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ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO PARA LA IMPLANTACIÓN DE SISTEMAS DE ILUMINACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADOS A LA RED ELÉCTRICA RESUMEN Este trabajo pretende ser el anteproyecto de un sistema que introduzca la tecnología de las farolas solares en la iluminación nocturna de las ciudades. Las farolas solares tradicionales están compuestas por uno o varios módulos fotovoltaicos, un regulador de carga, una batería o banco de baterías y una luminaria de tecnología LED. Trabajan de forma totalmente aislada de la red eléctrica, autoabasteciéndose con la energía que captan durante las horas con radiación solar. En general, estos sistemas tienen su nicho de mercado donde los costos de la prestación del servicio de distribución eléctrica son altos y al mismo tiempo no son necesarios elevados niveles de iluminación. Estás características hacen que el lugar donde más habitual es encontrar estas farolas independientes sea en los países en vías de desarrollo, donde la red eléctrica es de difícil acceso o inexistente. Se diseñan según la localización donde vayan a ser instaladas, de forma que con la energía almacenada en las baterías se cubra el 100% de la demanda durante todos los días del año. Esto hace que el sistema esté sobredimensionado en las épocas de mayor radiación, generándose un exceso de energía que no tiene ninguna vía de utilización. En este trabajo se proponen los equipos necesarios para transformar una farola convencional conectada a la red eléctrica en una farola alimentada parcialmente con energía solar. Un sistema de control mantendrá la posibilidad de conexión a la red eléctrica para cubrir el cien por cien del consumo en caso de ser insuficiente la energía de origen renovable disponible en los equipos de almacenamiento. Se tratará de no generar más energía de la necesaria ningún día del año, teniendo un kit de apoyo renovable del que se aproveche la máxima energía generada posible. Se expone con detalle el modelado de los equipos principales para poder analizar el recorrido del flujo de energía desde la captación solar hasta el uso para la iluminación nocturna. Se presentan una serie de casos realizados con el software de simulación energética "HOMER Energy". Se llevan a cabo análisis dinámicos de la operación anual de diferentes configuraciones de equipos. El ratio de autonomía de la farola respecto a la red eléctrica es el resultado de dichos análisis. Los estudios a realizar conllevan una valoración económica del proyecto, tomando como base diversas localizaciones de la geografía española, con el fin de investigar bajo qué condiciones de contorno pueden resultar económicamente viables estos sistemas de iluminación solar. En el trabajo no se aborda el diseño específico del sistema electrónico de control, aunque sí se hace una primera aproximación para tener en cuenta su rendimiento. Tampoco se acomete el diseño de la estructura de sujeción del kit de apoyo solar, pero si se hace una valoración razonable de la factibilidad de ejecución de cada configuración propuesta, desestimando las opciones que no se entiendan realizables o cuya ejecución pudiera presentar complicaciones constructivas que elevaran sustancialmente el coste de la instalación. INDICE 1. OBJETIVOS Y ALCANCE .......................................................................................................................................................... 1 2. MOTIVACIÓN ........................................................................................................................................................................ 2 3. SISTEMAS DE ILUMINACIÓN SOLAR ...................................................................................................................................... 4 3.1. COMPONENTES DE LAS FAROLAS SOLARES ............................................................................................................... 5 3.1.1. PANELES FOTOVOLTAICOS ............................................................................................................................. 5 3.1.2. BATERÍAS ........................................................................................................................................................ 5 3.1.3. REGULADORES DE CARGA .............................................................................................................................. 6 3.1.4. LÁMPARAS LED ............................................................................................................................................... 7 3.2 CARACTERÍSTICAS DE FUNCIONAMIENTO. REQUISITOS PARA SU INSTALACIÓN ..................................................... 8 4. SISTEMA PROPUESTO ........................................................................................................................................................... 9 5. MODELADO DE LOS EQUIPOS ............................................................................................................................................. 10 5.1. PANEL FOTOVOLTAICO ............................................................................................................................................ 10 5.2. REGULADOR DE CARGA SOLAR ............................................................................................................................... 12 5.3. SISTEMA DE CONTROL ............................................................................................................................................. 12 5.4. BATERÍA ................................................................................................................................................................... 13 6. FACTURACIÓN DEL CONSUMO DE RED ............................................................................................................................... 14 7. ELECCIÓN DEL PERFIL DE CARGA ........................................................................................................................................ 15 8. ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS ............................................................................................................................................... 18 8.1. CUBRIR TODO EL CONSUMO EN HORAS PICO ......................................................................................................... 18 8.1.1. SEVILLA ......................................................................................................................................................... 19 8.1.2. BILBAO ..................................................................................................................................................... 