FACTIBILIDAD TECNICA ECONOMICA Y DIFEREN

FACTIBILIDAD TÉCNICA-ECONÓMICA Y DIFERENCIAS EN LA INSTALACIÓN DE SISTEMA EÓLICO-FOTOVOLTAICO EN PARCELAS DE PICA

(I REGIÓN) Y RENAICO (IX REGIÓN)

MATÍAS ALEJANDRO INOSTROZA MEZA

Profesor Guía Sr. René Sanhueza Robles Profesor Co-Referente Sr. Miguel López González

RESUMEN

El presente trabajo contiene un estudio técnico, económico y diferencias en la instalación de dos sistemas de generación híbridos (eólico-fotovoltaico) en 2 parcelas, una ubicada en la comuna de Pica, I Región de Tarapacá y otra ubicada en la comuna de Renaico, IX Región de la Araucanía.

En un principio se abordaron los temas referentes a la actualidad chilena en ERNC, analizando su expansión en los últimos años y las distintas leyes, regulaciones y fomento que el estado ha realizado para incorporar éstas tecnologías a la matriz energética, profundizando en la Ley 20.571 de Generación distribuida.

Luego se estudiaron los fundamentos de la energía fotovoltaica y eólica, analizando los tipos, componentes y parámetros de cada sistema. También la forma en que se pueden interconectar y así formar un sistema híbrido fotovoltaico-eólico.

Posteriormente se estudiaron los diferentes climas de las 2 localidades incluyendo sus potenciales de viento y radiación solar.

Después se estudió la demanda eléctrica proyectada para las dos viviendas para así poder dimensionar los distintos componentes que conformarán el sistema y obtener la potencia que debe instalarse para cada tipo de tecnología en cada lugar y la factibilidad de instalar un sistema híbrido, fotovoltaico puro o eólico puro.

Seguidamente se realizó una descripción de todos los componentes que van a estar presentes y un análisis del funcionamiento de los 2 sistemas, para saber si pueden o no pueden abastecer sus propios consumos, y en el caso de Renaico, calcular cuánta energía se inyectará al sistema, cuánta energía autoabastecerá a la vivienda y cuanta energía se necesita desde la red de distribución eléctrica.

ÍNDICE

INTRODUCCIÓN CAPÍTULO 1

ACTUALIDAD DE LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA Y EÓLICA EN CHILE

1.1 Antecedentes históricos 2

1.2 Políticas que impactan en la inversión 6

1.2.1 Ley Nº 20.257 (2008) Obligatoriedad en la participación de las ERNC [4] 6 1.2.2 Ley Nº 20.698 (2013) Ampliación de la matriz energética [5] 7

1.2.3 Ley N° 20.571 (2012) Generación Distribuída [6] 7

1.3 Beneficios de las ERNC 7

CAPÍTULO 2

ASPECTOS REGULATORIOS DE LA LEY 20.571 DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA

2.1 Objetivo de la ley 9

2.2 Generalidades 9

2.3 Proceso de conexión 10

2.3.1 Solicitud de Información 10

2.3.2 Solicitud de Conexión 11

2.3.3 Respuesta a la solicitud de conexión. 11

2.3.4 Manifestación de Conformidad 12

2.3.5 Instalación del equipo de generación 12

2.3.6 Notificación de conexión 12

2.3.7 Firma de Contrato 13

2.3.8 Conexión del Equipo de Generación. 14

2.4 Valorización de la energía inyectada 14

2.4.1 Medidor 14

2.4.2 Precio de la energía 14

2.4.3 Medios de pago 17

CAPÍTULO 3

FUNDAMENTOS DE ENERGÍA SOLAR-FOTOVOLTAICA

3.1 ¿Qué es la energía fotovoltaica? 18

3.2 La radiación solar. [10] 19

3.2.1 Radiación Global Horizontal (GHI). 20

3.3 Tipos de sistemas fotovoltaicos: 20

3.3.1 Sistemas aislados “Off Grid”: 20

3.3.2 Sistemas interconectados a la red “On Grid”: 20

3.3.3 Comparación entre sistema aislado y “On Grid”: 21

3.4 Componentes de un sistema fotovoltaico 22

3.4.1 Paneles Solares: 22

3.4.3 Regulador de carga: 27

3.4.4 Inversor: 29

3.4.5 Componentes generales 30

CAPÍTULO 4

FUNDAMENTOS DE ENERGÍA EÓLICA

4.1 ¿Qué es la energía eólica? 31

4.2 Tipos de aerogeneradores: 32

4.2.1 Aerogeneradores de eje horizontal 32

4.2.2 Aerogeneradores de eje vertical: 35

CAPÍTULO 5

CLIMA Y POTENCIALES EN LOS DOS SISTEMAS

5.1 Pica 36

5.1.1 Radiación y temperatura media mensual 37

5.1.2 Potencial eólico 37

5.1.3 Resumen 38

5.2 Renaico 38

5.2.1 Radiación y temperatura media mensual 39

5.2.2 Potencial eólico 40

5.2.3 Resumen 41

CAPÍTULO 6

DIMENSIONAMIENTO DE LOS SISTEMAS.

6.1 Tipos de sistemas a utilizar: 42

6.2 Dimensionamiento de los sistemas en Pica: 42

6.2.1 Consumo: 42

6.2.2 Paneles fotovoltaicos: 43

6.2.3 Aerogenerador 48

6.2.4 Baterías: 51

6.2.5 Resumen 52

6.3 Dimensionamiento de los sistemas en Renaico 52

6.3.1 Consumo 52

6.3.2 Paneles fotovoltaicos 53

6.3.3 Aerogenerador 58

6.3.4 Resumen 61

CAPÍTULO 7

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LOS EQUIPOS DE CADA SISTEMA

7.1 Descripción general de los sistemas: 62

7.2 Equipos en Pica: 63

7.2.1 Módulos Fotovoltaico Marca: Hareon Modelo: 2BB HR-200W 63

7.2.3 Regulador de Carga Victron BlueSolar MPPT 12/24-40 66

7.2.4 Batería Victron AGM (Plomo-Ácido) 67

7.3 Equipos en Renaico 68

7.3.1 Módulos Fotovoltaico SolarTech SEC-6P-60 68

7.3.2 MicroInversor ABB MICRO-0.25-I-OUTD 70

7.3.3 Aerogenerador Skymax SM1000 72

7.3.4 Aerogenerador Skymax SM1500 73

7.3.5 Inversor ABB UNO 2.0 75

CAPÍTULO 8

ANÁLISIS DE CONSUMO, INYECCIÓN Y RETIROS

8.1 Pica 77

8.2 Renaico 78

8.2.1 Sistema de baja potencia 78

8.2.2 Sistema de media potencia 79

8.2.3 Sistema alta potencia 81

83 CAPÍTULO 9

INVERSIÓN, INGRESOS, COSTOS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA 83

9.1 Inversión 83

9.1.1 Pica 83

9.1.2 Renaico 84

9.2 Evaluación económica 89

9.2.1 Ingresos, ahorros y costos 89

9.2.2 VAN 90

9.2.3 TIR 90

9.2.4 Flujo de caja 91

9.2.5 Resultados 92

CONCLUSIONES 94

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. 1-1 Generación ERNC primer semestre del 2014 [3] 4

Fig. 2-1 Proceso de conexión Ley 20.571 10

Fig. 2-2 Tarifas eléctricas para inyección de energía en la Región de Valparaíso [7] 16 Fig. 2-3 Tarifas eléctricas de inyección y consumo en la Región Metropolitana [8] 16 Fig. 3-1 Secuencia del efecto fotoeléctrico en paneles solares. [9] 18

Fig. 3-2 Sistema fotovoltaico aislado típico. [11] 21

Fig. 3-3 Sistema fotovoltaico “On Grid” típíco. [12] 21

Fig. 3-4 Panel Policristalino. 23

Fig. 3-5 Panel monocristalino. 23

Fig. 3-6 Panel de silicio amorfo. 23

Fig. 3-7 Punto de máxima potencia. 24

Fig. 3-8 Curvas I-V típicas de un panel fotovoltaico [13]. 24

Fig. 3-9 Regulador de carga y su conexión. [14] 28

Fig. 3-10 Regulador de carga para sistema híbrido. 28

Fig. 4-1 Circulación general del aire en la Tierra. 31

Fig. 4-2 Generador de eje horizontal (a) y de eje vertical (b) [16] 32 Fig. 4-3 Orientación de generadores de eje horizontal [16] 33

