Instalaciones generadoras fotovoltaicas en baja tensión: problemática y cálculo de la producción de energía

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Photovoltaic generating facilities in low voltage: problems and calculation of energy production

RESUMEN

Este artículo se dedica, por una parte, a dar a conocer los tipos de instalaciones generadoras fotovoltaicas en baja tensión y su problemática actual y, por otra parte, a explicar los pasos que seguir para obtener, de una forma lo más eficaz posible, los datos de la producción de energía eléctrica generada por una instalación solar fotovoltaica. El cálculo de la producción energética se obtiene a partir de los datos facilitados por el atlas solar de la zona. A la producción obtenida se le aplicará un coeficiente reductor en función de las pérdidas de producción previstas, el cual se calculará en detalle al objeto de obtener un valor lo más próximo posible a la realidad.

Recibido: 24 de octubre de 2013
Aceptado: 2 de febrero de 2014

Palabras clave
energía fotovoltaica, electricidad, energía, cálculos

ABSTRACT

This article focuses on the one hand on giving out the types of photovoltaic generating capacity and partly on explaining the steps to obtain, in a most efficient way, the production data electricity generated by a solar PV installation. The calculation of energy production is obtained from data provided by the solar atlas of the area. A production obtained was subject to a reduction coefficient based on estimated production losses, which is calculated in detail in order to obtain a value as close as possible to reality.

Received: October 24, 2013
Accepted: February 2, 2014

Keywordssolar photovoltaic energy, electricity, energy, calculations


Introducción

La idea de partida a la hora de realizar este artículo era demostrar que el autoconsumo fotovoltaico en determinados casos de autoconsumo íntegro enfocado en industrias y comercios era una oportunidad de negocio para empresas y, para ello, se realizó un estudio de rentabilidades de este tipo de instalaciones justificado en hojas de cálculo, pero se dejó finalizado y aparcado (véase blog del autor) después de conocerse el Real Decreto Ley 9/2013 que reforma el mercado eléctrico y penaliza el autoconsumo de electricidad.

Normativa y tipos de instalaciones fotovoltaicas

El Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (RD 842/2002) en su ITC-BT-40 trata las instalaciones generadoras, las destinadas a transformar cualquier tipo de energía no eléctrica en energía eléctrica, de baja tensión y define dos conceptos:

– Red de distribución pública: redes que pertenecen o son explotadas por empresas cuyo fin principal es la distribución de energía eléctrica para su venta a terceros.

– Autogenerador empresa que, subsidiariamente a sus actividades principales, produce, individualmente o en común, la energía eléctrica destinada en su totalidad o en parte, a sus necesidades propias.

La ITC-BT-40 define 3 tipos de instalaciones generadoras:

a) Las instalaciones aisladas de la red eléctrica, que permiten ofrecer un servicio en corriente continua o en corriente alterna (equivalente a la red eléctrica). En un principio se utilizaron en emplazamientos donde la red eléctrica no llegaba (como casas de montaña aisladas), pero ahora se aplica más cuando el coste de mantenimiento e instalación de las líneas de suministro general no es rentable.

b) Instalaciones solares fotovoltaicas asistidas. Se trata de sistemas fotovoltaicos que dan servicio a consumos que, a su vez, cuentan con suministro de la red de distribución y que, además, podrían estar apoyados por otros generadores (grupos electrógenos, aerogeneradores, etcétera). La red de distribución y los generadores, incluido el sistema fotovoltaico, nunca podrán abastecer los consumos simultáneamente. Para impedir la conexión simultánea de ambas, se deben instalar los correspondientes sistemas de conmutación de líneas. Generalmente, la prioridad de uso la tendrá la energía producida por la instalación solar fotovoltaica, que podría contar con acumulación eléctrica. Estas instalaciones tienen conexión física con la red eléctrica de distribución, pero sin trabajar en paralelo con ella.

c) Instalaciones generadoras interconectadas. Son aquellas que están, normalmente, trabajando en paralelo con la red de distribución pública (máximo 100 kW en BT).

Posteriormente, el Real Decreto 1699/2011 establece los procedimientos de autorización y las condiciones técnicas para su conexión a red. Este RD define las instalaciones interconectadas como:

1. Conectadas directamente. Es la conexión a red clásica, por ejemplo en el caso de que se pretenda vender toda la producción eléctrica a la compañía distribuidora (figura 1).