1922 8.1.3. ANÁLISIS DE RESULTADOS ........................................................................................................................... 22 8.2. CUBRIR PARCIALMENTE EL CONSUMO EN HORA PICO ........................................................................................... 24 8.2.1. SEVILLA ......................................................................................................................................................... 25 8.2.2. BILBAO ......................................................................................................................................................... 25 8.2.3. MADRID ....................................................................................................................................................... 27 8.2.4. RESUMEN DE RESULTADOS .......................................................................................................................... 28 9. CONCLUSIONES ................................................................................................................................................................... 29 REFERENCIAS .......................................................................................................................................................................... 30 1. OBJETIVOS Y ALCANCE El objetivo principal de este proyecto es valorar la viabilidad de acoplar a las farolas existentes un sistema renovable fotovoltaico que cubra ciertas horas de demanda, contando con la red eléctrica para cubrir el cien por cien del consumo. Los objetivos específicos del proyecto son:  Se propondrán los equipos necesarios para transformar una farola convencional conectada a la red eléctrica en una farola alimentada parcialmente con energía solar.  Se modelará analíticamente los equipos principales para poder analizar el recorrido del flujo de energía desde la captación solar hasta el uso para la iluminación nocturna.  Se estudiará el funcionamiento de distintos tamaños de equipos en tres localizaciones de la geografía española: Madrid, Sevilla y Bilbao.  Se estimará qué fracción solar resulta más conveniente, es decir, qué potencia renovable se debe instalar en función de las condiciones de contorno (radiación solar, precio de la electricidad, coste de los equipos) para cada localización estudiada.  Los estudios se realizarán para una instalación de 100 farolas de tecnología LED, valorando si las instalaciones con apoyo renovable presentan una ventaja económica frente al abastecimiento únicamente de red. Este trabajo es un estudio previo para la implementación de sistemas que introduzcan la tecnología de las farolas solares para la iluminación nocturna de ciudades españolas, aprovechando las características climáticas de nuestro país, que nos colocan en una posición ventajosa respecto al resto de Europa, y la caída de precio que han experimentado las placas solares. Se tratará de aportar una solución energéticamente eficiente y técnicamente razonable, sin atender al peaje que impone el nuevo decreto-ley (BOE-A-2013-7705) por el que se adoptan medidas “contra el autoconsumo”. No se aborda el diseño específico del sistema electrónico de control, aunque sí se hace una primera aproximación para tener en cuenta su rendimiento en el conjunto del sistema. Tampoco se acomete el diseño de la estructura de sujeción del kit de apoyo solar, pero sí se hace una valoración de la factibilidad de ejecución de cada configuración propuesta, desestimando las opciones que no se entiendan realizables o cuya ejecución pudiera presentar complicaciones constructivas que elevaran sustancialmente su coste. De entre los distintos tipos de kits de apoyo que se analizan, se obtiene qué configuración de equipos es la que ofrece un mejor rendimiento económico en cada ciudad y cuál es la fracción de energía renovable que queda cubierta del total de la demanda. De esta forma se evalúa el potencial del sistema de apoyo solar según la localización geográfica, aportando una valiosa base de partida para el desarrollo futuro de kits renovables que ayuden a aliviar la carga eléctrica en el alumbrado público convencional de las ciudades. 2. MOTIVACIÓN En la actualidad la energía solar fotovoltaica se ha convertido en una de las energías renovables de mayor crecimiento y con más expectativas de seguir avanzando. Estos avances están estrechamente relacionados con la disminución en los precios de esta tecnología. Martínez (2013) valora el estudio del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) del Departamento de Energía de Estados Unidos, sobre la tendencia de los precios del sector fotovoltaico. El estudio muestra cómo el precio por vatio de esta tecnología ha pasado (sin contar su instalación) de los 22 dólares en 1980 a menos de 3 dólares en el 2009 encontrándose en la actualidad el precio por debajo de la unidad. Otro factor de suma importancia en el desarrollo actual y futuro de las energías renovables son las normativas orientadas a su desarrollo. El más claro ejemplo es el autoconsumo con “Balance Neto”, que en la actualidad ha comenzado a ser regulado en diversos países del mundo, siendo una realidad en países como Alemania, Italia, Japón, Australia, Estados Unidos, Canadá, Chile y Brasil, entre otros. La peculiaridad de este mecanismo es, que a diferencia de lo que se entiende estrictamente como autoconsumo, con él sí que se permite el contacto con la red eléctrica. En las horas de mayor radiación o viento, los sistemas renovables producen más energía que la que necesitan para cubrir su demanda. Este sistema consiste en ofrecer a los consumidores la posibilidad de verter el sobrante de energía a la red eléctrica y detraer a lo largo del año una cantidad equivalente a la vertida. Esto es, se permite utilizar la red eléctrica como una batería de la que extraer o verter energía según las necesidades de la demanda. Conocido el gran potencial solar en España, a finales de 2012 la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) presentó algunos datos de estimaciones acerca de la futurible evolución anual de la potencia fotovoltaica instalada para autoconsumo con el mecanismo de balance neto de energía. La evolución esperada es que crecerá anualmente de forma ordenada hasta alcanzar los 1.459 MW acumulados en 2016. Desde 2017 y hasta 2020 se instalaría una potencia anual prácticamente constante, para decrecer después gradualmente y estabilizarse en 2025 en 400 MW anuales (Sercobe, 2013). Esto nos muestra claramente como el balance neto de energía es una de las legislaciones más importantes para el fomento de la utilización y el desarrollo de las energías renovables, específicamente de la energía solar fotovoltaica. La paridad en la red es un proceso que se irá dando poco a poco en todos los países del mundo. Por ejemplo en Japón o Hawái los precios de electricidad de la red son tan elevados que los sistemas fotovoltaicos son