Fig. 4-4 Ejemplo de curva potencia-velocidad. [15] 34

Fig. 4-5 Aerogeneradores de eje vertical a)Savonius b)Darrieus. [18] 35 Fig. 5-1 Ubicación geográfica de la comuna de Pica [16] 36 Fig. 5-2 Ubicación geográfica de la comuna de Renaico [16] 39 Fig. 5-3 Ciclos medios de velocidad del viento según hora del día [18] 41

Fig. 6-1 Interfaz PVSyst y datos requeridos 44

Fig. 6-2 Ingreso de ubicación de Pica en PVSyst 44

Fig. 6-3 Ingreso de radiación global horizontal y temperatura de Pica en PVSyst 45

Fig. 6-4 Ingreso de consumos de Pica en PVSyst 45

Fig. 6-5 Ingreso de ángulos de orientación horizontal y vertical de Pica en PVSyst 46

Fig. 6-6 Resultados con inclinación de 10° 47

Fig. 6-7 Resultados con inclinación de 20° 47

Fig. 6-8 Resultados con inclinación de 30° 48

Fig. 6-9 Histograma de viento a 15m de altura en Pica 49

Fig. 6-10 Curva de potencia de los 4 aerogeneradores usados 49

Fig. 6-11 Histograma de energía en Pica 50

Fig. 6-12 Energía mensual inyectada por los 4 aerogeneradores en Pica 51

Fig. 6-13 Ingreso de ubicación de Renaico en PVSyst 54

Fig. 6-14 Ingreso de radiación global horizontal y temperatura de Renaico en PVSyst 54

Fig. 6-15 Ingreso de consumos de Renaico en PVSyst 55

Fig. 6-16 Ingreso de ángulos de orientación horizontal y vertical de Renaico en PVSyst 55

Fig. 6-17 Resultados con inclinación de 30° 56

Fig. 6-18 Resultados con inclinación de 45° 57

Fig. 6-19 Resultados con inclinación de 60° 57

Fig. 6-20 Histograma de viento a 15m de altura en Renaico 58

Fig. 6-22 Energía mensual inyectada por los 4 aerogeneradores en Renaico 60 Fig. 6-23 Perfil diario de la velocidad del viento en Renaico 61

Fig. 7-1 Sistema a instalar en Pica. 63

Fig. 7-2 Vistas y dimensiones del módulo Hareon HR-200W 64 Fig. 7-3 Curvas características del módulo Hareon HR-200W 64

Fig. 7-4 Foto del inversor Victron Phoenix 1600VA 65

Fig. 7-5 Regulador de carga Bluesolar MPPT 12/24-40 66

Fig. 7-6 Batería Victron AGM 12-200 67

Fig. 7-7 Sistema a instalar en Renaico 68

Fig. 7-8 Vistas y dimensiones del módulo SolarTech SEC-6P-60 69 Fig. 7-9 Curvas I-V y P-V en diferentes niveles de radiación a 25°C 69

Fig. 7-10 MicroInversor ABB MICRO-0.25-I-OUTD 70

Fig. 7-11 Esquema del sistema de monitoreo con ABB CDD 71

Fig. 7-12 Interfaz gráfica del sistema de monitoreo ABB CDD para PC y smartphones 71

Fig. 7-13 Aerogenerador Skymax SM1000 73

Fig. 7-14 Curva de potencia del Aerogenerador Skymax SM1000 73

Fig. 7-15 Aerogenerador Skymax SM1500 74

Fig. 7-16 Curva de potencia del Aerogenerador Skymax SM1500 75

Fig. 7-17 Inversor ABB UNO 2.0 76

Fig. 7-18 Curva de eficiencia del inversor ABB UNO 2.0 76

Fig. 8-1 Gráfico que muestra los consumos, inyección solar, retiros desde la batería y

carga de la batería en Pica 77

Fig. 8-2 Perfil diario del sistema de baja potencia (promedio anual) 78 Fig. 8-3 Perfil diario del sistema de baja potencia (promedio en verano) 79 Fig. 8-4 Perfil diario del sistema de baja potencia (promedio en invierno) 79 Fig. 8-5 Perfil diario del sistema de media potencia (promedio anual) 80 Fig. 8-6 Perfil diario del sistema de media potencia (promedio en verano) 80 Fig. 8-7 Perfil diario del sistema de media potencia (promedio de invierno) 80 Fig. 8-8 Perfil diario del sistema de alta potencia (promedio anual) 81 Fig. 8-9 Perfil diario del sistema de alta potencia (promedio en verano) 82 Fig. 8-10 Perfil diario del sistema de alta potencia (promedio en invierno) 82 Fig. 9-1 Kit autónomo de baja potencia (1000W) de Cresco 83 Fig. 9-2 Kit On Grid con microinversores (500W) de Cresco 84

Fig. 9-3 Precios en USA de los aerogeneradores. 85

Fig. 9-4 Precios en USA del inversor ABB UNO 2.0kW Wind. 85 Fig. 9-5 Costos de importación del aerogenerador Skymax SM1000 86 Fig. 9-6 Costos de importación del aerogenerador Skymax SM1500 86 Fig. 9-7 Costos de importación del inversor ABB UNO 2.0kW Wind 87

Fig. 9-8 Tarifas Frontel 90

Fig. 9-9 Flujo de caja para el sistema de Pica con autogeneración 91 Fig. 9-10 Flujo de caja para la parcela de Pica conectado a la red sin autogeneración 91

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1-1 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2011 [2] 2 Tabla 1-2 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2012 [3] 3 Tabla 1-3 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2013 [3] 3 Tabla 1-4 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW primer semestre de 2014 [3] 4 Tabla 1-5 Comparación entre Capacidad y Energía generada mensual en las ERNC 5 Tabla 3-1 Comparación entre sistema fotovoltaico aislado e interconectado. 22

Tabla 5-1 Parámetros geográficos principales de Pica 36

Tabla 5-2 Radiación solar y temperatura en Pica [17] 37

Tabla 5-3 Promedio mensual de la velocidad del viento en Pica [17] 38 Tabla 5-4 Parámetros geográficos principales de Renaico 38 Tabla 5-5 Radiación solar y temperatura en Renaico [17] 39 Tabla 5-6 Promedio mensual de la velocidad del viento en Renaico a 15m de altura 40

Tabla 6-1 Comparación entre parcelas de Pica y Renaico 42

Tabla 6-2 Consumo diario de energía proyectado en la parcela de Pica (En verano) 43 Tabla 6-3 Resumen de energía generada por cada aerogenerador en Pica 50

Tabla 6-4 Voltaje sistema vs capacidad de baterías. 51

Tabla 6-5 Consumo diario de energía proyectado en la parcela de Renaico 53 Tabla 6-6 Resumen de energía generada por cada aerogenerador en Renaico 59 Tabla 7-1 Combinaciones eólico-solares recomendadas en el capítulo anterior 62

Tabla 7-2 Nueva combinación eólico-solar 62

Tabla 7-3 Especificaciones técnicas del módulo Hareon HR-200W 63 Tabla 7-4 Especificaciones técnicas del inversor Victron Phoenix 1600VA 65 Tabla 7-5 Especificaciones técnicas del regulador Bluesolar MPPT 12/24-40 66 Tabla 7-6 Especificaciones técnicas de la batería Victron AGM de Plomo-Ácido 67 Tabla 7-7 Especificaciones técnicas del módulo SolarTech SEC-6P-60 69 Tabla 7-8 Especificaciones técnicas del MicroInversor ABB MICRO-0.25-I-OUTD 70 Tabla 7-9 Especificaciones técnicas del Aerogenerador Skymax SM1000 72 Tabla 7-10 Especificaciones técnicas del Aerogenerador Skymax SM600 74 Tabla 7-11 Especificaciones técnicas del inversor ABB UNO 2.0 75 Tabla 8-1 Resumen Producción, Inyección, Autoconsumo y Retiros anuales de cada

sistema en kWh 82

Tabla 9-1 Cotización del proyecto en Pica. 84

Tabla 9-2 Precio de los equipos a importar 87

Tabla 9-3 Inversión del sistema de baja potencia 1700W 88

Tabla 9-4 Inversión del sistema de mediana potencia 2200W 88

Tabla 9-5 Inversión del sistema de alta potencia 3300W 89

Tabla 9-6 Resultados evaluación económica en Pica 92

Tabla 9-7 Resultados evaluación económica en Renaico 93

GLOSARIO DE TÉRMINOS

NASA National Aeronautics and Space Administration ERNC Energías Renovables No Convencionales CNE Comisión Nacional de Energía

CDEC Centro de Despacho Económico de Carga CER Centro de Energías Renovables

SING Sistema Interconectado del Norte Grande SIC Sistema Interconectado Central

MPPT Maximum Power Point Tracking. PWM Pulse Widht Modulation.

