|
EMPLAZAMIENTO Y DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD |
|
|
|
|
ENTRADA |
VALOR SUGERIDO |
RANGO |
FUENTE |
|
Emplazamiento
Site location |
Palmdale, CA |
/ |
|
|
Tarifa eléctrica
Electricity rate |
Commercial; Southern California Edison Co: Time of Use; General Service; Large; TOU-8 CPP (2 kV-50kV) |
/ |
Southern California Edison. Rate Schedule TOU-8, https://www.sce.com/NR/rdonlyres/4393B684-6D2A-49F0-8359-85DC4CD1D679/0/091022_TOU8_Fact_Sh… OpenEI. Basic information, https://openei.org/apps/IURDB/rate/view/56bbe096682bea7fa5c3145d#1__Basic_Information
|
|
Tarifa eléctrica introducida por el usuario
Custom electricity rate |
No hacer clic en la casilla |
/ |
/ |
|
Balance neto[1]
Net metering |
0 (se supondrá que la instalación no está sujeta al Balance Neto) |
Depende de la legislación en cada país |
|
|
Precio del mercado mayorista spot o de contado
Wholesale rate ($/kWh)
|
0 |
Típicamente 0 a 0.05 (muy variable) |
|
|
Nombre del emplazamiento
Site name |
Palmdale Regional Medical Center |
/ |
|
|
Superficie del complejo hospitalario
Land available (acres) |
34.17 acres (138 281 m2) |
/ |
https://en.wikipedia.org/wiki/Palmdale_Regional_Medical_Center#cite_note-1 |
|
Superficie de la cubierta
Roofspace available (sq ft) |
320 000 pies cuadrados
30 000 m2
Se supondrá que la cubierta tiene unas dimensiones de 173 x 173 metros. Éste podría ser un elemento restrictivo a la hora de elegir la potencia del campo de colectores |
/ |
https://en.wikipedia.org/wiki/Palmdale_Regional_Medical_Center |
|
PERFIL DE LA CARGA (simular el perfil, no subirlo a través de un archivo) |
|
|
|
|
Tipo de edificio
Type of building |
Hospital |
/ |
/ |
|
Consumo anual de energía (kWh)
Annual energy consumption (kWh) |
4 900 000 kWh |
/ |
Conejo J, Rainey T. Natural Disasters, Hospitals and Emergency Generators: A natural progression to complete energy resiliency. Albany: EYP Inc.; 2017.
Gaeta Hernández AC. Reducing healthcare’s climate footprint: Opportunities for European hospitals & health systems. Brussels: HCWH EUROPE; 2016.
Ministry for Energy and Health. An energy roadmap – Towards achieving decarbonization for the Maltese islands analysis for a cost-effective and efficient heating and cooling. Malta: Ministry for Energy and Health; 2015. |
|
Factor de carga crítica
Critical load factor (%)
|
50%
|
10-100%
|
El factor de carga crítica varía mucho dependiendo del fin último del edificio. Para un hospital |
|
FINANCIERO |
|
|
|
|
Tasa de descuento nominal (%)
Host discount rate, nominal (%)
|
8.1% |
2.4 – 15% |
https://nvlpubs.nist.gov/nistpubs/ir/2018/NIST.IR.85-3273-33.pdf
|
|
Porcentaje de incremento anual, %
Electricity cost escalation rate, nominal (%)
|
2.6%
|
-0.5 – 5.5%
|
https://www.eia.gov/outlooks/aeo/data/browser/#/?id=3-AEO2017&cases=ref2017&sourcekey=0
https://nvlpubs.nist.gov/nistpubs/ir/2018/NIST.IR.85-3273-33.pdf
https://energy.gov/eere/femp/energy-escalation-rate-calculator-download
|
|
Periodo de análisis (años)
Analysis period (years) |
20 |
10 – 40 |
https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/PLAW-110publ140/pdf/PLAW-110publ140.pdf
|
|
Impuesto de sociedades (%)
Host effective tax rate (%) |
26% |
|
https://www.irs.gov/pub/irs-pdf/i1120.pdf
https://files.taxfoundation.org/20170224134124/Tax-Foundation-FF542.pdf
|
|
Porcentaje de aumento de los costes de operación y mantenimiento
O&M cost escalation rate (%) |
2.5%
|
-0.6 – 4%
|
https://nvlpubs.nist.gov/nistpubs/ir/2018/NIST.IR.85-3273-33.pdf