2. Conectadas a través de una red interior que podrá verter la energía producida y no consumida instantemente a la red (figura 2). La conexión se situaría entre el contador de la instalación de consumo y la CGMP, con un único contador bidireccional que registraría los flujos de energía con la compañía distribuidora. Las instalaciones con esta última configuración son comúnmente conocidas como instalaciones de producción de energía eléctrica para consumo propio, o autoconsumo.

a) Autoconsumo parcial. Parte de la energía eléctrica que se produce no se consume en la red interior y se vuelca a la red de distribución. Son las instalaciones conectadas a través de una red interior que puede verter el excedente de producción de energía eléctrica a la compañía distribuidora.

b) Autoconsumo total. La energía eléctrica que se produce se consume íntegramente. Son las instalaciones conectadas a través de una red interior que no verterá la energía producida y no consumida instantemente a la red.

Las instalaciones para autoconsumo son las que están proliferando más en la actualidad, ya que en enero de 2012 el Real Decreto Ley 1/2012 suspendió la prima fotovoltaica. Actualmente, ya no tiene sentido que las nuevas instalaciones que se realicen solo generen, pues el precio de venta es muy bajo y han dejado de ser económicamente rentables. Por tanto, al menos hasta julio de 2013 interesaba el autoconsumo.

También el Real Decreto 1699/2011 en su artículo 11 establece que en las instalaciones interconectadas no se puede instalar ningún equipo de acumulación (baterías).

En este momento vale la pena indicar que hasta la fecha de hoy las interconexiones a la red de distribución se realizan de forma diferente según cada compañía distribuidora eléctrica. Pues cada distribuidora presenta a los diferentes Gobiernos unos esquemas eléctricos y una serie de armarios eléctricos basados todos en el REBT y que, posteriormente, son homologados por el BOE o diarios oficiales de las diferentes comunidades autónomas. En las figuras 1 y 2 se indican unos modelos homologados a fecha de hoy por Fecsa-Endesa.

En la nueva guía de la BT-40 del REBT publicada en septiembre de 2013, se menciona otro modelo de instalación interconectada que sería la que puede funcionar en modo separado y sería la que ante la eventualidad de la desconexión de la red, el control del generador deberá garantizar que primero se desconecta el generador de la red y, después, se pone en modo de funcionamiento separado, antes de conectarse a las cargas.

Para la conexión a la red, el generador primero deberá desconectar las cargas, ponerse en modo de funcionamiento interconectado y sincronizarse con la red, todo ello antes de conectarse a ella. Hay que tener en cuenta que en estos casos puede ser obligatorio que el interruptor de acoplamiento deba llevar un contacto auxiliar que permita desconectar el neutro de la red de distribución pública y conectar a tierra el neutro de la generación cuando esta deba trabajar independiente de aquella.

Determinar la producción prevista para la instalación fotovoltaica

Para calcular la producción de energía eléctrica pondremos el ejemplo de una instalación solar fotovoltaica ubicada en el tejado de un hipermercado de nueva construcción de 9.000 m2. Vale la pena recordar que según el Código Técnico de la Edificación (CTE) es obligatoria la realización de una instalación fotovoltaica si el hipermercado tiene una superficie construida superior a 5.000 m2. Para determinar la potencia mínima que debe tener la instalación, aplicaremos la fórmula actualizada que determina el CTE en su Documento Básico HE5 según Orden FOM/1635/2013, publicada en el BOE 219 el jueves 12 de septiembre de 2013. La potencia nominal mínima que instalar se calculará mediante la siguiente fórmula:

P (kW) =C x (0,002 · S- 5)

en la que P es la potencia nominal que instalar [kW]; C, el coeficiente definido en el CTE en función de la zona climática donde se ubica la instalación, en nuestro caso Badalona. En Badalona la radiación solar global media diaria anual está en el límite superior de la zona climática II (zona 2, B=1,1) y S es la superficie construida del edificio en m2 (9.000). Aplicando dicha fórmula se determina que la potencia nominal de la instalación deberá ser superior a 14,3 kW. Por lo que podemos considerar para nuestro estudio la instalación que se aprecia en cualquiera de los esquemas eléctricos de las figuras 1 y 2. Se trataría de una instalación de 15 kW de potencia nominal, compuesta por un inversor trifásico de potencia 15 kW (por ejemplo el modelo STP15000TL de la firma SMA) que se puede configurar con 73 módulos de 240 Wp (por ejemplo el modelo A-240P de la firma Atersa), lo que supone un campo fotovoltaico de 17,52 kWp. La instalación de los módulos se realizará en el tejado del edificio. En nuestro caso, suponemos que la fachada del edificio tiene una orientación al sudeste y desvía del sur un ángulo de 25 grados. Por normativa municipal la disposición de los módulos debe estar alineada con los ejes principales del edificio. La orientación del edificio tiene un azimut (ángulo de desviación con respecto a la dirección Sur) de -25 grados. Los paneles fotovoltaicos se montarán con una inclinación de 30 grados para obtener la máxima producción anual.