GRID TIE Grid Tied.

GHI Global Horizontal Irradiation.

PVSyst Software de simulación de sistemas fotovoltaicos

Azimut Ángulo de desviación respecto del norte en plano horizontal Wp Watts peak, potencia máxima del arreglo de paneles fotovoltaicos LED Light Emitting Diode

AGM Absorbent Glass Mat

SEC Superintendencia de Electricidad y Combustibles IP Ingress Protection

SC Solicitud de conexión

CIP Capacidad Instalada Permitida CI Capacidad Instalada

INTRODUCCIÓN

A diferencia de las energías fósiles, las energías renovables se caracterizan porque en sus procesos de transformación y aprovechamiento en energía útil no se consumen ni se agotan en una escala humana. Entre estas fuentes de energías están: la hidráulica, la solar, la eólica y la de los océanos.

En Chile se define como fuentes de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a la eólica, la pequeña hidroeléctrica (centrales hasta 20 MW), la biomasa y el biogás, la geotermia, la solar y la mareomotriz. [1]

En nuestro país existe un entorno altamente explotable para las ERNC que se traduce en una oportunidad para desarrollar nuevos proyectos, los cuales podrán solucionar las problemáticas energéticas actuales usando alternativas limpias, inagotables y de mínimo impacto ambiental.

Por ejemplo la comuna de Pica en la I Región de Tarapacá se ubica en medio del desierto, con un alto nivel de radiación solar por lo que el sistema fotovoltaico sería, en primera instancia, el sistema principal en este lugar.

La comuna de Renaico en la IX Región de Araucanía destaca en su clima a nivel regional ya que posee abundantes días soleados en el año y también se presentan vientos moderados en la zona, por lo tanto un sistema fotovoltaico-eólico sería, en primera instancia, una opción recomendable.

El gobierno juega un papel fundamental para el desarrollo y progreso del uso de las ERNC ya que a pesar de sus grandes ventajas, son conocidas por tener un alto costo en su inversión inicial, lo cual hace que no sea una alternativa tan atractiva para los inversionistas o la gente que busque un sistema de energía alternativa para su vivienda, negocio, campo, etc. El gobierno, a través del Ministerio de Energía, ha impulsado algunas propuestas para incentivar el uso de éstas tecnologías, una de ellas es la Ley 20.571 de Generación Distribuida la cual será analizada en profundidad.

La mayor cantidad de sistemas que se han instalado a nivel residencial en Chile en el año 2015 son sistemas fotovoltaicos, debido a que son los únicos equipos generadores certificados por la SEC para generación distribuida (a Agosto del 2015), son modulares, son de fácil instalación, requieren mínima mantención, sus costos cada vez son más bajos y su eficiencia cada vez más alta.

CAPÍTULO 1

ACTUALIDAD DE LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA Y EÓLICA EN CHILE

1.1 Antecedentes históricos

El potencial de las diferentes fuentes ERNC, recién está empezando a cobrar importancia en la política energética del país.

Históricamente la matriz energética de Chile ha contado con una participación importante de energías renovables, en particular de la energía hidráulica convencional utilizada para generación eléctrica.

La participación de las energías renovables no convencionales en la generación eléctrica del país ha sido marginal. Esta situación contrasta con el gran potencial de esas energías en el país, situación que se explica por la baja competitividad económica que tenían respecto de las energías convencionales y a la ausencia de un marco regulatorio que permitiese eliminar las barreras que tenía su desarrollo en Chile. Ambos aspectos han cambiado en el país, ya que desde el año 2008, el gobierno ha elaborado leyes y proyectos que incentivan el uso de las ERNC. Aunque aún falta un largo camino por recorrer, las ERNC cada vez tienen más presencia en la matriz energética del país.

A continuación se detalla la presencia de las ERNC en los últimos 4 años:

 2011:

En el año 2011 la capacidad de generación proveniente de la energía solar es nula y la de energía eólica es de 205 MW.

Tabla 1-1 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2011 [2]

Estado Operación Construcción Aprobado sin _construir En calificación

Mini-Hidro 246 64 368 93

Eólica 205 6 2269 1041

Biomasa 270 170 55 49

Solar 0 1 467 302

Geotérmia 0 0 0 50

Total 720 242 3159 1535

En el año 2011, la generación bruta total ERNC fue de 2.134 GWh, lo cual representa un 3,4% de la generación bruta nacional.

 2012

Tabla 1-2 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2012 [3]

Estado Operación Construcción Aprobado sin _construir En calificación

Mini-Hidro 278 114 228 93

Eólica 205 97 3250 2640

Biomasa 394 58 86 0

Solar 3,6 1,3 3107 804

Geotérmia 0 0 50 70

Total 881 270 6721 3607

En el año 2012, la generación bruta total ERNC fue de 3.158 GWh, lo cual representa un 4,82% de la generación bruta nacional.

 2013

En el año 2013 la capacidad de generación proveniente de la energía solar aumenta de 3,6 a 6,7 [MW] y la proveniente de energía eólica aumenta de 205 a 335 MW.

Tabla 1-3 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW del año 2013 [3]

Estado Operación Construcción Aprobado sin

construir En calificación

Mini-Hidro 444 32 84 87

Eólica 335 457 4.340 1.761

Bioenergía 332 68 283 213

Solar 6,7 128 5.337 4.781

Geotérmia 0 0 120 0

Total 1.117 686 10.166 6.842

En el año 2013, la generación bruta total ERNC fue de 3.986 GWh, lo cual representa un 5,85% de la generación bruta nacional.

 2014

Según el reporte del Centro de Energías Renovables (CNE) de agosto del 2014, hasta ese momento del año ha aumentado la capacidad de generación de las ERNC en 599 MW, en las que destaca la inyección de 347 MW de capacidad eólica y 182 MW de capacidad solar. Cabe destacar que entra en construcción la primera planta termosolar en Chile y Latinoamérica ubicada en Antofagasta con 100 MW de capacidad como también 487 MW de plantas solares fotovoltaicas.

Tabla 1-4 Estado de Proyectos ERCN en el país en MW primer semestre de 2014 [3]

Estado Operación Construcción Aprobado sin

construir En calificación

Biomasa 461 22 94 94

Biogás 43 0 1 8

Eólica 682 154 4.542 2.481

Mini-Hidro 342 34 290 185

Solar-PV 189 487 6.150 4.247

Solar-CSP 0 100 760 0

Geotermia 0 0 120 0

Total 1.716 797 11.957 7.015

En el mes de junio, la generación reconocida por ley llegó a los 338 GWh y la acumulada en el año alcanza los 1.990 GWh, lo cual es bastante similar al escenario de junio del año anterior.

La generación proveniente de fuentes ERNC se incrementó fuertemente durante el mes de julio, alcanzando un total de 532,3 GWh, cifra 50% superior al mismo mes del año 2013. Esta inyección de energía equivale al 8,9% de la generación total de los sistemas interconectados.

En la Fig. 1-1 podemos apreciar que la biomasa se mantiene como la fuente con mayor aporte en generación (229 GWh), pero el fuerte aumento de la generación ERNC se vio impulsado por la energía eólica cuya inyección registró un incremento de 34% con respecto al mes de junio (130 GWh, correspondiente al 24% de la generación ERNC), seguida por las centrales mini hidráulicas (116 GWh), solar (33 GWh) y finalmente biogás (25 GWh).

Fig. 1-1 Generación ERNC primer semestre del 2014 [3]

Tabla 1-5 Comparación entre Capacidad y Energía generada mensual en las ERNC

Tecnología Eólica Solar Biomasa Mini-_Hidráulica Biogás Total _SIC+SING Capacidad Instalada

[MW] 682 189 461 342 43 17600

Porcentaje de capacidad respecto al total nacional [%]

3,88 1,07 2,62 1,94 0,24

Energía inyectada [GWh] 130 33 229 116 25 5980 Porcentaje de energía

respecto al total nacional [%]

2,17 0,55 3,83 1,94 0,42

Factor Energía generada por Capacidad

[MW/GWh]

5,25 5,72 2,01 2,95 1,72

Con estos datos podemos calcular el factor de planta equivalente total de cada tecnología en Chile.

Eólica:

Capacidad instalada en parques eólicos: 682 MW Energía total inyectada en eólicas en 1 mes: 130 GWh

El factor de planta equivalente total estará dado por la relación real que inyecta el sistema dividido por la energía que inyectaría si trabajara todo el mes a plena carga.