http://www.usinflationcalculator.com/inflation/historical-inflation-rates/
|
|
RESILIENCIA |
|
|
|
|
ENTRADA |
VALOR SUGERIDO |
RANGO |
FUENTE |
|
Duración de la interrupción del suministro
Outage duration (hours) |
Hacer 3 (TRES) simulaciones distintas, una con 8 horas, otra con 16 horas y otra con 24 horas para hacer una comparativa de los resultados obtenidos y discutirlos en la sección de “Discusión” |
8 – 24 horas |
http://www.primepower.com/blog/emergency-power-back-up-for-hospitals-an-overview/ |
|
Día en el que se produce la interrupción del suministro
Outage start date |
Hacer 2 (DOS) suposiciones distintas, una el 21 de diciembre y otra el 21 de junio para hacer una comparativa de los resultados obtenidos y discutirlos en la sección de “Discusión” |
/ |
|
|
Hora en el que se produce la interrupción del suministro
Outage start time |
Hacer 2 (DOS) suposiciones distintas, una a las 5 pm y otra a las 2 a.m., para hacer una comparativa de los resultados obtenidos y discutirlos en la sección de “Discusión” |
|
|
|
Número de simulaciones a realizar |
12 |
|
8 horas de duración el 21 de diciembre a las 2 am 8 horas de duración el 21 de diciembre a las 5 pm 8 horas de duración el 21 de junio a las 2 am 8 horas de duración el 21 de junio a las 5 pm 16 horas de duración el 21 de diciembre a las 2 am 16 horas de duración el 21 de diciembre a las 5 pm 16 horas de duración el 21 de junio a las 2 am 16 horas de duración el 21 de junio a las 5 pm 24 horas de duración el 21 de diciembre a las 2 am 24 horas de duración el 21 de diciembre a las 5 pm 24 horas de duración el 21 de junio a las 2 am 24 horas de duración el 21 de junio a las 5 pm |
|
Tipo de interrupción
Type of outage event |
Majot outage – Occurs once per Project lifetime |
/ |
/ |
|
Existing diesel generator? |
Sí |
|
|
|
Potencia nominal del grupo electrógeno
Existing diesel generator size (kW) |
1200 kW |
/ |
Datos del ejercicio |
|
Disponibilidad de combustible para el grupo electrógeno (en galones)
Fuel availability for diesel generator (gallons) |
680 gal (2575 l)
|
|
Dato supuesto |
|
Tasa de combustible quemado por el grupo electrógeno
Fuel burn rate for diesel generator |
0.078 galones/kWh
0.2952 l/kWh |
|
http://dnr.alaska.gov/mlw/mining/largemine/greenscreek/pdf/gc2014gpo14_rcp.pdf |
|
Consumo de la curva de consumo de combustible para el generador diésel
Fuel curve y- intercept by generator capacity |
0.009 gal/h
0.034 l/hora
|
0.004 – 0.0142 gal/h
0.01514165 – 0.05375285 l/h |
Diesel Generator Sets: Distributed Reciprocating Engines for Portable, Standby, Prime, Continuous, and Cogeneration Applications. Gauntlett, D., and K. Adamson. 2013. Navigant Research.
https://www.homerenergy.com/products/pro/docs/3.9/generator_fuel_curve_intercept_coefficient.html
Integration of Renewable Sources of Energy. Felix A. Farret, M. Godoy Simoeshttps://books.google.es/books?id=7tkoDwAAQBAJ&pg=PA584&lpg=PA584&dq=Fuel+curve+y-+intercept+by+generator+capacity&source=bl&ots=BTN5rbhzUU&sig=ACfU3U1kcKw6LRyaOXrMU5B3lPrMmt1uwQ&hl=es&sa=X&ved=2ahUKEwjZuNeJ8e3gAhUeBWMBHREwB7oQ6AEwCXoECAUQAQ#v=onepage&q=Fuel%20curve%20y-%20intercept%20by%20generator%20capacity&f=falseArtificial Intelligence in Renewable Energetic Systems: Smart Sustainable. Mustapha Hattihttps://books.google.es/books?id=ufxQDwAAQBAJ&pg=PA111&lpg=PA111&dq=Fuel+curve+y-+intercept+by+generator+capacity&source=bl&ots=qbFGFryZQN&sig=ACfU3U157Sz0La3_CwUdheiB1GuHOdUYNA&hl=es&sa=X&ved=2ahUKEwjZuNeJ8e3gAhUeBWMBHREwB7oQ6AEwCnoECAIQAQ#v=onepage&q=Fuel%20curve%20y-%20intercept%20by%20generator%20capacity&f=falseHandbook Of Renewable Energy Technology. Zobaa Ahmed F, Bansal Ramesh Chttps://books.google.es/books?id=j8vFCgAAQBAJ&pg=PA529&lpg=PA529&dq=Fuel+curve+y-+intercept+by+generator+capacity&source=bl&ots=ckax-oog1u&sig=ACfU3U3ClcWRaSIhDCLZ6pa6jxh9L0WSvQ&hl=es&sa=X&ved=2ahUKEwjZuNeJ8e3gAhUeBWMBHREwB7oQ6AEwC3oECAAQAQ#v=onepage&q=Fuel%20curve%20y-%20intercept%20by%20generator%20capacity&f=false
