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CASO PRÁCTICO: INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA PARA

CONEXIÓN A RED EN EDIFICACIONES

2 Instalación fotovoltaica para conexión a red en edificaciones.

INDICE

1. PREMISAS DE TRABAJO 3

2. APROVECHAMIENTO DE LA SUPERFICIE 5

2.1. DISTANCIA ENTRE PETO Y PLACAS 5

2.2. DISTANCIA ENTRE PLACAS 6

2.3. SUPERFICIE UTIL 7

3. CONFIGURACION DEL GENERADOR FOTOVOLTAICO 8

4. CALCULO DEL RESTO DE LA INSTALACION 9

4.1. SECCIONES DEL CABLEADO 9

a. Circuitos en DC: entre paneles y paneles-caja de conexión 9

b. Circuitos en AC: Inversor - Caja de acometida. 10

4.2. PROTECCIONES 10

5. ANALISIS ENERGÉTICO 11

5.1. PERDIDAS ENERGÉTICAS DE LA INSTALACIÓN 11

a. Perdidas por suciedad en las placas 11

b. Perdidas por orientación e inclinación 12

c. Perdidas por sombras 12

d. Perdidas por temperatura de la célula 13

e. Perdidas en el cableado en DC y AC 14

f. Perdidas por error en valores de referencia 14

g. Perdidas en el inversor 14

5.2. ENERGIA ANUAL GENERADA 14

5.3. RENDIMIENTO GLOBAL DE LA INSTALACION 15

5.4. PRODUCTIVIDAD FINAL ANUAL DE LA INSTALACION ( YF) 15

6. ANALISIS DE LA VIABILIDAD ECONIMICA DE LA INSTAL ACION 16

6.1. INVERSIÓN 16

6.2. GASTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 16

6.3. FINANCIACION DE LA INSTALACION 16

6.4. INGRESOS 17

6.5. TASA INTERNA DE RENDIMIENTO (TIR) 17

7. TABLA RESUMEN 19

8. BIBLIOGRAFIA Y ENLACES WEB 20


1. PREMISAS DEL TRABAJO

Una empresa de Las Rozas tiene la intención de realizar una instalación fotovoltaica en la azotea de su sede. Disponen de un espacio aproximado de 25 x 8 m con desviación de +15º Sur y 1 m de altura de peto. Te contratan el “Llave en Mano” para este proyecto y te dicen que te pagarán 4 €/Wp instalado por lo que has de optimizar el rendimiento tanto económico como productivo.

Para este proyecto has pensado en usar el modulo SHARP NT175E1 (tabla 1) y el inverso STP 10000 TL del fabricante SMA (tabla 2). Aunque probablemente se pudiera instalar algo mayor, has decidido esta opción puesto que de esta manera será mayor la retribución a percibir según RD 1578/2008. Decidirás que configuración de planta será la optima atendiendo a las especificaciones técnicas del inversor y modulo.

El edificio tiene 7 plantas (3.5 m por planta) y el cuadro de la acometida, que es donde evacuaras la energía, se encuentra en la planta baja. Has de decidir donde instalar el inversor para minimizar las perdidas por los conductores, bien en cubierta, bien en planta baja. Para ello calcularás la sección de dichos conductores para que en la parte de corriente continua no haya más de 0,60 % de pérdidas y en la parte de alterna 0,75 %.

El cliente pide un cálculo de la producción esperada así como un análisis de rentabilidad económica de la instalación.

TABLA 1: MODELO PLACA FOTOVOLTAICA: SHARP NT175E1

Potencia nominal panel PNOM,panel 175 W ANCHO 826 mm

Tolerancia Máxima en la potencia +10/-5 % LARGO 1575 mm

Tensión Máxima del Sistema 1000 V ALTO 46 mm

Tensión de máxima potencia VPMP 35,4 V

Corriente a máxima potencia IPMP 4,95 A

Tensión a circuito abierto VOC 44,4 V

Corriente a cortocircuito ISC 5,4 A Nº células por modulo

72

Coeficiente térmico para VOC -156mV/ºC Tecnología Monocristalino

Coeficiente térmico para ISC 0.053%/ºC Precio 599,9 €

Coeficiente reducción de Potencia -0.485%/ºC

Eficiencia en la conversión del modulo 13,5 %


TABLA 2: MODELO INVERSOR: STP 10000TL

VA

LOE

RE

S D

E

EN

TR

AD

A

Potencia nominal DC PNOM,INV 10,4 kW

Rango de tensiones Entrada A 315 - 800 V

Entrada B 150 - 800 V

Tensión Máxima del inversor VMAX,INV 1000 V

Corriente Máxima de entrada (A/B) IMAX, INV 22A / 11A

VA

LOR

ES

DE

S

ALI

DA

Potencia nominal AC 10 kVA

Tensión Nominal AC 3 / N / PE, 230 / 400

Corriente máxima de salida AC 16 A

Frecuencia de red de CA (ajuste automático)/Rango máximo 50 Hz / 60 Hz / ± 4,5 Hz