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Esto significa que los sistemas inyectan un 26,5% de la energía que podrían inyectar si funcionaran a plena carga todo el año. Entre los factores que afectan este factor de planta están: Velocidad del viento muy variable y el promedio es bajo en relación a la velocidad del viento nominal del aerogenerador.

Solar:

Capacidad instalada en plantas solares: 189 MW Energía total inyectada en solares en 1 mes: 33 GWh

Factor de planta:

[ ]

Esto significa que los sistemas inyectan un 24,3% de la energía que podrían inyectar si funcionaran a plena carga todo el año. Entre los factores que afectan este factor están las horas de luz solar (sólo se inyecta en el día), los días nublados, lluviosos, fríos y también los desperfectos no previstos que pueden sufrir los sistemas. A pesar de ello, el factor de planta indicado es alto en comparación a otras instalaciones en el mundo.

Ésta es una de las grandes desventajas que tienen estos sistemas, ya que su inyección de energía está controlada por el clima existente y por lo tanto causa muy bajos factores de planta y un gran margen de incertidumbre no deseada que altera la continuidad del sistema.

1.2 Políticas que impactan en la inversión

Para un inversionista que pretende realizar un proyecto eólico o fotovoltaico en el país, es importante que se den tres cosas con respecto a las políticas existentes.

 Que existan políticas relevantes que impulsen el desarrollo de energías renovables, con planes de desarrollo y de reducción de emisiones de carbono en el corto, mediano y largo plazo. Además es importante que estas políticas vengan de la mano con apoyos a la inversión, como por ejemplo a través de subsidios.

 Que estas políticas estén bien diseñadas, entregando incentivos apropiados a los objetivos que se desean lograr. También es importante que sean transparentes, de fácil implementación y operación. Finalmente también tienen que tener una duración suficientemente larga para que los inversionistas consideren que el proyecto tiene un riesgo menor, lo cual pueda incentivar la inversión.

 Que las instituciones que están encargadas de implementar estas políticas hagan su trabajo con efectividad. Es importante que la institución que haga entrega de subsidios y que esté a cargo del cumplimiento de los objetivos que están relacionados con la inclusión de generación renovable y disminución de las emisiones de carbono, tenga una operación eficiente.

1.2.1 Ley Nº 20.257 (2008) Obligatoriedad en la participación de las ERNC [4]

1.2.2 Ley Nº 20.698 (2013) Ampliación de la matriz energética [5]

Modifica la Ley 20.257, aumentando el porcentaje de energía proveniente de ERNC. Propicia la ampliación de la matriz energética mediante fuentes renovables no convencionales. Pretende elevar la meta de generación eléctrica de ERNC desde un 10% para el 2024 a un 20% en el año 2025 (PL 20-25), de manera escalonada. Junto con ello, se establece que el Ministerio de Energía debe efectuar licitaciones públicas para la provisión de bloques anuales de energía provenientes de los medios de generación ya mencionados.

1.2.3 Ley N° 20.571 (2012) Generación Distribuída [6]

Este cuerpo legal viene a establecer el sistema de incentivo a los pequeños medios de generación distribuidos en base a ERNC conocido a nivel internacional como Net Billing.

La Ley 20.571 incorpora cuatro nuevos artículos a la Ley General de Servicios Eléctricos, que buscan establecer el derecho de los clientes regulados que tengan medios de generación ERNC a inyectar los excedentes de energía a la red de distribución. Este derecho se encuentra establecido a prima facie para los clientes regulados que cuenten con medios de generación que no superen los 100 kilowatts, sujeto a que no afecte a la seguridad operacional de las redes de distribución. Las inyecciones de energía que realicen estos medios de generación serán valorizadas al precio que las empresas de distribución traspasan a sus clientes la energía conforme a los precios regulados fijados por decreto, lo que debe incluir las menores pérdidas de energía.

La Ley 20.571 entra en vigencia en octubre del año 2014. En el CAPÍTULO 2 se profundizará sobre esta ley.

1.3 Beneficios de las ERNC

Las ERNC en Chile están tomando cada vez más importancia y aunque aún falta un largo camino por recorrer, existe la iniciativa y la necesidad de incorporar éstas tecnologías en nuestra matriz energética por los múltiples beneficios que otorgan:

 Son fuentes locales que contribuyen a la diversificación y a disminuir la vulnerabilidad externa.

 Costos de generación estables. Independientes de costos de derivados del petróleo. Contribuyen a disminuir la incertidumbre del precio a largo plazo de la energía.

 Suministro confiable en escalas temporales largas: Poca variabilidad interanual (eólica, biomasa, geotermia), a excepción de la pequeña hidráulica.

 Menores plazos de maduración y construcción (eólica, biomasa, pequeña hidráulica), a excepción de la geotermia.

 En términos generales, las ERNC son de menor impacto ambiental (local y global).

 Pueden contribuir a valorizar zonas degradadas o de bajo valor. Por ejemplo, proyectos eólicos en zonas de secano costero.

 Pueden contribuir a diversificar los giros de negocios de diferentes actividades industriales y agropecuarias (uso de residuos de biomasa).

CAPÍTULO 2

ASPECTOS REGULATORIOS DE LA LEY 20.571 DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA

2.1 Objetivo de la ley

El objetivo de la ley es dar derecho a los clientes regulados de las Empresas Distribuidoras a generar su propia energía eléctrica, mediante medios renovables no convencionales o de cogeneración eficiente, autoconsumirla y vender sus excedentes de energía a la empresas distribuidoras (clientes regulados corresponden, en general, a pequeños y medianos consumidores que tengan una capacidad conectada inferior a 2.000 kilowatts (kW)). Y donde el sistema de generación con energías renovables tenga una potencia instalada menor a 100 kW nominal.

2.2 Generalidades

Pueden acceder al mecanismo establecido en la ley los clientes finales sujetos a fijación de precios (clientes regulados), como por ejemplo, los clientes residenciales y los comerciales o industriales pequeños, que cumplan con las siguientes condiciones:

 Que instalen equipos de generación de energía eléctrica,

 Que la capacidad instalada del sistema de generación no supere los 100 kilowatts,  Que el sistema de generación eléctrica funcione a partir de fuentes de energía renovable no convencional o que corresponda a una instalación de cogeneración eficiente.

 Que cumplan con los demás requisitos establecidos en la ley y en el reglamento. Las fuentes de energía aplicables a la ley son todas las renovables no convencionales como la energía solar, hidroeléctrica pequeña, eólica, biomasa, etc. También las instalaciones de cogeneración eficiente, en las cuales se genera energía eléctrica y energía térmica útil en un único proceso de transformación.

Las Empresas de Distribución están obligadas a aceptar la conexión del equipo de generación, sin embargo ellas pueden imponer modificaciones a la red, las cuales serán costeadas por el Cliente.

Se debe instalar un medidor bidireccional (que mida inyecciones y retiros) el cual puede ser provisto por la empresa de distribución o comprado por el cliente (debe estar certificado ante la SEC).

la empresa distribuidora y los clientes finales que hagan o quieran hacer uso del derecho a inyectar sus excedentes de energía a la red de la empresa distribuidora.

2.3 Proceso de conexión

El proceso de conexión de un equipo generador está regulado, entre otros, a través del Reglamento de la Ley 20.571, su Norma técnica y los instructivos que le complementan y toda la normativa que aplique dependiendo de la capacidad instalada.

El proceso de conexión ha sido ilustrado en la Fig. 2-1.

Fig. 2-1 Proceso de conexión Ley 20.571

2.3.1 Solicitud de Información

Este trámite se realiza enviando a la Empresa Distribuidora, la Solicitud de Información (Formulario 1).

La Empresa Distribuidora tiene 10 días hábiles desde la recepción del documento para enviar al Cliente la Respuesta a la Solicitud de Información (Formulario 2).

En caso de que el Cliente reciba observaciones a su Solicitud de Información por parte de la Empresa Distribuidora, éste tiene 10 días hábiles para corregir la información y volver a enviarla a la empresa distribuidora.

2.3.2 Solicitud de Conexión

Independientemente de si se realizó o no la solicitud de información descrita anteriormente, para dar inicio al procedimiento de conexión, se deberá enviar la Solicitud de Conexión a la Empresa Distribuidora, enviando para ello el Formulario 3, y adjuntando la siguiente información:

 Información General del Cliente: Nombre completo o razón social y Rol Único Nacional o Rol Único Tributario del solicitante, según corresponda. Si el solicitante es persona natural, deberá acompañar su cédula de identidad. En caso que el propietario del inmueble sea una persona jurídica, la solicitud deberá ser presentada por su representante legal, individualizado con su nombre completo y Rol Único Nacional y documento que acredite su personería con una vigencia no anterior a 30 días contados desde la fecha de la solicitud

 Certificado de dominio vigente del inmueble donde se emplazará el Equipamiento de Generación, del Conservador de Bienes Raíces correspondiente, con una vigencia no anterior a 3 meses.

