (1)
BT8-050 6,07 920,17 184,03
BT8-080 9,66 719,91 143,98
BT8-160 13,11 755,83 151,17
BT8-240 21,19 666,40 133,28
BT8-320 29,65 612,46 122,49 Tabla 2. Tarifa eléctrica rural para sistemas fotovoltaicos (febrero 2013). Fuente: OSINERGMIN
La Electrificación Rural en Perú
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Los cargos de corte y reconexión del suministro de energía eléctrica mediante
sistemas fotovoltaicos vienen determinados, a su vez, por la resolución OSINERGMIN
Nº 206-2010-OS/CD y se pueden encontrar actualizados junto con la tarifa eléctrica (la
Tabla 3 muestra los cargos vigentes a partir del 4 de febrero de 2013). Las condiciones
de corte y desconexión, así como las de retirada de los sistemas fotovoltaicos por parte
del suministrador, vienen señaladas en dicha resolución.
El corte (bloqueo o desconexión) podrá ser efectuado por el prestador del
servicio eléctrico sin necesidad de previo aviso siempre y cuando estén pendientes de
pago facturaciones de dos o más meses (debidamente notificadas). Se efectuará la
reconexión una vez el usuario haya pagado el importe de las facturaciones pendientes y
los cargos por corte y reconexión.
En cuanto al retiro del SFD, podrá llevarse a cabo en caso de: falta de pago por
un periodo superior a 6 meses, alteración del sistema sin autorización, conexión de
equipos que excedan la carga de diseño del sistema o sustracción de componentes que
forman parte del SFD.
Cargo Costa Sierra Selva Amazonía
(1)
Corte 2,35 3,69 5,64 5,64
Reconexión 3,57 4,70 7,20 7,20
Tabla 3. Cargos de corte y reconexión (febrero 2013). Fuente: OSINERGMIN.
2.2.2 Plan Nacional de Electrificación Rural
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM), mediante la Dirección General de
Electrificación Rural (DGER-MINEM), al ser el responsable en materia de
electrificación rural de acorde con la Ley Nº 28.749 “Ley General de Electrificación
Rural”, tiene como obligación la formulación y actualización anual del Plan Nacional de
Electrificación Rural (PNER). La realización de este documento se debe llevar a cabo
con la participación de dicho organismo con los Gobiernos Regionales y Locales,
además de con las entidades tanto públicas como privadas.
El PNER es un plan a largo plazo, 10 años, que se actualiza anualmente y
publica en la página web de la DGER/MINEM9. El último documento, PNER 2013-
2022, presentado en diciembre del 2012, tiene como visión alcanzar un coeficiente de
electrificación rural de 95,8 % en el año 2022 [DGER12]. Para ello, las obras previstas
en los próximos 10 años se muestran en la Tabla 4. Como aspecto a resaltar de las obras
previstas, los módulos fotovoltaicos sólo representan un 14 % del total de las
inversiones a realizar en el periodo 2013-2022.
9 http://dger.minem.gob.pe/
La Electrificación Rural en Perú
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Tabla 4. Proyectos y metas previstas periodo 2013-2022. Fuente: PNER 2013-2022 (DGER/MINEM)
Debido al elevado número de proyectos por ejecutarse, dentro del PNER, y a la
escasez de recursos es necesaria una priorización de estos. Para lograrlo se tienen en
cuenta los siguientes criterios [DGER12]: un menor coeficiente de electrificación rural
provincial, un mayor índice de pobreza, una proporción de subsidio requerido por
conexión domiciliaria, un ratio de nuevas conexiones domiciliarias y una utilización de
energías renovables.
2.2.3 Plan Maestro de Electrificación Rural
El Plan Maestro es una colaboración entre el MINEM y la Agencia de
Cooperación Internacional del Japón (JICA). Se trata de un plan para suministrar
electricidad en zonas rurales de Perú, que quedan fuera del plan de electrificación por
ampliación de la red, por medio de la energía renovable no convencional. Fue propuesto
en el año 2008 con el objetivo de abastecer a 280 mil viviendas [JICA08]; sin embargo,
dicho plan no se ha desarrollado. En el estudio realizado por el Plan Maestro se
detectaron una serie de problemas de la electrificación rural mediante energías
renovables en Perú [JICA08].
El personal del DPR/MINEM no es suficiente puesto que el Plan Nacional de
Electrificación Rural abarca 24 regiones del país, con poblaciones ubicadas en
lugares alejados. La insuficiencia de personal causa una falta de información
entre otros problemas.
En relación a la falta de información y a la toma de decisiones parece existir una
brecha entre el DPR/MINEM y los gobiernos locales.
Existen diferencias considerables en relación a los fondos financieros de cada
región, lo que causa una desigualdad regional al respecto de la electrificación
rural.
Entre otras, las principales contramedidas propuestas fueron [JICA08]:
Sensibilizar a los habitantes de comunidades aisladas sobre la electrificación
rural mediante energías renovables en escuelas rurales.
La Electrificación Rural en Perú
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Mecanismo financiero de subsidio a tarifa por FOSE y mecanismo financiero
con Fondo SPERAR (fondo estable y permanente para promover la
electrificación rural por energías renovables).
Diálogos entre niveles central y local para colaborar en materias de
electrificación rural mediante energías renovables.
Creación de microempresas asegurar la sostenibilidad y correcto funcionamiento
de proyectos. Esto es debido a que aislamiento y lejanía de las comunidades
requieren cierta autonomía para su sostenibilidad.
La iniciativa de electrificar por energías renovables deberá ser tomada por los
habitantes. Para terminar concluyendo en el PNER, los proyectos deberán ir
pasando por los planes de electrificación rural de los gobiernos locales y
regionales.
Este Plan es un interesante estudio que aporta datos al respecto, pero que nunca
fue asumido por el MINEM más allá de ser un documento de referencia. Tiene la virtud
de ser el primer documento que cuantifica las necesidades de electrificación rural con
Energías Renovables en el Perú.
2.3 Conclusiones
A diferencia de otros países, el Gobierno peruano ha desarrollado un marco
regulatorio específico para la electrificación mediante SFD en el país. Sin embargo, a
pesar del esfuerzo, dicho marco es incompleto. Destacan, entre otros puntos a mejorar,
ampliar la tarifa eléctrica puesto que actualmente no recoge otras formas de energía no
convencionales tales como Sistemas Pico Fotovoltaicos o Sistemas Híbridos, así como
sistemas fotovoltaicos comunitarios, y contemplar reducir el periodo correspondiente al
retiro del SFD (actualmente en 6 meses).
El Plan Maestro de Electrificación Rural resalta la necesidad de emplear SFD en
la electrificación de 33.182 localidades pertenecientes a comunidades aisladas rurales en
Perú [JICA08].
Sin embargo, el Plan Nacional de Electrificación Rural 2013-2022 muestra una
inversión a realizar los próximos diez años en sistemas fotovoltaicos muy reducida (14
% del total) en comparación con otros proyectos de extensión de redes.
En cuanto a los proyectos de electrificación rural con renovables ya llevados a
cabo, no son sostenibles en el tiempo puesto que no presentan un modelo adecuado de
gestión o de ejecución. Cabe resaltar la cantidad de proyectos pilotos e iniciativas sobre
la electrificación rural; sin embargo, estos no parecen enfocados al servicio sino al
proyecto y los estudios, propuestas y planes que se están llevando a cabo carecen de
planteamiento sostenible.
La Electrificación Rural en Perú
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Recientemente el MINEM ha anunciado un ambicioso plan para electrificar
500.000 hogares peruanos con energías renovables en el periodo 2014-2016. Parece
excesivamente ambicioso, pero todavía no ha hecho público los detalles del mismo.
ACCIONA Microenergía Perú
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3 ACCIONA Microenergía Perú
3.1 Acciona Microenergía Perú
La Fundación Acciona Microenergía10
(FUNDAME) es la fundación corporativa de
ACCIONA S.A. y fue creada en 2008 con el objetivo de facilitar el acceso a servicios
como el agua o la energía de forma sostenible a comunidades rurales aisladas de países
en desarrollo. En enero de 2009 FUNDAME constituyó, en Perú, una asociación sin
fines de lucro, Acciona Microenergía Perú (AMP)11
.
Dicha asociación es una empresa social que provee servicio eléctrico básico a los
usuarios, mediante el cobro de una cuota asequible. El objetivo de Acciona
Microenergía Perú es maximizar el beneficio social, manteniendo su continuidad en el
tiempo (sostenibilidad).
Para el desarrollo de AMP, ACCIONA proporcionó como donación los recursos
económicos necesarios, además de apoyo tecnológico y de gestión.
Acciona Microenergía Perú se centra en la electrificación de los hogares de
comunidades rurales aisladas sin expectativa de que lleguen las redes eléctricas, dentro
de la región de Cajamarca. Para ello emplea Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios
(SFD). Para el desarrollo de su misión, AMP viene desarrollando una serie de
programas:
Programa “ Luz en Casa-SFD”
El objetivo es facilitar el acceso a la electricidad a unas 3.000 familias, unos 15.000
beneficiarios, mediante Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios. Con ello se pretende
demostrar la viabilidad de la electrificación rural con SFD de forma sostenible y
asequible a usuarios de muy bajos ingresos.
Programa “Luz en Casa-PSFD”
Su finalidad es facilitar el acceso a la luz eléctrica y a otros servicios en
comunidades rurales muy alejadas de los centros operativos, ya en funcionamiento,
de Acciona Microenergía Perú, mediante Pequeños Sistemas Fotovoltaicos
Domiciliarios (PSFD), basados en tecnología energéticamente muy eficiente y en
modelos específicos de provisión de servicio.
Programa “Luz Comunitaria Cajamarca”
Este proyecto tiene como objetivo facilitar, en colaboración con otras
organizaciones, el acceso eléctrico a centros comunitarios (escuelas, centros de
10
www.accioname.org/ 11
https://sites.google.com/a/accioname.org/acciona-microenergia-peru/
ACCIONA Microenergía Perú
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salud, iglesias,...), mediante sistemas fotovoltaicos, a localidades servidas mediante
el programa Luz en Casa SFD.
3.2 Programa “Luz en Casa-SFD”
El programa “Luz en Casa-SFD” tiene como objetivo principal demostrar la
viabilidad real de la electrificación rural con SFD de forma sostenible y asequible. Para
conseguir el punto de equilibrio económico el programa contempla facilitar el acceso a
servicios básicos eléctricos a unos 3.000 hogares, no previstos de ser electrificados por
la extensión de redes del país, en el Departamento de Cajamarca (Perú). En estas
comunidades tanto la inversión como la explotación resultan de menor cuantía que la
electrificación con redes.
3.2.1 Descripción
El programa “Luz en Casa-SFD”, se ha venido desarrollando desde 2009
mediante diferentes proyectos. Actualmente, dentro de este programa se está facilitando
acceso a 1.300 hogares que cada mes abonan su cuota y son atendidos en sus
incidencias. Está en fase de implementación otros 1.700 SFD, que se compran con un
crédito a largo plazo del Banco Interamericano de Desarrollo con la garantía del
proyecto. A finales del 2013 se espera llegar a 3.000 SFD y conseguir así el punto de
equilibrio económico, es decir, que los ingresos cubran todos los gastos previstos
incluida la reposición de elementos y la devolución del préstamo y sus intereses.
La zona de actuación del programa está situada en el Departamento de
Cajamarca. La elección está justificada por diferentes motivos, siendo el primero de
ellos que es el departamento con nivel más bajo de electrificación rural de todo el país
(Gráfica 2). A su vez cuenta con un alto nivel de pobreza y una relativamente alta
densidad demográfica, que facilitan la implantación del modelo de gestión del
programa.
Dentro del Departamento de Cajamarca, existen zonas sin acceso a la
electricidad y que no están incluidas dentro de los planes de electrificación por
extensión de redes por parte del gobierno, ni de otros planes. Las zonas de actuación
servidas actualmente se muestran en la Ilustración 1.
ACCIONA Microenergía Perú
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Ilustración 1. Zonas de actuación del programa “Luz en Casa”. Fuente: Google Maps 2013.
Otros factores que influyen en la decisión de las zonas de actuación y en el
posterior éxito del proyecto son: la posibilidad de acceso a las localidades, la existencia
de instalaciones ya existentes operativas, la colaboración de los gobiernos locales y la
capacidad organizativa de las comunidades
Para la realización de todos los proyectos la metodología empleada es muy
similar, consistiendo básicamente en: identificación de las localidades, firma de
acuerdos con municipios, realización de sesiones de sensibilización a la población,
formación de Comités de Electrificación Fotovoltaica (CEF), empadronamiento y
georreferenciación de los hogares; capacitación de usuarios y firma de contratos; y por
último la compra, el suministro, la distribución y la instalación de los SFD, para
finalmente entrar en la fase de explotación.
3.2.2 Modelo de suministro
Esta actividad no está planteada como negocio, sino que responde a un
planteamiento de responsabilidad social corporativa de ACCIONA. Por tanto, en lugar
de hablar de modelo de negocio, se hablará de modelo de suministro o modelo de
provisión de servicio. Los elementos fundamentales de un modelo de suministro son el
ACCIONA Microenergía Perú
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modelo tecnológico, el modelo de gestión y el modelo económico. Los tres modelos
están relacionados y coordinados entre ellos formando un todo que es el modelo de
suministro.
Modelo tecnológico
Los Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios actuales instalados por AMP
(Ilustración 2), están compuestos por: un panel fotovoltaico, un regulador de carga, una
batería, y diferentes dispositivos de consumo. El conjunto funciona en corriente
continua con una tensión de 12 V DC.
Los paneles fotovoltaicos instalados son de tecnologías monocristalina y
policristalina, y abarcan un rango de potencias de 50 a 85 Wp. La electricidad generada
por el panel es controlada por el regulador de carga, siendo estos del tipo modulación
por ancho de pulso (PWM). Las baterías empleadas son de gel selladas de plomo ácido,
especializadas en sistemas estacionarios aislados; presentan una capacidad de 100 Ah
que otorga al sistema una autonomía de 3 días. Finalmente, la carga está compuesta por
la iluminación y los dispositivos de consumo. La iluminación es proporcionada
mediante tres lámparas fluorescentes compactas de 11w, mientras que los dispositivos
de consumo son aquellos diseñados para 12 V DC.
Ilustración 2. Esquema SFD. Fuente: Fundación Acciona Microenergía
Modelo económico
El modelo económico que emplea Acciona Microenergía Perú en el programa
“Luz en Casa-SFD”, es un modelo de cuota por servicio. En el modelo de cuota por
ACCIONA Microenergía Perú
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servicio, el sistema puede ser de leasing o propiedad de la compañía de energía (ESCO).
A través de un contrato, el usuario paga una cuota mensual a la compañía y esta se
encarga del suministro de electricidad y del mantenimiento y reposición de elementos.
Hay dos posibles modelos de cuota por servicio:
a) Leasing. La compra de los SFD la realiza una compañía de leasing, que los
instala en casa de los usuarios a cambio de un pago mensual. La propiedad de
los sistemas es de la compañía, hasta la realización de todos los pagos. El
periodo de leasing es mayor que el de la venta a crédito, haciendo que las
mensualidades sean inferiores y más accesibles.
b) La compañía de Servicio Energético (ESCO). La ESCO compra los sistemas y
los instala en la casa de los usuarios. La compañía se queda con la propiedad de
los SFD a cambio de una cuota mensual.
Los Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios (SFD) tienen un precio elevado,
haciendo inviable la compra de estos por parte de las familias de las comunidades
rurales. Además, los componentes de los SFD sufren averías y necesitan reposiciones,
difíciles de solucionar en zonas rurales. Ante esta problemática y ante la inexistencia de
compañías de leasing para estos sistemas y para estos usuarios de poca garantía
económica, el modelo adoptado plantea que los SFD sean propiedad de Acciona
Microenergía Perú, y que los usuarios paguen una cuota por acceder a un servicio
eléctrico. Es decir, el modelo de la ESCO.
AMP coadyuvó al desarrollo del marco normativo de los sistemas fotovoltaicos
domiciliarios para poder desarrollar su actividad dentro de un marco regulado y que sus
usuarios se vieran favorecidos por el acceso al FOSE [AMP_11b]. Mediante el Oficio
Nº 0324-2011-GART, OSINERGMIN aceptó la solicitud de AMP para acceder al
Fondo de Compensación Social Eléctrico.
La asequibilidad de la cuota que paga el usuario es un tema de la máxima
importancia con el fin de no crear discriminación adicional. El criterio de asequibilidad
usado por AMP es que la cuota a pagar por el usuario debe ser menor de lo que venía
pagando por acceder a servicios energéticos sustitutivos (velas, pilas, baterías, keroseno,
etc.).Para conocer este dato se llevan a cabo estudios socioeconómicos, y un dialogo
con los interesados, en el que se analizan diferentes aspectos del colectivo y entre ellos
su capacidad y disposición de pago. En un inicio, antes de la publicación de la tarifa
fotovoltaica se estableció una cuota de 15 soles por servicio, aproximadamente 4 €,
siendo inferior al gasto medio que estaban pagando los usuarios. Sin embargo, al haber
accedido en mayo del 2011 al Fondo de Compensación Social Eléctrico, se redujo la
cuota un 33 % estableciéndose en 10 soles, y generando así renta disponible para el
usuario [AMP_11b].
De acorde con la actual Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos
(Tabla 2) la cuota a abonar por el usuario será de NS. / 10.84 para los paneles BT8-50,
teniendo en cuenta lo siguiente:
ACCIONA Microenergía Perú
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El Departamento de Cajamarca pertenece a la región de Sierra
Los paneles fotovoltaicos instalados, actualmente, por AMP pertenecen a la
categoría BT8-50
El acceso al FOSE en mayo 2011.
La tarifa eléctrica rural correspondiente a los SFD de ACCIONA Microenergía
hace un total de NS. / 54.19 por usuario; sin embargo, solo una parte es abonada por
los usuarios mientras que el resto es abonado por el FOSE. La facturación a los
usuarios se ve reducida un 80 %, (62,5 % multiplicado por el factor de adecuación,
1.28, correspondiente a los sistemas eléctricos aislados atendidos exclusivamente con
sistemas fotovoltaicos), resultando la tarifa eléctrica abonada por el usuario calculada
anteriormente NS. / 10.84. Por tanto, del FOSE, se obtendrá la parte restante NS. /
43.36 por cada usuario. Las tarifas indicadas incluyen el Impuesto General a las
Ventas (IGV) supone un 18 %.
En cuanto a la inversión, la compra de 1300 SFD ha sido soportada por AMP
mediante donaciones de la Fundación ACCIONA Microenergía. Y la inversión de los
1.700 SFD actualmente en ejecución se han financiado mediante un crédito concedido
por FOMIN-BID a devolver en 10 años a un interés fijo del 9%
Modelo de gestión
El modelo de gestión de AMP se basa en la participación de los mismos usuarios
a través de un Comité de Electrificación Fotovoltaica (CEF) por cada comunidad que
accede al servicio ofrecido. Cada proyecto se inicia con unas reuniones en las que se
exponen los objetivos y las generalidades del mismo, y donde se busca lograr el
compromiso de la población. La creación del comité es el primer paso, siendo el
siguiente el empadronamiento de los interesados, seguido de las capacitaciones en
operación para los usuarios de los SFD y para los miembros del CEF. Dicho comité
está compuesto por un Presidente, un Secretario, un Tesorero y un Portavoz. Entre los
miembros del comité debe haber al menos una mujer para promover la inclusión de la
mujer. Democráticamente, entre los habitantes de la comunidad a electrificar, se eligen
los componentes del CEF que son reconocidos por la Municipalidad a través de una
Resolución de Alcaldía. Las funciones a realizar son:
Ser los intermediarios entre su comunidad y Acciona Microenergía Perú.
Manteniendo contacto e información periódica del seguimiento del proyecto.
Gestionar el cobro de la cuota mensual. Debido al aislamiento de las localidades,
para facilitar el pago, el tesorero del CEF recauda las cuotas mensuales y las
deposita en la oficina de AMP en Cajamarca.
Inspeccionar periódicamente las instalaciones para asegurarse del correcto uso
de los SFD.
Vigilar por la seguridad de los SFD.
ACCIONA Microenergía Perú
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La firma de acuerdos con las Municipalidades, es importante para conseguir
apoyo a lo largo del proyecto. Estas, en la medida de lo posible, convocan a las
comunidades y sus comités, georreferencian las viviendas beneficiadas y reparan los
accesos a las localidades para facilitar la instalación de los sistemas.
OSINERGMIN cuenta con un papel importante en el modelo de gestión, siendo
necesaria una colaboración en el desarrollo de un marco regulatorio especifico sobre la
electrificación no convencional, además de las funciones de supervisión.
Finalmente, AMP realiza las funciones a ejecutar sobre el terreno contribuyendo
con su infraestructura local, su personal y su red de contactos.
Ilustración 3. Modelo de gestión del proyecto “Luz en Casa-SFD”. Fuente: Acciona Microenergía Perú.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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4 Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
En este apartado se describe el SFD y cada uno de los componentes que
actualmente está usando AMP y se identifican sus inconvenientes, el estado de la
tecnología y las potenciales mejoras a introducir. Un sistema fotovoltaico es un
conjunto de componentes, agrupados en bloques funcionales, que se encargan de captar
energía solar y transformarla para suplir la energía eléctrica requerida por su carga. En
el caso de los Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios (SFD), el tipo de carga es de
corriente continua (C.C.).
Los bloques funcionales que aparecen son: bloque generador, bloque de
acumulación y bloque de carga. En la Gráfica 4 están especificados los componentes de
cada bloque dentro del Sistema Fotovoltaico Domiciliario.
Gráfica 4. Esquema bloques funcionales y componentes SFD. Fuente: Elaboración propia.
A lo largo del programa “Luz en Casa-SFD” se han ido instalando Sistemas
Fotovoltaicos Domiciliarios formados por diferentes componentes. Estos y sus unidades
correspondientes a cada proyecto vienen detallados en la Tabla 5.
Bloque generador
•Paneles fotovoltaicos
Bloque de acumulación
•Batería
•Regulador de carga
Bloque de carga
•Iluminación
•Dispositivos de consumo
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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EQUIPOS PROYECTO MARCA Y
MODELO UNIDADES
Paneles
fotovoltaicos
(incluye soporte
específico)
Proyecto
Demostrativo SOLAR WORLD.
SW-50. (50Wp) 10
Proyecto Piloto SOLAR WORLD.
SW-60. (60Wp) 600
Proyecto LC550
YINGLI. YL085P-
17b 2/3 (85Wp) 650
SUNTECH.
STP085B-12/BEA
(85Wp) 50
Baterías
Proyecto
Demostrativo DEKKA. GEL 100
Ah 12V 10
Proyecto Piloto SONNENSCHEIN.