Conexión AC TRIFASICO

OT

RO

S

Rendimiento máximo 98 %

Rendimiento Europeo 97,5 %

Refrigeración Opticool

Topología Sin transformador

Factor de potencia 0,8


2. APROVECHAMIENTO DE LA SUPERFICIE

La tipología de instalación que emplearemos estará formada por placas planas monocristalinas fijas a una estructura soporte. Con el fin de reducir las sombras entre placas, estas se colocarán de forma apaisada (con el lado mayor paralelo al suelo). Asimismo para reducir la distancia de la primera fila de placas por sombreado del peto de 1 m, se ha decidido elevar la placa una distancia de 0,539 m. En cuanto a la orientación e inclinación de las placas, se ha elegido los parámetros óptimos esto es:

− α = 0º (orientación al Sur) − β = 34º (inclinación óptima para Las Rozas, según la pagina web PVGIS )

Para poder determinar el espacio útil tenemos que determinar las distancias que debemos guardar entre paneles y entre peto-paneles

2.1. DISTANCIA ENTRE PETO Y PLACAS

Para poder determinar la distancia entre placas y entre el peto y las primeras placas vamos a emplear la misma ecuación:

� = �� + ��

Donde:

− l: es la longitud del panel en su lado vertical o inclinado. En el caso del peto esta será 1 menos la elevación de las placas

− β: es la inclinación de las placas o del peto respecto a la horizontal. En este caso β = 90º

− γmin: es la elevación mínima al mediodía solar. Esta se produce en el solsticio de invierno el 21 de Diciembre.

Para determinar esta elevación mínima sabemos que ф = 40,5º, δ = -23,45 y w = 0 así que la elevación mínima viene dada por:

�� = �� · ��Φ + �� · ��Φ · cos w = cos"� − Φ$ = cos"−23.45 − 40.5$= 0.439

�� = ,��"0,439$ = 26,05

A partir de estos valores obtenemos la distancia mínima:

� = 1 − 0.539�26,05 = 0,9430


Pero esta distancia, es la distancia entre el peto y las primeras placas en la dirección sur. Al tener el peto una orientación de +15º respecto al sur la distancia paralela al peto será inferior:

Así que el pasillo mínimo que tenemos que dejar entre el peto frontal y los primeros captadores es de:

1 = � · cos 15 = 0,943 · ��15 = 0,910 0

En el caso de los petos laterales, esta distancia será aun menor:

1 = � · sen 15 = 0,943 · ��15 = 0,244 0

Sin embargo en el caso de los petos laterales esta distancia la hemos aumentado a 0,8m para las operaciones de mantenimiento.

2.2. DISTANCIA ENTRE PLACAS

Para el cálculo de las distancias entre placas emplearemos la misma fórmula anterior pero con los datos que se indican a continuación.

− l: es la longitud del panel en su lado vertical o inclinado. Es decir l = 0,826 m − β: es la inclinación de las placas o del peto respecto a la horizontal. En este caso

β = 34º − γmin: es la elevación mínima al mediodía solar. Esta se produce en el solsticio de

invierno el 21 de Diciembre. En el apartado anterior ya se calculó γmin = 26,05

� = �� + �� = 0,826��34�26,05 + 0,826��34 = 1,6290


2.3. SUPERFICIE UTIL

Una vez determinadas las distancias mínimas que debemos a guardar y las dimensiones de las placas, utilizando el programa informático autocad hemos determinado el numero de placas que entran en nuestra superficie de 25 x 8 m. A continuación se incluye el plano de planta de la instalación:

Una vez realizado el planeado en el programa autocad hemos obtenido que el número máximo de placas que entran en muestra superficie es de 56 placas fotovoltaicas colocadas de forma apaisada.