una alternativa hoy día económicamente viable. En referencia a la paridad de red en España, Anta (2012) expuso el desarrollo del precio de la energía fotovoltaica versus el precio del abastecimiento por la red eléctrica, pronosticando la paridad para el año 2016. En el mercado eléctrico los precios no los determina sólo la variación en la demanda, sino que también dependen del concierto al que llegan las empresas distribuidoras y la administración pública, que es quien determina sus remuneraciones. Este hecho se ha manifestado de forma acentuada en España durante la actual crisis económica mundial. El precio de la electricidad se ha elevado desde 2006, según Eurostat, un 60% para los consumidores industriales y un 88% para los domésticos, en contraste con otros sectores como la alimentación o las telecomunicaciones en los que la mayor competencia ha forzado a reducirlos. Se ha llegado así en 2013 a una situación en la que el precio de la electricidad supera en España a la media de la UE-27 en un 32% para el consumo doméstico y en un 21% para el industrial (Gallego, 2013). La evolución de los precios de la electricidad de red hace pensar que tanto las farolas solares como todos los sistemas de autoconsumo han de cobrar una mayor importancia dada la drástica reducción de los costes de la tecnología fotovoltaica unida al potencial solar del territorio español, con el resultado de obtenerse una electricidad más barata en el periodo de crisis económica actual. Pero el último paso dado hacia la reforma energética ha supuesto un duro golpe para el sector de las energías renovables. La presentación de un decreto-ley (9/2013) de autoconsumo, las convierte en una alternativa inviable económicamente al provocar que su instalación sea sustancialmente más cara que el coste del suministro convencional de electricidad. La propuesta establece una tasa para la producción autónoma de electricidad. El sector lleva meses esperando que se apruebe el balance neto para incentivar la instalación de paneles fotovoltaicos o mini turbinas eólicas en las terrazas y tejados de propiedades privadas. No sólo no se establece esta ventaja económica, sino que ahora se plantea que las personas acogidas al autoconsumo se hagan cargo de los costes del sistema eléctrico como cualquier otro cliente, a pesar de que parte o toda la energía que utilizan la consumen de forma instantánea producida por ellos mismos, sin utilizar la red de transporte. A la luz de este nuevo decreto-ley se está caminando en dirección opuesta a tantos otros países que sí están fomentando el uso de las energías renovables. En este proyecto se trata de aportar una solución energéticamente eficiente y razonable, sin atender a las razones que hacen que actualmente se haya impulsado la implantación de la ley contra el autoconsumo. Se entiende que antes o después esta ley será modificada y que en los próximos años se fomentará el uso de las energías limpias e independientes, por lo que se considera interesante la valoración del escenario de implantación de estos sistemas dentro de un marco regulatorio racional, sin primas ni tasas, sólo valorando la posibilidad de utilización de los recursos energéticos y el coste de los equipos necesarios para su aprovechamiento. El actual modelo energético es insostenible, tanto desde la óptica medioambiental como desde la óptica de seguridad en el suministro e independencia energética. La inestabilidad geopolítica de algunos de los principales países productores y el agotamiento de los recursos fósiles, llevan necesariamente a pensar en un futuro panorama energético más racional, con un creciente peso de energías limpias y propias de cada país, en el que además la transición se lleve a cabo de un modo ordenado. 3. SISTEMAS DE ILUMINACIÓN SOLAR Actualmente los sistemas fotovoltaicos aislados de la red eléctrica tienen diversas aplicaciones, tales como torres de telecomunicaciones en lugares remotos o viviendas aisladas en las que la energía fotovoltaica es la fuente para todos los tipos de cargas eléctricas, sustituyendo integralmente el servicio de la red eléctrica. Algunos ejemplos de aplicaciones de la energía solar fotovoltaica para iluminación se ven en señales de tráfico en tramos de carretera lejos de la red eléctrica, carteles publicitarios que desean ser iluminados, señales portátiles para situaciones de emergencia o tramos obras que interrumpen o desvían la circulación. En el Anexo I se presentan numerosas fotografías con ejemplos ejecutados de las mismas. Los dispositivos de iluminación solar constituyen en sí mismos pequeñas centrales fotovoltaicas. Durante el día la radiación solar incide sobre los paneles solares fotovoltaicos, que la transforman en energía eléctrica. Esta energía eléctrica se dirige hasta baterías donde queda almacenada para su posterior uso. Llegado el momento, la energía almacenada en las baterías sirve para encender las luminarias. La aplicación estrella de estos sistemas de iluminación fotovoltaica son las farolas solares autónomas. Cada vez es más habitual ver autopistas, calles y jardines con farolas alimentadas por energía solar, sobre todo en los países en vías de desarrollo que reciben una fuerte y constante radiación. Estos dispositivos empiezan ya a formar parte del paisaje urbano. Varias son las razones que pueden explicar el importante crecimiento que está experimentando este tipo de iluminación. En primer lugar los avances de la técnica, que logra paneles, baterías y luminarias cada vez más eficientes y a un menor coste, lo que se refleja en modelos de farolas solares mejores y más accesibles. El desarrollo de la tecnología LED ha sido el factor más relevante, ya que la energía que demanda la lámpara es de dos a cuatro veces menor que con otras tecnologías de iluminación (vapor de sodio y vapor de mercurio habitualmente), consiguiendo un nivel de iluminación similar. Esto hace que los equipos de recepción y acumulación de energía no hayan de ser tan potentes, grandes y caros. Así mismo la alta fiabilidad de estos componentes y su reducido riesgo de averías son factores clave. En segundo lugar el continuo crecimiento urbanístico y de infraestructuras que choca con la creciente toma de conciencia de la urgencia de reducir las emisiones de CO2 a la atmósfera. La opción de las farolas solares se ve como una manera de armonizar ambas tendencias. Otro factor de gran importancia que hace que arquitectos e ingenieros opten cada vez más por estos elementos de iluminación alimentados por energía solar es que pueden llegar a ser más económicos en su instalación que las farolas convencionales. Las farolas solares son en sí mismas más caras que las convencionales, sin embargo en nuevas instalaciones alejadas de núcleos urbanos puede resultar más interesante optar por estos sistemas. Las farolas solares funcionan de manera autónoma siendo sólo necesaria en su instalación la obra de cimentación del poste. En cambio las farolas convencionales requieren de la planificación e instalación de todo un sistema de interconexiones (zanjas, cableado, y dispositivos de transformación de la corriente) que elevan el coste mucho más allá del de la propia farola. Estás características hacen que el lugar donde más habitual es encontrar estas farolas independientes sea en los países en vías de desarrollo, donde la red eléctrica es de difícil acceso o inexistente y donde además no se tienen unas necesidades de iluminación muy exigentes, teniendo un impacto menor el hecho de que algún día del año el suministro de energía pudiera verse reducido o interrumpido. En el siguiente punto se expondrá el principio de funcionamiento, los componentes y las características de operación de las farolas solares autónomas que a día de hoy se comercializan. 