SB 12/100. 100Ah
12V 600
Proyecto LC550 TROJAN. 27-GEL
100Ah 12V 700
Controladores
Proyecto
Demostrativo MORNING STAR.
SHS10 10
Proyecto Piloto STECA. Solsum
10.10F. 600
Proyecto LC550 STECA. Solsum
10.10c. 700
Focos (3 focos
por SFD)
Proyecto
Demostrativo STECA. Solsum
ESL-E27 30
Proyecto Piloto STECA. Solsum
ESL-E27 1.800
Proyecto LC550 PHOCOS.
CL1211C 2.100
Tabla 5. Equipos instalados. Fuente: Acciona Microenergía Perú.
4.1 Panel fotovoltaico
El bloque generador de energía, dentro de un sistema fotovoltaico aislado, está
compuesto por los paneles fotovoltaicos.
Se trata de una estructura que ensambla un determinado número de células
fotovoltaicas. Las células, individualmente, proporcionan tensión y corriente limitadas
en comparación con las requeridas por el sistema. Esto unido con su fragilidad y su no
aislamiento eléctrico, hacen que sea necesario incluirlas dentro de una estructura
hermética y rígida: el módulo fotovoltaico.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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4.1.1 Descripción de los paneles fotovoltaicos
Se van a describir los parámetros más relevantes, así como las características
eléctricas, de los paneles fotovoltaicos para facilitar el entendimiento de los datos
técnicos, ofrecidos por los fabricantes, y poder llevar a cabo un correcto estudio y
análisis de estos.
A continuación, se resumen los siguientes parámetros: la curva característica del
panel, la tolerancia, la temperatura de trabajo, la potencia máxima de salida, el factor de
degradación, y la potencia de salida. Se va a proceder a una breve descripción de las
mismas.
1. Tipo de panel fotovoltaico
Los paneles fotovoltaicos se clasifican según la tecnología empleada en la formación de
sus células fotovoltaicas: monocristalinos, policristalinos, silicio amorfo, etc.
2. Eficiencia de conversión
La eficiencia de conversión, es la relación entre la energía generada y la luminosa
consumida.
3. Parámetros eléctricos
Las características eléctricas más relevantes de un panel fotovoltaico vienen
representadas en su curva de tensión-intensidad (Ilustración 4). En ella, la corriente de
salida de un panel varía con la carga y la temperatura de trabajo (suponiendo una
orientación del panel y potencia luminosa incidente constantes).
Ilustración 4. Curvas I-V del panel PV49 para distintos niveles de radiación. Fuente: Soliker
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Los parámetros fundamentales de esta curva son:
Corriente de cortocircuito (Icc)
Voltaje de circuito abierto (V0)
Potencia máxima (Pmax)
Corriente en el punto de máxima potencia (Ip)
Voltaje en el punto de máxima potencia (Vp)
Factor de forma (FF). Corresponde al cociente entre Pmax y el producto de Icc
por V0. Da una idea de la calidad del panel, siendo esta mejor cuanto mayor sea
el factor de forma.
Mientras que el voltaje permanece constante, la intensidad que genera el panel aumenta
con la radicación. En la Ilustración4, se aprecia como la radiación afecta mucho más a
la intensidad que al voltaje.
El valor máximo de voltaje de salida (V0) corresponde a corriente nula, y el valor
máximo de corriente (Icc) corresponde a voltaje nulo.
4. Potencia máxima de salida en Condiciones Estándar
Se trata de la característica más importante de un panel fotovoltaico, esta depende del
tipo y eficiencia de las células que componen el panel.
Para cada punto de la curva I-V (Ilustración4), se calcula la potencia de salida del panel
multiplicando los valores de voltaje e intensidad. La potencia es nula para: circuito
abierto y cortocircuito. Entre estos dos puntos, se alcanza la potencia de salida máxima
para cada valor de la temperatura de trabajo.
El “valor pico” o “valor óptimo” (Wp, watio pico) del panel fotovoltaico corresponde a
el valor máximo de potencia para una temperatura de trabajo de 25 °C y 1.000 W/m2
de
irradiancia. Tiene asociados los valores de tensión y corriente: Vp e Ip .
Para comparar y determinar la potencia eléctrica suministrable de paneles fotovoltaicos,
se mide bajo las condiciones estándar de prueba (STC).
Radiación de 1000 W/m2
Espectro solar de referencia de AM 1.5 (tipo y color de la luz)
Temperatura de trabajo de 25 ˚C
5. Tolerancia
Es la variación entre la potencia nominal del módulo, y la que el fabricante estima que
tendrá funcionando en la instalación.
6. Reducción de eficiencia bajo radiación difusa
La reducción de eficiencia viene representada como el valor porcentual entre la
reducción de potencia obtenida bajo radiación difusa y bajo condiciones STC y la
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
Página 34 de 133
potencia máxima de salida en condiciones estándar. Las condiciones que definen
genéricamente radiación difusa son:
Radiación de 200 W/m2
Temperatura de trabajo de 25 ˚C
7. Características térmicas
Estas son: la temperatura de trabajo del panel, la temperatura de operación nominal de
la célula (NOCT), y el coeficiente de temperatura para potencia máxima.
Temperatura de trabajo
Al aumentar la temperatura en los paneles fotovoltaicos se reduce su tensión de
salida y aumenta la intensidad, en menor medida. El efecto conjunto es que la
potencia de salida disminuye al aumentar la temperatura de trabajo.
Afecta a su vez en el alcance de la zona de transición de las curvas I-V. Cuanto
mayor es la temperatura de trabajo, la transición se alcanza a menores valores de
tensión.
La relación lineal que establece la temperatura de trabajo de un panel
fotovoltaico sigue la siguiente expresión:
Siendo:
Tt y Ta , las temperaturas de trabajo y ambiente correspondientes.
R, la radiación solar en [W/m2].
k, coeficiente que depende de la velocidad del viento.
Temperatura de operación nominal de la célula (NOCT)
Temperatura que alcanzan las células en condiciones de operación estándar
(STC).
Coeficiente de temperatura para potencia máxima o factor de degradación
La temperatura de trabajo de un panel no va a coincidir con las condiciones
estándar, es por ello que la potencia de salida nunca alcanza el valor pico. A fin
de asegurar que el panel cumple con los requerimientos eléctricos, se debe tener
en cuenta esta degradación.
El factor de degradación es calculado en forma porcentual con relación a la
potencia máxima.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Teniendo esto en cuenta, el valor de la potencia de salida de un panel
fotovoltaico puede determinarse siendo conocidos:
Pp, la potencia pico
δ, el coeficiente de degradación
ΔT = Tt – 25 °C , incremento de temperatura
Mediante la siguiente expresión:
4.1.2 Paneles instalados por Acciona Microenergía Perú
Los paneles instalados actualmente por Acciona Microenergía Perú, en la región
de Cajamarca, son paneles de Silicio de dos tipos: Monocristalinos o Policristalinos.
Una célula monocristalina está formada por un único cristal de silicio, mientras
que las células policristalinos están formadas por la unión de varios cristales. Las
características, ventajas y desventajas, que presentan estás tecnologías se representan en
la Tabla 6.
Ventajas Inconvenientes
Tecnología
paneles de
Silicio
Mayor eficiencia
(12-15%)
Necesidad de
estructura metálica
Mayor potencia
por m2
Elevado coste Wp
Mayor coeficiente de
temperatura
Monocristalino Mayor eficiencia Mayor coste
Policristalino Menor eficiencia Menor coste Tabla 6. Características paneles de silicio. Fuente: Elaboración propia.
Las especificaciones técnicas que deben cumplir los paneles fotovoltaicos vienen
establecidas en el “Reglamento Técnico peruano de Especificaciones técnicas y
procedimientos de evaluación de sistema fotovoltaico y sus componentes para
electrificación”[MINE07], y son:
MFV-CF-1: Tener un mínimo de 33 células fotovoltaicas, si el módulo se instala
en localidades de la sierra y 36 células fotovoltaicas, si el módulo se instala en
localidades de la costa o amazonía.
MFV-CF-3: En el caso que el módulo fotovoltaico cuente con un marco, este
debe ser de aluminio anodizado y rígido.
MFV-CE-2: La potencia pico (Wp) del módulo fotovoltaico después de 20 años
de operación, no debe ser inferior al 20 % de su potencia inicial.
MFV-CE-3: La tensión del punto de máxima potencia del generador
fotovoltaico, a una temperatura ambiente igual a la máxima anual del lugar y a
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
Página 36 de 133
una irradiancia de 800 W/m2, VMAX(TMAX) debe estar comprendida en el
rango de 14,5 V a 15,0 V.
MFV-P-2: Los módulos fotovoltaicos deben tener dos diodos de “by pass”.
La Tabla 7 reúne las características de los módulos fotovoltaicos instalados por
Perú Microenergía actualmente.
Marca SOLARWORLD SOLARWORLD YINGLI SUNTECH
Modelo SW50 SW60
YL085P-17b
2/3
STP085B-
12/BEA
Tipo de
tecnología Monocristalino Policristalino Policristalino Monocristalino
Número de
paneles
instalados
10 600 650 50
Eficiencia
del módulo
solar [%]
― ― 13,5 ―
Potencia de
Salida en
Condiciones
Estándar [W]
50 60 85 85
Tolerancia
[%] ±10 ±10 ±3 ±5
Reducción
de eficiencia
a 25°C y
200W/m²
80,80% 81,50% 90 % 89 %
Car
acte
ríst
icas
tér
mic
as Temperatura
de operación
nominal de
la célula
(NOCT) [°C]
46 46 46±2 45±2
Coeficiente
de
temperatura
para Pmax
-0.48 %/K -0.34%/K -0.45 %/°C -0.48 %/°C
Garantía
10 años (90%),
20 años (80%) ―
Mínimo 80%
a los 20 años. ―
Tabla 7. Datos técnicos paneles instalados. Fuente: Hoja de características correspondientes.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
Página 37 de 133
4.1.3 Problemática identificada
Dentro de los paneles fotovoltaicos instalados, se ha identificado la siguiente
problemática objeto de mejora para futuras instalaciones.
Transporte de los paneles
Teniendo en cuenta la compleja ubicación geográfica de los usuarios, el difícil
transporte de los paneles hasta el lugar de destino, y el coste de los transportes
internacionales (puesto que en Perú no hay fabricación de paneles), el peso y
dimensión de los paneles presenta una dificultad y un coste adicional. Unido a
esto, como problemática a la hora de transportar los sistemas, hay que considerar
la fragilidad y manejabilidad de los paneles. Los paneles instalados, presentan
las siguientes dimensiones y peso.
Marca SOLARWORLD SOLARWORLD YINGLI SUNTECH
Modelo SW50 SW60 YL085P-17b 2/3 STP085B-
12/BEA
Peso [kg] 5.6 6.2 8.3 8
Tamaño
[mm] 680x680x34 806x680x34 1010x660x35 1195×541×30
Tabla 8. Peso y tamaño de los paneles instalados. Fuente: Hoja de características correspondientes.
Funcionamiento bajo radiación difusa
Los paneles fotovoltaicos admiten tres tipos de radiaciones solares: directa,
difusa y reflejada. Según la Escuela de Organización Industrial12
–EOI- la
radiación difusa es “el efecto generado cuando la radiación solar que alcanza la
superficie de la atmósfera de la Tierra se dispersa de su dirección original a
causa de moléculas en la atmósfera”. En invierno, la radiación difusa es mucho
mayor siendo por tanto necesario un correcto funcionamiento de los paneles bajo
esta radiación.
4.1.4 Mejoras en los paneles fotovoltaicos
Para futuras instalaciones de Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios es importante
tratar de solventar la problemática identificada en el apartado anterior, mediante la
investigación de los desarrollos producidos en la tecnología de células y paneles
fotovoltaicos.
En el mercado actual de paneles fotovoltaicos se distingue un nuevo tipo: los
paneles de capa fina o lámina delgada. Los paneles de capa fina son una alternativa más
económica a los paneles cristalinos debido a la sustitución del silicio cristalino, por
otros materiales de menor precio. Estos materiales se depositan sobre un sustrato
(vidrio, plástico, acero) en forma de una lámina delgada. Las principales ventajas de la
12
http://www.eoi.es/
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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tecnología de paneles de capa fina respecto a los paneles de silicio cristalino, son las
siguientes [POOR06]:
Menor coste de producción. Esta tecnología requiere menores cantidades de
materiales semiconductores y su proceso de fabricación está altamente
automatizado, todo ello reduce los costes de producción. Además de la
independencia del precio del silicio.
Empleo de substratos flexibles. Se pueden emplear substratos flexibles,
formando así paneles mucho más versátiles.
Mejor funcionamiento bajo radiación difusa. Las células presentan una mayor
capacidad de absorción de radiación solar.
Mejor funcionamiento a altas temperaturas. El rendimiento de los paneles de
capa fina no se ve afectado en exceso por las altas temperaturas, al contrario de
lo que pasaba con los paneles cristalinos.
Por el contrario, las principales limitaciones son:
Tecnología en proceso de desarrollo. Se trata de una tecnología menos madura
todavía en proceso de desarrollo.
Menores eficiencias. Las células fotovoltaicas de lámina delgada presentan una
menor eficiencia, haciendo necesaria una mayor superficie de panel para
alcanzar determinadas potencias.
Dependencia de materiales. A pesar de no depender del silicio cristalino, la
fabricación de este tipo de paneles requieren otros materiales tales como telurio
(Te) o indio, ambos de limitadas reservas.
Dentro de ésta tecnología, destacan: las células de silicio amorfo, de teluro de
cadmio y CIS. Se va a proceder a una descripción, seguida de un cuadro resumen, de
cada tipo de tecnología. En el cuadro, se va a comparar cada tecnología con los paneles
cristalinos (indicando mejor, igual o peor).
Silicio amorfo (a-Si)
Las células de silicio amorfo no presentan estructura cristalina, pero sí un mayor
coeficiente de absorción que reduce las cantidades necesarias de silicio para su
fabricación. Existen tres tipos de tecnologías dentro del silicio amorfo: silicio amorfo de
unión simple (a-Si), silicio microamorfo (a-Si/μc-Si), y silicio amorfo de triple unión (a-
Si x3); se diferencian entre ellos por su proceso de fabricación y los substratos, sobre
los que se deposita el silicio amorfo.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Tipo Material absorbente Substrato
a-Si Silicio amorfo Rígido
a-Si/μc-Si Silicio
microcristalino Rígido
a-Si x3 Silicio amorfo triple
unión Flexible
Tabla 9. Composición tecnologías silicio amorfo. Fuente: Elaboración propia.
Analizando este tipo de tecnología, y comparándola con los paneles cristalinos:
presentan un menor coste Wp, aprovechan mejor la radiación difusa y tienen menor
sensibilidad a la temperatura y sombras. Sin embargo, como principal inconveniente de
esta tecnología y problema todavía a solventar, las células de silicio amorfo presentan
una degradación una vez expuestas a la radiación solar (efecto Staebler- Wronski). Es
decir, su producción de electricidad disminuye desde el momento en que son instaladas.
Además, presenta una baja eficiencia (5-6 %).
Tabla 10. Cuadro resumen tecnología a-Si. Fuente: Elaboración propia.
CdTe (Teluro y cadmio)
Tecnología basada en una película delgada de teluro de cadmio. Los paneles se fabrican
sobre vidrio. Son el tipo de módulo de capa fina más fabricados debido a su bajo coste
de fabricación y a su elevada eficiencia, en comparación con otras tecnologías de lámina
delgada. Aumentan el rendimiento de los paneles cristalinos en cuanto a altas
temperaturas y condiciones de poca luz.
Entre su principal inconveniente se encuentra la toxicidad del cadmio (Cd). Este
material, componente principal de la tecnología CdTe, es una sustancia toxica que se
encuentra encapsulada dentro de los paneles sin probabilidad de contacto con el medio
exceptuando situaciones como roturas del módulo o incendios. Dentro de los materiales,
otra desventaja de esta tecnología son las reservas limitadas de telurio (Te).
Efi
cien
cia
Fun
c. R
adia
ción
dif
usa
Tam
año
NO
CT
Pes
oG
aran
tía
Pre
cio
Mejor X X X
Igual X
Peor X X X
Nota 1 2 3 3 2 3 3
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Tabla 11. Cuadro resumen tecnología CdTe. Fuente: Elaboración propia.
Diseleniuro de cobre e indio (CIS)
Los paneles de tecnología CIS, se encuentran todavía en fase de desarrollo. Están
compuestos por una capa de diseleniuro de cobre e indio depositada sobre un substrato
rígido (vidrio) o flexible (plástico o acero). Los materiales y el proceso de fabricación
son complejos, siendo esta la principal desventaja de la tecnología. Por otro lado, como
inconveniente, su funcionamiento ante altas temperaturas es peor que el de otras
tecnologías dentro de los paneles de capa fina. Además de la limitación de reservas del
indio (In).
Tabla 12. Cuadro resumen tecnología CIS. Fuente: Elaboración propia
Selección de propuesta de mejora
En primer lugar, para seleccionar un panel que mejore las limitaciones de los sistemas
instalados por Acciona Microenergía Perú, se ha realizado un estudio de mercado de
paneles de tecnologías: monocristalina, policristalina, silicio amorfo, CIS y CdTe. Los
resultados del estudio se recogen en la Tabla 45, Tabla 46 y Tabla 47 contenidas en el
Anexo 1. Para llevar a cabo la selección, no se ha tenido en cuenta un único criterio si
no el conjunto de varios. Los parámetros que se han empleado a lo largo del proceso,
con su debida homogenización a la misma potencia máxima de referencia, han sido:
Eficiencia del módulo solar
Tolerancia
Efi
cien
cia
Fun
c. R
adia
ción
dif
usa
Tam
año
NO
CT
Pes
oG
aran
tía
Pre
cio
Mejor X X X
Igual X X
Peor X X
Nota 3 3 2 3 2 3 2E
fici
enci
aFun
c. R
adia
ción
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usa
Tam
año
NO
CT
Pes
oG
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tía
Pre
cio
Mejor X X X
Igual X X
Peor X X
Nota 2 3 2 2 1 3 2
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Temperatura de operación nominal de la célula (NOCT). Mejora supone menor
temperatura de las células para así obtener mayor potencia generada.
Tamaño de los paneles. Para facilitar la comparación, se ha calculado la
superficie de cada panel.
Peso.
Precio.
El estudio del precio de paneles fotovoltaicos se va a realizar empleando el
precio-por-watio de los módulos por tecnología, debido a su simplicidad y
disponibilidad de datos. Sin embargo, este dato sólo sirve como referencia
relativa ya que es muy sensible a la potencia del módulo y a la potencia total de
compra.
La evolución de los precios se mantuvo constante desde el año 2004 hasta el
final del 2008, en aproximadamente 3,5-4 $/Wp. Con la expansión del mercado
y la entrada de fabricantes chinos, los precios de los paneles fotovoltaicos
cayeron por debajo del 1$/Wp a finales del 2011[BAZI12].
Ilustración 5. Tendencia de precios paneles fotovoltaicos. Fuente: SolarPraxis AG.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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La Ilustración 5 muestra la evolución de los precios en el último año. Mientras
que los precios a finales de enero 2013, y empleados en las tablas comparativas,
se ven reflejados en la Tabla 13.
Origen € / Wp
Crystalline Germany 0,78
Crystalline China 0,53
Crystalline Japan 0,83
Thin film CdS/CdTe 0,56
Thin film a-Si 0,42
Thin film CIS 0,50
Tabla 13. Precios enero 2013. Fuente: Solarserver.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Cabe destacar, que la radiación difusa se consideró como parámetro muy
interesante a comparar. Sin embargo, la gran mayoría de fabricantes no proporcionan
dicho dato, ni las curvas de los paneles con diferentes niveles de irradiancia que
permitirían obtenerlo.
Los paneles contemplados en el estudio, presentan diferentes valores de potencia
nominal. Para la selección de un panel que mejore los paneles ya instalados se han
normalizado las tablas anteriores. Para la normalización se han multiplicado los
parámetros de peso y tamaños por la relación entre la potencia nominal de los últimos
paneles instalados (85 Wp) y la potencia nominal de cada panel. A falta de datos más
fiables, se ha utilizado esta forma de aproximarse a términos equivalentes; sin embargo,
sólo es una aproximación donde saldrán beneficiados los paneles de mayor potencia.
Una vez normalizados los parámetros se ha procedido a una comparación de
estos con los correspondientes a los paneles instalados (YINGLI 85 Wp). La Tabla 48,
Tabla 49 y Tabla 50 del Anexo 2 muestra los resultados de los parámetros normalizados
ya comparados. Se ha establecido una escala de colores en la cual el “verde” indica
mejora, el “naranja” indica igualdad y el “rojo” indica peoría.
La Tabla 14 contiene los mejores paneles dentro del rango de opciones
estudiadas. Han sido seleccionados en función, por un lado, de la comparación de sus
parámetros normalizados frente a los parámetros del panel YINGLI y, por otro lado, en
función de que los fabricantes proporcionaran todos los datos necesarios. En dicha tabla,
se han añadido unas filas correspondientes a la comparación porcentual de cada
característica con los paneles instalados; los valores percentiles de dichas filas se
muestran visualmente en la Gráfica 5.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Fabricante SunLink PV Atersa SOLIKER Saint-Gobain GE Energy YINGLI
(Instalado)
Modelo SL080-12M90 A-75P PV 49 PowerMax Strong
110 GE-CdTe80 YL085P-17b 2/3
Tipo de técnologia Monocristalino Policristalino Silicio Amorfo CIS CdTe Policristalino
Eficiencia del
módulo solar [%] 14,10% 14,63% 6,20% 10,40% 11,10% 13,50%
Comparación
Eficiencia 104,44% 108,37% 45,93% 77,04% 82,22%
Potencia de
Salida STC [W] 90 75 49 110 80 85
Tolerancia [%] ±3 ±3 ±3 + 5 ±5 ±3
Comparación
Tolerancia 100,00% 100,00% 100,00% 83,33% 166,67%
Temperatura de
operación nominal
de la célula
(NOCT) [°C]
45 47 49 40 45 46
Comparación
NOCT 97,83% 102,17% 106,52% 86,96% 97,83%
Superficie [m2] 60,21 58,11 77,46 81,43 78,97 66,66
Comparación
Tamaño 90,32% 87,17% 116,20% 122,15% 118,46%
Peso [kg] 7,56 8,18 13,60 12,36 14,26 8,3
Comparación
Peso 91,08% 98,57% 163,86% 148,96% 171,78%
Precio [€/wp] 0,70 0,60 0,42 0,50 0,56 0,7
Comparación
Precio 116,67% 100,00% 70,00% 83,33% 93,33%
Tabla 14. Comparación de propuestas de mejoras con paneles fotovoltaicos instalados. Fuente: Elaboración propia
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Gráfica 5. Comparación de propuestas de mejoras con paneles fotovoltaicos instalados. Fuente: Elaboración propia
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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A continuación se realiza un análisis de la Gráfica 5 indicando una breve
explicación de cada panel. Como observación general, cabe destacar, que dependiendo
de la característica representada interesa un aumento o una disminución de su valor.