3. CONFIGURACIÓN DEL GENERADOR FOTOVOLTAICO

En el apartado anterior hemos determinado que el número máximo de placas que se puede emplear es de 56. A continuación, teniendo en cuenta las características tanto de las placas como de los inversores vamos a determinar la configuración del generador, esto es, el número de ramas en paralelo y el número de placas de cada rama. Para ello, la configuración debe cumplir dos condiciones:

− 4�� 1: 6789 :;,<=> < @A · 6BCB,;D�EF < 67GH :;,<=> → 315 < @A · 35,4 < 800 − 4�� 2: J7GH,<=> ≥ 1,25 · @B · JAL,;D�EF → 22M ≥ 1,25 · @B · 5,4

A continuación vamos a determinar cuál es la configuración que cumpla estas condiciones y su potencia sea máxima:

� CONFIGURACION 56 x 1 (S x P)

− 4�� 1: NOP < 56 · 35,4 = 1982,4 ≮ RSS @T 4UVWXY � CONFIGURACION 28 x 2

− 4�� 1: 315 < 28 · 35,4 = 991,2 ≮ 800 @T 4UVWXY � CONFIGURACION 18 x 3

− 4�� 1: NOP < 18 · 35,4 = 637,2 < 800 4UVWXY − 4�� 2: 22M ≥ 1,25 · 3 · 5,4 = 20,25 4UVWXY

� CONFIGURACION 14 x 4

− 4�� 1: 315 < 14 · 35,4 = 495,6 < RSS 4UVWXY − 4�� 2: 22M ≥ 1,25 · 4 · 5,4 = 27 @T 4UVWXY

Tras la comprobación de varias posibles configuraciones, considerando que se va a emplear un único inversor por reducción de costes, se ha llegado a la conclusión que la configuración que se encuentra dentro de los valores antes indicados es el de 3 ramas en paralelo de 18 placas cada una. El total de placas del generador fotovoltaico es de 54. En el plano siguiente se recoge la disposición de las placas:

El coeficiente de aprovechamiento del terreno es de:

0.826 · 1.575 · 5425 · 8 = 70.25200 = 35%

Una vez determinada las dimensiones podemos conocer su potencia:

W=\C,] = @A · @B · W=\C,;D�EF = 18 · 3 · 175^ = _`PSab


4. CALCULO DEL RESTO DE LA INSTALACION .

4.1. SECCIONES DEL CABLEADO

El cálculo de la sección de dichos conductores debe realizarse de forma que en la parte de corriente continua no haya más de 0,60 % de pérdidas y en la parte de alterna 0,75 %. En el cálculo de las secciones tenemos que distinguir tres circuitos diferentes:

a. Circuitos en DC: entre paneles y paneles-caja de conexión

Como ya hemos indicado en el apartado anterior la instalación estará formada por tres líneas de 18 paneles en serie. Estas tres líneas se juntan en la caja de conexión, de la que parte una única línea hacia el inversor. Ente recorrido se hace en corriente continua. A continuación se detalla un esquema de estas líneas:

Las longitudes de las respectivas líneas son, así como la de la caja de conexión al inversor (consideramos que las perdidas serán inferiores si ubicamos en inversor en la azotea)

− Línea 1: 31m − Línea 2: 36m − Línea 3: 35m − Línea CC-INV: 2m

Para todas estas líneas vamos a emplear la misma sección. Para las líneas en paralelo cogeremos la más desfavorable, es decir la de mayor longitud. La caída máxima, según enunciado, debe ser de 0,6%. Por tanto la sección mínima viene dada por:

c = 2 · X · d · J�De∆6 = 2 · d∆6 · g"J�De · X$ = 2 · 1/580,6% · 18 · 44,4 · "36 · 5,4 + 2 · 16,2$ = 1,6300i

El diámetro comercial más próximo es el de 2,5 mm 2 de sección.


b. Circuitos en AC: Inversor - Caja de acometida.

Este circuito conecta el inversor, situado en la azotea, con el cuadro de acometida situada en la planta baja. Por lo tanto la longitud de este circuito es de: 7 x 3,5 = 24,5 m. En este caso se nos indica que las máximas perdidas permitidas son 0,75 %. La fórmula que nos da la sección mínima en este caso es:

c = √3 · X · d · J�De · ��k∆6 = √3 · 24,5 · 1/58 · 16 · 0,80,75% · 400 = 3,1200i El diámetro comercial más próximo es el de 4 mm 2 de sección.