El cálculo de la producción energética de nuestra instalación se obtiene a partir de los datos facilitados por el atlas solar de Cataluña realizado por el Instituto Catalán de la Energía (Icaen). A la producción obtenida se le aplicará un coeficiente en función de las pérdidas de
producción previstas, el cual se calculará
en detalle al objeto de obtener un valor
próximo a la realidad.

Los valores más próximos a los de
nuestra instalación que podemos encontrar
en el atlas solar de Cataluña se observan
en la tabla 1, Los valores de producción
reales serán un pelín superiores, pues
nuestro desvío respecto del sur será de
25 grados y no de 30 grados.

Según los datos obtenidos en el atlas
solar de Cataluña, la producción de energía
anual es aproximadamente de 17,25 MJ/m2/día. Sabemos que 1 kWh es igual a 3,6 MJ (3,6 x106J). Por tanto, podemos calcular la producción en kWh (17,25 / 3,6) y obtenemos 4,792 kWh/m2/día. A partir de aquí obtenemos la produción diaria de 83,95 kWh/día (4,79 x17,52) y multiplicando por 365 días obtenemos la anual, que serán unos 30.640 kWh anuales. El detalle de la producción anual se refleja en la tabla 2.

Otra forma de ver el cálculo es a partir de las horas sol pico (HSP), que podemos definir muy por encima como la integración de toda la radiación que se produce en un día típico, equiparándola a un número determinado de horas en las cuales los módulos estarían produciendo a su potencia nominal. Técnicamente se define como las horas que resultan de dividir la energía incidente por unidad de superficie a lo largo de un día típico entre el valor de potencia estándar de 1.000 W/m2, que es el que utilizan los módulos
para calibrar su potencia nominal.

Las HSP son el equivalente a las horas
del día en que la instalación produce a su
potencia nominal, es decir, que los módulos
reciben una radiación de 1.000 W/m2.
Por tanto, las podemos calcular dividiendo la producción 4,79 kWh/m2 entre 1.000 W/m2 y obtenemos las HSP. En
este caso serán de 4,79 h. Estas horas son
la media de todo el año, en verano serán
más horas y en invierno menos.

La potencia del generador es de 17,52
kWp. Si la multiplicamos por las HSP
(4,79 h) que hay en un día obtenemos la
producción de un día 83,92 kWh. Como
en un año hay 365 días, si lo multiplicamos
por la producción de un día obtenemos
la producción anual que será
de, aproximadamente, 30.645 kWh
anuales.

Estimación del coeficiente de pérdidas energéticas

En condiciones óptimas en toda instalación
solar fotovoltaica hay unas pérdidas
en torno al 25-30%. Los motivos
son diversos y estan indicados en la
figura 3.

Pérdidas por conexionado de módulos

Las pérdidas por conexionado de los módulos (Lmistmach) se producen porque al conectar los módulos para formar un string o serie se producen unas pérdidas resultantes de la conexión en serie de diferentes módulos. La potencia de dos módulos en serie es inferior a la suma de las potencias de ambos módulos por separado. Se debe procurar que todas las series estén formadas por módulos de iguales características, los fabricantes en los ensayos que realizan de cada panel ya los catalogan. En nuestro caso, las pérdidas por conexionado de los paneles (Lmistmach) las estimaremos en un 2%.

Pérdidas angulares y espectrales

Las pérdidas angulares y espectrales (La+e) son las más dificiles de evaluar y cuantificar, pues el módulo recibirá una irradiación y un espectro solar diferente al empleado en condiciones ideales de radiación de 1.000 W/m2 y AM 1,5 G utilizado para su calibración. Igualmente, la incidencia de la luz solar variará de la perpendicular produciendo unas pérdidas por incidencia oblicua de los rayos solares debido a la reflexión sobre el cristal del módulo. Las pérdidas angulares y espectrales (La+e) las estimaremos en un 3%.