Esto se ve reflejado en el gráfico mediante flechas que indican lo deseable.
SunLink PV - SL080-12M90
El panel monocristalino SL080-12M90 del fabricante SunLink13
presenta unas
características muy similares a los paneles instalados. Mejora muy ligeramente todos los
parámetros estudiados a excepción del precio, la tecnología monocristalina presenta el
mayor precio de todas las estudiadas.
Atersa.Grupo Elecnor – A-75P
El módulo policristalino de Atersa14
presenta mejoras en 4 de las 6 características
comparadas, siendo la excepción el precio y la temperatura nominal de célula. El peso,
normalizado para 85 Wp, del módulo A-75P es 8.18 kg (inferior a los instalados), y el
tamaño se reduce debido a un aumento de la eficiencia (14,63%); sin embargo, al no
cambiar el tipo de tecnología el precio €/Wp es el mismo que el de los paneles
instalados policristalinos.
SOLIKER – PV 49
La tecnología de silicio amorfo presenta el menor precio €/Wp del mercado actual
(0.42€/Wp), siendo este el mayor atractivo del panel de SOLIKER15
; ofrece una
reducción de 30% respecto a los instalados. Por el contrario sus parámetros en cuanto a
eficiencia no son los deseados, presenta una temperatura NOCT superior a los
instalados (49ºC) y reduce su eficiencia en más de la mitad.
Saint- Gobain – PowerMax Strong 110
El panel de PowerMax Strong de la marca Saint-Gobain16
, y tecnología CIS, presenta:
mejoras indiscutibles en cuanto a precio (0.56 €/Wp), coeficiente de temperatura de
celda y tolerancia; pero, como desventaja, incrementa el peso del panel pasando de 8 kg,
los instalados, a 12kg, el panel PowerMax Strong 110. Sin embargo, es el panel dentro
de la tecnología de capa fina que tiene mejor comportamiento, llegando a mejorar 4 de
los 6 parámetros comparados.
General Electric Energy – GE CdTe 80
Los paneles de tecnología CdTe fabricados por GE- Energy17
destacan por tener una
menor temperatura NOCT, por la reducción de precio que presenta esta tecnología
(0.56€/Wp) y por contar con la mayor eficiencia dentro de los paneles de capa fina
13
www.sunlink-pv.com 14
www.atersa.com 15
www.soliker.com 16
www.saint-gobain.com 17
www.ge-energy.com
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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estudiados (siendo aun así inferior a la eficiencia de los paneles cristalinos). Sin
embargo, en cuanto a su manejabilidad, aumentan tanto el tamaño como el peso de los
paneles siendo esta una importante desventaja.
Teniendo en cuenta las explicaciones anteriores, los paneles de los fabricantes
General Electric Energy y SOLIKER quedan descartados debido a que el primero
empeora, notablemente, la eficiencia y el segundo la manejabilidad de los paneles
actuales. Dentro de la tecnología de capa fina, debido a la reducción del precio de los
paneles, el panel PowerMax Strong 110 de la tecnología CIS resulta la única opción a
considerar; aunque no soluciona, sino que agrava, el problema del peso.
Análisis de la propuesta de mejora
El panel propuesto como mejora, PowerMax Strong 110, es de la tecnología
CIS. Esta tecnología supone una reducción del precio de los paneles fotovoltaicos al
tener un precio de mercado de 0,5 €/Wp. Las características del panel, incluyendo sus
parámetros eléctricos de funcionamiento bajo condiciones estándar se muestran a
continuación.
Fabricante Saint-Gobain
Modelo PowerMax Strong 110
Tipo de tecnología CIS
Eficiencia del módulo solar [%] 10.4
Potencia de Salida en STC[W] 110
Tolerancia [%] - 0/+ 5
Par
ámet
ros
eléc
tric
os
a S
TC
Voltaje nominal [V] ―
Voltaje a Pmax [V] 41.4
Intensidad a Pmax [A] 2.65
Intensidad de cortocircuito [A] 3.10
Voltaje de circuito abierto [V] 56.6
Reducción de eficiencia a 25°C y 200W/m² 0,94
Car
acte
ríst
icas
térm
icas
NOCT [°C] 40
Coeficiente de temperatura para Pmax -0.39%/°C
Garantía
10 años (90%), 25 años (80%)
Tamaño [mm] 1587x664x27
Peso [kg] 16
Tabla 15. Parámetros del panel PowerMax Strong 110. Fuente: Elaboración propia.
La instalación de este panel supondría modificar el regulador de carga del
sistema, debido a la diferencia de tensión de vacío, intensidad de corto y punto de
funcionamiento (tensión e intensidad) para obtener la potencia máxima. Esto implicaría
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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un aumento del coste de los SFD, que contrarrestaría las ventajas de la reducción del
precio de estos paneles. Por otro lado, aumentaría la potencia del sistema al ofrecer una
potencia máxima de 110 Wp, y empeoraría el peso respecto a los actuales.
4.1.5 Conclusión
Aunque la evolución tecnológica en los paneles de capa fina y en especial de la
tecnología CIS es prometedora, todavía no son evidentes sus ventajas respecto a los
paneles de tecnología cristalina.
La incorporación de los paneles propuestos incrementaría el peso y su potencial
ventaja de menor coste se vería parcialmente neutralizada por el aumento de coste en el
tipo de regulador y en el soporte requerido. Conviene, por tanto, hacer un seguimiento
de esta tecnología para observar su evolución.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
Página 49 de 133
4.2 Batería
En la instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios aislados es necesaria la
presencia de una batería. Al ser sistemas no conectados a la red eléctrica, necesitan un
acumulador de energía para cubrir las demandas eléctricas en ausencia de radiación
solar.
Las baterías que se emplean en los SFD aislados deben cumplir unos requisitos
principales. Debido a su función, la característica fundamental de este componente es
que presente una larga vida útil para un número elevado de ciclos de carga y descarga.
Entre otros objetivos que debe cumplir están:
No requerir mantenimiento.
Tener la capacidad suficiente para suministrar electricidad durante un periodo de
autonomía determinado.
Bajo valor de autodescarga
Presentar un coste mínimo.
4.2.1 Descripción de las baterías
En el diseño de una instalación aislada, la selección de la batería apropiada es
fundamental para el correcto funcionamiento. Para ello es importante conocer las
características que definen una batería, para así ser capaces de comparar diferentes
tecnologías y poder elegir la óptima para la instalación.
Entre los parámetros más relevantes de las baterías, se encuentran: la
autodescarga, la capacidad nominal, la capacidad útil, el estado de carga, la profundidad
de descarga, el régimen de carga y los ciclos de vida.
1. Autodescarga
Pérdida de carga de la batería al permanecer en circuito abierto. Se expresa como
porcentaje de la capacidad nominal, medida a 25 °C durante un mes.
2. Capacidad nominal
Manteniendo la tensión nominal de la batería en bornes, la capacidad es la cantidad de
carga eléctrica que se obtiene de una descarga completa partiendo de la batería
plenamente cargada. Su unidad de medida es Amperios-hora.
La capacidad de una batería depende de tres parámetros: régimen de descarga (rapidez
de la descarga), temperatura y tensión final. El más importante es el régimen de
descarga, es por eso que se establecen capacidades para distintos tiempos de descarga.
Por ejemplo, C20 (Ah) es la cantidad de carga que se obtiene de una batería en 20 horas.
Así, una batería de C20=100 Ah, es capaz de entregar 5 Amperios durante 20 horas hasta
su descarga final.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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3. Capacidad útil
Es la capacidad disponible dentro de la batería, siendo el producto de la capacidad
nominal por la profundidad máxima de descargar permitida.
4. Estado de carga (SOC)
Es la capacidad disponible en una batería. Está expresado como un porcentaje
referenciado a la carga completa.
5. Profundidad de descarga (DOD)
La profundidad de descarga es la cantidad de carga extraída de una batería, estando ésta
completamente cargada. Es el complementario al estado de carga. Se expresa en tanto
por ciento respecto de la capacidad nominal. En el caso de una batería de 100 Ah, sí se
han consumido 30 Ah, su DOD es 30% y su SOC 70%.
6. Régimen de carga o descarga
Corriente aplicada a la batería para restablecer su capacidad nominal. Relaciona la
capacidad nominal y la corriente a la cual se carga o descarga. Se expresa en horas y se
representa con un subíndice en el símbolo de la capacidad y de la corriente.
Por ejemplo, la batería de 100 Ah que se carga en 20 horas a una corriente de 5 A tiene
un régimen de carga de 20 horas, C20 = 100 Ah e I20 = 5 A.
7. Ciclos de vida
Un ciclo es un periodo de carga y descarga. El número medio de ciclos de una batería
depende, fundamentalmente, de las características físicas de dicha batería y de la
profundidad de descargas a la que se ve sometida.
En este aspecto, los dos tipos de gráficas que proporcionan información del número de
ciclos de vida en función de la profundidad de descarga de la batería son:
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Ciclos de vida en función de la profundidad de descarga y especificación de la
capacidad remanente.
Gráfica 6. Ciclos de vida en función de la profundidad de descarga y especificación de la capacidad remanente.
Fuente: Acciona Microenergía Perú
Realizando la interpretación de esta gráfica con un ejemplo, para una profundidad
de descarga (DOD) del 50%, la batería soporta 600 ciclos hasta que su capacidad se
ve reducida al 80%.
Número de ciclos en función de la profundidad de descarga
La gráfica más característica de una batería es su curva número de ciclos en
función de la profundidad de descarga.
Gráfica 7. Ciclos en función de la capacidad de descarga. Fuente: Sonnenschein.
Hay que prestar especial atención a la norma según se representa la curva. En el
caso de la Gráfica 7, se ha empleado la norma IEC 896-2. Esta establece serie de
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
Página 52 de 133
descargas de 3h de duración a una intensidad de 2 veces I10 (C10/10), hasta que la
capacidad es inferior al 80 %.
Para conocer los ciclos de vida útil de una batería de 100 Ah para una profundidad
de descarga del 50% hay que tener en cuenta su régimen de descarga (descargas de
3h a una intensidad 2 veces I10). Se emplea la curva (Gráfica 7) de la siguiente
manera. Primero hay que conocer el 100 % de la capacidad que se descarga y
después extrapolarlo a la profundidad de descarga deseada. Es decir, sabiendo que
la batería SONNESCHEIN SB12/100 tiene C10=89 el 100 % de su capacidad
descargada, bajo el régimen descrito anteriormente, es un 53,4 % (3x2x89/100).
Para conocer los ciclos de vida a una profundidad de descarga del 50 %, hay que
entrar en la curva por 93,63% (50x100/53,4), resultando 1.400 ciclos.
8. Energía específica
Energía que puede almacenar la batería por unidad de peso. Se expresa en [Wh/kg].
9. Densidad de energía
Energía que puede almacenar la batería por unidad de volumen. Se expresa en [Wh/l].
10. Tensión nominal de celda
La celda es el elemento básico de una batería, en ella se almacena la energía eléctrica.
Se agrupan en cajas y equipan con conectores, para formar una batería. La tensión
nominal de la batería depende de la multiplicación de los voltajes de las celdas que la
componen. Como ejemplo: para una batería de 12 [V], es necesario poner en serie 6
celdas de 2[V].
4.2.2 Baterías instaladas por Acciona Microenergía Perú
Dentro del “Programa Luz en Casa – SFD”, las baterías instaladas por Acciona
Microenergía Perú son selladas de plomo ácido (libres de mantenimiento). Se trata de
un tipo especial de baterías de plomo. En ellas, el electrolito está retenido en un gel.
Dentro de pequeñas instalaciones fotovoltaicas, las principales ventajas de este tipo de
baterías son:
Ventajas Desventajas
No requieren mantenimiento
Reducida corrosión
Resistencia ante bajas temperaturas
Bajo coeficiente de autodescarga
Alto coste
Baja resistencia a la sobrecarga
Reducida vida útil
Profundidad de descarga limitada, en
función del interés de duración
Toxicidad de sus componentes
Elevado peso
Tabla 16. Ventajas y desventajas baterías Pb-ácido. Fuente: Elaboración propia.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Las especificaciones técnicas que deben cumplir las baterías vienen indicadas en el
“Reglamento Técnico peruano de Especificaciones técnicas y procedimientos de
evaluación de sistema fotovoltaico y sus componentes para electrificación”[MINE07], y
las más relevantes son:
B-CG-3. La batería debe funcionar bajo las condiciones climáticas y geográficas
de la región donde será instalado el SFV, sin presentar ninguna deficiencia de
funcionamiento.
B-CE-1. Debe tener la capacidad solicitada, en Ah, en las horas de descarga
solicitadas a 25 ºC con un factor de corrección de la capacidad por temperatura
de 1% /ºC. La capacidad medida no debe ser menor al 5 % ni mayor al 20 % de
la capacidad solicitada.
B-CE-2. Estando la batería completamente cargada, su capacidad no debe
disminuir por efecto de autodescarga, en un lapso de un mes en más de 6 % en
regiones con temperaturas promedio superiores a 30 ºC, 8 % en regiones con
temperaturas promedio que se encuentren entre 15 ºC y 30 ºC y 3 % en regiones
con temperaturas promedio inferiores a 15 ºC .
B-CE-3. La capacidad inicial de la batería debe ser igual o mayor al 80 % de su
capacidad nominal.
B-CE-4. La batería después de, por lo menos, 300 ciclos, a la profundidad de
descarga máxima solicitada y a la temperatura de 25 ºC, debe tener una
capacidad superior al 80 % de su capacidad nominal.
Las baterías instaladas actualmente presentan las siguientes características.
Fabricante Trojan Sonneschein
Modelo 27-GEL SB 12/100
Número de baterías instaladas 700 600
Tensión nominal 12 [V] 13 [V]
Capacidad 20 h 91 [AH] ―
Capacidad 100 h 100 [AH] 101 [AH]
Energía 100 h 1,2 [kWh] ―
Auto-descarga mensual máxima a
25ºC 4% (4 AH) 4% (4 AH)
Vida de la batería con profundidad
de descarga del 50% (antes que su
capacidad residual caiga por debajo
de 80% de su capacidad nominal)
1.000 ciclos 1.400 ciclos
Tabla 17. Características de las baterías instaladas. Fuente: Hoja de características de los fabricantes.
4.2.3 Problemática identificada
La batería en los Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios instalados en la región de
Cajamarca, presentan una serie de problemas que deben ser objeto de mejora para
futuros sistemas.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Transporte de las baterías
Las baterías instaladas de Plomo-ácido, tienen un peso considerable a la hora de
ser transportadas a las ubicaciones de destino. En caso de necesidad de
reparación o sustitución, el peso de estos componentes presenta un gran
problema. En esta tecnología el peso está directamente relacionado con la
capacidad de ciclado.
El peso y las dimensiones de las baterías instaladas se muestran en la Tabla 18.
Fabricante Trojan Sonneschein
Modelo 27-GEL SB 12/100
Dimensiones [mm] 342x171x234 513x189x223
Peso [kg] 29 36.5
Tabla 18. Tamaño y peso de las baterías instaladas. Fuente: Elaboración propia.
Vida útil y gestión del estado de las baterías
La vida útil del conjunto del SFD está estimada en 20 años, sin embargo las
baterías instaladas limitan dicho periodo. Éstas al tener una limitación en
función de la profundidad de descarga y el número de ciclos de vida, tienen una
duración estimada de 5 años.
Las baterías de Plomo-ácido instaladas permiten descargas profundas, pero
conviene limitar la profundidad de descarga si se desea alargar al máximo la
vida útil de estos componentes.
La estimación del estado de carga (SOC) de las baterías es fundamental para
alcanzar el comportamiento óptimo del sistema. Para poder conocer el estado de
carga de las baterías, es necesario que los fabricantes proporcionen la curva
tensión en vacio-estado de carga para poder ajustar el regulador a unos valores
óptimos.
Toxicidad de los componentes
Al finalizar la vida útil de las baterías hay que tener en cuenta que este tipo de
componentes no debe ser abandonado incontroladamente sino que deben ser
reciclados, debido a la toxicidad que presentan al contener plomo. Al ser
propiedad de AMP, es esta quien se ocupa de su reciclado. El reciclado es una
solución satisfactoria y viable económicamente.
4.2.4 Mejoras en las baterías
Para estudiar las mejoras sobre las baterías ya instaladas, se ha procedido a
realizar un análisis de nuevos y diferentes tipos de tecnologías. Primero, se citan las
características, ventajas y desventajas, de cada tipo de batería y se muestra, en un
cuadro resumen, la comparación de estas con las ya instaladas de Pb-ácido (indicando
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
Página 55 de 133
mejor, igual, peor). Posterior al estudio individual de cada tipo de batería se analiza,
cualitativamente, como solucionan los problemas planteados y se procede a seleccionar
la tecnología que mejor se adapte al proyecto de AMP.
Baterías de Níquel-Cadmio
Las baterías de Níquel-Cadmio, es una tecnología desarrollada, que se emplea en
diferentes campos de aplicación.
La estructura física de las baterías de Níquel-Cadmio es similar a las de Plomo-
ácido. Se utiliza hidróxido de Níquel, en lugar de plomo, para las placas
positivas y óxido de Cadmio para las negativas. Dentro de la tecnología de las
baterías de níquel, las de cadmio son las más empleadas.
Ventajas
Presentan una buena densidad de energía.
Correcto funcionamiento ante sobrecarga y excesos de descarga
Tolerancia ante cortocircuitos y circuitos abiertos durante periodos largos.
Relativamente económicas, en comparación con otras tecnologías.
Soportan procesos de congelación y descongelación.
Correcto funcionamiento ante altas temperaturas. Capacidad para aceptar un
ciclo de carga independiente de la temperatura.
Inconvenientes
La toxicidad de sus componentes, cadmio.
Efecto memoria. Éste, se produce al cargar una batería sin antes haber sido
descargada del todo. El fenómeno consiste en la creación de unos cristales
dentro de la batería, con la posterior consecuencia de una reducción de la
capacidad.
Tabla 19. Comparación batería Ni-Cd con Pb-ácido. Fuente: Elaboración propia
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NiFe ZnBr
Mejor X X
Igual X X X X X
Peor X X X
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Baterías de Níquel-Hierro
Las baterías de Níquel-Hierro, fueron diseñadas como sustituto a las de Pb-
ácido. Esta batería está compuesta por níquel, hierro, carbono y un electrolito,
compuesto por agua e hidróxido de potasio.
Como ventaja principal, debido al electrolito que emplea, presenta un elevado
número de ciclos de carga y descarga en su vida útil.
Ventajas
Posibilidad de permanecer descargada durante largos periodos
Aceptación de descargas de gran profundidad, sin efectos en la
capacidad.
Inconvenientes
Baja densidad de potencia.
Alta variabilidad con la temperatura.
Elevada autodescarga, entre un 20-40%.
Muy pesadas y de gran tamaño.
Tabla 20. Comparación batería Ni-Fe con Pb-ácido. Fuente: Elaboración propia
Baterías de Sulfuro de Sodio (NaS)
La batería de Sodio-Azufre (Na y S), está formada por dos electrodos: uno de
sodio y otro de azufre. Estos están separados por un electrolito en cerámica
(alúminia) que se encarga de conducir iones. El sodio (Na) es el electrodo
negativo, que al estar en presencia del electrolito en cerámica, se combina con el
azufre (S) formando una corriente de iones.
La compañía japonesa, NGK, es la única que ofrece en el mercado actual esta
tecnología.
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ZnBr
Mejor X X X
Igual X X X X
Peor X X X
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Ventajas
Buena relación densidad de energía/ potencia
Toxicidad nula de sus componentes.
Elevada expectativa de vida
Baja autodescarga
Inconvenientes
Presenta una temperatura de trabajo muy elevada.
Su vida útil está relacionada con la profundidad de descarga a la que es
sometida.
Elevado coste.
Tabla 21. Comparación batería NaS con Pb-ácido. Fuente: Elaboración propia
Baterías de Ion de Litio
Dispositivo que emplea como electrolito una sal de litio que procura los iones
necesarios para la reacción electroquímica reversible.
Dentro de las baterías Ion-Litio hay varios tipos, dependiendo de la reacción
química que se lleve a cabo, estos se muestran en la Tabla 22.
Material Propiedades
Litio, cobalto,
oxígeno (LCO)
Materiales caros
Níquel, cobalto,
aluminio (NCA)
Densidad de energía elevada por unidad de masa
Níquel, magnesio,
cobalto (NMC)
Más segura y menos cara que LCO
Litio, magnesio,
oxigeno
Más segura y menos cara que LCO. Mal
funcionamiento a temperaturas elevadas.
Litio, hierro,
fósforo (LFP)
Muy segura, potencia elevada. Poca densidad de
energía. La más estable a temperatura elevada. Tabla 22. Propiedades diferentes tipos baterías Ión-Lítio. Fuente: Dahn J, Ehrlich G. “Lithium-Ion
Batteries”.
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LiFeP Van
Mejor X X X
Igual X X X X
Peor X X X
Nota 3 3 2 2 2 3 1 2 3 2
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
Página 58 de 133
Teniendo en cuenta que la batería Litio Hierro Fósforo –LFP- es entre los
diferentes tipos de baterías de ion-Litio la más equilibrada, se ha realizado su
análisis.
Ventajas
Baja tasa de autodescarga
Están selladas, no requieren mantenimiento.
No toxicidad de sus componentes.
Inconvenientes
Su funcionamiento se ve afectado por altas temperaturas.
Se produce una pérdida de capacidad cuando se dan sobrecargas.
Daños irreversibles al descargar bajo determinado límite.
Necesidad de gestión de carga y circuito de protección. Debido a que la
capacidad de la batería se ve irreversiblemente dañada al haber sobrecarga,
o descargas por debajo de un límite marcado.
Tabla 23. Comparación batería LiFePO4 con Pb-ácido. Fuente: Elaboración propia
Baterías de flujo Zinc-Bromo
Esta tecnología basa su funcionamiento en dos electrolitos almacenados en
tanques y bombeados hacia la celda, lugar donde se lleva a cabo la reacción. Es
una tecnología relativamente nueva, y por tanto no tan desarrollada como las
anteriores.
Ventajas
Su temperatura de trabajo es la de ambiente.
Presenta la posibilidad de realizar descargas completas, sin dañar la batería.
Toxicidad nula de sus componentes.
Larga vida útil, con profundidad de descarga completa.
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Mejor X X X
Igual X X X X X X
Peor X
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Inconvenientes
Elevado precio
Alta tasa de autodescarga.
Necesidad de sistema auxiliar para controlar la temperatura.