4.2. PROTECCIONES

De acuerdo al RD 1663/2007, en la instalación hay que incluir una serie de protecciones que nos permitan proteger la instalación y al personal. Las protecciones incluidas serán:

− Interruptor general manual, que será un interruptor magnetotérmico con intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión. Este interruptor será accesible a la empresa distribuidora en todo momento, con objeto de poder realizar la desconexión manual

− Interruptor automático diferencial, con el fin de proteger a las personas en el caso de derivación de algún elemento de la parte continúa de la instalación.

− Interruptor automático de la interconexión, para la desconexión-conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, junto a un relé de enclavamiento.

− Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz, respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um, respectivamente).


5. ANALISIS ENERGÉTICO .

Para poder llevar a cabo un riguroso análisis energético, en primer lugar debemos conocer cuáles son los valores medios mensual y anual de la radiación diaria del lugar en el que vamos a llevar a cabo la instalación. Estos los obtendremos de la página Web de PVGIS. A continuación se detalla dichos parámetros referidos a una superficie horizontal y a una superficie situada en la posición optima. En el caso de Las Rozas, la posición optima es: α = 0 (SUR); β = 34º.

Mes Gdi (0º)

(kWh/m 2dia)

Gdi (0º,34º)

(kWh/m 2dia)

ENE 1,973 3,282

FEB 2,680 3,853

MAR 4,447 5,672

ABR 5,073 5,455

MAY 6,467 6,282

JUN 7,223 6,688

JUL 7,338 6,950

AGO 6,453 6,747

SEP 4,944 5,952

OCT 3,356 4,662

NOV 2,105 3,310

DIC 1,576 2,594

AÑO 4,480 5,129

5.1. PERDIDAS ENERGETICAS EN LA INSTALACION

Las pérdidas que se producen en la instalación son

− Perdidas por suciedad en las placas − Perdidas por orientación e inclinación − Perdidas por sombras − Perdidas por temperatura de la célula − Perdidas por cableado en AC y CC − Perdidas por error de valores de referencia − Eficiencia del inversor

a) Perdidas por suciedad en las placas

Estas pérdidas por suciedad pueden ir desde el 0% después de una lluvia hasta el 8% cuando hay mucha suciedad acumulada. Para nuestro cálculo tomaremos un valor del 3% considerando que se realizaran operaciones de limpieza periódicamente. Psuc = 4%


b) Perdidas por orientación e inclinación.

En nuestro caso la instalación del generador fotovoltaico se ha llevado a cabo colocando los paneles orientados en la posición óptima, es decir: α = 0 (SUR); β = 34º. Por lo que las perdidas por orientación e inclinación son nulas: Ppos = 0%

c) Perdidas por sombras.

La distancia mínima a la que se ha colocado los paneles entre ellos y con el peto perimetrales, aseguraba que no se producirían sombras al mediodía del solsticio de invierno, cuando el sol se encuentra más bajo. Sin embargo en los paneles se pueden producir sombras por el peto y por otros paneles, en otros momentos del día. Para poder calcular las pérdidas por sombras, tomaremos como referencia el panel más desfavorable, es decir un panel central. Para el cálculo emplearemos las herramientas del CTE:

Línea de paneles delanteros

Peto lateral

Paneles laterales

Peto lateral

Paneles laterales


Las perdidas por sombreado se determinan en función del porcentaje de regiones sombreadas y los coeficientes de contribución a la irradiación solar global anual que incide sobre la superficie de estudio. Estos coeficientes se obtienen a partir de unas tablas recogidas en el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a la Red. En el caso de α = 0 (SUR); β = 34º, emplearemos la tabla V-1:

Las perdidas por sombreado son:

WA:�l"%$ = 0,25 · "M7 + M8 + m9 + m10$ + 0,5 · "m11 + m12$ + 0,75 · "M9 + M10 + 113 + 114$ WA:�l"%$ = 0,25 · "1 + 0,98 + 0,41 + 0,42$ + 0,5 · "0,01 + 0,02$ + 0,75 · "0,13 + 0,11 + 0,03+ 0,02$

nopqr"%$ = S, _NP%

d) Perdidas por temperatura de la célula.