Pérdidas por temperatura

Las pérdidas más importantes son las que se experimentan por temperatura (LTºC). Nuestro módulo A-240P experimenta unas pérdidas de potencia por temperatura de 4,3% por cada 10 ºC de aumento de temperatura de operación, por lo que las podemos cuantificar utilizando una hoja de cálculo como la que se aprecia en la tabla 3. La temperatura de trabajo de una célula viene dada por la fórmula:


Donde:

– TC es la temperatura de la célula en ºC.

– Ta, la temperatura ambiente.

– G, la irradiancia en W/m2.

– TONC, la temperatura de operación nominal de la célula en condiciones estándar de operación (no de medida STC). Irradiancia de 800 W/m2, Tamb 20 ºC y velocidad del viento 1 m/s.

Aplicando los datos TONC del fabricante del módulo fotovoltaico, la radiación del sol en las horas en que el inversor puede trabajar y la temperatura media en las horas de sol en la fórmula indicada obtenemos la temperatura media a la que trabajará la célula cada mes del año.

De aquí deducimos el rendimiento de los paneles fotovoltaicos en función de la temperatura. Estecálculo serealiza enla tabla 3. Podemos apreciar que el rendimiento de los paneles fotovoltacios será menor en el mes de julio, pues será del orden del 91%. También podemos observar que en el mes de diciembre la producción en las horas de sol será mayor, pues el rendimiento de los paneles fotvoltaicos será de, aproximadamente, un 2% por encima del nominal.

Pérdidas por sombreado

El procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del Sol. Los pasos que hay que seguir son los siguientes:

– Obtención del perfil de obstáculos: Localización de los principales obstáculos que afectan a la superficie, en términos de sus coordenadas de posición azimut y elevación (ángulo de inclinación con respecto al plano horizontal). Se realiza el cálculo desde diferentes posiciones del campo fotovoltaico y se registran las peores condiciones para el estudio. Para realizar esta medida con precisión utilizaremos un teodolito y para realizarla de forma aproximada existen otros instrumentos como el inclinómetro.

– Representación del perfil de obstáculos: Se realiza la representación del perfil de obstáculos en el diagrama de la figura 4, en el que se muestra la banda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año, válido para localidades de la península Ibérica y Baleares (para las Islas Canarias el diagrama debe desplazarse 12 grados en sentido vertical ascendente). Dicha banda se encuentra dividida en porciones delimitadas por las horas solares (negativas antes del mediodía solar y positivas después de este) e identificadas por una letra y un número (A1, A2…, D14). En nuestro caso el único obstáculo es un edificio existente al oeste, el cual visto desde diversos puntos del campo fotovoltaico tiene una inclinación media de 30 grados. El edificio en cuestión comienza a sombrear el campo fotovoltaico en el peor de los casos a partir de las +4 horas solares.

En el apéndice del anexo III del Pliego de Condiciones Técnicas (PCT) de Instalaciones Conectadas a Red de Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica publicado por el IDAE, se incluyen una serie de tablas que se refieren a distintas superficies caracterizadas por la inclinación (β) y orientación (α). Debe escogerse aquella que resulte más parecida a la superficie en estudio, en nuestro caso la V-4.

Aplicando los valores obtenemos las pérdidas por sombreado. Las pérdidas por sombreado (porcentaje de irradiación global incidente anual) serán del orden del:

0,5×A10+B10+C10+0,75×D10+ B12+ +C12+ D12+ D14 =

0,5×0,18+0,71+0,88+0,75×2,26+ +0,06+0,32+1,17+0,22 = 5%

De momento vemos que las pérdidas por sombreado serán inferiores al tope exigido por el CTE del 10%. A la hora de hacer la disposición de módulos mejoraremos estas pérdidas, pues el inversor dispone de dos canales de entrada independientes para cálculo del punto de máxima potencia. Vale la pena comentar que las pérdidas de inclinación, orientación y sombreado totales están por debajo del 8% y cumplen lo indicado en el CTE sobre que deben ser inferiores al 15%.

Pérdidas por polvo y suciedad

Estas pérdidas están en función de la zona, por ejemplo si es un polígono industrial con zona de fabricas que desprenden humos o es una zona muy transitada por camiones, etc. En estos casos se eligirá un valor alto entre 3,5% y 5%. En otras situaciones más normales sin este tipo de problemas, lo normal es elegir un valor entre el 2% y el 3%. También hay que tener en cuenta el mantenimiento de la limpieza que se realice de los paneles. En nuestro caso, que estamos al lado de una carretera muy transitada, consideraremos la situación peor y las pérdidas por polvo y suciedad (Lp+s) las estimaremos en un 5%.