Tabla 24. Comparación batería Zn-Br con Pb-ácido. Fuente: Elaboración propia
Baterías de redox de Vanadio
Las baterías de flujo almacenan energía mediante reacciones electroquímicas de
pares de redox en disolución. Desde depósitos externos se bombean electrolitos
hacia el reactor, haciendo que la potencia del dispositivo pueda variar en función
del número de celdas que forman la batería. Esta tecnología se encuentra todavía
en proceso de desarrollo, y no es tan madura como las anteriores.
La batería de flujo basada en pares redox de vanadio- VRB,Vanadium Redox
Battery- es la más desarrollada y comercializada. Sin embargo su gran tamaño es
una importante desventaja.
Hay empresas como Cellstrom, Prudent Energy o GEFC que comercializan ya estas
baterías de flujo.
Ventajas
Baja tasa de autodescarga
Trabaja a la temperatura ambiente.
Capacidad sin límites, depende del tamaño de los tanques instalados.
Tolerancia a permanecer descargada durante largos periodos de tiempo.
Toxicidad nula de sus componentes.
Larga vida útil con capacidad de descarga completa.
Inconvenientes
Necesidad de un sistema auxiliar para controlar la temperatura.
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Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Elevado tamaño.
Pérdida de capacidad ante sobrecargas.
Tabla 25. Comparación batería redox de Vanadio con Pb-ácido. Fuente: Elaboración propia
Tecnologías en fase de desarrollo.
Ion – sodio
Se trata de una batería no-tóxica, no-corrosiva y que no contiene metales
pesados. El electrolito es sulfato de sodio, basado en agua salada con un pH
neutro. Cómo principales ventajas están un elevado número de ciclos de vida
útil, una mayor profundidad de descarga sin efectos degradantes y un buen
funcionamiento a temperaturas elevadas. La empresa Aquion Energy18
está
desarrollando esta nueva tecnología, y actualmente su aplicación a los
sistemas aislados se encuentra en desarrollo.
Baterías de metales líquidos
Esta batería está compuesta por tres líquidos mezclados entre sí, organizados
en capas en función de su densidad. Dos de los materiales actúan como
electrodos (magnesio y antimonio), mientras que el tercero, sulfuro de sodio,
actúa como electrolito líquido. Esta nueva tecnología está siendo desarrollada,
actualmente, por Liquid Metal Battery Corporation (Ambry19
) . Su aplicación
para Sistemas Fotovoltaicos Aislados queda descartada debido a su alta
temperatura de funcionamiento, temperatura de fusión del magnesio y
antimonio.
Zn – aire
Las baterías de Zinc-aire tiene como principal ventaja que puede alcanzar un
precio muy competitivo al emplear materiales corrientes, unido a la no
18
www.aquionenergy.com 19
www.ambri.com
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Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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toxicidad de su reciclado y sobre todo un elevado número de ciclos de carga y
descarga en su vida útil. La empresa Eos Energy Storage20
, está desarrollando
está nueva tecnología y su posible aplicación a almacenamiento estacionario.
Almacenamiento de Energía con Aire Comprimido (CAES)
El almacenamiento de energía con aire comprimido o CAES, es una
tecnología madura y en la actualidad existen varios proyectos en marcha. Sin
embargo, a nivel de pequeñas potencias esta tecnología se encuentra todavía
en desarrollo. El sistema de Small- Compressed Air Energy Storage (S-
CAES) consta de tres componentes principales: un compresor de aire, un
sistema de almacenamiento de energía y un generador de energía. El
compresor de aire emplea un motor que produce aire comprimido, este se
almacena en recipientes presurizados no subterráneos [VILL10].
20
www.eosenergystorage.com
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Problemática Parámetros Pb-ácido Ni-Cd Ni-Fe NaS LiFePO₄ Flujo Zn-Br Redox de
Vanadio
Transporte
Tamaño – – – Grande –
Requiere
tanques y
sistema de
bombeo
Requiere
tanques y
sistema de
bombeo
Energía específica
[Wh/kg] 41 35-60 50 170 150-200 65-75 10-20
Capacidad
gravimétrica
[Ah/kg]
3-4 29-50 40-50 85 45,5-60,5 35-45 5-20
Toxicidad de sus componentes Sí Sí No No No No No
Proceso de
carga/descarga
Sobrecargas
Tolerante Tolerante – Pérdida de capacidad – –
Tasa de
autodescarga [%
por mes]
4 5-10 20-40 – 2 12-15 5-10
Vida útil/ DOD 1.400 ciclos (50%
DOD) 2.000 ciclos (40%DOD)
3.000 ciclos
(50%DOD)
2.500 ciclos
(100%
DOD), ,
6.500ciclos
(65% DOD)
>2000 ciclos (80% DOD) 2.000 ciclos
(100% DOD)
3.000 ciclos
(100% DOD)
Condiciones de
uso
Tensión nominal
de celda [V] 2 1,2 1,2 2 3,3 1,8 1,25
Temperatura de
trabajo [°C] -20 ~ 45 -20 ~ 45 -10 ~ 45 300 ~ 350 -20 ~ 50 10 ~ 50 10 ~ 50
Mantenimiento Sellada, sin
mantenimiento.
Sellada, sin
mantenimiento. – –
Sellada, sin mantenimiento.
Necesidad circuito de protección
Necesidad
sistema
auxiliar control
de temperatura
y circulación
Necesidad
sistema
auxiliar control
de temperatura
y circulación
Precio[$/kWh] 50-400 400-600 400-1.000 250-1.000 500-1.000 500-1.000 150-1.000
Tabla 26. Comparación tecnologías de baterías en función de la resolución de problemas. Fuente: Elaboración propia.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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La Tabla 26 refleja cualitativamente el comportamiento de las diferentes
tecnologías ante la problemática de las baterías Pb-ácido. En ella se han marcado, en
“verde”, las casillas, en caso de que las diferentes tecnologías supongan una mejora del
funcionamiento de las baterías Pb-ácido ante la problemática planteada.
Selección de propuesta de mejora
Para la selección de la batería óptima, dentro del conjunto de tecnologías
descritas anteriormente, se ha estudiado que capacidad nominal que requiere cada tipo
de batería para poder suministrar una determinada cantidad de energía (vatios-hora) y
alcanzar un determinado número de ciclos de vida útil.
En el Anexo 3 viene detallado el cálculo de la energía diaria requerida en los
Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios instalados. Esta depende de la cantidad de
consumo, de las pérdidas de los componentes y de la profundidad de descarga que
permiten las baterías. Acorde con la energía requerida, se han fijado 230 Wh diarios y la
capacidad útil que debe tener la batería bajo la condición de dos días de autonomía, son
690 Wh. En la tabla 27 se muestra la capacidad nominal de baterías de diferentes
tecnologías para obtener 690 Wh útiles para 2.500 ciclos con 50% de profundidad de
descarga.
Tecnología Pb-ácido Ni-Cd Ni-Fe NaS LiFePo4 Flujo
Zn-Br Redox
Vanadio
Especificacion
es
2.500
ciclos @
30%
DOD
2.500
ciclos @
40%
DOD
2.500
ciclos @
60%
DOD
2.500
ciclos @
100%
DOD
2.500
ciclos @
75%
DOD
2.500
ciclos @
80%
DOD
2.500
ciclos @
80%
DOD
Capacidad
Útil Wh 690 690 690 690 690 690 690
Tensión del
sistema [V] 12 12 12 12 12 12 12
Capacidad
Útil Ah 57,50 57,50 57,50 57,50 57,50 57,50 57,50
Número de
Ciclos de
Vida Útil 2.500 2.500 2.500 2.500 2.500 2.500 2.500
DOD máxima
[%] 30,00% 40,00% 60,00% 100,00% 75,00% 80,00% 80,00%
Capacidad
Nominal [Ah] 191,67 143,75 95,83 57,50 76,67 71,88 71,88
Tabla 27. Comparación tecnologías de baterías en función de capacidad nominal requerida. Fuente:
elaboración propia
Las baterías que reducen la capacidad nominal necesaria para cumplir con los
requerimientos del sistema se muestran en verde en la Tabla 27 y son: Ni-Fe, NaS,
LiFePO4, flujo de Zn-Br y redox de Vanadio; sin embargo, no todas cumplen las
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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condiciones necesarias para su instalación en los SFD de ACCIONA Microenergía
Perú.
Se descartan las baterías de Flujo de Zn-Br y Redox de Vanadio por la necesidad
de requerir tanques y sistemas de bombeo. La batería de NaS, a pesar de presentar una
profundidad de descarga del 100 % para 2.500 ciclos, no es apta para el sistema puesto
que su temperatura de funcionamiento es muy elevada, estando contenida entre los 300
350 ºC. Finalmente, entre las baterías de níquel-hierro e ión de litio fosfato se opta
por la segunda (LiFePO4), al ser la que reduce en mayor cantidad la capacidad nominal
necesaria.
La batería seleccionada, Ion de Litio Hierro Fosfato (LFP) presenta las
siguientes características:
Alta tensión nominal de celda. Esto permite obtener baterías de mayor tamaño
con menor número de celdas.
Baja tasa de autodescarga. Minimiza la perdida de energía en periodos inactivos
de esta.
Alta densidad de energía y energía específica. Se consiguen sistemas de mayor
rendimiento y menor tamaño.
No toxicidad de sus componentes y no necesidad de mantenimiento.
Aumento de la vida útil en relación con la profundidad de descarga.
Menor precio estimado a lo largo de la vida útil que otras tecnologías.
En la actualidad, se puede encontrar un gran número de fabricantes para este tipo
de batería que ofrecen una variedad de tipos según las especificaciones requeridas: 12 V
y 76,67 Ah . En la Tabla 28 se han seleccionado aquellos productos y fabricantes que
cumplen con las especificaciones indicadas. A pesar de requerir una capacidad nominal
inferior a los 100 Ah la mayoría de fabricantes producen baterías de 60 Ah o 100 Ah sin
haber productos intermedios, es por ello que las baterías seleccionadas presentan una
capacidad nominal entre 90 y 100 Ah.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Fabricante
GWL Power
Group
Technology
Solution
M2Power Ynovex STARKPOWER
Modelo LP12V90AH 12V/100AH Gli-12-1000 SP-12V100-EP
Tensión
nominal [V] 12 12,8 13,3 12
Capacidad
Nominal (C100)
[Ah] 90 100 100 100
Energía
Nominal [Wh] 1.080 1.280 1.300 1.280
Rango de
tensión de
funcionamiento
[V]
11-16 10-14,6 Carga
recomendada a
14,2 V Max 14,6
Auto-descarga
mensual
máxima <3% 3% <3% 2%
Vida de la
batería >3.000(80%
DOD) 4.000 ciclos
(50%DOD)
>2.000
(80%DOD),
>3.000(70%
DOD)
2.000(80%DOD)
Temp. de Func.
[°C] -20 ~ 80 -20 ~ 60 -20 ~ 55 -30 ~ 60
Peso [kg] 15 14,9 14 13
Dimensiones
[mm] 282 x 155x 248
329 x 171 x
215 319 x 175 x2 66 495 x 409 x 54
Precio [US $] 438,84 (pedido
500 uds) 799 ― 854
Tabla 28. Selección baterías Ion de litio fosfato. Fuente: Elaboración propia
Se ha seleccionado la batería LP12V90AH del fabricante GWL Power Group
Technology Solution. Las baterías estudiadas de Ion de Litio Fosfato presentaban
características muy similares en cuanto a peso, tasas de autodescarga mensuales y rango
de temperatura de funcionamiento. El principal motivo de selección de la batería de
GWL ha sido el reducido precio en comparación con las otras candidatas y la mayor
vida útil (>3.000 ciclos @ 80% DOD).
Análisis de propuesta de mejora
En comparación con la batería de Pb-ácido (Gráfica 8) que presentaba una
capacidad nominal de 198,06 Ah para cubrir la energía requerida durante 2.500 ciclos
de vida, la batería seleccionada de GWL Power Group Technology Solution sólo
requiere 71,91 Ah a pesar de que tiene una capacidad nominal de 90 Ah (cálculos en el
Anexo 4).
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Gráfica 8. Comparación mejora propuesta. Fuente: Elaboración Propia
Con el factor de mejora en capacidad (2,75) entre la batería de Pb y la de ion Li,
la batería actualmente usada de Pb -ácido de 100Ah de capacidad nominal, podría ser
sustituida por una de Ion Li con una potencia nominal de tan solo unos 36,4Ah para
suministrar la misma energía útil en condiciones similares.
Otra ventaja importante de las baterías ion de litio fosfato es su no toxicidad. Las
diferentes tecnologías de baterías incluyen productos químicos y metales pesados, como
mercurio, plomo, cadmio o níquel, que pueden suponer un riesgo medioambiental en
caso de mala utilización. En general las baterías de ion de litio presentan un menor
contenido toxico que otras tecnologías y son consideradas las más respetuosas con el
medioambiente. Las baterías de Pb-ácido contienen gran cantidades de plomo y
requieren ser recicladas o depositadas en vertederos para residuos peligrosos; el
transporte hasta plantas de reciclado o vertederos adecuados presenta un coste adicional
elevado.
4.2.5 Conclusión
Del análisis hecho, se desprende que las baterías de ion-Li son una opción
ventajosa respecto a las de Pb-ácido usadas actualmente, en cuanto a peso, durabilidad,
y toxicidad. El análisis de precios llevado a cabo adolece de disponer de datos poco
fiables por la falta de transparencia del un mercado aún no muy maduro. Sin embargo
hay indicios suficientes de que la tecnología de ion de litio ya sea competitiva respecto a
la de plomo.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Se propone profundizar en la disponibilidad y precios de baterías de ion Li en la
gama de 20 a 40 Ah para confirmar su viabilidad. Esto sólo se puede hacer mediante
petición formal de ofertas donde se manifieste claramente la voluntad de compra y la
necesidad de compromiso en firme del vendedor.
A medio plazo, puede ser interesante seguir la evolución de otras tecnologías
dado el clima de gran innovación que se detecta en el sector, inducida por otras
aplicaciones y mercados como los vehículos eléctricos y el almacenamiento energético
para el mejor uso de las energías renovables.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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4.3 Regulador de carga
Dentro del Sistema Fotovoltaico Domiciliario, el regulador de carga es el
dispositivo encargado de controlar el proceso de carga y descarga de las baterías, así
como protegerlas contra sobrecargas y sobredescargas profundas.
La radiación que reciben los paneles fotovoltaicos no es constante, siendo la
intensidad nula durante la noche o baja en días nublados. Es por tanto que la carga de la
batería no es siempre posible. El control de carga por un lado se encarga de evitar que la
batería se descargue completamente, al no recibir energía del panel. Y por otro lado,
cuando hay un exceso de radiación, y el voltaje de los paneles supera al de la batería, el
regulador evita una carga excesiva del acumulador.
Es un componente importante dentro del sistema fotovoltaico domiciliario,
puesto que contrarresta la inestabilidad del bloque generación. Para llevar a cabo su
objetivo, compara una referencia con el valor de carga deseado y actúa en función de
esto. Controla tanto el estado de carga de las baterías, cómo la intensidad de carga que
reciben, con la finalidad de aumentar la vida útil de estas.
4.3.1 Descripción de los reguladores
Para poder realizar un correcto estudio de los reguladores de carga, y así poder
comprender y mejorar su funcionamiento dentro de los Sistemas Fotovoltaicos
Domiciliarios aislados, se van a sus definir los parámetros de diseño y de
funcionamiento.
Los parámetros de diseño, vienen determinadas por los paneles, baterías y cargas
de consumo entre las que hace nexo el regulador. Siendo estos: la tensión nominal y la
intensidad del regulador. Los parámetros de funcionamiento describen la actuación del
regulador ante las diferentes situaciones posibles, son: la intensidad máxima de carga, la
intensidad máxima de consumo, el voltaje desconexión de carga de consumo, el voltaje
final de carga, la tensión de reconexión y la protección contra descarga profunda.
1. Tensión nominal
La tensión nominal del regulador debe coincidir con la del sistema.
2. Intensidad del regulador
La intensidad nominal del regulador de carga, debe ser mayor que la que recibe del
panel fotovoltaico.
3. Intensidad Máxima de Carga
Máxima intensidad proveniente del panel fotovoltaico, que el regulador es capaz de
controlar.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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4. Intensidad Máxima de Consumo
Es la máxima intensidad que puede trasmitir directamente el regulador al consumo.
5. Tensión de Desconexión de Carga de consumo
Es el valor de tensión de la batería por debajo del cual el regulador deja de suministrar
electricidad a los consumos.
6. Tensión Final de Carga
Es el límite superior de tensión que alcanza la batería, por encima de este el regulador
interrumpe el intercambio de electricidad entre panel y batería, o en su defecto reduce la
corriente que le lleva a la batería.
7. Tensión de reconexión(LVR)
Las cargas de consumo se conectan a la batería una vez ésta ha superado el valor de la
tensión de reconexión (LVR).
8. Protección contra descarga profunda(LVD)
Las cargas de consumo se desconectan de la batería cuando ésta alcanza un valor
inferior a la tensión de protección contra descarga profunda (LVD). Éste valor deberá
elegirse para que la desconexión se produzca cuando la batería haya alcanzado la
profundidad máxima de descarga permitida.
4.3.2 Reguladores instalados por Acciona Microenergía Perú
Los reguladores de carga instalados por Acciona Microenergía Perú, pertenecen
a la categoría de reguladores PWM. Se trata de un regulador sencillo, que actúa como
un interruptor entre los módulos fotovoltaicos y la batería. Los módulos fotovoltaicos,
al estar conectados a un regulador PWM, están forzados a trabajar a la tensión de la
batería. Esto produce unas pérdidas considerables de rendimiento, puesto que los
módulos trabajan por debajo de su punto de máxima potencia.
Entre las ventajas principales de los reguladores PWM, están su reducido precio,
su sencillez y su bajo peso. Como ya se ha mencionado, su principal desventaja es la
pérdida de rendimiento de los módulos fotovoltaicos.
El “Reglamento Técnico peruano de Especificaciones técnicas y procedimientos
de evaluación de sistema fotovoltaico y sus componentes para electrificación” establece
que las especificaciones técnicas que deben cumplir los reguladores. Las más relevantes
son:
C-CE-1. La “Tensión de desconexión del consumo” debe corresponder al valor
de la profundidad de descarga máxima (PDMAX) y la tasa de descarga
especificada.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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C-CE-2. La “tensión de reposición del consumo” debe ser 0,8 V a 1 V superior a
la “tensión de desconexión del consumo”.
C-CE-3. La “tensión de alarma por proximidad de desconexión del consumo” no
debe ser mayor a 0,5 V ni menor a 0,2 V en relación a la “tensión de
desconexión del consumo”.
C-CE-4. La “tensión de desconexión de carga” para los controladores de carga
tipo on/off debe estar en el rango de 14,2 V y 14,5 V a 25 ºC, y para el tipo
PWM en el rango de 13,8 V y 14,1 V a 25 ºC .
C-CE-5. La “tensión de reposición de carga” para los controladores on/off debe
ser 0,8 V a 1 V menor a la “Tensión de desconexión de carga”, si el controlador
usa relés electromecánicos, la reposición de las cargas debe ser realizada
solamente después de transcurrido, por lo menos, 1 minuto.
C-CE-6. Las tensiones no deben modificarse en más de 1 % producto de la
variación de la corriente.
C-CE-7. Las caídas internas de tensión entre cualquiera de los terminales del
controlador deben ser de 4 %, como máximo, para cualquier condición de
funcionamiento solicitado.
C-CE-8. El autoconsumo del controlador en cualquier condición climática,
geográfica y de funcionamiento solicitado no debe exceder el dos por mil (2
%o) de su capacidad nominal de carga (lado del generador fotovoltaico) en
amperes.
Los reguladores instalados por Acciona Microenergía Perú, presentan las
características que se muestran en la Tabla 29.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Fabricante Steca Solsum
Modelo 10.10F
Funcionamiento
Tensión del sistema 12 [V]
Consumo propio < 4 [mA]
Datos de entrada de CC
Tensión de circuito abierto del módulo
solar < 47 [V]
Corriente del módulo 10 [A]
Datos de salida de CC
Corriente de consumo 10 [A]
Tensión final de carga 13,9 [V]
Tensión de carga reforzada 14,4 [V]
Tensión de reconexión (LVR) 12,4…12,7 [V]
Protección contra descarga profunda
(LVD) 11,2…11,6[V]
Condiciones de uso
Temperatura ambiente -25 °C … +50 °C
Tabla 29. Características técnicas de los reguladores instalados. Fuente: Hoja de características
correspondientes
4.3.3 Problemática identificada
La función principal de los reguladores es aumentar la vida útil de la batería,
controlando sus ciclos de carga y descarga. Los aspectos a mejorar, de los reguladores
instalados son: la gestión de la batería y de la carga y la información que proporcionan
acerca del estado de la batería.
4.3.4 Mejoras en los reguladores
Los reguladores de carga instalados son del tipo PWM – Pulse Width
Modulation – como se ha mencionado con anterioridad, éstos operan forzando al panel
fotovoltaico a trabajar a la tensión de la batería. Esto les proporciona una sencillez que
reduce su precio, pero a su vez, las pérdidas en el rendimiento son muy elevadas. A su
vez, presentan problemas a la hora de controlar el estado de carga por medio de la
tensión de la batería. Como posibles mejoras existentes en el mercado actual se
encuentran los reguladores MPPT, que mejorarían el rendimiento del sistema, y
reguladores que proporcionan información del estado de las baterías.
MPPT. Maximum Power Point Tracking
El controlador de carga MPPT basa su funcionamiento en el seguimiento del
punto de máxima potencia de los módulos fotovoltaicos. El regulador varía el
punto eléctrico de operación de los paneles, mediante un sistema electrónico,
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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para que estos entreguen su máxima potencia en todo momento de tal manera
que también se incrementa la intensidad de carga de las baterías.
Gráfica 9. Gráfico de U-I-P. Fuente: Hoja características panel SUNTECH STP085B-12/BEA.
Analizando la curva de tensión/potencia/intensidad del panel fotovoltaico
de 85 W SUNTECH (Gráfica 9), un regulador del tipo PWM haría que el panel
trabajará a 12 V, extrayendo una potencia aproximada de 60W. Sin embargo, el
regulador MPPT independiza la tensión de la batería y la tensión del panel
mediante un transformador DC/DC. De esta manera el panel funcionaria,
dependiendo de las condiciones ambientales, en su tensión de máxima potencia,
unos 17 V; aumentando así la intensidad de carga de la batería y con ello el
rendimiento del sistema. La extracción de potencia se incrementaría en un 30 %.