Para determinar las pérdidas por temperatura de la célula se emplean las siguientes formulas:

sL = s� D�l + "sT@4 − 20$ · t800

WuE�;"%$ = sv · "25 − sL$

Para las células que hemos empleado, los datos técnicos que el fabricante nos ha proporcionado son:

− TONC: 47ºC − Tk: -0,485 %/ºC − G: Irradiancia. Este valor lo obtendremos de la pagina web de PVGIS Esta

página te da los valores de irradiancia en un determinados momentos del día de cada mes. Nosotros tomaremos la media entre los valores de irradiancia dos horas antes y dos horas después del mediodía solar.

A continuación recogemos una tabla en la que se incluyen los resultados para cada mes, así como las pérdidas totales:


Mes Irradiancia

G (W/m2)

Tamb Tcelula Ptemp

ENE 484,6 6 22,4 -1,28

FEB 533,2 8 26,0 0,48

MAR 729,1 11 35,6 5,14

ABR 656 13 35,1 4,92

MAY 731,5 18 42,7 8,58

JUN 781,8 23 49,4 11,83

JUL 828,1 28 55,9 15,01

AGO 834,8 26 54,2 14,15

SEP 770,2 21 47,0 10,67

OCT 639,4 15 36,6 5,62

NOV 489 11 27,5 1,21

DIC 393,2 7 20,3 -2,29

e) Perdidas en el cableado en DC y AC.

Estas pérdidas ya se nos incluían en el enunciado:

PDC = 0,6 % Pcableado = 1,35%

PAC = 0,75 %

f) Perdidas por error en valores de referencia

Estas pérdidas se estiman en torno a un 3%

Perror = 3%

g) Perdidas en el inversor

El fabricante del inversor STP 10000TL nos indica que el rendimiento europeo del inversor que se va a emplear es de 97,5 %. Por lo tanto las pérdidas en el inversor son de:

Pinv = 2,5%

5.2. ENERGIA ANUAL GENERADA

Una vez tenemos todas las pérdidas que se producen en la instalación podemos determinar cuál va a ser la producción energética total.

Ywx = ty · @y · zW=\C,] tx{C| } · "100 − ~�,��100 $


Mes Gdi (0º,34º)

(kWh/m 2dia)

Número de días

Perdidas en la

instalación (%)

Ep,mes (kWh/mes)

ENE 3,282 31 10,50 860,49

FEB 3,853 28 12,27 894,43

MAR 5,672 31 16,93 1380,31

ABR 5,455 30 16,70 1288,18

MAY 6,282 31 20,36 1465,56

JUN 6,688 30 23,61 1448,35

JUL 6,950 31 26,79 1490,46

AGO 6,747 31 25,93 1463,93

SEP 5,952 30 22,45 1308,54

OCT 4,662 31 17,40 1128,08

NOV 3,310 30 13,00 816,40

DIC 2,594 31 9,49 687,79

AÑO 5,129 14232,51

La energía anual producida por la instalación es de 14232,50 kWh/año

5.3. RENDIMIENTO GLOBAL DE LA INSTALACION

Una vez determinada la producción anual el rendimiento global de la instalación puede determinarse a partir de la ecuación

W� = YwxtD · zW=\C,] tx{C| }

Donde:

− EAC: Energía anual en alterna, que entrega el sistema a la red (kWh/año) − Ga: Radiación solar anual recibida por el generador (kWh/m2·año) − PNOM,G: Potencia nominal del generador (kWp) − GCEM: irradiancia en CEM de 1 kW/m2

W� = 14232,515,129 · 365 · �9,450 1� � = 0,804 Por lo que el rendimiento global de la instalación es del 80,4%

5.4. PRODUCTIVIDAD FINAL ANUAL DE LA INSTALACION ( YF)

��,Dñ: = Y]{={�w�w,Dñ:W=\C,] = 14232,51 �^ℎ9,450 �^~ = OPS� �a�/�ab


6. ANALISIS DE LA VIABILIDAD ECONIMICA DE LA INSTAL ACION

A continuación se va a realizar un estudio económico-financiero sobre la viabilidad del proyecto de esta instalación y su implantación en el mercado.

Se hará teniendo en cuenta, y analizando factores tales como la inversión a realizar e ingresos y gastos que se prevén en funcionamiento de la industria.

6.1. INVERSION

Según el enunciado inicial, el coste de la instalación se fijará en 4€/Wp instalado. La potencia de nuestro generador fotovoltaico es de 9450 Wp, por lo que la inversión en € a realizar es de:

J = 4 € ^~⁄ · 9450 ^~ = N�RSS €

6.2. GASTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Los gastos de operación y mantenimiento de la instalación fotovoltaica en el primer año ascienden a 367,5 €.