 Dirección donde se instalará el Equipamiento de Generación.

 Número de identificación del servicio que corresponde al Usuario o Cliente Final.  Teléfono, correo electrónico u otro medio de contacto.

 Capacidad Instalada del Equipamiento de Generación a conectar y sus principales características, de acuerdo a lo establecido en la normativa vigente.

 Cualquier otro antecedente que el Usuario o Cliente final considere relevante.

2.3.3 Respuesta a la solicitud de conexión.

La Empresa Distribuidora cuenta con 20 días hábiles para entregar al Cliente la Respuesta a la Solicitud de Conexión (Formulario 4)

 La Capacidad Instalada Permitida en la respectiva red de distribución eléctrica, o del sector de ella donde se ubicará el Equipamiento Generación.

 Las Obras Adicionales y/o Adecuaciones necesarias para la conexión del Equipamiento de Generación, si se requiriesen, junto con su valoración, plazo de ejecución y modalidad de pago.

 El modelo de contrato de conexión que deberá firmarse una vez presentada la Notificación de Conexión.

 El costo de las actividades necesarias para efectuar la conexión del Equipamiento de Generación.

2.3.4 Manifestación de Conformidad

El usuario podrá manifestar su conformidad con la respuesta de la empresa de distribución en un plazo no superior a 20 días hábiles contados desde la fecha de recepción de su respuesta de SC mediante carta certificada o en la oficina de partes de la Distribuidora u otro medio de que disponga esta última. De no haber conformidad con lo expresado por la Distribuidora, los solicitantes podrán efectuar reclamos ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles o desistir de realizar el proyecto.

2.3.5 Instalación del equipo de generación

Al finalizar la instalación del equipo de generación el Cliente debe hacer una declaración de la puesta en servicio a través del Formulario TE4 (Procedimiento de Comunicación de Puesta en Servicio de Generadoras Residenciales) ante la SEC, este debe ser completado por instaladores eléctricos clase A o B, quienes acreditarán que la instalación del equipamiento de Generación ha sido proyectada y ejecutada cumpliendo con las disposiciones establecidas en el reglamento y la norma técnica que resulten aplicables en el diseño y construcción de este tipo de instalaciones.

Los antecedentes que se deberán acompañar en la comunicación de puesta en servicio serán los indicados en el documento: Procedimiento de Comunicación de Puesta en Servicio de Generadoras Residenciales RGR N°01/2014.

2.3.6 Notificación de conexión

Si el Formulario TE4 es aceptado sin objeciones por la SEC, el cliente se dirigirá a la Empresa Distribuidora presentando la Notificación de Conexión (Formulario 5).

vencimiento del plazo informado por la Empresa Distribuidora en su Respuesta a la Solicitud de Conexión.

La Notificación de Conexión debe contener las siguientes menciones y antecedentes:

 El nombre o razón social del titular y el Rol Único Nacional o Rol Único Tributario del solicitante, además deberá incluir su domicilio y número de identificación del servicio que corresponde al Usuario o Cliente Final.

 La capacidad Instalada del Equipamiento de Generación y sus características técnicas esenciales que deberán ser consistentes con las principales características de dicho equipamiento consignadas en la Solicitud de Conexión, de acuerdo a lo establecido en la normativa vigente.

 El o los certificados de la(s) Unidad(es) de Generación y demás componentes del Equipamiento de Generación que así lo requieran, otorgados en conformidad a la normativa vigente.

 La identificación y clase del instalador.

 Copia de la declaración o comunicación de la puesta en servicio del Equipamiento de Generación realizada por el Usuario o Cliente Final ante la SEC.

2.3.7 Firma de Contrato

Dentro del plazo de 5 días hábiles contados desde la recepción de la Notificación de Conexión por la Empresa Distribuidora, ésta última y el Cliente deberán firmar un Contrato de Conexión.

Las Empresas Distribuidoras deberán disponer de un modelo de Contrato de Conexión que deberá contener como mínimo las siguientes menciones:

 Identificación de las partes, Usuario o Cliente Final y la Empresa Distribuidora.  Opción tarifaria establecida en conformidad a la normativa vigente.

 Capacidad Instalada del Equipo de Generación.  Propiedad del equipo medidor y modalidad de lectura.

 Características técnicas esenciales del Equipamiento de Generación.

 Ubicación del empalme y certificado(s) de la(s) Unidad(es) de Generación y demás componentes del Equipamiento de Generación.

 Fecha de conexión del Equipamiento de Generación.  Causales de término o resolución del contrato de conexión.

 El mecanismo optado por el Usuario o Cliente Final para el pago de los remanentes no descontados

 Medio de comunicación acordado.

2.3.8 Conexión del Equipo de Generación.

Una vez firmado el contrato, la distribuidora conectará o supervisará la conexión del equipamiento, según la fecha acordada en el contrato, la cual no podrá ser superior a 20 días hábiles respecto de la suscripción del mismo. La conexión o supervisión se realizará en función de lo indicado en el protocolo respectivo. (Formulario 6: Protocolo de Conexión de un EG).

2.4 Valorización de la energía inyectada

2.4.1 Medidor

Para la adecuada contabilización de las inyecciones se requiere que el cliente final disponga de un equipo medidor capaz de registrar tanto las inyecciones que se realicen a la red de distribución como los consumos. Normalmente, las casas cuentan con medidores que sólo registran los consumos, por lo que en ese caso, se requerirá necesariamente cambiar el medidor.

Tanto las inyecciones como los consumos son registrados en el medidor, siendo responsabilidad de la empresa distribuidora realizar la lectura de las inyecciones de energía eléctrica efectuadas por el equipo de generación.

2.4.2 Precio de la energía

Las inyecciones de energía eléctrica serán valorizadas al precio de nudo de la energía que las empresas distribuidoras traspasan mensualmente a sus clientes finales sometidos a regulación de precios, descontando el IVA. La valorización de dichas inyecciones, incorporará además las menores pérdidas eléctricas de la empresa distribuidora asociadas a las inyecciones de energía efectuadas por el equipo de generación.

La energía inyectada y la energía consumida son valorizadas al mismo precio, salvo para el caso particular de los clientes que se encuentren bajo opción tarifaria BT1a (pequeños consumos en zonas distintas al litoral de la zona central), quienes tienen un sistema especial para el cálculo de su cuenta por suministro eléctrico. A continuación se entregan algunos ejemplos.

Ejemplo clientes con tarifas BT1b (pequeños consumos en baja tensión en litoral central), BT2 o superior y con tarifas de alta tensión (AT), en total más de 10 tipos de tarifas:

sus inyecciones serán valorizadas a aproximadamente 54 $/kWh. Cabe destacar que, en los anteriores casos, el precio para las inyecciones es el mismo que cobra la empresa distribuidora a sus clientes por sus consumos de energía y corresponde a la tarifa de energía. En este tipo de opción tarifaria, los clientes además de la energía deben pagar por separado el uso de la red de distribución, la cual se dimensiona para la hora del día de mayor consumo agregado (típicamente en la noche). Este servicio se paga mediante la tarifa de “potencia”.

Ejemplo cliente con tarifa BT1b (capacidad conectada menor a 10 kW):

La tarifa BT1 (típicamente de residencia), a diferencia de las otras 10, es la única que, por simplificación (el medidor sólo mide energía y no potencia), no separa los cargos destinados a pagar las redes de distribución de energía (cargo por potencia), del pago asociado a la generación y pérdidas de energía en su transporte y distribución (cargo por energía). En esta opción tarifaria, los cargos asociados a las redes de transporte son repartidos entre muchos clientes a prorrata de sus consumos de energía. En consecuencia, las tarifas BT1 tienen una tarifa única que se asocia al consumo de energía, pero mediante la cual se recauda tanto el valor de la energía suministrada como el pago de la infraestructura de distribución de energía.

Si una casa en Calama con tarifa BT1 instala un sistema de generación eléctrica fotovoltaico, su tarifa de suministro de energía asciende a aproximadamente 92,5 $/kWh. De este valor, aproximadamente $ 54 están asociados al valor de la energía suministrada (incluidas las pérdidas), mientras que los $ 38,5 restantes, corresponden al pago destinado a las redes de distribución o “potencia”. En consecuencia, las inyecciones se valorizan a 54 $/kWh, que es igual a la valorización que se otorga a los clientes con otras tarifas y que también se conectan en baja tensión.