El objeto de instalar un regulador MPPT es aumentar el rendimiento del panel,
aprovechando al máximo su potencia nominal, para obtener una mayor potencia
en el sistema. A la hora de realizar un estudio económico de la rentabilidad o no
de los reguladores MPPT, en el SFD, se han analizado dos posibles situaciones
en las que la potencia del sistema se ve aumentada: mediante el uso de
reguladores MPPT o mediante el aumento de la potencia del módulo
fotovoltaico.
Empleo de reguladores MPPT
Se ha analizado el comportamiento de los paneles actuales (SUNTECH
STP085B-12BEA) funcionando con un regulador de tecnología PWM
(STECA Solsum 10.10F) y con un regulador MPPT (BlueSolar MPPT
70/15); de los fabricantes STECA Solsum y Victron Energy.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Tabla 30. Comparación regulador PWM y regulador MPPT. Fuente: Elaboración propia.
Existe una diferencia de precios entre tipos de reguladores de 47,83€, y un
incremento en un 30% de la potencia extraída.
Aumento de la potencia del módulo fotovoltaico
Si se incrementa la potencia de los paneles actuales (85W) en un 30 % se
salvaría la diferencia de rendimiento entre los dos tipos de reguladores. El
precio de un panel monocristalino de 110 W (85x1.3), teniendo en cuenta
los precios de la Tabla 13, sería de 86.2 € (110x0.78). Siendo el precio del
panel actual 66.3€ (85x0.78), el aumento de potencia del panel supondría un
incremento de 18,50 €; siendo esta, en un principio, la opción más rentable
frente a los 47,83€ del cambio de regulador. Sin embargo, para el cálculo no
se han tenido en cuenta el aumento en gastos de transporte causados por el
aumento del tamaño del panel ni problemática que este transporte supone.
Se concluye por tanto, que para la potencia instalada, los reguladores MPPT no
resultan ventajosos en comparación con los PWM ya instalados. Se estima que el
empleo de reguladores MPPT comienza a ser rentable a partir de una potencia
instalada superior a los 200 Wp.
Determinación del estado de carga de la batería (SOC)
La determinación del estado de carga de una batería es un factor muy importante
para asegurar su correcto funcionamiento y su duración. En este aspecto, el
regulador debe conocer cuando la batería está cargada completamente y cuando
está por debajo de un determinado límite para protegerla contra sobrecargas y
descargas totales.
La mayoría de reguladores se centran únicamente en la magnitud de tensión para
determinar el estado de carga, siendo esta insuficiente puesto que la curva
tensión carga presenta una gran dispersión y una forma muy plana lo que implica
que con una determinada medida de tensión el estado de la carga puede variar en
un amplio rango. El sistema de carga de las baterías de los reguladores comunes
Regulador STECA Solsum 10.10 F Regulador BlueSolar MPPT 70/15
Tecnología PWM Tecnología MPPT
Precio 47,17 € Precio 95 €
Tensión de funcionamiento 12 V Tensión de funcionamiento 17V
Potencia máxima extraída
del panel 60 W
Potencia máxima extraída
del panel 85 W
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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está basado en establecer valores constantes de tensión para la conexión y
reconexión de carga. La Ilustración 6 muestra las limitaciones de este sistema.
En ella está representada (en rojo) la línea de desconexión de consumo fijada a
11,1 V, de tal manera que cuando el SOC de la batería esté al 70 % y la corriente
de descarga de 50 A al alcanzar el valor fijado (11,1 V) se desconectará la carga.
El problema se presenta cuando al estar en el mismo estado de carga (70% SOC)
pero descargando a una intensidad de 25 A, al alcanzar la tensión de
desconexión de consumo (línea roja) la batería se habrá descargado por debajo
de sus límites establecidos para controlar la vida útil (30 % SOC).
Ilustración 6. Funcionamiento de carga de los reguladores. Fuente: Steca Elecktronik
Los fabricantes de reguladores, han desarrollado sus propios algoritmos para la
determinación automática de las tensiones de desconexión y reconexión de las
baterías en función de su estado de carga (Tabla 31). Una descripción de estos se
muestran a continuación. Este efecto de la intensidad es poco relevante ya que la
intensidad de descarga en los SFD varía poco y está siempre en valores
reducidos.
Fabricante Victron Energy Steca Elecktronik
Algoritmo BatteryLife Steca-AntonIC
Modelo BlueSolar MPPT
70/15 Steca PR1010
Tabla 31. Fabricantes, algoritmos determinación SOC y modelos de reguladores. Fuente: Elaboración
propia.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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BatteryLife
Los reguladores de Victron Energy emplean el “Método de las tres etapas de
carga” compuesto por tres fases: fase bulk, fase de absorción y fase de flotación.
En la primera, fase bulk, la carga de la batería comienza incrementando el
voltaje aproximadamente hasta 12,6 V y después se va aumentando
progresivamente hasta alcanzar la tensión de absorción (límite de final de la
fase). Durante esta etapa, la batería acepta el máximo de corriente de carga
disponible. La segunda fase, fase de absorción, se inicia al alcanzar el valor de la
tensión de absorción, y manteniéndose en dicho valor la corriente de carga va
disminuyendo hasta que la batería alcanza el 100 % de su carga. Finalmente la
tercera fase, fase de flotación, se encarga de mantener cargada la batería hasta su
uso, compensando en caso de autodescarga de la misma. El algoritmo
BatteryLife, de Victron Energy, vigila el estado de carga de la batería (SOC) e
incrementa levemente, a diario, el nivel de desconexión de carga hasta alcanzar
la tensión de absorción. A partir de ese punto, el nivel de desconexión de carga
se modulará de forma que se alcance la tensión de absorción de carga una vez a
la semana.
Steca-AntonIC
Este algoritmo destaca por tener en cuenta, además de los parámetros
importantes, la edad y el historial de uso de la batería. Los reguladores de carga
Steca, que incluyen este algoritmo, miden constantemente la tensión, corriente y
temperatura de su batería. Lleva a cabo una fase de aprendizaje, donde
determina el SOC basándose en valores acumulados a la vez que observa el
comportamiento de la batería y adapta los diferentes parámetros.
Almacenamiento de datos
Un sistema de almacenamiento de datos del estado de carga (SOC) de la batería,
como elemento complementario, es interesante para conocer y realizar un
seguimiento del funcionamiento de la batería a lo largo de su vida útil.
El fabricante Victron Energy ofrece un producto que monitoriza la batería
determinando su consumo de amperios-hora y su estado de carga: BMV-600S.
El empleo de este puede ser interesante, no en todos los SFD (presenta un precio
de 139 €), pero sí en uno por cada comunidad de tal manera que permitirá
estudiar por un lado el funcionamiento de las baterías y de los reguladores
instalados y por otro lado el consumo de los usuarios.
Con esto presente, la Tabla 32 muestra una comparación de los reguladores
estudiados.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Fabricante Steca Elektronic Mornigstar Victron Energy
Modelo Steca Solarix
MPPT1010 Steca
PR1010 SunSaver
MPPT BlueSolar MPPT
70/15
Funcionamiento
Tensión sistema [V] 12 12 12 12
Eficiencia máxima [%] 98 – 97,5 98
Consumo propio [mA] 10 12,5 35 10
Datos de entrada CC
Rango tensión MPPT [V] 15 – 75 – <75 15 – 75
Tensión de circuito
abierto del módulo solar
[V] 17 – 75 <47 <75 <75
Corriente del módulo [A] – 10 – –
Datos de salida CC
Corriente de carga [A] 10 – 15 15
Corriente de consumo
[A] 10 10 15 15
Tensión final de carga
[V] 13,9 14,1 10 – 15 13,8
Carga de compensación
[V] 14,7 14,7 10 – 15 14,4
Tensión de reconexión
(LVR) [V] 12,5
SOC >50% Steca Anton-
IC 10 – 15
13,1 Algoritmo
BatteryLife
Protección contra
descarga profunda (LVD)
[V] 11,5
SOC <30% Steca Anton-
IC 10 – 15
11,1 Algoritmo
BatteryLife
Condiciones de uso
Temperatura [°C] -25 – +40 -25 – +40 -30 – +60 -30 – +60
Equipamiento y diseño
Dimensiones [mm] 187 x 153x
68 187 x 96 x 44 169 x 64 x 73 100 x 105 x 40
Peso [g] 900 350 600 500
Precio21
[€/Ud.] 200-280 100-135 190-250 95 Tabla 32. Comparación reguladores de carga. Fuente: Elaboración propia.
4.3.5 Conclusión
En cuanto a los reguladores de carga se concluye que, a pesar de sus
limitaciones, los componentes instalados son los óptimos para el SFD actual. Destacan,
21
El precio indicado se ha obtenido de diferentes servidores de venta online al no haber recibido
respuesta de los proveedores.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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los reguladores MPPT como una tecnología a considerar en un futuro. Se ha
determinado que, actualmente, no son rentables en comparación con el incremento de
potencia de los paneles. Sin embargo, si se llegaran a usar paneles de mayor potencia
que generan a otro nivel de tensión, sería necesario incorporar los reguladores MPPT.
La evolución lógica de los reguladores vendrá supeditada al uso de baterías de
otras tecnologías, que requerirán diferentes funciones de control y protección.
Se propone la instalación de un almacenador de datos, no en todos sino en un
número reducido de SFD, para monitorizar el estado de carga y el consumo de la
batería. Esto permitiría conocer, con exactitud, por un lado el tipo de consumo que
realizan los usuarios, y por otro lado estudiar el funcionamiento en detalle del regulador
de carga.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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4.4 Iluminación
El bloque de consumo, dentro de los Sistemas Fotovoltaicos Aislados
instalados, está compuesto por una toma de corriente y tres focos de iluminación. El
dimensionamiento del conjunto de panel–batería–regulador–consumo, está determinado
por la carga de consumo final que va a tener el sistema.
El consumo diario del sistema, viene determinado por los dispositivos que se
vayan a conectar y por el uso de las lámparas conectadas. Para la estimación de la
energía diaria requerida en los sistemas fotovoltaicos instalados por Acciona
Microenergía Perú, es de 196,44Wh según se muestra en la Tabla 33.
Dispositivo Consumo
[W] Unidades
Uso
diario
[horas]
Coeficiente de
simultaneidad Energía
[Wh]
Iluminación 11 3 4 0,67 88,44
Radio 8 1 6 1 48
Televisor B/N 20 1 3 1 60 Tabla 33. Energía diaria requerida. Fuente: Acciona Microenergía Perú.
4.4.1 Descripción de la iluminación
Los ocho parámetros que definen una fuente luminosa son: la potencia nominal,
la eficiencia luminosa, el flujo luminoso, la depreciación de flujo, la temperatura de
color, el nivel de iluminación, el índice de reproducción cromática y la vida de las
lámparas.
1. Potencia nominal
Potencia eléctrica de la fuente (W) necesaria para el funcionamiento de la lámpara.
2. Eficiencia luminosa
Indica el rendimiento energético de una lámpara, siendo éste el que se obtiene de
convertir energía eléctrica en energía radiante visible.
Es el cociente entre el flujo luminoso emitido y la potencia total consumida. Se expresa
en lúmenes por vatio [lm/w].
3. Temperatura de color
El color percibido de la luz depende de la temperatura de color de las fuentes luminosas.
Siendo esta la temperatura a la que hay que elevar el cuerpo negro para que alcance una
radiación similar a la fuente luminosa considerada.
La temperatura a la que hay que calentar el cuerpo negro, se mide en grados Kelvin [K].
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Ilustración 7. Indicación de temperatura de color. Fuente: ETAP.
4. Flujo luminoso
El flujo luminoso es la medida de la potencia luminosa percibida. Su unidad de medida
en el Sistema Internacional de Unidades es el lumen (lm)
5. Depreciación del flujo
El flujo lumínico medio de una fuente luminosa, es el valor medo obtenido tras 100
horas de funcionamiento. Su valor disminuye con el tiempo provocando una pérdida de
capacidad, denominada depreciación del flujo.
6. Iluminancia o nivel luminoso
La iluminancia (E) es la cantidad de flujo luminoso que incide sobre una superficie por
unidad de área. La unidad de medida de la iluminancia en el Sistema Internacional es el
lux (1 lux = 1 Lumen/m2).
El nivel luminoso es el dato relevante para un usuario y es el que le permite desarrollar
con comodidad ciertas actividades.
7. Índice de reproducción cromática (IRC)
El IRC valora la eficiencia de una fuente luminosa en función a su reproducción de
colores.
Para determinar la calidad del color reproducido se realiza una comparación del aspecto
cromático de un objeto iluminado por la fuente a estudiar, y se compara con una luz de
referencia funcionando a la misma temperatura de color.
El índice máximo es 100, y representa la reproducción cromática bajo la luz diurna.
8. Vida de funcionamiento
Las fuentes de luz, exceptuando las lámparas incandescentes, presentan una
depreciación del flujo luminoso emitido a lo largo de su vida. Teniendo en cuenta lo
anterior, se definen dos parámetros para determinar la vida de una fuente de luz:
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Vida media: Cantidad de horas a las que deja de funcionar el 50 % de una
muestra de lámparas, del tamaño suficiente, bajo condiciones de trabajo
estándar.
Vida útil o vida económica: Éste parámetro vincula la depreciación del flujo
luminoso de las lámparas con su vida media. Indica las horas de funcionamiento
para las cuales el flujo luminoso ha descendido hasta un límite en el cual no es
rentable la lámpara. Siendo recomendable su sustitución.
4.4.2 Iluminación instalada por Acciona Microenergía Perú
La iluminación proporcionada por Acciona Microenergía Perú a los usuarios de
los Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios son lámparas fluorescentes compactas (CFL).
Esta tecnología fue diseñada para el ahorro energético. Las ventajas e
inconvenientes, más relevantes, que definen las CFL son:
Ventajas Desventajas
Mínima emisión de calor
Buena eficacia luminosa
Facilidad de aplicación (casquillo
E27)
Posibilidad de buena reproducción
cromática
Larga duración
Vida útil depende del número de
encendidos
Retardo en alcanzar el flujo máximo
Variaciones de flujo con la
temperatura
Depreciación luminosa
Contienen vapor de mercurio
El “Reglamento Técnico peruano de Especificaciones técnicas y procedimientos
de evaluación de sistema fotovoltaico y sus componentes para
electrificación”[MINE07] establece que las especificaciones técnicas que tienen que
cumplir las luminarias son:
L-CE-1. El balasto debe asegurar un encendido seguro y regulado en el rango de
tensiones de 11,0 V a 15,0 V para cualquier condición de operación
especificada.
L-CE-3. La temperatura en la superficie de la luminaria, próximo al balasto,
debe ser inferior a los 50 ºC.
L-CE-5. El número de ciclos de la luminaria debe ser superior a 5 000 ciclos
para la menor temperatura especificada La degradación de sus características
eléctricas no debe ser mayor a 5 % al alcanzar los 5 000 ciclos.
L-CL-1. El rendimiento lumínico del conjunto balasto-lámpara fluorescente
debe ser como mínimo 35 lum/W a una tensión de 12 V.
La Tabla 34 reúne las características técnicas de los focos instalados en el programa
“Luz en Casa-SFD”.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Marca PHOCOS STECA SOLSUM
Modelo CL1211C ESL 11
Tipo Lámpara fluorescente
DC
Lámpara fluorescente
DC
Escala de voltajes [V] 11-15 10-15
Potencia nominal [W] 11 11
Corriente nominal [mA] 900 920
Flujo luminoso [lm] 630 650
Eficiencia luminosa
[lm/W] 58 60
Temperatura de la luz
[K] 6400
blanco frio (6.400K) /
blanco cálido (2.700K)
Escala de temperaturas -10 a +40°C -20 °C a +50 °C
Enchufe E27 (Edison) E27 / bayoneta
Vida útil [h] >10.000 >9.000
Conmutaciones 100.000 100.000
Tabla 34. Características técnicas de los focos instalados. Fuente: Hoja de características de los fabricantes.
4.4.3 Problemática identificada
Para una mejora conjunta de los Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios
instalados, un aumento en la eficiencia de la carga es uno de los principales objetivos.
La problemática identificada en la iluminación empleada actualmente, se resume en:
Reducción del consumo
Para un mejor rendimiento del sistema se busca obtener una reducción del
consumo de potencia por parte de la iluminación, manteniendo o mejorando las
condiciones de iluminación. El efecto inducido es muy relevante al poder
permitir disminuir capacidad de la batería y potencia del panel solar.
4.4.4 Mejoras en la iluminación
En la actualidad, los únicos competidores de la tecnología de los focos CFL son
los LEDs. Entre las características más importantes que aportan los LED en su
aplicación en Sistemas Fotovoltaicos Aislados, cabe citar:
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Vida útil prolongada. La vida útil de los LEDs está presupuesta actualmente en
50.000 horas para dispositivos de alta calidad, y como mínimo 20.000 horas
[ETAP12]. Sin embargo, esta depende de las condiciones de uso (potencia y
temperatura).
Emisión de calor. Los LEDs emiten poco calor, presentando así un buen
rendimiento puesto que no hay disipación de energía en forma de calor como
ocurre con otras fuentes luminosas, como las lámparas incandescentes.
Consumo. La tecnología LED es el sistema de iluminación que menos pérdidas
posee, al no generar radiación infrarroja ni ultravioleta. . Esto unido con su alta
eficiencia luminosa, hace que la radiación obtenida por cada vatio consumido en
una lámpara LED sea mayor a otras tecnologías.
Alta eficiencia energética. La Ilustración 8 muestra la evolución del flujo
luminos de los LEDs bajo unas temperaturas de color de 4000 y 6500 K. Se
observa como alcanzan rendimientos luminosos de hasta un 80 [lm/W].
Ilustración 8. Evolución del flujo luminoso para los LEDs. Fuente: ETAP
A modo de comparación con las otras tecnologías, en la Ilustración 9 se
muestran los valores típicos de eficiencia de fuentes luminosas.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Ilustración 9. Valores típicos eficiencia fuentes luminosas. Fuente: ETAP.
Tamaño. Para una misma luminosidad, un LED ocupa menor espacio que una
lámpara CFL. Esto es debido a que posee un mayor flujo luminoso por unidad de
área de emisión, permitiendo así reducir su tamaño.
Resistencia mecánica. Los LEDs son más resistentes y duraderos que otras
tecnologías, esto es debido a que no contienen componentes tales como vidrio,
gases o filamentos. Las luminarias LED presentan una buena resistencia a
vibraciones o tensiones mecánicas.
Tiempo de respuesta. Al contrario que las lámparas fluorescentes, que no
alcanzan su flujo luminoso máximo desde el momento de encendido, los LEDs
si lo hacen. Es por ello que su aplicación es la adecuada para aplicaciones donde
haya varios encendidos y apagados en un reducido espacio de tiempo. Esto no
repercute en su vida útil.
Medio ambiente. Las lámparas LED no contienen mercurio ni metales pesados,
materiales altamente tóxicos. Por tanto, al término de su vida útil, es un residuo
inerte que puede eliminarse a través de vertederos convencionales. Al tener un
consumo energético menor, sus emisiones de CO2 son más reducidas en
comparación con otros sistemas de iluminación. Las carcasas generalmente
suelen ser de aluminio, material fácilmente reciclable. Y de acuerdo con los
resultados de su Análisis del Ciclo de Vida, las fuentes luminosas LED
presentan la menor huella ecológica dentro de las tecnologías luminarias
existentes [ETAP12].
Reproducción del color. Las lámparas LED presentan un alto Índice de
Reproducción Cromática, que dependiendo de la temperatura de color está
comprendido entre 60 y 98. Este rango de valores de CRI es únicamente
comparable con el de las lámparas fluorescentes.
Mantenimiento del flujo luminoso. Como se ha citado antes, la vida mínima de
las bombillas LED está estimada entre 20.000 y 50.000 horas. Suponiendo un
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
Página 84 de 133
uso de 5 horas/día, correspondería de 10 a 25 años de funcionamiento
[FUND12]. Sin embargo, durante sus años de operación, la calidad y el brillo de
la luz producida se irán degradando reduciendo la vida útil de los LEDs.
El mantenimiento del flujo luminoso se expresa como porcentaje de la emisión
original después de un número determinado de horas. Por ejemplo, L70
6.000horas indica que después de 6.000 horas de funcionamiento sólo está
disponible el 70% del flujo luminoso original. L70 es el parámetro más
empleado para indicar el mantenimiento del flujo puesto que el 70% de
diferencia es aceptado como el valor percibido por el ojo humano [FUND12].
Siendo las bombillas de LEDs una tecnología de evolución rápida en los últimos
años, es difícil elegir un buen producto. La evaluación de la degradación del flujo es el
principal problema de los LEDs, al no existir un método estandarizado para toda la
industria y al existir diferencias entre proveedores.
Para solventar el problema anterior, Lighting Africa ha publicado su documento
“Lumen Maintenance Testing of Off-grid Lighting Products” donde detalla un ensayo
fácil y económico para determinar la degradación del flujo luminoso en un periodo de
500 horas [LIGH12]. Por otro lado, Energy Star y The Illuminating Engineering Society
of North America (IESNA) han desarrollado las normas de ensayo LM-79 y LM-80, y
Energy Star a su vez ha desarrollado la guía de utilización de LM-80, TM-21. A
continuación se describen las normas citadas [LED_12]:
LM-79: Método para la toma de medidas eléctricas y fotométricas. Cubre el
flujo total, la energía eléctrica, la eficacia, la cromaticidad y la distribución de la
intensidad.
LM-80: Método para medir el mantenimiento de la intensidad luminosa a
diferentes temperaturas. Especifica un periodo mínimo de prueba de 6.000 horas
y no provee información más allá de esas horas de prueba (siendo 6.000 horas
insuficientes en comparación con la vida útil estimada de los LEDs).
TM-21: Proporciona directrices para extrapolar los resultados obtenidos en el
método LM-80, teniendo en cuenta la temperatura de funcionamiento.
Se ha realizado un estudio de proveedores de LEDs, basándose en un estudio ya
realizado por la Fundación ACCIONA Microenergía [FUND12]. En la Tabla 35 se
muestran los más destacados de estos proveedores, estando prácticamente la mayoría de
estos localizados en Shenzen, China.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Fabricantes de Bombillas LED
Fabricante Modelo Tensión
[V] Potencia
[W] Lúmenes
[lm] Eficacia
[lm/W]
Ángulo
Emisión
[deg]
Vida
[hrs] Garantía
[años] Tipo CRI Cert.
Precio USD
(cantidad) Mant.
Flujo
Foreverlight
Electronics Custom 12
V 12 6 480 80 260
100.00
0 2 custom ―
CE,
Lm80 $ 8,30 (1.000)
L97 @
6.000
hrs
KINGLIMIN
G Technology
Co., ltd
KL-QP50-
3B 12 6 480 75 120 - 180 50.000 3 ― 70
CCC
,CE
,RoHS $ 3-8 (>50) ―
ShenzHen
Astro-Fly
Lighting Co.,
Ltd.