|
|
Carga mínima para que el grupo diésel entre en funcionamiento
Minimum loading for diesel generator (% of capacity) |
10% |
|
A pesar de que normalmente se asume que la carga mínima de un grupo diésel debe ser del orden del 30% para que entre en operación
http://www.designbyinitiative.com/files/5314/2806/8039/Effects_of_low_load_running.pdf
https://powersuite.cummins.com/PS5/PS5Content/HTML/common/Binary_Asset/docs/PowerSuite5.pdf
debido a que en el enunciado del ejercicio se nos indica que son 3 grupos diésel, se ha puesto como valor recomendado ese 10% |
|
Coste de actualización de la microrred (como % del coste de inversión)
Microgrid upgrade cost (% of system capital cost) |
30% |
/ |
|
|
Coste de no alimentar a cargas durante cortes en el suministro ($/kWh)
Avoided outage costs ($/kWh) |
100 $/kWh |
0.0032 – 432.89 $/kWh |
https://hepg.hks.harvard.edu/files/hepg/files/voll_final_report_to_miso_042806.pdf
https://emp.lbl.gov/sites/all/files/lbnl-54365.pdf
Página 1021 de Johansson TB, Kelly H, Reddy AKN, Burnham L . Renewable Energy: Sources for Fuels and Electricity. 2nd ed. Washington, DC: Island Press https://books.google.es/books?id=40XtqVMRxOUC&pg=PA1021&lpg=PA1021&dq=Avoided+%22outage+costs%22+(%22$/kWh%22)&source=bl&ots=j0GqI1ZsTu&sig=ACfU3U0GWeIUezlD2FlJEzm2XsvnyJHdPA&hl=es&sa=X&ved=2ahUKEwjOnrqt4u3gAhXS2OAKHavhDIkQ6AEwB3oECAMQAQ#v=onepage&q=Avoided%20%22outage%20costs%22%20(%22%24%2FkWh%22)&f=false
Esta última página es bastante importante ya que vendría a explicar el porqué de las sustanciales diferencias de los apagones dependiendo del usuario final. Podría ser interesante discutir algo al respecto en el trabajo |
|
SISTEMA FOTOVOLTAICO |
|
|
|
|
ENTRADA |
VALOR SUGERIDO |
RANGO |
FUENTE |
|
Coste de la instalación
System capital cost ($/kW)
|
$2000
|
$1638 – 2180
|
https://www.nrel.gov/docs/fy17osti/68925.pdf
|
|
Incentivos
Capital Cost Based Incentives
|
30% Federal (lo demás con los valores por defecto) ITC, 5 year MACRS
|
|
Database of State Incentives for Renewables & Efficiency. NC Clean Energy Tech Center, August 2017.
http://programs.dsireusa.org/system/program/detail/658
http://programs.dsireusa.org/system/program/detail/658
http://programs.dsireusa.org/system/program/detail/676
|
|
Coste de operación y mantenimiento
O&M cost ($/kW/year)
|
$16
|
$11 – 20
|
|
|
Potencia nominal mínima
Minimum size desired (kW DC) |
0 kW |
/ |
|
|
Potencia nominal máxima
Maximum size desired (kW DC) |
“Unlimited” |
/ |
|
|
Tipo de módulo
Module type |
Standard |
/ |
|
|
Azimut del campo de colectores
Array azimuth
|
180º (vamos a suponer que están perfectamente orientados hacia el Sur) ////////// 0º Norte 90º Este 180º Sur 270º Oeste
|
0 – 360°
|
Advanced Photovoltaic Installations. Balfour, John, Michael Shaw, and Nicole Bremer Nash. The Art and Science of Photovoltaics. 2013. |
|
Inclinación del campo de colectores[2] Array tilt – Rooftop, Fixed
|
10º |
0 – 60°
|
Designing with Solar Power: A Source Book for Building Integrated Photovoltaics (BIPV). Prasad, Deo and Snow, Mark. SOLARCH Group, Centre for a Sustainable Built Environment, 2013.