Es decir, todas las inyecciones de energía de los clientes conectados en baja tensión en una misma zona de distribución tendrán el mismo valor, independientemente de la opción tarifaria del cliente, y será igual a la tarifa de energía de cualquier opción de tarifa en BT distinta a BT1. De manera similar ocurre para las inyecciones de los clientes conectados en alta tensión, donde la valorización de las inyecciones será igual a la tarifa de energía en alta tensión de distribución. La Fig. 2-2 muestra el precio que tendrá la energía inyectada si nos conectamos a las redes de distribución de Chilquinta a julio de 2015, la cual es de 77,55 pesos el kWh para clientes BT y de 68,47 pesos el kWh para clientes AT. El costo de retirar energía de las redes de Chilquinta es de 140 pesos el kWh en promedio para la tarifa BT1.

Fig. 2-2 Tarifas eléctricas para inyección de energía en Chilquinta en la Región de Valparaíso [7]

2.4.3 Medios de pago

La ley contempla un mecanismo que no consiste en un pago directo por las inyecciones de energía, sino que el mecanismo establecido es que las inyecciones de energía provenientes del equipo de generación deberán ser descontadas de la facturación correspondiente al mes en el cual se realizaron.

De existir un remanente a favor del cliente final, el mismo se imputará y descontará en la o las facturas subsiguientes, los que deberán ser reajustados de acuerdo al IPC.

Los remanentes que de acuerdo a la periodicidad señalada en el contrato no hayan podido ser descontados de las facturaciones correspondientes, deberán ser pagados al cliente final por la empresa distribuidora, debiendo ésta remitir al cliente final un documento nominativo representativo de las obligaciones de dinero emanadas de los remanentes no descontados, salvo que el cliente final haya optado por otro mecanismo de pago en el contrato respectivo.

CAPÍTULO 3

FUNDAMENTOS DE ENERGÍA SOLAR-FOTOVOLTAICA

3.1 ¿Qué es la energía fotovoltaica?

El fundamento de la energía solar fotovoltaica es el efecto fotovoltaico, basado en el efecto fotoeléctrico, que consiste en la conversión de la luz en electricidad. Este proceso se consigue con algunos materiales que tienen la propiedad de absorber fotones y emitir electrones. Cuando estos electrones libres son capturados, el resultado es una corriente eléctrica que puede ser utilizada como electricidad.

Cuando la luz del sol incide sobre ciertos materiales llamados semiconductores, los fotones que la constituyen son capaces de transmitir su energía a los electrones de valencia del semiconductor para que rompan el enlace que los mantiene ligados a los átomos respectivos.

Por cada enlace roto queda un electrón libre para circular dentro del sólido. La falta de electrón en el enlace roto se llama hueco, también puede desplazarse libremente en el interior del sólido, transfiriéndose de un átomo a otro debido al desplazamiento del resto de los electrones de los enlaces. Los huecos se comportan en muchos aspectos como partículas con carga positiva igual a la del electrón.

La estructura física de los semiconductores crea un campo eléctrico que establece una trayectoria de los electrones liberados de manera que se genera una corriente eléctrica continua.

La Fig. 3-1 indica una secuencia básica de transformación de la luz en electricidad con un panel fotovoltaico de silicio.

3.2 La radiación solar. [10]

La radiación solar es la energía electromagnética que emana en los procesos de fusión del hidrógeno (en átomos de helio) contenido en el sol.

La radiación solar (flujo solar o densidad de potencia de la radiación solar) recogida fuera de la atmósfera sobre una superficie perpendicular a los rayos solares es conocida como constante solar y es igual a 1353[W/m2], variable durante el año un 3% a causa de la elipticidad de la órbita terrestre.

El valor máximo medido sobre la superficie terrestre es, en cambio, de aproximadamente 1000[W/m2], en condiciones óptimas de sol a mediodía y en un día de verano despejado.

La radiación solar que llega a la superficie terrestre puede ser directa o dispersa. Mientras la radiación directa incide sobre cualquier superficie con un único y preciso ángulo de incidencia, la dispersa cae en esa superficie con varios ángulos. Es necesario recordar que cuando la radiación directa no llega a una superficie a causa de la presencia de un obstáculo, el área en sombra no se encuentra completamente a oscuras gracias a la contribución de la radiación dispersa. Esta observación tiene importancia técnica para los dispositivos fotovoltaicos, que pueden funcionar incluso solamente con radiación dispersa.

Una superficie inclinada puede recibir, además, la radiación reflejada por el terreno o por espejos de agua o por otras superficies horizontales, fenómeno conocido como albedo.

Las proporciones de radiación directa, dispersa y albedo recibida por una superficie dependen:

 De las condiciones meteorológicas (de hecho, en un día nublado la radiación es prácticamente dispersa en su totalidad; en un día despejado con clima seco predomina, en cambio, la componente directa, que puede llegar hasta el 90% de la radiación total).  De la inclinación de la superficie respecto al plano horizontal (una superficie horizontal recibe la máxima radiación dispersa si no hay alrededor objetos a una altura superior a la de la superficie y la mínima reflejada);

 De la presencia de superficies reflectantes (debido a que las superficies claras son las más reflectantes, la radiación reflejada aumenta en invierno por efecto de la nieve y disminuye en verano por efecto de la absorción de la hierba o del terreno).

En función del lugar, además, varía la relación entre la radiación dispersa y la total, ya que al aumentar la inclinación de la superficie de captación, disminuye la componente dispersa y aumenta la componente reflejada. Por ello, la inclinación que permite maximizar la energía recogida puede ser diferente dependiendo del lugar.

3.2.1 Radiación Global Horizontal (GHI).

Es uno de los indicadores más importantes a la hora de evaluar el clima de un lugar para una instalación fotovoltaica. Es la cantidad de radiación que se recibe en una superficie perpendicular al campo de gravedad de la Tierra y por lo tanto va recibiendo con distinto ángulo la radiación directa del sol a través del día. La GHI es la suma de las componentes directa y difusa de la radiación solar. Se expresa generalmente en [MJ/m2] o [KWh/m2] (mega-joules por metro cuadrado o kilo-watt hora por metro cuadrado, respectivamente) y puede indicar la energía en un día, un mes o un año. El Ministerio de Energía junto con la Universidad de Chile ha estudiado la GHI en todo el territorio nacional y tienen disponible esa información en la página web http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/ en la cual hay un mapa interactivo de Chile indicando sus niveles de radiación y se pueden generar informes en formato pdf para la localización deseada [11].

3.3 Tipos de sistemas fotovoltaicos:

Existen dos tipos de sistemas de energía solar fotovoltaica, los sistemas aislados y los sistemas interconectados a la red eléctrica. En ambos sistemas se utilizan los paneles solares fotovoltaicos para convertir la energía solar en electricidad

3.3.1 Sistemas aislados “Off Grid”:

Los sistemas aislados (mostrados en la Fig. 3-2) toda (o parte de) la energía generada se almacena, típicamente, en un banco de baterías.

Es un sistema completamente independiente y gracias a que almacena energía puede ser utilizada en las noches y durante los días nublados (limitados por la autonomía del sistema). Este tipo de sistemas son muy comunes en zonas rurales o alejadas de la ciudad, donde no llega la red eléctrica.

Se puede contar con un sistema de energía solar aislado para la casa completa o para una tarea o sección específica. Por ejemplo se puede alimentar de energía un centro de entretenimiento o una pequeña bodega.

3.3.2 Sistemas interconectados a la red “On Grid”:

En los sistemas interconectados a la red (mostrados en la Fig. 3-3) se inyecta directamente la energía generada a la red de distribución eléctrica. Estos sistemas en ocasiones son más económicos ya que no se necesita un banco de baterías, los cuales son uno de los dispositivos más costosos del sistema aislado y los que mayor mantenimiento requieren.

-billing”, creada para fomentar el uso de sistemas ERNC en espacios residenciales, sin embargo el incentivo recibido es menor en comparación con la legislación internacional.

Fig. 3-2 Sistema fotovoltaico aislado típico. [12]

Fig. 3-3 Sistema fotovoltaico “On Grid” típíco. [13]

3.3.3 Comparación entre sistema aislado y “On Grid”:

La instalación de un sistema On Grid o uno aislado, se hará de acuerdo a los requerimientos de cada vivienda. Generalmente se instalan sistemas aislados donde no llega energía eléctrica por parte de la distribuidora ya que su inversión es más alta por lo tanto se usa como último recurso.

Tabla 3-1 Comparación entre sistema fotovoltaico aislado e interconectado.