AF -
HP051E60
F - LG 12 5 410 82 180 50.000 2 ― 80
CE,
RoHS,
FCC $ 5,81
L75 @
30.000
hrs
Shenzhen
Shennan
Microelectroni
cs Co., Ltd.
SN - QP60
- E27 - 3B 12 6 340-380 60 180 60.000 3 CREE >78
CE,
RoHS $ 10 (1.000)
L75 @
50.000
hrs
Shenzhen
Yiluxun
Technology
Co., Ltd
YLX -
B001 12 6 450-500 79 360 50.000 2
5050SM
D ―
CE,
RoHS $ 6,43
(>1.000)
L95 @
10.000
hrs
SOLARLAND SLL -
L2201D 8-18 1,2 100 ±10 85 180 30.000 3
5730SM
D 70
CE,
RoHS ―
L80 @
25.000
hrs
Tabla 35. Comparación de bombillas LED. Fuente: Elaboración propia
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Selección de propuesta
Para poder realizar una comparación entre las bombillas LEDs seleccionadas en
la Tabla 35 y, además, poder analizar su mejora o no respecto a las lámparas
fluorescentes instaladas se ha establecido como criterio el nivel de iluminación o
iluminancia.
El nivel de iluminación es la magnitud empleada para evaluar la cantidad de luz
existente en una superficie de 1 m2, su unidad es el Lux. Para el cálculo del nivel de
iluminación es necesario conocer la intensidad luminosa (candelas) de cada bombilla y
la distancia a la que se encuentra la fuente respecto al plano considerado (metros). Para
poder realizar, de manera objetiva, la comparación se ha fijado una distancia de 1,7
metros. A su vez, ha sido necesario realizar el cálculo de la intensidad luminosa de cada
bombilla, puesto que los fabricantes proporcionan el flujo luminoso en su lugar.
Para el cálculo de la intensidad luminosa de una fuente de iluminación entra en
juego el ángulo de emisión. Este indica el enfoque de la luz y es el ángulo a partir del
cual la intensidad luminosa se reduce a la mitad respecto al eje directo. Las lámparas
fluorescentes compactas tienen un ángulo de emisión de 360 º, es decir emiten la misma
intensidad en todo el entorno de la bombilla, sin embargo, las bombillas LEDs tienen un
limitado ángulo de emisión. Un cambio en el ángulo de emisión afecta a la intensidad
luminosa (candelas), pero no al flujo luminoso (lúmenes); es decir, la fuente emite la
misma cantidad de lúmenes, pero estos no llegan a la superficie con la misma
intensidad. La fórmula empleada para el cálculo ha sido la siguiente [SIRL06].
Una vez conocida la intensidad luminosa (candelas) de cada bombilla, su nivel
de iluminación se ha obtenido mediante la “Ley de la Inversa del Cuadrado de la
Distancia”. Esta permite el cálculo de los Luxes de cada bombilla conociendo su flujo
luminoso y la distancia al plano de interés, su expresión es la siguiente.
En la Tabla 36 se muestran los resultados de intensidad luminosa (candelas) y de
nivel de iluminación (Luxes) para las bombillas LEDs seleccionadas anteriormente y
para las CFL ya instaladas. En dicha tabla, se han marcado en rojo las bombillas LED
que no alcanzan el mismo nivel de iluminancia que las instaladas, estas quedan
descartadas como mejoras. Marcadas en verde están las bombillas que alcanzan y
superan los Luxes proporcionados por las bombillas CFL.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Fabricante Modelo
Ángulo de
Emisión
Lumens [lm]
Eficacia
[lm/W]
Intensidad
Luminosa [candelas]
Nivel de Iluminació
n [Lux]
Consumo [W]
Foreverlight Electronics
Custom 12 V
260 480 80 46,50 16,09 6,00
KINGLIMING Technology co., ltd
KL-QP50-3B
150 480 75 103,07 35,66 6,40
ShenzHen Astro-Fly Lighting Co., Ltd.
AF - HP051E60
F - LG 180 410 82 65,25 22,58 5,00
Shenzhen Shennan Microelectronics Co., Ltd.
SN - QP60 - E27 - 3B
180 360 60 57,29 19,82 6,00
Shenzhen Yiluxun Technology Co., Ltd
YLX - B001 360 475 79 37,79 13,08 6,01
SOLARLAND SLL -
L2201D 180 100 85 15,91 5,51 1,18
CFL Instaladas 360 650 60 51,72 17,90 10,83
Tabla 36. Comparación de bombillas LEDs en función del nivel de iluminación. Fuente: Elaboración propia
Tres de las bombillas LED seleccionadas en un principio superan el nivel de
iluminación proporcionado por las lámparas CFL instaladas actualmente (Steca Solsum
ESL 11). Para seleccionar la mejora óptima entre las opciones restantes se ha tenido en
cuenta la eficiencia de las bombillas. Es por ello que se ha seleccionado el producto AF
– HP051E60F – LG ofrecido por el proveedor Shenzhen Astro-Fly Lighting Co.,
Ltd..Además de presentar un nivel de iluminación (calculado para 1,7 m) de 22,58
Luxes, como otras ventajas ofrece una eficacia de 82 lúmenes/W, un mantenimiento de
la luminosidad de L75 @ 30.000h, y un precio moderado de $5,81.
Análisis de la propuesta mejora
El empleo de las bombillas LED seleccionadas frente a las lámparas instaladas
supone una disminución del consumo. Dicha disminución del consumo se ve reflejada
en una menor energía requerida por el sistema, lo cual supone una menor capacidad
nominal requerida de las baterías.
En los Anexos, se muestran los cálculos realizados para la determinación de la
capacidad de la batería requerida por la carga por los sistemas originales instalados
actualmente (Anexo 4) y por los sistemas incorporando la iluminación LED (Anexo 6).
Los resultados obtenidos se muestran en la Gráfica 10: la energía diaria
requerida se reduce un 24,56 % y la capacidad nominal, necesaria para suministrar la
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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energía requerida y tener una vida útil de 2.500 ciclos , tras la incorporación de la
iluminación LED es de 149,43 amperios – horas.
Gráfica 10. Resultados comparación iluminación. Fuente: Elaboración propia
4.4.5 Conclusión
Se propone el empleo de iluminación LED puesto que esta ofrece una eficiencia
mayor a las lámparas instaladas actualmente, lo que permite reducir notablemente el
consumo. La iluminación LED ofrece el mismo nivel de iluminación para un consumo
menor, tiene una mayor vida útil, mayor robustez y no requiere un reciclado especial,
siendo todas estas ventajas importantes a considerar.
Adicionalmente, la reducción de la energía requerida para unas mismas
prestaciones de iluminación, implica una reducción en la capacidad de la batería y del
panel solar.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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4.5 Dispositivos de consumo
4.5.1 Mejoras en los dispositivos de consumo
La carga de consumo de los Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios depende,
dejando a un lado la iluminación, de los dispositivos de consumo que conecten los
usuarios. Según el Informe de Explotación 2011 [AMP_11c], llevado a cabo por
ACCIONA Microenergía Perú, los resultados de las Supervisiones de Mantenimiento
Preventivo realizadas los dispositivos actualmente conectados por los usuarios son los
mostrados en la Tabla 37.
Cargador
celular TV DVD Radio
Inverso
r
Amplific
ador
Equipo
música
Nº
artefactos 18 22 17 11 3 3 2
% del total
usuarios 10,53% 12,87% 9,94% 6,43% 1,75% 1,75% 1,17%
Tabla 37. Dispositivos empleados por los usuarios. Fuente: ACCIONA Microenergía Perú, Informe de
Explotación [AMP_11c]
Una mejora en los dispositivos de consumo supone un aumento de la eficiencia
de estos. En el mercado actual existen diferentes productos con misma aplicación pero
eficiencias diferentes. En este apartado se realiza un estudio, del mercado actual, de
dispositivos de consumo aptos para 12 V DC y que interesen a los usuarios de los
sistemas.
La mayoría de fabricantes encontrados son de China, y más específicamente de
la región de Shenzen. Para asegurar una mínima calidad de los productos es necesario
que estos tengan aprobados los certificados CE y RoHS. El certificado CE indica la
conformidad de un producto con la legislación de la Unión Europea (UE) y permite el
libre acceso de dicho producto al mercado europeo. El certificado RoHS, Restriction of
Hazardous Substances, garantiza la restricción de seis sustancias peligrosas (plomo,
mercurio, cadmio, cromo VI, PBB y PBDE) en equipos eléctricos y electrónicos.
La información encontrada de fabricantes de: radios, licuadoras, televisores,
ventiladores y cargadores de baterías; se muestra a continuación.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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FABRICANTES DE RADIOS
Fabricant
e Modelo
AM/F
M Consum
o Otros Certificados
Pedido
mínim
o
Preci
o
Chaozhou
Qiaodong
Yong Wei
Electronics
Factory.
YW-2-
A.FM FM 4 W
USB/SD/MP
3 ―
1.200
Uds.
US $
4,5
/Ud.
Guangzho
u Hitek
Electronic
Firm.
Hitek
Group CO.
R160 AM/FM 8 W AUX in CE/ROHS/FC
C 3.000
Uds. ―
Chaoan
County
Houngyu
Electrical
Equipment
HY100
5 FM 6 W
USB/SD/MP
3 ―
1.000
Uds. US $
4 /Ud.
Tabla 38. Fabricantes de radios. Fuente: Elaboración propia
FABRICANTES LICUADORAS
Fabricante Modelo Consumo Capacidad Otros Certificados Pedido
mínimo Precio
Toplead
Electric
Appliences
Co., Ltd.
TP203 5 W 300 mL
Multiusos:
licuadora/
exprimidora/
batidora
CE. RoHS 1.000
uds
US $
5,25-
5,6/ud
Toplead
Electric
Appliences
Co., Ltd.
TP-
207A 5 W 300 mL ― CE. RoHS
1.500
uds ―
Tabla 39. Fabricantes de licuadoras. Fuente: Elaboración propia
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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FABRICANTES DE TV
Fabricante Modelo Tipo Tamaño
pantalla Consumo Vida útil Brillo Otros Certificados
Pedido
mínimo Precio
Foshan Aipuda
Electronic
Technology Co.,
Ltd
KLX-B3 CRT 19" ≤15W ≥ 60.000
Hrs 350 cd/m2 ― ― 900 Uds.
US $ 27-
57/Ud
Foshan Current
Electronic and
Electrical Company
Limited
CZ LCD 14" ≤18W ≥ 60.000
Hrs 350 cd/m2 ― ― 100 Uds.
US $58-
65/Ud.
Foshan Current
Electronic and
Electrical Company
Limited
CZ-14AL LCD 14" ≤15W ≥ 50.000
Hrs 350 cd/m2 ― ― 1 Ud.
US $ 65-
95/Ud.
Foshan Current
Electronic and
Electrical Company
Limited
CZ-14L LCD 14" ≤15W ≥ 60.000
Hrs 350 cd/m2 ― ― 1 Ud.
US $
77/Ud.
Shenzen Hopestar
Sci-Tech Co. 1506 LCD 15" ≤10 W
≥ 60.000
Hrs 350 cd/m2 ― CE 5 Ud. US $69 Ud.
Shenzen Vitek
Electronics Co. VK6e LCD 18,5" ― ― ― ― ―
1000
Uds. US $ 180-
220/Ud.
Shenzen Vitek
Electronics Co.
13.3"
Outdoor
Portable
12V DC
LED TV
with DVD
LCD 13,3" ≤15W ― ― Incluye
DVD ―
1000
Uds. US $70-
90/ud
Tabla 40. Fabricantes de televisores. Fuente: Elaboración propia
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
Página 92 de 133
FABRICANTES DE VENTILADORES
Fabricante Modelo Consumo Velocidad Volumen
de aire Máximo
ruido Vida útil Certificados
Pedido
mínimo Precio
Guandzhou
Senbi Home
Electrical
Appliances
Co., Ltd.
FS-DC16H2 15 W 1.350 rpm ― ― ― CE 500 uds US $ 17 -
20
Titan
Technology
limited
TFD-
7010HH12X 1,32-3,72
W 2.500-
4.500 15,62-
28,83 CFM <39dBA 35.000 hrs ― 3.000 uds US $ 3 -5
Shenzen
Haixanghe
Electronics
Co., Ltd.
AD 12038 1,44-
10,56W 1.500-
3.200 rpm 122 CFM 48dBA 50.000 hrs CE 1.000 uds
US $ 15 -
17
Shenzen
XieHengDa
Electronic
Co., Ltd
DC Fan
7015 0,7-7,2 W
3.000-
5.000 rpm 26,72-
39,58 CFM 39,58 dBA ― CE.ROHS 1.000 uds
US $ 9 -
12
Shenzen
XieHengDa
Electronic
Co., Ltd
DC Fan
6015 1,68-4,8 W
3.000-
4.200 rpm 13,2-18,5
CFM ― ― CE. ROHS 1.000 uds
US $ 12 -
15
Tabla 41. Fabricantes de ventiladores. Fuente: Elaboración propia
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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FABRICANTES DE CARGADORES DE BATERIAS
Fabricante Modelo Tensión
de carga Corriente de
carga Consumo Aplicación
Capacidad
de carga Certificados
Pedido
Mínimo Precio
Julibao
Battery
Co., Ltd. JLB-02 4.2 V 600 mA ≤10W
Mayoría de pilas
3.7 V de Ion de Li
o LiMn 2 baterías CE. RoHS 1 Ud. US $ 12-15
Lucky Stars
Co. TR-003P4 4,2 V 500 mA ≤12W
Ion de litio
10430/ 10440/
14500/ 16340/
17670/ 18500/
18650
4 baterías CE 1Ud. US $ 12
Shenzhen
Yian
Technology
Ltd. Co.
WF-139 4,2 V 450 mA ≤10W
Ion de
Litio18650/
14500/
18500/17670
/17500
2 baterías CE. RoHS 10 Uds. US $ 7,8-
9,9
Tabla 42. Fabricantes de cargadores de baterías. Fuente: Elaboración propia
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
Página 94 de 133
4.5.2 Análisis de la propuesta de mejora
De la misma forma que un aumento en la eficiencia de la iluminación instalada
ofrecía una reducción de la energía requerida por la batería en los SFD, una mejora en la
eficiencia de los dispositivos de consumo ofrece una reducción complementaria a la
anterior.
Se han ofrecido una variedad de dispositivos de consumo, para realizar una
aproximación de la reducción de energía requerida se va a suponer el siguiente
consumo, donde se incluye la iluminación LED anterior.
Dispositivo Consumo
[W] Unidades
Uso
diario
[horas]
Coeficiente de
simultaneidad Energía
[Wh]
Iluminación LED 5 3 4 0,67 40,20
Radio 4 1 6 1 24
Televisor 10 1 3 1 30 Tabla 43. Mejoras en la eficiencia de los dispositivos de consumo. Fuente: Elaboración propia.
Según la Tabla 43 la energía, la energía diaria requerida con los dispositivos
propuestos sería de 94,2Wh, en lugar de los 196,22 Wh que actualmente se requieren
con los actuales dispositivos según se manifiesta en el apartado 4.4. Esto representa un
factor de mejora de energía requerida para las mismas prestaciones de 2,08. Los
cálculos realizados se encuentran en el Anexo 7.
4.5.3 Conclusión
Existen pequeños electrodomésticos a 12Vcc, en el mercado, que por su
eficiencia energética y precio son compatibles con los SFD e implican una mejora
respecto a los equipos actualmente previstos.
La incorporación de estos dispositivos, junto con la iluminación LED, ofrece una
reducción de más de la mitad de la capacidad nominal de la batería requerida. Los
resultados muestran que para la batería instalada actualmente en los sistemas, la mejora
en el consumo, permitiría aumentar la vida útil al poder disminuir su profundidad de
descarga. Esto quiere decir que la batería podría funcionar con una profundidad de
descarga limitada al 30 %, que le permitiría 2.500 ciclos de vida útil, y a la vez ofrecer
el mismo servicio (iluminación, televisor y radio) que ofrece actualmente.
Por tanto, es recomendable considerar radios de 4 W y equipos de TV de 10 W,
y hacer posible que dichos equipos lleguen a los usuarios de AMP. Para esto último se
hacen algunas consideraciones en el apartado de modelo de gestión.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
Página 95 de 133
4.6 Modelos de gestión
4.6.1 Descripción de los modelos de gestión
En cuanto a lo referente al modelo de gestión de empresas de electrificación
rural fuera de red, estas deben contemplar una serie de criterios para lograr su
sostenibilidad en el tiempo [FLOR10]: ser viables a gran escala, cubrir los costes de
mantenimiento, operación y reposición de componentes, capacitación de los usuarios,
fomentar la participación activa de la comunidad; definir la propiedad de los sistemas y
dar sentido de empoderamiento a los usuarios. A continuación se describen los modelos
de gestión sobre electrificación rural que se han llevado a cabo en Perú [MINE06] y en
la Tabla 44 se muestran resumidos, indicándose: la propiedad, modalidad, financiación
y gestión del servicio.
Modelo de gestión de ITDG
Está diseñado para pequeños sistemas eléctricos o minihidraúlica. La propiedad
es del financiador, que pueden ser el Gobierno, la Municipalidad o la
comunidad. Las responsabilidades de operación, gestión y administración son
llevadas a cabo por una microempresa local privada, bajo un contrato a medio o
largo plazo. Para el reclutamiento de esta microempresa se convoca un concurso,
elaborando previamente las bases y capacitando a los interesados en postular.
Para la evaluación de las candidaturas se forma una comisión evaluadora donde
participan la asamblea de usuarios, el propietario y un comité de vecinos.
Finalmente, el usuario paga una tarifa en función de su consumo eléctrico.
Modelo de gestión de la CER – UNI
Modelo de gestión desarrollado por el Centro de Energías Renovables de la UNI
(CER-UNI) para la adquisición de SFD para la región de Puno. El proyecto se
dividió en dos fases, contando con ayuda del Gobierno en la primera. Este
modelo destaca porque los usuarios adquieren por completo la propiedad de los
equipos mediante el pago de cuotas a lo largo de 3 años. Por tanto, la UNI se
encarga de la adquisición de los SFD; sin embargo, no queda clara la asistencia
post-venta.
Modelo de gestión de ADINELSA
Los SFD financiados por la DPR-MINEM son transferidos a la Empresa
Administradora de Infraestructura Eléctrica (ADINELSA). El modelo es
gestionado por un Comité Pro Electrificación (CPE) formado por: un presidente,
un secretario, un tesorero y el soporte técnico). Los usuarios pagan una única
cuota fija por derecho de conexión y una tarifa mensual por el uso del SFD. El
CPE se encarga de recaudar las tarifas, para hacerlas llegar a ADINELSA, y del
soporte técnico, realizando visitas mensuales a los sistemas. Este modelo ha sido
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
Página 96 de 133
desarrollado sobre el papel sin que se conozcan las realidades y eficacia del
mismo.
Tabla 44. Comparación modelos de gestión en Perú. Fuente: MINEM 2006.
En general, los modelos en electrificación rural no contemplan como hacer
frente a costes de Operación y Mantenimiento (mantenimiento preventivo, sustitución
de los componentes, reparación de fallos) de forma sostenible y de posible acceso
económico para las poblaciones rurales.
4.6.2 Modelo de gestión de ACCIONA Microenergía Perú
Acciona Microenergía Perú es una empresa social centrada en la provisión de
servicio eléctrico básico en localidades fuera de red. Una empresa social es una
organización sin ánimo de lucro que busca maximizar el beneficio social, sin perseguir
el beneficio económico, de manera sostenible en el tiempo. Se sitúa en una posición
intermedia entre las empresas del sector privado y las ONGs. Su objetivo se resume en
ser sostenible económicamente en el tiempo llevando a cabo una labor social. Por otro
lado, AMP a su vez contribuye en la creación de actividad empresarial en la “Base de la
Pirámide – BOP”, considerando esta la proporción de población mundial que viven con
menos de 2 dólares al día [PRAH12].
El modelo de provisión de servicios de AMP se desglosa a su vez en: modelo
tecnológico, modelo económico y modelo de gestión (descritos en el apartado 3.2.2 del
presente documento). En el modelo de gestión de las empresas de electrificación rural
destaca el papel de los usuarios. Para un desarrollo sostenible en el tiempo es
imprescindible la implicación de estos. En el modelo de AMP, los usuarios participan a
través de los Comités de Electrificación Fotovoltaica (CEF), inspeccionando las
instalaciones, atendiendo leves incidencias, realizando el cobro de la cuota mensual, y
representando a su comunidad en la interlocución con AMP.
AMP se diferencia del resto de proyectos de electrificación rural mediante
sistemas fotovoltaicos por su afirmada intención de lograr la sostenibilidad de su
iniciativa durante la vida útil de los sistemas (mínimo 20 años). El modelo económico
sobre el que basan su actividad es ofrecer a los usuarios la instalación, el mantenimiento
y la reparación de los sistemas a cambio de una cuota mensual por uso de la energía
disponible.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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4.6.3 Problemática identificada
La electrificación rural en sí está condicionada por las características de las
comunidades rurales aisladas: baja densidad de población, difícil acceso debido a la
accidentada geografía y problemas de accesibilidad por ausencia de infraestructuras
viales. Esto afecta al modelo de gestión debido al elevado tiempo y coste del acceso a
las viviendas. Para disminuir esta problemática, durante la fase previa de identificación
y selección de localidades de intervención se considera que algún punto de la localidad
debe ser accesible con vehículo y que el tiempo de acceso desde las oficinas de AMP en
Cajamarca hasta la localidad debe estar en el entorno de 2 horas y 30 minutos. Sin
embargo, los costes asociados al acceso a estas comunidades aisladas es una
problemática identificada en el modelo de gestión y susceptible de mejoras.
Gestión de cobro de la cuota mensual
Actualmente, el cobro de la cuota mensual en el modelo de AMP es llevada a
cabo por los tesoreros del Comité de Electrificación Fotovoltaica que
posteriormente se la hacen llegar a AMP. Tanto la gestión del cobro como las
notificaciones, requieren de alternativas para no incurrir en costes de
desplazamientos, riesgo y tiempos de dedicación.
Servicios de operación y mantenimiento
En la electrificación rural, los costes de operación y mantenimiento se vuelven
extremadamente altos debido a la lejanía, difícil acceso y muy dispersa
ubicación de los sistemas. En el modelo de AMP, las incidencias son resueltas
por personal de AMP. Esto ha permitido, a lo largo de los años que llevan en
explotación, conocer con detalle los tipos de incidencias y sus causas.
Los gastos de operación recogen los cortes por impagos y reconexiones, además
de las desinstalaciones y reinstalaciones; mientras que, los costes de
mantenimiento, abarcan las reparaciones o sustitución de componentes.