6.3. FINANCIACION DE LA INSTALACION.

El proyecto estará financiado por medio de los siguientes créditos:

• Capital propio 20% de la inversión total:

20% de 37.800,00 € = 7.560,00 €

• Préstamo de entidad bancaria por el 80% de la inversión total:

80% de 37.800,00 € = 32.240,00 €

El préstamo se pagará en 10 años a un interés variable (EURIBOR+1 = 1,26+1) 2,26%, más una comisión de apertura del 0,5% y gastos de notaría del 0,6%.

La anualidad vendrá dada por la fórmula siguiente:

= , · � · "1 + ,$u"1 + ,$u − 1

Donde:

• c: préstamo··························32.240,00 € • t: periodo de pago··················10 años • r: interés del préstamo············ 2,26%

= , · � · "1 + ,$u"1 + ,$u − 1 = 0.0226 · 32240,00 · "1 + 0,0226$��"1 + 0,0226$�� − 1 = N. �NR, O� €


6.4. INGRESOS

Los ingresos anuales están en función de la producción energética esperable, aplicándole una tarificación por producción fijada por el RD 1578/2008. Dicho Real Decreto establece que:

La producción eléctrica estimada en nuestra instalación, teniendo en cuenta posibles pérdidas de la misma, asciende a 14.232,50 kWh/año. Los ingresos medios serán:

J�,�� = Y;,Dñ: · �� /i�� = 14.232,50 · 0,34 = `. RN_, SP €/�ñp

6.5. TASA INTERNA DE RENDIMIENTO (TIR)

El interés “i” de actualización de los flujos de caja que hace que el VAN sea cero, recibe el nombre de tasa de rendimiento (T.I.R)

El TIR es la rentabilidad del proyecto, y su finalidad es la de averiguar cuál es el interés que obtiene el empresario por invertir su dinero en el proyecto. Esto se debe, a que si el interés resultante fuera cercano al “i” no interesaría la inversión en este proyecto y si λ<i, el proyecto no es viable.

Para este cálculo recurrimos a la expresión heurística:

6M@ = g ��"1 − sJ�$�i�

�� − J� = 0

Donde:

• I0: inversión • Q: flujo de caja

A continuación vamos a pasar a calcular los flujos de caja en los 25 primeros años:

o Flujo de caja durante el 1º año :

• Ingresos ·······························································4.839,05 €

• Gastos

− Gastos anuales··················································367,5 €

− Anualidad·····················································3.638,16 €


− Apertura de crédito···············0.5% de 32.240,00 € = 161,2 €

− Gastos de notaria·················0,6% de 32.240,00€ = 193,44€

• Flujo de caja ···························································· 478,75€

o Flujo de caja durante el 2º al 10º año :

• Ingresos ·······························································4.839,05 €

• Gastos

− Gastos anuales··················································367,5 €

− Anualidad·····················································3.638,16 €

• Flujo de caja ···························································· 833,39 €

o Flujo de caja durante el 11º al 25º año :

• Ingresos ·······························································4.839,05 €

• Gastos

− Gastos anuales··················································367,5 €

• Flujo de caja ························································· 4.471,55€

Para determinar el TIR emplearemos las tablas de Excel que nos proporcionan fácilmente el valor del TIR

6M@ = g ��"1 − sJ�$�i�

�� − J� = 0 → �� = OR%


7. TABLA RESUMEN

CONCEPTO DATOS INSTALACION

Potencia del Generador (kWp) 9,450

Vida Útil (años) 25

Productividad de la instalación Y F (kWh·año/kWp) 1.506

Generación eléctrica neta anual (kWh) 14.232,51

Precio de venta de la electricidad (€/kWh) 0,34

Inversión (€) 37.800

Pago inicial del titular (20%), (€) 7.560

Préstamo bancario (80%), (€) 30.240

Préstamo bancario (€) (10 años, i=2,26%) 3.638,16

Ingresos anuales (€) 4.839,05

Gastos O y M, (€) 367,5

TIR a 25 años (%) 18 %


8. BIBLIOGRAFIA Y ENLACES WEB EMPLEADOS

• Manual del usuario “Energía solar fotovoltaica”

• Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS ).

• http://www.wikipedia.org

• RD 1663/2000

• RD 661/2007

• RD 1578/2008

• http://www.ujaen.es/

- Application ORIENSOL

• Catalogo ABB

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