On Grid Aislado

Costos de Inversión Económico Costoso (baterías)

Costos Mantenimiento Mínimos, sólo limpieza Limpieza más costos de _{baterías de reemplazo} Flexibilidad No hay problema por

sobre-uso

No se puede gastar más de lo calculado

Independencia Depende del sistema _{eléctrico nacional} Totalmente independiente Obligaciones legales Hay que avisar y hacer un

contrato con la distribuidora No se necesita permiso

Implementación Fácil Poco más complicado

3.4 Componentes de un sistema fotovoltaico

3.4.1 Paneles Solares:

Los paneles típicos tienen 3 calidades distintas, estos difieren en su costo y en su eficiencia. El uso de uno u otro depende exclusivamente de la necesidad energética que se necesite suplir y el presupuesto asociado a la instalación, los paneles de menor costo son los de silicio amorfo, pero también son los de menor eficiencia.

 Paneles Monocristalinos (ver Fig. 3-5): Los cuales se componen de secciones de un único cristal de silicio, basada en secciones de una barra de silicio perfectamente cristalizada en una sola pieza. Las células monocristalinas tienen rendimientos superiores al 24% en laboratorio, pero en la realidad, los paneles comerciales rondan el 15%. Son las primeras que salieron al mercado y su calidad y potencias obtenidas por unidad de superficie son las más elevadas de todas. Por el contrario son las más caras, las más pesadas y las más frágiles frente a impactos, aunque los bastidores en los cuales van montadas ofrecen todo tipo de garantías para su correcta protección.  Paneles Policristalinos (ver Fig. 3-4): Están formados por pequeñas partículas cristalizadas, se basan en secciones de una barra de silicio que se ha estructurado desordenadamente en forma de pequeños cristales. Visualmente son reconocibles por tener su superficie un aspecto granulado. Las células policristalinas proporcionan rendimientos de hasta un 19% en laboratorio, y de un 14% aproximadamente en los módulos comercializados. La potencia obtenida es un poco inferior a las monocristalinas, pero su costo es inferior.

alrededor del 8%. Las células basadas en materiales con características semiconductoras obtienen los siguientes rendimientos en sus versiones comerciales:

Teluro de cadmio, en torno al 8%.

Arseniuro de Galio, sobre un 20%, siendo éste uno de los materiales más eficientes. Diseleniuro de cobre en indio, en torno al 9%.

Principales parámetros de un panel fotovoltaico:

 Corriente de cortocircuito (Isc): Es la intensidad máxima de corriente que se puede obtener de un panel bajo un cortocircuito en sus terminales.

 Voltaje a circuito abierto (Voc): Es el voltaje máximo que se podría medir con un voltímetro en condiciones de circuito abierto.

 Potencia máxima (Pmp): Decimos que una placa solar trabaja en condiciones de potencia máxima cuando la resistencia del circuito externo es tal que determina unos valores de Imax (corriente a potencia máxima) y Vmax (voltaje a potencia máxima) tales que su producto sea máximo. Normalmente un módulo fotovoltaico no trabaja en condiciones de potencia máxima, ya que la resistencia exterior está fijada por las características propias del circuito, aunque existe la posibilidad de utilizar dispositivos electrónicos conocidos como “seguidores del punto de máxima potencia” o MPPT.

Fig. 3-5 Panel monocristalino. Fig. 3-4 Panel Policristalino.

Fig. 3-7 Punto de máxima potencia.

 Curva I-V: La curva I-V (mostrada en la Fig. 3-8) indica el comportamiento eléctrico del panel solar a determinadas radiaciones y a determinadas temperaturas de operación. Es importante tener en cuenta que el aumento de la temperatura en los paneles solares produce una disminución del voltaje de cortocircuito, por lo cual es necesario tener un dispositivo que maximice el rendimiento del panel solar (como por ejemplo un regulador con MPPT)

Fig. 3-8 Curvas I-V típicas de un panel fotovoltaico [14].

 Eficiencia total del panel: Es el cociente entre la potencia eléctrica producida por éste y la potencia de la radiación incidente sobre el mismo.

 Parámetros térmicos: Coeficientes de temperatura para tensión y corriente.

 Características físicas, donde además de indicarnos las dimensiones del panel y su peso, nos pueden indicar el tipo de marco, caja de conexiones, cables, conectores y sobre todo el número de células en serie de la placa solar.

3.4.2 Sistema de Almacenamiento:

El sistema de almacenamiento está compuesto, típicamente, de un banco de baterías, las cuales almacenan energía y luego cuando la radiación solar disminuye las baterías son las encargadas de alimentar el sistema.

El principio de funcionamiento es el siguiente: Para cargarla se necesita un generador de CC, el que deberá ser conectado con la polaridad correcta: positivo del generador al positivo de batería y negativo del generador al negativo de batería. Para poder forzar una corriente de carga el voltaje deberá ser algo superior al de la batería.

La corriente de carga provoca reacciones químicas en los electrodos, las que continúan mientras el generador sea capaz de mantener esa corriente, o el electrolito sea incapaz de mantener esas reacciones. El proceso es reversible. Si desconectamos el generador y conectamos una carga eléctrica a la batería, circulará una corriente a través de ésta, en dirección opuesta a la de carga, provocando reacciones químicas en los electrodos que vuelven el sistema a su condición inicial.

i) Especificaciones típicas de una batería:

 Capacidad: Se evalúa en Amperes-hora (Ah) e indica cuánta corriente se puede obtener de la batería en un rango de tiempo. Si una batería tiene, por ejemplo, una capacidad de 100 Ah, significa que teóricamente puede dar una corriente de 10 A durante 10 h, o de 1 A durante 100 h, etc. Esto en la práctica no es así, ya que entre otras cuestiones cuanto más rápido se descarga una batería, más energía se pierde por la resistencia interna. Por ello la capacidad de carga se suele dar referida a un tiempo estándar de descarga (10 o 20 horas), y para un voltaje final determinado.

 Profundidad de descarga (PD): Representa la cantidad de energía que puede extraerse de una batería. Una batería de auto tiene una profundidad de descarga pequeña (altas corrientes para encender el motor en poco tiempo), en cambio una batería solar permite una PD máxima del 80%, es por eso que son llamadas baterías de ciclo profundo (BCP). Mientras más profunda sea la descarga de una batería, menor será la cantidad de ciclos carga-descarga que ésta pueda soportar, es decir es mayor la reducción de su vida útil. La profundidad de descarga típica está entre el 20% y 30%.  Máximo número de ciclos: Se considera que una BCP ha completado todos los ciclos de carga y descarga cuando, al ser cargada nuevamente, la máxima energía que puede almacenar se reduce al 80% de su valor inicial. El número de ciclos de carga/descarga depende de la PD. Cuando ésta disminuye, el número de ciclos aumenta.

descargarse la batería. Esto se produce porque las baterías funcionan en base a reacciones químicas y cualquier reacción química es acelerada cuando la temperatura se incrementa y es retardada cuando ésta disminuye.

 Gasificación: Se produce cuando la batería está cargada o próxima a cargarse y se sigue inyectando corriente. El regulador de carga es el encargado de evitar éstas sobrecargas y también controlar las sobredescargas, así aumenta la vida útil de las baterías.

 Autodescarga: Una batería que está cargada y permanece inactiva pierde su carga con el tiempo. Este fenómeno es conocido como autodescarga. La rapidez de la descarga depende de la temperatura ambiente y del tipo de batería.

ii) Tipos de batería

Al igual que los paneles existen baterías de distintas calidades y precio.

 Plomo - Ácido: Estas baterías se componen de varias placas de plomo en una solución de ácido sulfúrico. La placa consiste en una rejilla de aleación de Plomo con una pasta de óxido de Plomo incrustada sobre la rejilla. La solución de ácido sulfúrico y agua se denomina electrolito. Las baterías de este tipo se utilizan ampliamente en sistemas fotovoltaicos, la unidad de construcción básica de una batería de cada celda es de 2 Volt.

 Niquel - cadmio: Las baterías de Níquel-Cadmio tienen una estructura física similar a las de Plomo-ácido, en lugar de Plomo, se utiliza hidróxido de Níquel para las placas positivas y óxido de Cadmio para las negativas. El electrolito es hidróxido de Potasio. La unidad básica de cada celda es de 1,2 volt, admiten descargas profundas de hasta un 90%, su vida útil es más larga, sin embargo su alto costo en comparación con las de plomo acida las hacen menos utilizadas en sistemas fotovoltaicos.