Analizando los costes del años 2011, obtenidos del “Informe de Explotación
2011” [AMP_11c], se observa como los “Gastos de Viaje” suponen un 52% de
los gastos totales.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Gráfica 11. Gastos de Operación y Mantenimiento 2011. Fuente: ACCIONA Microenergía Perú [AMP_11c]
4.6.4 Mejoras en el modelo de gestión
Las mejoras en los modelos de gestión que resuelvan la problemática
identificada son focalizadas en la mejora del sistema de cobro y la subcontratación local
de las intervenciones.
Sistemas de cobro
Con el objeto de facilitar la tarea de cobro de tarifas mensuales a los usuarios,
actualmente, se están desarrollando métodos para realizar esta actividad a través
de la telefonía móvil. A continuación se describen dos ejemplos de este método
dentro de la electrificación rural.
Simpa Networks
La empresa Simpa Networks22
fundada en marzo de 2010 ha desarrollado un
modelo de negocio para la venta de energía solar de la misma manera que se
hace con los teléfonos móviles. Teniendo en cuenta las características
económicas de las comunidades rurales: ingresos escasos, irregulares e
inseguros, con un flujo de efectivo difícil de predecir; el modelo que proponen
es un modelo de prepago.
Su modelo denominado “Progressive Purchase” funciona mediante una
plataforma tecnológica compuesta por contadores de bajo coste y de prepago que
se acoplan a los sistemas domésticos de energía solar. Los usuarios realizan un
pago inicial por adelantado para la instalación del SFD y posteriormente pagan
por anticipado por el suministro de energía. Se recarga el sistema (se
“desbloquean” un determinado número de kilovatios hora) mediante el abono de
22
www.simpanetworks.com
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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pequeñas cantidades a través del teléfono móvil. El modelo Simpa permite a sus
usuarios ir pagando con cada recarga el precio total del sistema. Una vez
completados los pagos, el sistema se desbloquea y permite el acceso a la energía
de forma gratuita. De manera resumida, mediante el sistema de prepago a través
de teléfonos móviles (vía SMS) permite la compra, por parte de los usuarios, del
sistema [JEWE12].
Simpa trabaja, actualmente, junto con la empresa Solar Electric Light Company
(SELCO) en zonas rurales de Karnataka y Bangalore, en la India.
Ilustración 10. Modelo de prepago Simpa Networks. Fuente: Simpa Networks.
IndiGo
Azuri Technologies23
ha desarrollado el modelo IndiGo. Basado en la idea de
pago mediante prepago y tarjetas de rascar permite la compra de energía a través
de los teléfonos móviles. La Ilustración 11 detalla el funcionamiento del modelo.
Desde un teléfono móvil, mediante un SMS, los usuarios validan las tarjetas de
rascar y posteriormente reciben un código. Dicho código es introducido en la
unidad de Indigo instalada en los SFD y permite la operación del sistema por un
periodo de tiempo. Se trata por tanto de un modelo de pago por cuotas de
servicio mediante prepago. Los usuarios no tienen opción de compra del sistema,
pero sí de ampliar la potencia.
Ilustración 11. Esquema de funcionamiento del modelo Indigo. Fuente: Azuri Technologies.
23
www.azuri-technologies.com
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Para AMP interesaría el modelo de Simpa más que el de IndiGo, puesto que este
último implica el desplazamiento de los usuarios para adquirir las tarjetas de
rascar. Con la implantación del modelo de prepago de la tarifa mediante
teléfonos móviles, el programa de AMP podría reducir notablemente la tasa de
demoras en el pago que fue del 3,03 % del total en el año 2011 [AMP_11c]. Sin
embargo la implantación de estos servicios implica la aceptación del sistema por
parte de los reguladores peruanos del sector eléctrico y del sector bancario y
esto no es nada fácil y lleva tiempo.
Emplear un sistema de prepago supone la necesidad de instalar un dispositivo en
el regulador de carga que desbloquee o bloquee el acceso a la electricidad en
función de la realización o no del pago de la cuota por parte del usuario. Al tener
la posibilidad de bloquear los sistemas, AMP se ahorraría el coste de desplazarse
hasta las localidades de los usuarios para efectuar la desconexión del equipo o la
reconexión.
Como principal inconveniente de la aplicación del modelo de prepago mediante
telefonía móvil es la deficiente cobertura eléctrica que presentan las
comunidades rurales aisladas.
Subcontratación local
Para reducir los costes, una posible mejora en el modelo será encargar las
operaciones de mantenimiento y recaudación de tarifas a empresas locales. Estas
empresas podrán ser de pequeño tamaño, desde una sola persona hasta las
requeridas en función de los usuarios que atienda. Interesan empresas de tamaño
reducido de tal manera que su formación y organización no requieran largos
plazos. A su vez, la localización geográfica de las empresas subcontratadas
deberá ser cerca de los usuarios, para reducir el coste del transporte de personal.
Como fuente de ingresos adicional de estas empresas subcontratadas podrán ser
la venta de productos y servicio para el uso de las viviendas con SFD instalados:
venta de lámparas y dispositivos de corriente continua, así como servicio de
reparación de estos. Dada la inexistencia de dichas empresas o similares en las
zonas atendidas, se plantea como alternativa insistir en lo que AMP viene
haciendo ya, de capacitar a usuarios locales seleccionados para que desarrollen
esa actividad y pueda ser su fuente de ingresos.
Aunque no es fácil, el desarrollo de un proyecto de microemprendimiento
implica importantes ventajas para el modelo de gestión y para la implantación de
AMP en las zonas. Este proyecto implicaría los siguientes aspectos que ya
vienen siendo acometidos por AMP:
Capacitación técnica de usuarios seleccionados como técnicos locales de
instalación y mantenimiento. Los 10 técnicos capacitados en 2012 instalaron
700 SFD con la supervisión de personal de AMP.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Capacitación y apoyo de los técnicos para la formalización de su actividad y
para establecer la operativa de su relación comercial y técnica con AMP.
Apoyo a los emprendedores para montar la venta de focos y pequeños
electrodomésticos. Selección de equipos de alta eficiencia y bajo coste que
redunden en una mejor utilización de los SFD y financiación del stock
mínimo
Además de la reducción de costes, el uso de técnicos locales podría también
disminuir el tiempo medio de atención de averías. En el año 2011 se registraron
132 averías y se tardó una media de 9 días en resolverse [AMP_11c].
Un objetivo ambicioso pero alcanzable sería fijar ese tiempo medio en 4 o 5 días
y establecer algún tipo de incentivo para las empresas subcontratadas que lo
alcanzaran. Podría pensarse también en medir la satisfacción de los usuarios con
el tiempo de respuesta a sus averías y tenerlo en mente a la hora de fijar la
retribución de las empresas subcontratadas.
Incluyendo las mejoras propuestas, el esquema del modelo de gestión de
ACCIONA Microenergía Perú modificado se muestra en la Ilustración 2. Se ha indicado
mediante línea discontinua la incorporación del sistema de prepago y de las empresas
subcontratadas; a su vez, se han resaltado sus funciones dentro del modelo.
Análisis del Sistema Fotovoltaico Domiciliario
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Ilustración 12. Propuesta de mejora del modelo de gestión de AMP. Fuente: Elaboración propia.
Análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del modelo de gestión
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5 Análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del
modelo de gestión
Se va a proceder a realizar el análisis de la escalabilidad, replicabilidad y
modularidad del modelo de gestión del programa “Luz en Casa- SFD”.
5.1 Escalabilidad
Se entiende por escalabilidad de un modelo a su capacidad para aumentar el
tamaño del mismo. En el caso de estudio, suministro de electricidad mediante sistemas
fotovoltaicos domiciliarios, la escalabilidad se resume en ampliar el programa a un
mayor número de usuarios.
La escalabilidad, el crecimiento de un modelo, está limitada por los costes fijos y
es por ello importante un modelo de gestión que reduzca estos al máximo. En el artículo
“Las cinco claves para diseñar un modelo de negocio escalable” [MEGI11] se resumen
las claves para lograr la escalabilidad. Empezando por la búsqueda de procesos de
autoservicio que permitan a los propios clientes reducir algunos costes administrativos,
de operación y de mantenimiento. Por otro lado, es importante anticiparse a las
necesidades de crecimiento dimensionando en la justa medida los requisitos para
cumplir con estas.
El mercado de clientes de AMP, a los que se ofrece un bien de primera
necesidad, son los habitantes de comunidades aisladas que están en un radio de tiempo
de acceso de unas 2´5 horas desde la ciudad de Cajamarca, donde AMP tiene su centro
de operaciones. Estas comunidades presentan unas características poco atractivas
haciendo que la aparición de una empresa competidora sea prácticamente improbable.
Puesto que no existen alternativas de electrificación para los habitantes de la zona y el
servicio ofrecido por AMP es básico, el aumento del número de usuarios es muy
probable, con el límite de las familias que se encuentran en dichas condiciones en el
entorno antes definido.
En el programa “Luz en Casa” el deseo por parte de los habitantes de las
regiones donde se han llevado a cabo los proyectos, de acceder a los SFD es un hecho
que se refleja en el artículo publicado por Julio Eisman “Después de poner en servicio
los SFD, ha habido bastantes solicitudes adicionales en la misma localidad” [EISM11].
Se va a analizar la escalabilidad del modelo de gestión del programa “Luz en
Casa-SFD”; es decir, la posibilidad de aumentar el número de usuarios del programa
considerablemente. Para finales del 2013 el programa contará con 3.000 usuarios, se va
a estudiar aumentar ese número de usuarios a 30.000.
El modelo de gestión actual no tendría problemas a la hora de ofrecer su
servicio a un mayor número de usuarios. Sin embargo se requerirían ciertas
modificaciones, puesto que al igual que los ingresos de AMP son proporcionales al
Análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del modelo de gestión
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número de usuarios, los costes variables (gestión de cobros, gastos de formación, gastos
de Operación y Mantenimiento, etc.) son proporcionales al volumen de sistemas
operativos.
Para llegar a 30.000 usuarios de manera sostenible, son necesarias dos medidas.
Primero, la subdivisión de la organización en núcleos que cuenten con una oficina de
AMP a un radio de 2 horas de distancia de los usuarios. Y segundo, la creación de un
nivel organizativo central que se encargue de la coordinación de los núcleos formados.
Es importante la cercanía geográfica de las localidades que se atenderán para
poder mantener los costes bajos. Como ya se ha dicho, los costes de mantenimiento y
gestión de cobro de la cuota son elevados debido al complicado traslado del personal.
Es por ello que para escalar el sistema hasta 30.000 usuarios se estima necesario
disponer de bases de operaciones a una distancia cercana de las localidades, siendo esta
de aproximadamente dos horas de viaje. De tal manera que se lograrían reducir los
costes de transporte y el tiempo de respuesta del servicio de operación y mantenimiento,
así como los cortes y reconexión de los SFD en caso de necesidad. Para ello, se
organizaría el modelo en núcleos de dos horas.
Estos núcleos de dos horas emplearían el modelo de gestión vigente de AMP.
Debido a la formación de varios núcleos, para alcanzar los 30.000 usuarios, será
necesario crear, dentro del nivel organizativo, un escalón superior o un nivel central que
se encargue de organizar los núcleos. Para que el modelo se desarrolle de manera
sostenible, es importante la comunicación y organización de los subgrupos formados.
Una sinergia de estos permitiría analizar los avances y limitaciones de cada uno,
favoreciendo a un desarrollo sostenible del sistema. Además en las compras de los SFD,
al aumentar de tamaño, permitirían reducir los costes al llegar a acuerdos con
proveedores para la compra de grandes cantidades.
Es por todo ello, que sería necesario plantearse, al menos, una de las dos
propuestas indicadas a continuación:
Subcontratación de las intervenciones para la realización del mantenimiento y
operación de los sistemas. Sin embargo hay que prever que en un porcentaje de
estas intervenciones terminaría teniendo que ir el técnico de AMP (carga
profunda de baterías, desmontaje y montaje, etc).
Aumento del número de oficinas de AMP en el Departamento de Cajamarca.
Esto complicaría el modelo debiendo acordarse la relación entre centros
operativos y las oficinas y analizar previamente las condiciones necesarias para
establecer un nuevo centro operativo.
Con esto, el modelo de gestión se vería favorecido. Al haber un mayor número
de usuarios por región la ubicación de una oficina de AMP más próxima a cada usuario
sería factible o en su defecto en el caso de subcontratar los servicios de operación y
Análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del modelo de gestión
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mantenimiento a empresas terciarias, estas tendrían un mayor número de ingresos
logrando así su sostenibilidad.
Es clara la estrategia de escalar el número de usuarios dentro de la zona de
acceso antes definida, ya que tiene una repercusión económica muy favorable y habrá
que buscar para ello la financiación adecuada para la compra de SFD adicionales.
También es claro que es inviable atender a comunidades fuera del radio de
influencia (por ejemplo, 5 horas de tiempo de acceso desde Cajamarca) con la actual
estructura. Una opción es la incorporación de centros operativos en otros lugares y otras
opciones pueden ir por el cambio radical del modelo de provisión de servicio.
Una vez demostrada la sostenibilidad de una iniciativa de electrificación rural
con sistemas fotovoltaicos domiciliarios el siguiente paso para AMP y sus socios
debería ser ¿Cómo hacer para electrificar decenas y cientos de miles de hogares
peruanos dispersos sobre la amplia geografía del Perú? Pero este tema se sale del objeto
del presente proyecto.
Análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del modelo de gestión
Página 106 de 133
5.2 Modularidad
La modularidad se refiere a la posibilidad de aumentar el tamaño del producto
mediante el ofrecimiento de este en módulos, entendiendo por módulos las diferentes
partes que interactúan en un sistema. Modularidad es, por tanto, la capacidad de crear
configuraciones que permitan aumentar el tamaño de un proyecto reutilizando los
componentes y aprovechando las ventajas que se obtienen al cambiar a configuraciones
con potencias más elevadas. En el modelo de AMP se refiere a la posibilidad de
aumentar la potencia de los sistemas, o mejor, a la posibilidad de ascender por la
escalera de la electrificación proveyendo mayores servicios eléctricos a los usuarios.
La importancia de la modularidad en el marco de la electrificación se ve
reflejada en el estudio llevado a cabo por Practical Action “Poor people’s energy
Outlook 2013” [PRAC13]. En este se establecen seis niveles de acceso a la electricidad
(Ilustración 3), estando cada nivel definido por la calidad del suministro, la duración, la
cantidad y la asequibilidad. Se recalca la importancia de no definir binariamente el
acceso a la energía - “tener acceso” o “no tener acceso”- si no reconocer la escalera de
suministro a través de la cual el nuevo usuario, de acceso a formas modernas de energía,
va progresivamente aumentando su demanda de cantidad y calidad de energía.
Ilustración 13. Niveles de acceso a la electricidad. Fuente: Practical Action [PRAC13]
Los proyectos diseñados en bloques o módulos pueden ser modificados
individualmente, de tal manera que no es necesario reemplazar el conjunto entero. La
modularidad contribuye, a su vez, al aumento de la vida útil del sistema puesto que los
diferentes bloques pueden ser sustituidos de forma independiente. El SFD ofrecido por
AMP, a sus usuarios, está formado por: un panel fotovoltaico, una batería, un regulador
de carga y sus dispositivos de consumo. Estos módulos interactúan entre sí, presentando
unas características determinadas para ello.
Análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del modelo de gestión
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Actualmente, el modelo tecnológico del programa “Luz en Casa” presenta un
único tipo de SFD. Es decir, los usuarios no tienen capacidad de elección de la cantidad
de potencia de sus sistemas. Se realiza la instalación de equipos homogéneos, lo cual
facilita y reduce los costes de la parte administrativa del programa; sin embargo, su
modularidad se ve afectada.
La modularidad del programa actual se puede mejorar mediante la planificación
inicial de un aumento progresivo de la capacidad del conjunto. El modelo de gestión de
AMP debe contemplar ofrecer la opción de ir aumentando la potencia de sus sistemas a
los usuarios. A modo de ejemplo se analiza la experiencia de la empresa Azuri
Technologies en su programa Indigo.
Azuri Technologies ofrece la posibilidad a sus usuarios de ir aumentando de
potencia mediante lo que denominan “Energy Scalator”. Esto es un rango de potencias
de 3 Wp a 80 Wp a los que los usuarios del programa Indigo pueden ir accediendo, tras
pagar un determinado número de cuotas. De tal manera que, Azuri Technologies, se
asegura del interés, deseo y capacidad de pago de sus usuarios antes de ofrecerles una
mayor capacidad.
Ilustración 14. Indigo Energy Escalator. Fuente: Azuri Technologies
Esta iniciativa se podría aplicar al programa “Luz en Casa”. La potencia ofrecida
actualmente a todos los usuarios es de 85 Wp, la opción de un aumento podría ser
interesante una vez pagadas un número determinado de tarifas. Para ello, se debería
establecer la potencia máxima que se va a alcanzar y diseñar el sistema eléctrico acorde
a tal. Para permitir el aumento de la potencia de los SFD de AMP, se contemplan dos
opciones:
Aumento de la potencia de los paneles fotovoltaicos, o la instalación de paneles
en paralelo.
Conexión de baterías en paralelo.
Las ventajas que esto ofrecería serían una mayor facilidad de ampliación y la
posibilidad de empezar con instalaciones pequeñas para así familiarizar y capacitar a los
Análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del modelo de gestión
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usuarios del funcionamiento de la tecnología. Además de comprobar si realmente se va
aprovechar la potencia instalada y asegurarse el pago de las cuotas.
Análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del modelo de gestión
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5.3 Replicabilidad
La capacidad de replicabilidad indica la posibilidad de llevar un modelo a otros
mercados geográficos. Para analizar la replicabilidad del modelo de gestión de AMP se
va a estudiar por qué se seleccionó Perú en un inicio, qué requisitos son necesarios en
un mercado para la aplicación del modelo de gestión de AMP y finalmente qué posibles
candidatos existen.
Como ya se mencionó en el apartado 2.1 del presente documento, Perú es el
segundo país con peor cobertura eléctrica de Sudamérica y el Departamento de
Cajamarca presenta el menor índice de electrificación rural de Perú. Así mismo, más de
la mitad de la población del Departamento de Cajamarca pertenece a zonas rurales
presentando unas características marcadas por la dispersión de las viviendas, la falta de
infraestructuras viales, el alto índice de pobreza y los bajos ingresos. Sin olvidar que
Perú cuenta con un elevado nivel de radiación solar, dato importante para la aplicación
de sistemas fotovoltaicos.
El Gobierno Peruano está realizando un gran esfuerzo por aumentar el
coeficiente de electrificación rural del país mediante el desarrollo anual del Plan
Nacional de Electrificación Rural [DGER12]. A su vez, la Ley General de
Electrificación Rural de Perú da prioridad a las iniciativas privadas. La existencia del
FOSE permite subvencionar en un 62,5% la tarifa de los usuarios de bajo consumo
mediante el recargo de los usuarios de mayor consumo. El reciente acceso al FOSE de
los Sistemas Fotovoltaicos Aislados supone un paso determinante para la integración en
el marco regulatorio de la electrificación mediante Sistemas Fotovoltaicos Aislados,
adquiriendo así un mayor grado de fiabilidad. El efecto práctico de este marco son
tarifas reducidas para los habitantes de comunidades rurales aisladas que incrementa el
grado de accesibilidad energética de estos.
El contexto descrito anteriormente vienen implícitamente descritos los requisitos
necesarios para que resulte factible el desarrollo del modelo de gestión de AMP en otros
mercados.
Existencia de un marco regulatorio explícito para la electrificación rural
mediante Sistemas Fotovoltaicos Aislados.
Presencia de comunidades rurales aisladas con características similares a las
descritas.
Condiciones ambientales y potencial solar similares al Departamento de
Cajamarca. El “Atlas Solar del Perú” desarrollado por la DPR/MINEM en junio
del 2003 indica una radiación solar en la Sierra de 5,5 a 6,5 kWh/m2, de 5 a 6
en la Costa y de 4,5 a 5 en Selva.
Existen otras muchas características (lenguaje, idiosincrasia, organizaciones
comunitarias), que definirían el ecosistema en el que la replicabilidad sería directamente
posible. En cuanto al análisis de posibles nuevos mercados de aplicación, la primera
opción es dentro del ámbito nacional de Perú: 16 de los 25 departamentos del país
Análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del modelo de gestión
Página 110 de 133
presentan coeficientes de electrificación inferiores a la media nacional (Gráfica 2,
[INEI09]), con las regiones de Selva y Sierra difiriendo de Costa por su dificultad ante
la ampliación de red y habitantes con escasos ingresos. Al pertenecer el Departamento
de Cajamarca (actual zona de actuación de AMP) a la región de Sierra, por similitud de
condiciones ambientales se han seleccionado los siguientes departamentos de la misma
región, ordenados por menor coeficiente eléctrico: Huánuco (59,2%), Ayacucho
(67,9%), San Martín (70,3%), Huancavelica (70,4%), Puno (74,8 %), Apurimac
(76,6%), Cusco (78,4%) y Pasco (81,9%). Al ser departamentos de la misma región
tendrán condiciones ambientales similares y pertenecen al, ya mencionado, marco
regulatorio peruano.
El “Plan Maestro de Electrificación Rural con Energía Renovable” publicado
por la agencia JICA en el 2008 [JICA08], resaltaba la existencia de 33.701 localidades
no previstas a electrificar por el PNER del 2008. El Plan Maestro indica la necesidad de
la electrificación de 33.182 de estas localidades mediante Sistemas Fotovoltaicos; en la
Gráfica 12 se muestra la distribución de las localidades. Esto unido a los departamentos,
situados en la región de Sierra, con coeficiente eléctrico inferior a la media nacional
hace que los departamentos de mayor interés y necesidad para estudiar la replicabilidad
del modelo de gestión de AMP sean: Ayacucho, Huancavelica, Huánuco y Puno.
Gráfica 12. Número de viviendas a electrificar por sistemas fotovoltaicos. Fuente: Plan Maestro de
Electrificación Rural con Energía Renovable [JICA08]
En el ámbito internacional resulta más difícil encontrar países qué incentiven la
electrificación rural mediante Sistemas Fotovoltaicos Aislados. Se va a analizar Bolivia,
como posible alternativa para llevar a cabo la replicabilidad del modelo de gestión de
AMP.
En el año 2009 un 22,5 % de la población de Bolivia no contaba con acceso a la
electricidad [WBG_09], situando al país por debajo de Perú en este aspecto. El país
presenta un área rural con una población aislada, y dispersa, que representa casi un 40
% de la población [FERF10]. Alrededor del 53 % de esta población rural [FERF10] no
cuenta con acceso a la electricidad. La relación entre pobreza y falta de acceso a la
electricidad implica que el 90 % de hogares sin electricidad en las zonas rurales, en
Bolivia, estén en la situación de pobreza extrema [FERF10]. La Gráfica 13 muestra los
Análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del modelo de gestión
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coeficientes de electrificación departamentales de Bolivia distinguiendo entre población
urbana y rural.