3.1. COMPONENTES DE LAS FAROLAS SOLARES Las farolas solares están compuestas por uno o varios paneles fotovoltaicos (PF), un regulador de carga, una batería o banco de baterías y una luminaria de tecnología LED. 3.1.1. PANELES FOTOVOLTAICOS Los paneles fotovoltaicos (Figura 1) son los elementos encargados de captar la energía del Sol y transformarla en electricidad. Se colocan en lo alto de la estructura para así lograr una mayor captación de la energía solar. Los paneles deben estar siempre orientados hacia el ecuador terrestre y con la inclinación adecuada en función de la latitud. Los paneles solares son del todo similares a los empleados para otras aplicaciones fotovoltaicas, pero adaptados en tamaño y colocación para crear una estructura resistente a las cargas de viento. Normalmente se emplean paneles de células de silicio mono cristalino o poli cristalino. En el primer apartado del Anexo II se hace un breve repaso de los distintos tipos de tecnologías para la fabricación de paneles fotovoltaicos y se aclara por qué hoy en día la mayor parte de los proyectistas eligen célula policristalina, dado su menor precio y buenas prestaciones. 3.1.2. BATERÍAS La batería (Figura 2) es el elemento encargado de almacenar la energía captada por los paneles durante el día para emplearla en la noche en el encendido de las luminarias. En las farolas, la ubicación de este componente depende del fabricante. La mayoría la sitúan en la zona alta del poste, bajo el panel. Otros fabricantes optan en cambio por colocarla en la parte baja donde es más fácil manipularla, sin embargo queda expuesta a que personas no autorizadas tengan acceso a ella. Figura 1. Paneles solares fotovoltaicos Figura 2. Baterías Figura 3. Regulador de carga solar Aquí rigen los mismos principios que en el resto de las instalaciones de energía solar fotovoltaica, necesitándose baterías recargables que toleren una gran profundidad de descarga. Al funcionar estos componentes con una baja tensión de 12 voltios, el riesgo de accidentes graves es muy reducido. Las baterías más comúnmente utilizadas en la actualidad son las baterías selladas de tecnología VRLA, bien sean de electrolito gelificado o sólido (AGM). La experiencia ha demostrado que las prestaciones de las baterías de tecnología Gel y AGM son muy similares en las farolas solares. Por ello, la mayor parte de los proyectistas optan por las AGM dado que su precio es más reducido. La batería es el equipo más sensible de todo el sistema. La vida de una batería se expresa como el número de ciclos que se produce una carga/descarga. Los factores de que depende la vida de una batería son: el espesor de las placas, el nivel de concentración del electrolito y la profundidad de descarga (PD). En el tercer punto del Anexo III se amplía la información acerca de los distintos tipos de baterías y los factores de los que depende su vida útil. 3.1.3. REGULADORES DE CARGA Los reguladores de carga (Figura 3) racionalizan la utilización de la energía almacenada. Son los encargados de cargar las baterías a través de los paneles y de extraer la energía cuando se necesita. Además se emplean para automatizar el encendido y el apagado de las luminarias evitando un gasto innecesario de luz y consiguiendo además que se alargue la vida de los componentes. Esta regulación se consigue bien programando el dispositivo o mediante una célula fotoeléctrica que detecta el nivel de luminosidad. Los reguladores de carga habituales incorporan sistemas de apagado de seguridad de las luminarias. Cuando tras varios días nublados no se haya podido recargar la batería adecuadamente y esta se encuentre a un nivel de carga muy bajo debe existir este sistema que impida que las luminarias se enciendan para evitar que la descarga de la batería continúe. Una excesiva descarga en la batería puede provocar que esta quede incapaz de recargarse y por lo tanto inservible. Este sistema debe asegurar asimismo que en el momento en que vuelva a haber suficiente radiación para recargar la batería el ciclo se restituya normalmente. Por otro lado, los reguladores actuales suelen ser seguidores del punto de máxima potencia (Maximum Power Point Tracking, en inglés) más conocidos como MPPTs. Un MPPT es un sistema electrónico que gestiona los panels fotovoltaicos de tal manera que permite extraer la máxima potencia de éstos. No tiene nada que ver con lo que comúnmente se conoce como un seguidor solar. Es un sistema totalmente electrónico que varía el punto eléctrico de operación del panel y así le permite entregar la máxima potencia extraíble para la radiación que esté recibiendo. La potencia adicional extraída se convierte en un incremento de la intensidad de carga de las baterías. En el segundo apartado del Anexo II se explica en mayor detalle el funcionamiento de este tipo de regulador. 5.4. BATERÍA Tal y como exponen Jongerden et al. (2008) existen diversos modelos para la descripición del funcionamiento de las baterías, siendo el modelo cinético de Manwell et al. (1993) el más intuitivo y con el que se obtiene una de las mejores aproximaciones para las baterías VRLA. Gracias a este modelo se consigue determinar la cantidad de energía que puede ser absorbida o retirada del banco de baterías en cada intervalo de tiempo. El modelo cinético de batería, presenta la batería como un sistema de dos tanques. El primer tanque contiene “Energía Disponible”( ), la energía para la conversión inmediata en electricidad de corriente continua. El segundo tanque contiene “Energía de Base” ( ), o la energía que es químicamente inestable y por tanto no puede retirarse inmediatamente. La energía Un esquema del concepto puede verse en la Figura 7. La cantidad total de energía almacenada en la batería en cada intervalo de tiempo es la suma de ambas. Se utilizan tres parámetros para describir este sistema de dos tanques:  La capacidad máxima de la batería ( ), es la cantidad total de energía que los dos tanques pueden contener.  La relación de capacidad ( ), es la relación entre el tamaño del depósito de energía disponible y el tamaño conjunto de ambos tanques.  