 Ion de Litio: Las baterías de ion de Litio como las usadas en celulares y computadoras son superiores. Actualmente se investiga fuertemente en mejorarlas y en el desarrollo de alternativas como por ejemplo los de 'litio-aire' o de litio de estado sólido, principalmente motivado para solucionar los requerimientos de energía en vehículos eléctricos. Aunque hay noticias muy prometedoras, hasta el momento hay pocas alternativas económicamente viables a los acumuladores de plomo. Las baterías de litio-ferrofosfato (LiFePO4) no contienen elementos tóxicos y tienen una eficiencia de 98%. Se puede descargar hasta un 20% de su capacidad y pueden tener una vida hasta más de 10,000 ciclos. Son más livianos y tienen menos volumen que las baterías de plomo. La gran desventaja actual es el alto precio inicial que es de aproximadamente cuatro veces el de una batería de plomo.

Existen tecnologías de batería en desarrollo como lo son:

los dos líquidos circulen en su propio espacio respectivo. El voltaje de la celda va desde 1,0 a 2,2 voltios.

 Batería de zinc-aire: Son baterías de metal-aire potenciadas mediante la oxidación del zinc con el oxígeno del aire. Estas baterías tienen altas densidades de energía y son relativamente baratas de producir. Los tamaños varían desde las muy pequeñas pilas de botón de los audífonos, baterías más grandes utilizadas en videocámaras que utilizaban previamente pilas de mercurio, a baterías muy grandes usadas por los vehículos eléctricos.

 Batería de Aluminio-aire: Una batería de aluminio-aire o batería de Al-aire produce electricidad a partir de la reacción de oxígeno del aire con aluminio. Tiene una de las densidades de energía más altas de todas las pilas, pero no se utilizan aún ampliamente, debido a problemas con el alto costo del ánodo y a la remoción del subproducto al utilizar electrolitos tradicionales, lo que ha restringido su uso a aplicaciones principalmente militares. Sin embargo, un vehículo eléctrico con baterías de aluminio tiene el potencial para un máximo de ocho veces la autonomía de una batería de iones de litio, con un peso total significativamente menor.

3.4.3 Regulador de carga:

El regulador tiene como función fundamental impedir que la batería continúe recibiendo energía del colector solar una vez que ha alcanzado su carga máxima, para así evitar su gasificación y/o calentamiento.

Otra función del regulador es la prevención de la sobredescarga, con el fin de evitar que se agote en exceso la carga de la batería, siendo éste un fenómeno que puede provocar una sensible disminución en la capacidad de carga de la batería. Algunos reguladores incorporan una alarma sonora o luminosa previa a la desconexión para que el usuario pueda tomar medidas adecuadas, como reducción del consumo, u otras. Los reguladores más modernos integran las funciones de prevención de la sobrecarga y sobredescarga en un mismo equipo, que además suministra información del estado de carga de la batería, la tensión existente en la misma, además de ir provistos de sistemas de protección tales como fusibles, diodos, etc., para prevenir daños en los equipos debidos a excesivas cargas puntuales. Estos reguladores también pueden incorporar sistemas que sustituyan a los diodos encargados de impedir el flujo de electricidad de la batería a los paneles solares cuando los paneles no inyectan energía (en las noches o días muy nublados).

También es interesante incorporar modelos de regulación que introducen modos de carga “en flotación”, lo cual permite una carga más completa de las baterías y un mejor aprovechamiento de la energía de los paneles.

Las características eléctricas que definen un regulador son su tensión nominal y la intensidad máxima que es capaz de disipar.

La Fig. 3-9 muestra un regulador de carga para un sistema fotovoltaico con sus respectivas conexiones.

La Fig. 3-10 muestra un regulador de carga para sistemas híbridos solar-eólico el cual tiene entrada trifásica para el aerogenerador y entrada continua para los paneles fotovoltaicos. Tiene una potencia nominal de 550W, puede funcionar a 12V o 24V con detección automática, tiene protección contra sobrecarga y sobredescarga, funciona entre -10 y 40 °C y pesa 1,3kg.

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Fig. 3-9 Regulador de carga y su conexión. [16]

3.4.4 Inversor:

Un inversor es un aparato (normalmente electrónico) que a partir de corriente continua (CC), produce corriente alterna (CA) o viceversa. Se utiliza normalmente para obtener 220 Voltios a partir de bancos de baterías.

Las principales especificaciones que han de acompañar a un inversor son: - Tensiones nominales de entrada y salida.

- Rendimiento.

- Sobrecarga admisible. - Resistencia a cortocircuito. - Potencia.

Los inversores permiten transformar la corriente continua de 12 o 24 voltios (o más), en corriente alterna a 125 ó 220 voltios, que es lo que se utiliza generalmente en los puntos de consumo. Todo esto nos permite utilizar aparatos eléctricos, de la misma forma que la red en una casa que tiene energía eléctrica a 220 voltios.

Pero esto trae consigo la pérdida de energía del propio inversor, el cual tiene un rendimiento bastante pequeño en determinadas situaciones.

Según el tipo de onda producido, podremos hablar de inversores de onda cuadrada, de onda modificada o de onda senoidal. El inversor perfecto es aquel que puede producir la corriente alterna en forma senoidal, pero tiene el problema de que es bastante más caro. Como no siempre es necesario, es más económico usar un inversor de onda cuadrada. Generalmente se usa inversores de onda cuadrada o modificada en instalaciones aisladas residenciales, donde no se alimenten motores de alta potencia. Se usan inversores de onda senoidal en las instalaciones conectadas a la red, ya que debe ser lo más parecida a la red de distribución para no producir problemas.

Características deseadas de un inversor.

 Resistir potencias puras punta, como la producida al arrancar un motor, sin que se colapse el inversor. Los de onda cuadrada no aguantan muy bien estas subidas.

 Tener una eficacia razonable, por lo que se tendrá que ver si el aparato va a trabajar a una potencia pequeña o a una fracción de la misma, ya que el rendimiento del inversor baja mucho. En general es del 70% trabajando a una potencia del 21% de la nominal y del 85% cuando trabaje a una potencia superior a la del 40% de la nominal.

 El montaje debe ser estable con independencia de la potencia en cada instante. Se puede admitir una variación del 5% en convertidores senoidales y del 10% en convertidores de onda cuadrada. Pero si existen acumuladores, la tensión real de entrada no será mayor del 125% ni menor del 85% de la tensión nominal de entrada del convertidor.

electrónicos, aunque se pierda algo de potencia útil. La variación en la frecuencia de salida será del 3% de la nominal.

 Capaz de instalarse en paralelo, para un posible crecimiento en la instalación.  Tener un arranque automático, para poder conectarse y desconectarse cuando exista una mayor o menor energía eléctrica una red.

 Ser seguro, por lo que tendría que tener las protecciones de cortocircuito, sobrecarga, inversión en la polaridad, etc.

 Temperatura de operación entre -5°C y 40°C de temperatura ambiente, por lo que ha de tener un buen comportamiento térmico.

 Incluir las señales luminosas necesarias para indicamos un posible cortocircuito.  Tener toda la documentación que acredite el correcto funcionamiento y las características del mismo: Tensión de trabajo de entrada y salida, potencia nominal, frecuencia nominal, factor de distorsión, forma de la onda, rango de temperaturas admisibles, rendimiento en función de la potencia demandada, sobrecarga que resiste, resistencia a cortocircuito y factor de potencia.

La complejidad de los inversores está en su capacidad de igualar la forma sinusoidal de la onda de corriente alterna, y en la garantía de mantener la frecuencia y el voltaje dentro de unos límites.

Para las instalaciones aisladas, los requisitos de estos equipos son menores que en las conectadas a la red. En este último caso, los inversores son unos elementos más sofisticados que deben garantizar que la electricidad de origen solar se vierta a la red en similares condiciones a cómo lo hacen las centrales convencionales.

3.4.5 Componentes generales

Algunos componentes generales de las instalaciones fotovoltaicas son:

 Soportes: Existen soportes fijos, los cuales están anclados y son orientados al instalarlos. También están los ajustables que pueden ser ajustados mes a mes para obtener así una mejor eficiencia. Finalmente están también los de seguimiento automático, los cuales siguen el movimiento del sol cada día y en todo momento, al anochecer vuelven a su posición de inicio para repetir un nuevo ciclo.

 Fusibles, interruptores y protecciones: El sistema debe estar protegido para cortocircuitos, sobrecargas, sobrevoltajes, etc. que se puedan experimentar.

 Cableado: Se deben dimensionar los conductores para que las pérdidas sean mínimas. Cabe destacar que en CC hay bajo voltaje y alta corriente, por lo tanto los conductores deberán tener una mayor sección.

CAPÍTULO 4

FUNDAMENTOS DE ENERGÍA EÓLICA

4.1 ¿Qué es la energía eólica?

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Los vientos tienen su