Gráfica 13. Cobertura eléctrica 2007 por departamentos. Fuente: “Rol e impacto socioeconómico de las
Energías Renovables en el área rural de Bolivia” [FERF10]
Referente a iniciativas y marcos legislativos y regulatorios, que afecten a los
Sistemas Fotovoltaicos Aislados, destacan [MHE_10]:
Entre los años 2002 y 2005 se generaron iniciativas como el Plan Bolivia de
Electrificación Rural (PLABER) que tenía como objeto incrementar el nivel de
electrificación rural nacional, mediante la ampliación de la conexión a la red
nacional; su meta era incorporar 200.000 hogares al servicio eléctrico para el año
2007, sin embargo el modelo no tuvo efectos significativos en el aumento de la
cobertura. Así como los proyectos de electrificación rural mediante la aplicación
de energías alternativas: Proyecto IDTR (instalación de 17.000 sistemas
fotovoltaicos) y el Proyecto PNUD (instalación de 3.000 Sistemas Fotovoltaicos
y 3 microcentrales eléctricas).
El D.S. 26.252 de julio 2001 establecía la transferencia de recursos financieros
al Fondo de Desarrollo del Sistema Financiero y de Apoyo al Sector Productivo
(FONDESIF), destinados a financiar proyectos de electrificación rural mediante
sistemas fotovoltaicos.
El D.S. 28.557 de diciembre 2005 que establece la modalidad de financiamiento
a través del FNDR o FONDESIF para desarrollar proyectos de electrificación
rural con SFD, entre otras fuentes de energías alternativas.
El D.S. 29.635 de julio 2008 que crea el Programa Electricidad para Vivir con
Dignidad (PEVD) cuyo objetivo es incrementar la cobertura del servicio
eléctrico hasta lograr el acceso universal. El PEVD pretende lograr sus objetivos
incentivando la combinación de inversión pública y privada a través de la
aplicación de alternativas tecnológicas tales como sistemas fotovoltaicos,
generadores eléctricos o minicentrales hidroeléctricas.
Análisis de la escalabilidad, modularidad y replicabilidad del modelo de gestión
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La Tarifa Dignidad vigente desde el 2006, tiene como propósito incrementar la
cobertura eléctrica en hogares de menores ingresos. La Tarifa Dignidad consiste
en un descuento del 25 % promedio de la tarifa vigente para: consumidores
atendidos por Empresas de distribución del SIN que operan en el MEM con
consumo hasta 70 kWh/mes y para consumidores domiciliarios atendidos por
otras empresas de distribución del SIN y de Sistemas Aislados con consumos de
hasta 30 kWh/mes. Los descuentos son financiados por Empresas eléctricas que
operan en el MEM [ESPI12].
En el potencial de energía solar boliviano se distinguen 2 regiones: las regiones
de los valles interandinos y del altiplano presentan una radiación solar entre 5 y 6
kWh/m2 y en la región de los llanos la tasa de radiación media está comprendida entre
4.5 y 5 kWh/m2.
Conclusiones
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6 Conclusiones
A lo largo del presente documento se han ido desarrollando los objetivos,
propuestos en el principio: el análisis del estado de la electrificación rural mediante
sistemas aislados en Perú y estudio del modelo de suministro de AMP; el estudio de los
SFD instalados y del modelo de gestión aplicado, haciendo hincapié en su problemática
y limitaciones; y finalmente la investigación de nuevas soluciones tecnológicas y
organizativas que resuelvan la problemática anterior, analizando su posible o rentable
aplicación al proyecto.
A continuación se presentan las mejoras que se proponen al sistema actual de
AMP, tanto respecto a su equipamiento como a su modelo de provisión de servicio.
Hay que considerar que lo que se manifiesta en este documento está referido
exclusivamente al contexto de los SFD utilizados para electrificación rural fuera de red.
6.1 Equipamiento
En primer lugar se constata una evolución tecnológica que está llegando al
mercado en forma de equipos más eficientes energéticamente y de mejores prestaciones,
especialmente en iluminación y almacenamiento de energía. En este sentido es
recomendable hacer un seguimiento de las diferentes tecnologías que afectan al
equipamiento de los SFD.
Referente a los equipos de consumo que prestan servicio directo al usuario, la
estrechez del mercado de 12Vcc viene condicionando tanto la disponibilidad de equipos
como su precio. Sin embargo, se ha constatado que existe una oferta de equipos de
12Vcc de alta eficiencia y gama amplia, a precios competitivos y asequibles a una
población de bajos ingresos, aunque se requiere que dicha oferta se aproxime a las
comunidades atendidas. Se recomienda que AMP asuma este rol de aproximar la oferta,
dado el mayor grado de satisfacción con el servicio que esto representaría para el
usuario, y la mejora en eficiencia energética que revertiría en sostenibilidad técnica de
los SFD. Los equipos a considerar son: cargador de teléfono móvil, licuadora, TV,
radio, ventiladores, ordenadores, cargador de pilas, etc. El desarrollo en detalle podría
integrarse dentro del proyecto de emprendedores técnicos que está desarrollando AMP.
Los focos de iluminación tanto nuevos como reposiciones de los fallados deben
ser de tecnología LED ya que implica importantes ventajas medioambientales, de
durabilidad, de fortaleza y de eficiencia energética, a igualdad de nivel de iluminación y
de precio de inversión. Aunque las ventajas son evidentes hay que vigilar especialmente
la calidad para garantizar que dichas ventajas se materializan sobre el terreno.
Las baterías que más ventajas representan actualmente son las de ion-Li, a falta
de profundizar más detalladamente en la oferta ajustada en características y precio. En
este terreno las ventajas son de orden de magnitud y al ser el elemento más crítico de
todo el sistema, representa ventajas significativas para todo el sistema. Se ha
Conclusiones
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identificado un factor de mejora en capacidad nominal respecto a las baterías de Pb de
2,75.Esto implica que la batería actualmente usada de Pb de 100Ah podría sustituirse
por una batería de ion Li de unos 40Ah de capacidad nominal. Si adicionalmente
consideramos el factor de mejora de energía como consecuencia de la mayor eficiencia
energética de la iluminación y otros consumos previstos (2,08), el factor de mejora
conjunto en capacidad nominal es de 5,72. Esto quiere decir que la actual batería de Pb
de 100Ah podría ser sustituida por una batería de ion Li de unos 17Ah. Esta mejora
implica consecuencias relevantes en la mantenibilidad y el modelo de gestión de todo el
sistema.
Gráfica 14. Resultados comparación SFD mejorado y original. Fuente: Elaboración propia.
Respecto a los controladores, su evolución está estrechamente ligada a la de las
baterías a quien sirve. Con la actual tecnología no se vislumbra ninguna mejora.
La recomendación respecto a los paneles solares es hacer un seguimiento de la
evolución tecnológica a medio plazo. Aunque existen diferentes tecnologías en
desarrollo, hasta el momento presente no representan ventajas respecto a la tecnología
utilizada. Al igual que las baterías, los paneles se ven afectados por el factor de mejora
de la reducción de energía demandada por mejor eficiencia de iluminación y otros
consumos, pudiendo reducir su potencia a la mitad. Pero su repercusión global es menor
al haber bajado su precio.
Conclusiones
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6.2 Modelo de gestión
Situación actual
El modelo de gestión de AMP destaca por la activa participación de sus usuarios
a través de un Comité de Electrificación Fotovoltaica formado en cada comunidad.
ACCIONA Microenergía Perú inicia el programa mediante reuniones con las
comunidades, que vienen seguidas de la formación del CEF. Tras la creación del CEF,
se realizan capacitaciones de los usuarios locales de los SFD. Los principales actores
que aparecen en el modelo de gestión son: AMP, propietaria de los SFD que se encarga
de la instalación, capacitación de los usuarios y reparación de los sistemas; el CEF que
ejerce de intermediario entre AMP y los usuarios, se encarga de la recoger la cuota
mensual y de hacérsela llegar a AMP; las Municipalidades que ofrecen apoyo a lo largo
del programa; y el MINEM y OSINERGMIN que colaboran en el desarrollo de un
marco regulatorio y supervisan la actuación de AMP.
La problemática identificada es la gestión del cobro y el transporte de los técnicos a las
localidades donde están instalados los sistemas. El acceso a las comunidades es muy
complicado al no existir infraestructuras viales, es por ello que el coste del transporte
adquiere un peso importante en la gestión del programa afectando tanto a la gestión del
cobro como al transporte de personal.
Propuesta de mejora
Tras un análisis de diferentes modelos de gestión existentes en el contexto de
electrificación rural mediante sistemas fotovoltaicos aislados, se han propuesto dos
mejoras. Por un lado, para la mejora de la gestión de cobro de la cuota mensual, se ha
propuesto un sistema de prepago a través de teléfonos móviles. Mediante este medio los
clientes pagarán su cuota mensual, recibiendo un código que introducirán en sus
sistemas para así poder utilizar sus sistemas. Queda pendiente el análisis de la viabilidad
de este sistema en Perú y la disponibilidad de equipos que lo soporten
Por otro lado, considerando que el complicado transporte de los técnicos a las
localidades donde están instalados los sistemas ocasionaba unos mayores costes y uno
mayores tiempos en resolver incidencias se ha propuesto la capacitación de
emprendedores locales para subcontratar estos servicios.
No se han considerado las implicaciones que el cambio de modelo tecnológico como
consecuencia de las mejoras propuestas, podrían tener sobre el modelo de gestión.
Lista de acrónimos
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7 Lista de acrónimos
AMP ACCIONA Microenergía Perú
CEF Comités de Electrificación Fotovoltaica
DFC Dirección de Fondos Concursables
DGER Dirección General de Electrificación Rural
DREM Direcciones Regionales de Energía y Minas
FISE Fondo Social de Inclusión Social Energético
FOSE Fondo de la Compensación Social Eléctrica
FUNDAME Fundación ACCIONA Microenergía
JICA Agencia de Cooperación Internacional del Japón
LFP Ion de Litio Fosfato
LGER Ley General de Electrificación Rural
MINEM Ministerio de Energía y Minas
NOCT Temperatura de Operación Nominal de la Célula
ODM Objetivos del Desarrollo del Milenio
ONU Organización de las Naciones Unidas
PNER Plan Nacional de Electrificación Rural
PSFD Pequeños Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios
RLGER Reglamento de la Ley de Electrificación Rural
SEIN Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
SER Sistemas Eléctricos Rurales
SFD Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios
STC Condiciones Estándar de Prueba
ANEXOS
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ANEXOS
ANEXOS
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Anexo 1. Estudio de mercado de los paneles fotovoltaicos
Tabla 45. Paneles fotovoltaicos monocristalinos. Fuente: Elaboración propia
Fabricante Atersa GE Energy SunLink PV SunLink PV2 SunLink PV3 SUNTECH SUNTECH4 SUNPOWER Victron Energy
Modelo A-95M GEPV-085 SL080-12M90 SL080-12M85 SL080-12M80 STP085S.12/Bb STP080S.12/Bb SPR-90 SPM80-12
Tipo de técnologia Monocristalino Monocristalino Monocristalino Monocristalino Monocristalino Monocristalino Monocristalino Monocristalino Monocristalino
Eficiencia del módulo solar
[%]
14.32 ― 14.1 13.3 12.5 ― ― 16.5 ―
Potencia de Salida en
Condiciones Estándar [W]95 85 90 85 80 85 80 90 80
Tolerancia [%] ±5 ±3 ±3 ±3 ±3 ― ― ±5 ±3
Reducción de eficiencia a
25°C y 200W/m²
― ― 0,953 0,953 0,953 ― ― ― ―
Temperatura de operación
nominal de la célula (NOCT)
[°C]
47±2 45 45 45 45 48±2 48±2 ― ―
Coeficiente de temperatura
para Pmax-0.46 %/°C -0.5%/°C -0.45 %/K -0.45 %/K -0.45 %/K -(0.5±0.05)%/K -(0.5±0.05)%/K -0.38 %/°C -0.48 %/°C
Garantía25 años (10 años libre
defectos)
10 años(90%), 25
años(80%)
12 años(90%), 25
años(80%)― ― ― ― ―
10 años(90%), 25
años(80%)
Tamaño [mm] 1224x542x35 1210x527x35 1196x533x35 1196x533x36 1196x533x37 1195x541x30 1195x541x31 1038x527x46 1110x540x35
Tamaño, volumen[dm3] 23,22 22,32 22,31 22,95 23,59 19,39 20,04 25,16 20,98
Peso [kg] 9,50 8,20 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 7,40 8,20
ANEXOS
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Tabla 46. Panales fotovoltaicos policristalinos. Fuente: Elaboración propia
Fabricante BP Solar BP Solar Solarex Solarex KYOCERA Atersa
Modelo BP 365 BP 380 MSX-64 MSX-60 KC85T A-75P
Tipo de técnologia Policristalino Policristalino Policristalino Policristalino Policristalino Policristalino
Eficiencia del módulo solar
[%]― ― ― ― 0,16 14,63%
Potencia de Salida en
Condiciones Estándar [W]65 80 64 60 85 75
Tolerancia [%] ±3 ±5 ― ― +10/-5 ±3
Reducción de eficiencia a
25°C y 200W/m²― ― ― ― 0,939 ―
Temperatura de operación
nominal de la célula (NOCT)
[°C]
47±2 47±2 47±2 47±2 47 47±2
Coeficiente de temperatura
para Pmax-(0.5±0.05)%/°C -(0.5±0.05)%/°C -(0.5±0.05)%/°C -(0.5±0.05)%/°C ― -0.43 %/°C
Garantía25 años (80%), 12
años (90%)
25 años (80%), 12
años (90%)20 años (80%) 20 años (80%) ― ―
Tamaño [mm] 1111x502x50 1209x537x50 1108x467x50 1108x467x51 1007x652x58 778x659x35
Tamaño Volumen [dm3] 27,89 32,46 25,87 26,39 38,08 17,94
Peso [kg] 7,20 7,70 7,20 7,30 8,70 6,20
ANEXOS
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Tabla 47. Panales fotovoltaicos de capa fina. Fuente: Elaboración propia.
Fabricante SCHOTT Solar SOLIKER WÜRTH SOLAR Saint-Gobain GE Energy GE Energy GE Energy First Solar
Modelo SCHOTT ASI 86 PV 49 WS 31047 PowerMax Strong 110 GE-CdTe78 GE-CdTe80 GE-CdTe83 FS-385
Tipo de técnologia Silicio Amorfo Silicio Amorfo CIS CIS CdTe CdTe CdTe CdS/CdTe
Eficiencia del módulo solar
[%]― 6,2 ― 10.4 10.8 11.1 11.5 ―
Potencia de Salida en
Condiciones Estándar [W]86 49 80 110 77.5 80 82.5 85
Tolerancia [%] ±5 ±3 - 0/+ 5 ±5 ±5 ±5 ±5
Reducción de eficiencia a
25°C y 200W/m²― ― ― 0,94 ― ― ― ―
Temperatura de operación
nominal de la célula (NOCT)
[°C]
49 ― 47±3 40 45 45 45 45
Coeficiente de temperatura
para Pmax-0.2%/K -0.19%/°C -0.36 %/°C -0.39%/°C -0.25%/°C -0.25%/°C -0.25%/°C -0.25%/°C
Garantía 20 años10 años(90%), 25
años(80%)―
10 años(90%), 25
años(80%)― ― ―
10 años(90%), 25
años(80%)
Tamaño [mm] 1108x1308x32 1245x635x27 1205x605x26 1587x664x27 1200x600x31 1200x600x31 1200x600x31 1200x600x29
Tamaño volumen [dm3] 46,38 21,35 18,95 28,45 22,32 22,32 22,32 20,88
Peso [kg] 19,00 13,50 12,80 16,00 13,00 13,00 13,00 12,00
ANEXOS
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Anexo 2. Tablas normalizadas de parámetros comparación de paneles propuestas con instalados
Fabricante Atersa GE Energy SunLink PV SunLink PV SunLink PV SUNTECH SUNTECH SUNPOWER Victron Energy
Modelo A-95M GEPV-085 SL080-12M90SL080-12M85 SL080-12M80 STP085S.12/BbSTP080S.12/Bb SPR-90 SPM80-12
Tipo de técnologia Mono. Mono. Mono. Mono. Mono. Mono. Mono. Mono. Mono.
Eficiencia del módulo solar
[%]14,32% ― 14,10% 13,30% 12,50% ― ― 16,50% ―
Potencia de Salida en
Condiciones Estándar [W]95 85 90 85 80 85 80 90 80
Tolerancia [%] ±5 ±3 ±3 ±3 ±3 ― ― ±5 ±3
Temperatura de operación
nominal de la célula (NOCT)
[°C]
47±2 45 45 45 45 48±2 48±2 ― ―
Tamaño en volumen[dm3] 20,78 22,32 21,07 22,95 25,06 19,39 21,29 23,77 22,29
Peso [kg] 8,50 8,20 7,56 8,00 8,50 8,00 8,50 6,99 8,71
Precio [€/Wp] 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7
Tabla 48. Parámetros de paneles fotovoltaicos monocristalinos normalizados y comparados. Fuente: Elaboración propia
ANEXOS
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Tabla 49 Parámetros de paneles fotovoltaicos policristalinos normalizados y comparados. Fuente: Elaboración propia
Fabricante BP Solar BP Solar Solarex Solarex KYOCERA Atersa
Modelo BP 365 BP 380 MSX-64 MSX-60 KC85T A-75P
Tipo de técnologia Policristalino Policristalino Policristalino Policristalino Policristalino Policristalino
Eficiencia del módulo solar
[%]― ― ― ― 16,00% 14,63%
Potencia de Salida en
Condiciones Estándar [W]65 80 64 60 85 75
Tolerancia [%] ±3 ±5 ― ― +10/-5 ±3
Temperatura de operación
nominal de la célula (NOCT)
[°C]
47±2 47±2 47±2 47±2 47 47±2
Tamaño en volumen[dm3] 36,47 34,49 34,36 37,38 38,08 20,34
Peso [kg] 9,42 8,18 9,56 10,34 8,70 7,03
Precio [€/Wp] 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6
ANEXOS
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Tabla 50. Parámetros de paneles de capa fina normalizados y comparados. Fuente: Elaboración propia.
Fabricante SCHOTT Solar SOLIKER WÜRTH SOLAR Saint-Gobain GE Energy GE Energy GE Energy First Solar
Modelo SCHOTT ASI 86 PV 49 WS 31047 PowerMax Strong 110 GE-CdTe78 GE-CdTe80 GE-CdTe83 FS-385
Tipo de técnologia Silicio Amorfo Silicio Amorfo CIS CIS CdTe CdTe CdTe CdS/CdTe
Eficiencia del módulo solar
[%]― 6,2 ― 10,4 10,8 11,1 11,5 ―
Potencia de Salida en
Condiciones Estándar [W]86 49 80 110 77,5 80 82,5 85
Tolerancia [%] ±5 ±3 ― - 0/+ 5 ±5 ±5 ±5 ±5
Temperatura de operación
nominal de la célula (NOCT)
[°C]
49 49 47±3 40 45 45 45 45
Tamaño en volumen[dm3] 45,84 37,03 20,14 21,99 24,48 23,72 23,00 20,88
Peso [kg] 18,78 23,42 13,60 12,36 14,26 13,81 13,39 12,00
Precio [€/Wp] 0,42 0,42 0,5 0,5 0,56 0,56 0,56 0,56
ANEXOS
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Anexo 3. Cálculo del dimensionado del sistema fotovoltaico
domiciliario de ACCIONA Microenergía Perú
Consumo diario estimado
El consumo diario estimado viene determinado por la carga conectada al
sistema. La carga estimada va a estar compuesta por:
Tres lámparas
Una radio
Un televisor B/N
Para el cálculo del consumo diario estimado (Ec) se va a considerar un tiempo
de uso medio diario, independiente de la estación del año, sólo se va a contemplar el uso
simultáneo de dos de las lámparas existentes. Con ello, el consumo diario estimado (Ec)
es la resultante de la suma de los consumos de los diferentes dispositivos conectados y
se expresa en vatios hora [Wh].
Energía requerida de la batería
El reglamento peruano exige una autonomía de la batería de 2 a 4 días. Se va a
dimensionar para que el sistema pueda cubrir el consumo diario y el de los dos días
siguientes, en caso de no poder generar energía. Para ello se calcula el rendimiento
global de la batería, en el que se incluyen las perdidas del sistema, los días de
autonomía que debe cubrir y la profundidad de descarga máxima de la batería (para no
reducir su vida útil en exceso).
Se considera,
KB= 0,05 (coeficiente de pérdidas por rendimiento de las baterías)
KV= 0,08 (coeficiente de pérdidas varias)
KA= 0,005 (coeficiente de pérdidas por tasa de autodescarga diaria de la batería)
N=2 (número de días de autonomía de la instalación)
DOD profundidad de descarga máxima para no perjudicar la vida útil de las
baterías
Capacidad útil de la batería
Considerando una autonomía del sistema de 2 días y teniendo en cuenta un día
de uso (N+1), la capacidad útil de la batería debe ser:
ANEXOS
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La capacidad nominal depende de la profundidad de descarga máxima que
permita la batería sin repercutir en exceso en su vida útil.
ANEXOS
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Anexo 4. Determinación de la capacidad nominal de la batería: SFD Original
ANEXOS
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Anexo 5. Determinación de la capacidad nominal de la batería: batería LiFePO4
ANEXOS
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Anexo 6. Determinación de la capacidad nominal de la batería: Mejoras Iluminación
ANEXOS
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Anexo 7. Determinación de la capacidad nominal de la batería: mejoras iluminación y dispositivos de consumo
ANEXOS
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Anexo 8. Determinación de la capacidad nominal de la batería: Propuesta de mejora SFD
Dispositivo Consumo [W] UnidadesUso diario
[horas]
Coeficiente
de
simultaneida
d
Energía [Wh]
Iluminación 5 3 4 0,67 40,2
Radio 4 1 6 1 24
Televisor 10 1 3 1 30
TOTAL 94,2
KB KV KA N DOD TOTAL
Rendimiento Global 0,05 0,08 0,005 2 0,8 0,8536875
Energía Diaria Requerida de la
Batería110,34 Wh/día
Energía Diaria Requerida de la
Batería9,20 Ah/día
Capacidad Útil de la Batería 27,59 Ah
9,20 3 0,8 34,48
Carga requerida por el Días de reserva + 1 de uso DoD Máximo Capacidad Nominal de la
sistema diariamente Batería requerida
Amp-horas Amp-horas
Dimensionamiento baterías: Propuesta de mejora
Bibliografía
Página 131 de 133
8 Bibliografía
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