La constante de velocidad ( ), se refiere a la conductancia entre los dos tanques. Es una medida de la rapidez con la que la batería puede convertir la energía de base en la energía disponible o viceversa. En el tercer apartado del Anexo II se explica en mayor detalle las características de este modelo, y se presentan las ecuaciones para llegar a obtener la potencia de carga o descarga ( ), según se esté introduciendo o extrayendo energía de la batería. Con este dato se calcula la cantidad resultante de energía disponible y de energía de base al final de cada intervalo de tiempo ( ). Figura 7.Esquema del modelo cinético de batería 6. FACTURACIÓN DEL CONSUMO DE RED El estudio que se plantea es para un total de 100 farolas de 80W. Por ello, la mínima potencia a contratar serán 100*80 = 8.000W = 8kW. Añadiendo un factor de seguridad del 10% para cubrir las pérdidas en el cableado y el consumo del sistema de control, la potencia a contratar asciende a 8,8 kW. Atendiendo al RD 485/2009 del 1 de Julio de 2009, el caso de estudio puede acogerse a la Tarifa de Último Recurso (TUR) ya que la potencia contratada es inferior a 10 kW. Según la última Orden IET/1491/2013 (BOE 01/08/2013), las tarifas posibles son las denominadas 2.0A, 2.0DHA y 2.0DHS. La tarifa 2.0A es constante durante todas las horas del año. La Figura 8 muestra cómo se definen los distintos periodos en las tarifas con discriminación horaria. En vista de los precios fijados en el BOE-A-2013-8562 para cada periodo tarifario, se ha estimado conveniente escoger la tarifa 2.0 DHS, que establece una discriminación horaria de tres periodos (punta: rojo, amarillo: llano, verde: valle) constante durante todos los días del año. En España, la factura eléctrica se compone de los términos que se detallan a continuación. En la Figura 9 se puede ir viendo como se aplican hasta llegar a obtener el montante total.  TE, término de energía: lo que se paga por la energía útil que se consume. En la tarifa escogida son: periodo valle 0,050522 [€/kWh], periodo llano 0,068148 [€/kWh] y periodo punta 0,149838 [€/kWh].  TP, término de potencia: el “fijo”, la potencia máxima que se puede demandar en un instante. Se paga aunque no se consuma energía. Para la tarifa escogida es 35,649473 [€/kW y año]  PEN, penalizaciones por consumo de energía reactiva [€/kvarh]. No se aplica en los casos de estudio, ya que las lámparas LED actuales incluyen sistemas de condensadores para compensar el consumo de energía reactiva.  ALQ, alquiler del equipo de medida: el equipo de medida no se adquiere en propiedad, se alquila [€/mes]. Estudiando facturas reales de distintas empresas distribuidoras para estas tarifas, se ha comprobado que el término de alquiler son 12€/mes  IMP, impuestos: Impuesto de electricidad e IVA, dependientes de los términos anteriores. El impuesto de electricidad se aplica antes de sumar el alquiler. El impuesto de electricidad puede fijarse en un 5,1% que se ha de cargar a las partidas propias de la energía. El IVA se aplica en última instancia, siendo a día de hoy un 21%. Figura 8. Discriminación horaria en las tarifas aplicables Figura 9. Esquema de la factura eléctrica 7. ELECCIÓN DEL PERFIL DE CARGA Tras hacer un estudio de periodos tarifarios definidos en el sistema eléctrico español, la primera idea que se plantea es la de tratar de diseñar un sistema que cubra con energía renovable las horas pico de demanda en la que el coste de la electricidad es notoriamente más elevado. Si el sistema renovable actúa en estas horas, la factura eléctrica se verá considerablemente reducida. Se ha tenido acceso a la factura eléctrica de un barrio de un municipio riojano (Figura 10), en la que todo el consumo es debido únicamente a las cerca de 60 farolas de vapor de sodio que iluminan sus calles. Tal y como muestra el gráfico de sectores incluido en la Figura 10, un 50% del importe total del término de energía corresponde al primer periodo. Quedando claro que el sistema renovable actuará en las primeras horas de funcionamiento de la farola para aliviar la partida del periodo punta, ahora toca plantear posibles tipos o perfiles de cargas, tratando de llegar a encontrar el más adecuado. La luminaria escogida para realizar el ensayo ha sido la ZYLED-SLAC6-80W cuya ficha técnica se puede ver en el Anexo IV. La razón de haber escogido esta luminaria en concreto es porque ofrece la posibilidad de trabajar a doble nivel. Esto significa que es posible hacerla trabajar al 50% de su potencia nominal, obteniendo la mitad del nivel de iluminación que se especifica en su ficha técnica. Aprovechando esta característica, es posible plantearse distintos tipos de perfiles de carga. Para determinar en qué horas debe estar encendida la farola, se ha escogido el criterio de tomar como base los valores de nivel de iluminación sobre el plano horizontal (lx) del archivo de datos climáticos. En las horas cuyo valor es nulo se entiende que la farola deberá estar encendida, Figura 10. Extracto de una factura en la que todo el consumo proviene únicamente de farolas demandando la carga en kW correspondiente al nivel de iluminación que se desee tener. Se ha de crear entonces un archivo con 8.760 líneas, con valor cero en las horas en las que el nivel de iluminación es mayor que cero y con valor positivo en el resto de horas. A continuación se exponen cuatro posibles perfiles de carga a los que se ha dado un nombre representativo que se mantiene durante el resto del documento. Se evalúan estos perfiles atendiendo tanto a criterios económicos como a criterios funcionales.  Load100: la farola está encendida siempre que haya oscuridad total (GH illum (lx) = 0) a su máxima potencia.  Load50: la farola está encendida siempre que haya oscuridad total (GH illum (lx) = 0), pero sólo un máximo del 50% de ese tiempo lo hace a la máxima potencia. Por ejemplo, un día en el que haya 14 horas de oscuridad total, la farola estará 7 horas a la máxima potencia y las otras 7 horas a la mínima potencia; pero si en el día hay 13 horas de oscuridad, 6 horas lucirá a la máxima potencia y 7 horas a la mínima. Este sistema se basa en el uso funcional que tiene una farola; se mantiene el mayor nivel de iluminación en sus primeras horas de encendido ya que se entiende que es entonces cuando es más necesario, por preverse una mayor densidad de tránsito ciudadano.  Load4: la farola está encendida siempre que haya oscuridad total (GH illum (lx) = 0), pero como máximo 4 horas de ese tiempo lo hace a la máxima potencia. Este sistema de funcionamiento tiene la misma naturaleza que el anterior, pero es menos exigente energéticamente.  