Otras pérdidas que tener en cuenta

Las pérdidas por no cumplir la potencia nominal del módulo y pérdidas por degradación con el tiempo (Lnom) las estimaremos en el 3% (son en función del panel elegido), las pérdidas por caída de tensión en cables (Lcables) 1,5% (son en función de la sección de los cables), las pérdidas por rendimiento del inversor 3% (son función del tipo de inversor en nuestro caso sin transformador y es un dato que nos da el fabricante del inversor), las pérdidas por trabajar fuera de la zona de rendimiento en el punto de máxima potencia (LMPP) del inversor del 4% (son en función del voltaje al que trabajaran las series de strings) y, finalmente, por falta de disponibilidad por mantenimiento (Ldispo) un 1% (son en función del tiempo que no funcione la instalación por defecto técnico u otras causas). Aquí debemos recordar que se recomienda prever un diferencial (nunca del tipo AC) rearmable a pie de inversor, ya que el diferencial es la principal causa de fallo en este tipo de instalaciones. En la tabla 4 se realiza un cálculo estimativo de las pérdidas previstas en nuestra instalación para cada mes del año.

Aplicando las fórmulas indicadas anteriormente en una hoja de cálculo Excel como la indicada en la tabla 5, obtenemos la producción estimada de la instalación fotovoltaica, que, en este caso será de 22.195 kWh anuales.

En el mercado podemos encontrar diferentes programas que sirven para calcular la energía generada en (kWh) al año en una instalación solar fotovoltaica. Un programa que se suele utilizar para el cálculo rápido es el PVGIS que se puede encontrar en la siguiente dirección web: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php

Aplicando los datos de nuestra instalación podemos comprobar que la producción anual estimada considerando unas pérdidas globales del 27,5% sería de unos 22.900 kWh. Este valor de producción obtenido a partir de datos generalistas es muy útil para saber de forma rápida por dónde pueden ir los calculos, pero no es una herramienta adecuada para hacer un estudio serio de la rentabilidad de la instalación.

Solar radiation database used: PVGIS-CMAF

Nominal power of the PV system: 17,5 kW (crystaline silicon). Estimated losses due to temperature: 8% (generic value for areas without information or for PV modules with unknown temperature dependence). Estimated loss due to angular reflectance effects: 2,7%. Other losses (cables, inverter etc.): 19,0%. Combined PV system losses: 27,5%

Conclusión del estudio y estado actual del sector fotovoltaico en España

Sin ningún tipo de duda, el cálculo de producción de energía de nuestra instalación obtenido con nuestras hojas de cálculo será un valor mucho más real que el obtenido con PVGIS a partir de datos generalistas, pues en nuestras hojas de cálculo hemos personalizado la instalación, el inversor, el módulo, etc.

Vale la pena comentar que en una situación óptima sin sombras y disminuyendo a un 4% la afectación por suciedad en los paneles fotovoltaicos se podría llegar a una producción anual de 23.800 kWh anuales. Debemos decir que la ubicación, la orientación y las sombras sobre los paneles son muy importantes, ya que si hubiéramos considerado que la instalación se ubicara en Tarragona con una orientación de azimut 0 grados, es decir, perfectamente encarada a sur, con módulos inclinados 30 grados y sombras del 1%, según el atlas solar de Cataluña se obtendría una radiación de 18,64 MJ/m2/día y siguiendo el mismo procedimiento aplicado anteriormente obtendríamos una producción anual de 24.171 kWh.

El dato de producción realista obtenido nos será de extrema importancia a la hora de estimar la tasa interna de rentabilidad (TIR) y el valor actual neto (VAN) que tendrá nuestra inversión. Hasta julio de 2013 en situaciones de autoconsumo íntegro en industrias y comercios las rentabilidades parecían interesantes estaban entorno al 11%, pero con el nuevo RD está por ver si el autoconsumo íntegro continuará siendo rentable en el futuro y si las empresas que hicieron su inversión en 2012 y 2013 la podrán amortizar.