Load23: en este caso la farola no está encendida siempre que hay oscuridad total, tan sólo las primeras horas de funcionamiento y a la potencia máxima. Este sistema de funcionamiento es la base de la simulación off-grid que se detalla en el siguiente apartado. Figura 11. Ejemplo de la distribución de los distintos perfiles de cargas para un día cualquiera del año En la Figura 11 se pueden apreciar de forma clara las peculiaridades de los distintos perfiles de carga a lo largo de las 24 horas del día. A la izquierda se han representado relojes de 24h para cada uno de los perfiles. La corona exterior muestra los periodos definidos en la tarifa 2.0DHS (rojo: punta, amarillo: llano y verde: valle) y la corona interior las horas de funcionamiento de la farola (azul claro: funcionamiento a potencia máxima, azul oscuro: funcionamiento a media carga y gris: apagada). A la derecha se muestra un extracto de la hoja de cálculo en el que se pueden ver los valores concretos de iluminación (lx) y carga (kWh). El día escogido en el ejemplo es el 7 de Abril en la localidad de Sevilla. Ya que entre los puntos de partida de este proyecto está el diseñar un sistema tan eficiente energéticamente como sea posible, se ha considerado que el perfil de carga más apropiado es el denominado Load4. Este perfil de carga cumple de forma adecuada con las necesidades funcionales que se demandan para una farola situada en una zona urbana/residencial de una ciudad española tipo. Se ha de indicar que en invierno, la hora a la que la luminaria descienda a un nivel de iluminación menor llega antes que en verano, al oscurecer más temprano. Esto implica que en los meses de verano la luminaria dará un alto nivel de iluminación hasta más tarde, pero esta situación no se entiende desacertada. Puesto que los hábitos de los ciudadanos en invierno no son los mismos que en los meses de verano, cuando gran parte de la población está de vacaciones, esta circunstancia resulta beneficiosa. De cualquier forma para cada caso concreto podría definirse el perfil de carga concreto que se estimase más oportuno. 8. ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS Como se ha visto en el apartado 6, el término de energía en hora pico es más del doble que en hora llano y aproximadamente el triple que en hora valle. El objetivo ha de ser evitar en la medida de lo posible el consumo de la red en este periodo, para tratar de buscar un sistema económicamente más ventajoso. Para la realización de los ensayos se ha escogido apoyarse en el software de cálculo HOMER Energy, ya que dicho software modela los equipos y el flujo de la energía a través de ellos siguiendo las mismas ecuaciones y principios que se han expuesto en el apartado 5. Todo lo referente a la utilización de este programa se encuentra en el Anexo III. En este anexo se puede encontrar una guía de usuario para realizar las simulaciones. Los costes que se han establecido para los componentes, teniendo en cuenta que se está valorando un total de 100 sistemas, son:  Para los paneles policristalinos se ha establecido un coste medio 0,70 €/W.  Para las baterías AGM de Vision, se ha establecido un coste medio 1,2 €/Ah.  Para el regulador MPPT que controle hasta 10 A el coste por unidad se fija en 40 €.  Para el inversor DC/AC que deberán llevar los sistemas aislados de la red el coste se fija en 12 €.  Para el sistema de gestión que llevarán los sistemas híbridos el coste se estima en 20 €. Estos precios se mantienen en todas las simulaciones llevadas a cabo en el proyecto. HOMER sólo ofrece la posibilidad de modelar el coste de mantenimiento de los equipos como un valor fijo anual, y en el caso de algunos componentes del sistema esta simulación no se considera acertada. Además toma el coste de la electricidad de red durante los veinticinco años. Trabajando con los datos de consumo energético se puede solucionar este problema, haciendo un análisis financiero posterior, en el que. 8.1 CUBRIR TODO EL CONSUMO EN HORAS PICO La primera propuesta es la de encontrar una batería y un panel que cubran el total de la demanda en hora pico durante todos los días del año. El primer estudio que se plantea es un sistema off-grid (aislado de la red) con una carga que cesa a las 23.00h (la llamada Load23) ya que es entonces cuando finaliza el periodo punta especificado en la tarifa 2.0 DHS. Haciendo pruebas con distintos tipos de baterías se puede obtener qué batería es la que mejor se ajusta. Este es el fundamento de realizar este estudio previo al ensayo. Una vez obtenida una batería y un panel que puedan abastecer la demanda del sistema, se simula el perfil de carga Load4 en un sistema que tenga la posibilidad de conectarse a la red. Para valorar las ventajas del sistema híbrido respecto a los sistemas tradicionales, es interesante simular el perfil de carga Load 4 en un sistema completamente aislado (una farola solar común) y en un sistema completamente conectado (una farola alimentada de red). De esta forma DATOS DE ENTRADA Localización Sevilla Perfil de carga Load4 Recurso energético Conexión a red RESULTADOS Energía anual consumida en periodo valle 91 kWh Energía anual consumida en periodo llano 53 kWh Energía anual consumida en periodo punta 101 kWh DATOS DE ENTRADA Localización Sevilla Perfil de carga Load23 Recurso energético Sistema fotovoltaico aislado RESULTADOS PF necesario 200W Inclinación óptima del PF 37,4 Batería AGM necesaria 120 Ah quedarán reflejadas las ventajas e inconvenientes de cada uno, haciendo un análisis económico a veinticinco años de cada uno de ellos. Se comienza valorando la simulación del sistema en Sevilla, ya que de las tres ciudades propuestas es la más cercana al ecuador y en consecuencia, donde el sistema presentará un mejor rendimiento. En vista de los resultados obtenidos se valorará qué tipo de sistema será conveniente simular en las otras localizaciones con menor radiación anual, como Madrid y Bilbao. 8.1.1 SEVILLA La simulación del perfil de carga Load23 en un sistema aislado es útil para encontrar una batería y un panel que puedan cubrir toda la demanda en horas pico de tarifación eléctrica. Tras realizar este primer ensayo se puede analizar qué inclinación del PF es la que produce una mayor cantidad de energía a lo largo del año en esta localidad, gracias al análisis sensible. Para esta localización, con una inclinación igual a la latitud (37,4°) se consigue la mayor producción de energía. Como resultado principal de este ensayo se obtiene que la batería 6FM120D-X junto a un panel policristalino de 200W es la combinación más adecuada. En la Tabla 4 se muestra un resumen del ensayo. A continuación se simula el perfil de carga Load 4 en un sistema únicamente conectado a red y en un sistema híbrido que cuente con los equipos obtenidos del anterior ensayo. Si se atiende al desglose de la tarifación de la energía suministrada por la red en el sistema sin apoyo renovable, se ve como el término de energía en el periodo punta representa más del cincuenta por ciento del total del coste del suministro anual. La Tabla 5 muestra el resumen del ensayo. Por otro lado, atendiendo a los resultados del sistema con apoyo renovable, la facturación en el periodo punta desaparece, manteniéndose las de los periodos llano y valle en el mismo valor que en el caso sin ningún apoyo renovable. La vida útil de la batería son 7,71 años. La Tabla 6 muestra el resumen del ensayo. Tabla 4. Resumen del ensayo previo en Sevilla DATOS DE ENTRADA Localización Sevilla Perfil de carga Load4 Recurso energético Sistema Hibrido PF 200W Batería AGM 120 Ah RESULTADO Energía anual consumida en periodo valle 91 kWh Energía anual consumida en periodo llano 53 kWh Energía anual consumida en periodo punta 0 kWh Ahorro en el consumo de energía 41,22% Vida útil de la batería 7,6 años Tabla 5. Resumen del ensayo totalmente conectado en Sevilla Tabla 6. Resumen del ensayo del sistema hibrido en Sevilla DATOS DE ENTRADA Localización Sevilla Perfil de carga Load4 Recurso energético Sistema fotovoltaico aislado RESULTADOS PF necesario 270W Batería AGM necesaria 2*150 Ah Vida útil de la batería 6,4 años En este punto se acomete la simulación del perfil Load4 en un sistema totalmente aislado de la red, para hallar qué combinación de equipos puede cumplir con este perfil de carga sin apoyo de la red. Según los resultados que ofrece el programa, la solución óptima pasa por el uso de dos baterías de 150Ah y un panel de 270W. La vida útil de la batería son 6,4 años. La Tabla 7 muestra el resumen del ensayo. Con los resultados obtenidos se procede a realizar la estimación económica a 25 años de las tres alternativas: sistema totalmente conectado, sistema híbrido y sistema totalmente aislado. Se tienen en cuenta las siguientes premisas:  Acorde a la evolución histórica de las tarifas eléctricas en los últimos 10 años, se ha considerado oportuno estimar un aumento anual del coste de la electricidad del 6% durante el periodo de vida del proyecto.  Respecto al coste de mantenimiento del panel, se han consultado varias tarifas de las empresas que instalan farolas solares. Se ha fijado un coste de 5 € aplicable cada vez que se ha de cambiar la batería, ya que es el único momento en el que en la práctica se realizan tareas de mantenimiento. Con este coste se cubren los gastos de limpieza y chequeo de producción.  Al inversor y al sistema de gestión se les ha aplicado un coste de mantenimiento del 5% de su valor de adquisición. Con el coste de O&M se cubren los gastos de chequeo y monitorización.  A la batería se le aplica un gasto puntual de O&M de 5 € cada vez que deba ser reemplazada. Este dato ha sido extraído de las tarifas de las empresas que instalan farolas solares.  Se aplica un incremento del IPC de un 2% a los gastos anuales de O&M y en el alquiler de los equipos de medida.  Por último, se considera una depreciación anual del 3% en el coste de adquisición de los equipos.  Al final de los 25 años se hace un ajuste por la parte proporcional de los equipos que no han finalizado su vida útil. Se devuelve la parte proporcional a los años de funcionamiento que le quedan de uso. Teniendo en cuenta estas premisas se obtiene el cash flow comparativo en 25 años que se muestra en la Tabla 8. Se han marcado en color rosa las celdas en las que se tiene un coste de mantenimiento distinto de cero en por reemplazo de las baterías. Tabla 7. Resumen del ensayo del sistema aislado En vista de estos resultados, parece conveniente tener en consideración este tipo de sistema con apoyo renovable. A priori, el sistema totalmente aislado ofrece un menor coste económico. Pero si se tienen en cuenta las dimensiones y el peso de los equipos que lo componen, este sistema no resulta factible constructivamente. Un panel tan grande y pesado (2x1 m2 y 22 kg de peso aproximadamente, tal y como se ve en la ficha técnica del Anexo IV) y la incorporación de dos baterías de 47 kg de peso cada una, generarían un problema estructural colocadas en la parte superior de un poste convencional, que no esté diseñado para ello. El panel debería llevar una estructura robusta y muy aparatosa para quedar perfectamente instalado, sin riesgo de balanceo o caída. La otra opción sería la sustitución integral del poste por uno especialmente diseñado para albergar los equipos, es decir, del tipo de las farolas solares convencionales; pero esta opción incrementaría el coste muy notablemente, tanto por la ejecución como por el coste del poste en sí. Con todo esto la opción del sistema totalmente aislado queda desestimada y no se valorará en el resto de localizaciones. TE TP ALQ TE TP ALQ PF O&M PF S.G. O&M S.G. BAT O&M BAT PF O&M PF INV O&M INV BAT O&M BAT 2013 0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 240.0 0.0 20.0 0.0 144.0 0.0 324.0 0.0 12.0 0.0 360.0 0.0 2014 1 39.3 4.8 2.3 18.4 4.8 2.3 0.0 0.0 0.0 1.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.6 0.0 0.0 2015 2 41.6 5.1 2.4 19.5 5.1 2.4 0.0 0.0 0.0 1.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.6 0.0 0.0 2016 3 44.1 5.4 2.4 20.6 5.4 2.4 0.0 0.0 0.0 1.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.6 0.0 0.0 2017 4 46.8 5.7 2.4 21.9 5.7 2.4 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.6 0.0 0.0 2018 5 49.6 6.1 2.5 23.2 6.1 2.5 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.6 0.0 0.0 2019 6 52.6 6.4 2.5 24.6 6.4 2.5 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.7 0.0 0.0 2020 7 55.7 6.8 2.6 26.1 6.8 2.6 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.7 0.0 0.0 2021 8 59.1 7.2 2.6 27.6 7.2 2.6 0.0 5.9 0.0 1.1 112.9 5.9 0.0 0.0 0.0 0.7 0.0 0.0 2022 9 62.6 7.6 2.7 29.3 7.6 2.7 0.0 0.0 0.0 1.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.7 0.0 0.0 2023 10 66.4 8.1 2.8 31.0 8.1 2.8 0.0 0.0 0.0 1.2 0.0 0.0 0.0 6.1 0.0 0.7 265.5 6.1 2024 11 70.3 8.6 2.8 32.9 8.6 2.8 0.0 0.0 0.0 1.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.7 0.0 0.0 2025 12 74.6 9.1 2.9 34.9 9.1 2.9 0.0 0.0 0.0 1.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.7 0.0 0.0 2026 13 79.0 9.7 2.9 37.0 9.7 2.9 0.0 0.0 0.0 1.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 0.0 2027 14 83.8 10.2 3.0 39.2 10.2 3.0 0.0 0.0 0.0 1.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 0.0 2028 15 88.8 10.8 3.0 41.5 10.8 3.0 0.0 0.0 12.7 1.3 0.0 0.0 0.0 0.0 12.7 0.8 0.0 0.0 2029 16 94.1 11.5 3.1 44.0 11.5 3.1 0.0 6.9 0.0 1.3 88.5 6.9 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 0.0 2030 17 99.8 12.2 3.2 46.7 12.2 3.2 0.0 0.0 0.0 1.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 0.0 2031 18 105.8 12.9 3.2 49.5 12.9 3.2 0.0 0.0 0.0 1.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 0.0 2032 19 112.1 13.7 3.3 52.4 13.7 3.3 0.0 0.0 0.0 1.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.9 0.0 0.0 2033 20 118.8 14.5 3.4 55.6 14.5 3.4 0.0 0.0 0.0 1.5 0.0 0.0 0.0 7.4 0.0 0.9 195.8 7.4 2034 21 126.0 15.4 3.4 58.9 15.4 3.4 0.0 0.0 0.0 1.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.9 0.0 0.0 2035 22 133.5 16.3 3.5 62.4 16.3 3.5 0.0 0.0 0.0 1.