Estado del sector fotovoltaico en España

El autoconsumo es la posibilidad de consumir instantáneamente la energía eléctrica generada por una instalación foto-voltaica, produciendo un ahorro en la adquisición de dicha energía a la compañía distribuidora. En aquellos momentos en los que la producción de la instalación supera el consumo, se generarían unos excedentes de energía eléctrica que pueden verterse o no a la red. Actualmente, el Gobierno está analizando la posibilidad de que los excedentes volcados a la red eléctrica generen un derecho que permita compensarse con la electricidad suministrada por la compañía distribuidora, es decir, compensar el excedente con el déficit es el denominado balance neto, pero a día de hoy las perspectivas no son buenas, pues con la nueva propuesta de Real Decreto de julio de 2013 se proponen unas condiciones que impedirán totalmente su desarrollo. El nuevo real decreto que, por cierto, ha sido muy criticado por la CEE, penaliza las energías renovables principalmente porque:

a) Baja el precio del kWh y sube el precio del término de potencia.

b) Impone un peaje de respaldo cobrando un canon por la energía solar.

Por todo ello en un principio será más caro elautoconsumo queelsuministro habitual. Por tanto, si nada lo remedia dejará de ser rentable el autoconsumo íntegro.

Las perspectivas de futuro para el autoconsumo fotovoltaico parecían muy buenas a principios de 2013, pues salía rentable la instalación sin ningún tipo de prima ni de subvención. Como el precio de la factura de la luz había subido tanto en los últimos años, resultaba que se había llegado a la paridad con la red, es decir los precios decostedeuna instalaciónfotovoltaica eran ligeramente inferiores a los de comprar la electricidad a la empresa distribuidora. Un balance neto sin peajes hubiera estimulado la economía del sector fotovoltaico (sobre todo de la pequeña empresa), quién sabe a qué niveles. A partir de julio de 2013 con el RD la perspectivas cambiaron y en 2014 se han visto confirmadas, pues en la factura eléctrica se ha aumentado el coste del término de potencia y ha bajado el coste del kWh. La estocada definitiva la dará el famoso peaje eléctrico que hay que pagar por estar la instalación conectada a la red. Humorísticamente será algo así como pagar un porcentaje (peaje) a la cafetería que está debajo de tu casa cada vez que te tomas un café en casa, solo por el hecho de que esté disponible para cuando a ti te apetezca ir a tomar un café pagando. Esperemos que gracias al ímpetu de las pocas empresas españolas vivas que todavía quedan se pueda seguir trabajando en el sector aunque a una escala reducida. Si el autoconsumo deja de ser interesante es posible que la alternativa sean las instalaciones asistidas, sobre todo si se consiguen baterías más económicas, ligeras y duraderas.

Lo que es más sorprendente es que Gobiernos como Alemania, Italia, Bélgica, EE UU, Japón y Brasil remen a favor de las renovables y el nuestro no. En nuestro caso parece ser que el verdadero problema es que las compañías eléctricas (que se privatizaron en la década de 1990) están muy endeudas si no tanto por el llamado déficit de tarifa, por el exceso de oferta, que es de tres veces el consumo. Esto implica unos costes de generación muy elevados. Se han construido multitud de centrales generadoras, sobre todo de gas de ciclo combinado. Estas centrales son caras y se deben pagar. En su día se realizaron previniendo un aumento del consumo eléctrico que no se ha producido. En los últimos tres años se ha reducido el consumo.

De todas formas, un gas y un petróleo caro favorecen el interés de los Gobiernos poco ecologistas por las energías renovables. En los últimos años su precio ha estado bajo, pero por suerte para las renovables, son productos finitos y, en consecuencia, volverán a subir de precio. La recuperación llegará y esperemos que cuando suba la demanda mundial los precios se estabilicen y se cree un ecosistema más sano para los supervivientes.

Bibliografía

BOE (2002). Real Decreto 842/2002 de 2 de agosto. Por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT). ITC-BT40.

BOE (2011). Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia (fotovoltaica hasta 100 kW). Disponible en Internet

http://www.boe.es/boe/dias/2011/12/08/pdfs/BOE-A-2011-19242.pdf

BOE (2012). Real Decreto Ley (RDL) 1/2012, de 27-01-2012. Por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la suspensión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos.

CTE (2013). Código Técnico de la Edificación. Documento Básico de Ahorro de Energía (DB-HE5) según Orden FOM/1635/2013, publicada en el BOE 219 el jueves 12 de septiembre de 2013.

IDAE (2002). Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red, ref. PCT-C.

Mitjà i Sarvisé, Albert (2001). Atlas de radiación solar a Catalunya. Departament d’Indústria Comerç i Turisme de la Generalitat de Catalunya. Edició 2001. Disponible en: http://tinyurl.com/k9oj48u (Consultado el 10 de enero de 2014)

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