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.9 0.0 0.0 2036 23 141.5 17.3 3.6 66.2 17.3 3.6 0.0 0.0 0.0 1.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.9 0.0 0.0 2037 24 150.0 18.3 3.6 70.2 18.3 3.6 0.0 8.0 0.0 1.6 69.3 8.0 0.0 0.0 0.0 0.9 0.0 0.0 2038 25 159.0 19.4 3.7 74.4 19.4 3.7 0.0 0.0 0.0 1.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.0 0.0 0.0 -4.2 -52.5 -4.2 -78.3 2155.1 263.1 73.8 1007.9 263.1 73.8 240.0 20.8 28.4 32.0 362.1 20.8 324.0 13.5 20.4 19.2 742.9 13.5 AÑO SÓLO RED SISTEMA MIXTO SISTEMA AUTÓNOMO TOTAL 2492.01 2048.92 1133.64 Tabla 8. Cash flow comparativo tras las primeras simulaciones en Sevilla 8.1.2 BILBAO Tras realizar esta simulación se obtiene que la combinación de batería y panel que puede cubrir toda la demanda en horas pico de tarifación eléctrica, tiene unas dimensiones y un peso demasiado grandes. La Tabla 9 muestra el resumen del ensayo. En primer lugar, comercialmente no se fabrican paneles de potencia tan alta, por lo que deberían instalarse dos paneles de 225W para llegar a los 550W necesarios. Además se han de colocar dos baterías de 36Kg cada una. Todo ello hace este sistema difícilmente viable constructivamente, por lo que la conclusión es que debe ser desestimado. En vista de estos resultados no tiene sentido abordar la simulación del perfil de carga Load 4, ya que tal y como se ha visto en el ensayo llevado a cabo para Sevilla, el kit para cubrir la demanda completa será aún más exigente en dimensiones y en peso. En este punto del proyecto se hace una valoración de los resultados obtenidos y se toma una determinación para abarcar las siguientes simulaciones. 8.1.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS Tras el estudio realizado para Bilbao, en vista de que no es posible ejecutar un sistema híbrido que haga que toda la demanda en hora pico sea cubierta con energía renovable, se hace un repaso de los resultados obtenidos hasta el momento. El estudio llevado a cabo en Sevilla ha reflejado el buen rendimiento del sistema híbrido que cubre toda la demanda en hora pico. Se recuerda que para esta localización se ha obtenido un panel de 200W policristalino y una batería AGM de 120 Ah. Consultando los catálogos de diversos fabricantes se ve como las dimensiones de un panel policristalino de 200 W rondan los 1500*1000 mm2, con un peso cercano a los 18kg. La batería 6FM120D-X tiene un peso de 36kg y unas dimensiones de 410*176*224 mm3. Valorando las farolas solares totalmente autónomas que se comercializan actualmente, se ve que esta combinación de equipos corresponde a los sistemas más potentes del mercado. La diferencia es que estos sistemas incluyen un poste especialmente diseñado para albergar esta carga. En la Figura 12 se muestra el conjunto en tres dimensiones, apreciándose el efecto que causa el sistema instalado en una farola de 8m, altura media para la que esta lámpara está diseñada. Para sostener todo el sistema renovable, se propone una estructura con una plataforma regulable con el espacio suficiente para albergar la caja con la batería y dos mástiles que eleven el panel a una altura a la que pueda ser inclinado sin que el poste se lo impida. Tabla 9. Resumen del ensayo previo en Bilbao DATOS DE ENTRADA Localización Bilbao Perfil de carga Load23 Recurso energético Sistema fotovoltaico aislado RESULTADOS PF necesario 550W Inclinación óptima del PF 33,6 Batería AGM necesaria 2*120 Ah 9. CONCLUSIONES Este trabajo pretende ser el anteproyecto de un sistema que introduzca la tecnología de las farolas solares para la iluminación nocturna de las ciudades españolas, aprovechando que las características climatológicas de nuestro país nos colocan en una posición ventajosa respecto al resto de Europa y que la caída de precio que han experimentado las placas solares en los últimos años las ha convertido en una alternativa real al consumo único de la red eléctrica. Estos hechos, unidos al constante aumento del precio del abastecimiento eléctrico, han sido los factores que han motivado el desarrollo del trabajo. Se ha valorado la viabilidad de acoplar a las farolas existentes un sistema renovable fotovoltaico que actúe durante ciertas horas de demanda, contando con la red eléctrica para cubrir el cien por cien del consumo, obteniéndose un resultado positivo. Estudiando los periodos de tarifación eléctrica en España, se ha hecho una primera simulación para valorar la viabilidad de diseñar un sistema renovable que cubriera toda la demanda en el periodo punta de tarifación. Esta opción se ha desestimado por haberse obtenido unos resultados que no se consideran factibles constructivamente dado el tamaño de los equipos necesarios. Se ha estudiado el funcionamiento de distintas combinaciones de equipos de menor potencia en tres localizaciones de la geografía española, obteniéndose la fracción solar que resulta más conveniente en función de las condiciones climáticas. Se ha utilizado una herramienta de cálculo reconocida a nivel mundial en la simulación energética de sistemas renovables, con la que se han llevado a cabo análisis dinámicos de la operación anual de las diferentes configuraciones de equipos. Analizando los resultados se puede concluir que para todas las ciudades evaluadas existe un sistema de apoyo renovable que resulta más ventajoso económicamente que el suministro únicamente de red. Tanto en Madrid como en Sevilla, la aportación del sistema renovable es lo suficientemente importante como para ser tenida en cuenta. Más de un tercio de la demanda anual queda cubierta gracias a él, presentando el sistema un buen rendimiento gracias a las condiciones climatológicas, lo que genera un ahorro sustancial respecto a la alimentación convencional. El actual modelo energético es insostenible, tanto desde la óptica medioambiental como desde la óptica de seguridad en el suministro e independencia energética. La inestabilidad geopolítica de algunos de los principales países productores y el agotamiento de los recursos fósiles, llevan necesariamente a pensar en un futuro panorama energético más racional, con un creciente peso de energías limpias y propias de cada país, en el que además la transición se lleve a cabo de un modo ordenado. Con este trabajo se ha dado un paso más para el desarrollo de sistemas híbridos de energía solar fotovoltaica, presentándose resultados que incentivan a la comunidad investigadora a trabajar en este campo. REFERENCIAS Anta (2012) Anta Fernández, Javier (2012). Presidente de la Asociación de la Industria Fotovoltaica. Jornadas sobre “El precio de la política energética: ¿Cómo pagar el coste de cumplir el objetivo de energías renovables?” (Madrid, 18 Noviembre de 2012) Bertiz (2011) Bertiz, P. (2011, 12 de Septiembre). Placas solares iluminarán túneles en la vía verde del Bidasoa. Diario de Navarra, 20 Cooper (1969) Cooper, P. (1969). 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