|
|
“DC to AC size ratio” [3] DC to AC ratio
|
1.10 |
1.10 – 1.50 |
https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/62641.pdf
https://pvwatts.nrel.gov/index.php
|
|
Pérdidas del sistema debido a la suciedad System losses – Soiling
|
2%
|
2 – 25%
|
https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/62641.pdf
https://pvwatts.nrel.gov/index.php
https://www.nrel.gov/docs/fy05osti/37358.pdf
|
|
Pérdidas del sistema debido a sombras System losses – Shading
|
3% |
0 – 30%
|
https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/62641.pdf
https://pvwatts.nrel.gov/index.php
|
|
Pérdidas del sistema debido a nieve System losses – Snow
|
0%
|
Aunque de un 0% a un 15% es lo usual, puede ser hasta el 100% |
https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/62641.pdf
https://pvwatts.nrel.gov/index.php
https://www.nrel.gov/docs/fy17osti/68705.pdf
|
|
Pérdidas del sistema debido al Efecto Mismatching o de acoplamiento[4] System losses – Mismatch
|
2% |
1.5 – 3%
|
https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/62641.pdf
https://pvwatts.nrel.gov/index.php
https://www.nrel.gov/docs/fy05osti/37358.pdf
|
|
Pérdidas en los conductores System losses –Wiring
|
2%
|
0.7 – 2%
|
https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/62641.pdf
https://pvwatts.nrel.gov/index.php
https://www.nrel.gov/docs/fy05osti/37358.pdf
|
|
Pérdidas en diodos y conexiones System losses – Connection
|
0.5%
|
0.3 – 0.1%
|
https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/62641.pdf
https://pvwatts.nrel.gov/index.php
https://www.nrel.gov/docs/fy05osti/37358.pdf
|
|
Pérdidas debidas a la degradación inducida por la luz (LID)[5] System losses – Light-induced Degradation (LID) |
1.5%
|
0.3 – 10%
|
https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/62641.pdf
https://pvwatts.nrel.gov/index.php
https://www.nrel.gov/docs/fy05osti/37358.pdf
|
|
Pérdidas por envejecimiento System losses – Age
|
3% |
0 – 100%
|
|
|
Pérdidas totales del sistema = Pérdidas del sistema debido a la suciedad +Pérdidas del sistema debido a sombras +Pérdidas del sistema debido a nieve +Pérdidas del sistema debido al Efecto Mismatching o de acoplamiento +Pérdidas en los conductores +Pérdidas en diodos y conexiones +Pérdidas debidas a la degradación inducida por la luz (LID) +Pérdidas por envejecimiento |
14% |
5 – 100% |
|
|
Periodo de depreciación acelerada
MACRS[6] schedule |
5 años |
5 – 7 años |
|
|
ALMACENAMIENTO (NÓTESE QUE TODOS LOS VALORES LISTADOS ASUMEN LA UTILIZACIÓN DE BATERÍAS DE ION LITIO) |
|
|
|
|
ENTRADA |
VALOR SUGERIDO |
RANGO |
FUENTE |
|
Coste de almacenamiento energético ($/kWh)
Energy capacity cost ($/kWh)
|
$500
|
$400 – 690
|
U.S. Energy Storage Monitor: Q2 2017 Full Report. GTM Research, June 2017.
The future cost of electrical energy storage based on experience rates. Schmidt, O., A. Hawkes, A. Gambhir, and I/ Staffell. Nature Energy, July 2017.
Grid-scale Energy Storage Balance of Systems 2015-2020: Architectures, Costs, and Players. GTM Research, January 2016.
https://www.nrel.gov/docs/fy17osti/67235.pdf
|
|
Coste de la producción de electricidad ($/kW)[7]
Power capacity cost ($/kW)
|
$1000
|
$800 – 1375
|
U.S. Energy Storage Monitor: Q2 2017 Full Report. GTM Research, June 2017.
The future cost of electrical energy storage based on experience rates. Schmidt, O., A. Hawkes, A. Gambhir, and I/ Staffell. Nature Energy, July 2017.
Grid-scale Energy Storage Balance of Systems 2015-2020: Architectures, Costs, and Players. GTM Research, January 2016.
https://www.nrel.gov/docs/fy17osti/67235.pdf
|
|
Coste del reemplazo de las baterías ($/kWh)
Battery energy capacity replacement cost ($/kWh)
|
$230
|
$170 – 300
|
The future cost of electrical energy storage based on experience rates. Schmidt, O., A. Hawkes, A. Gambhir, and I/ Staffell. Nature Energy, July 2017.
Grid-scale Energy Storage Balance of Systems 2015-2020: Architectures, Costs, and Players. GTM Research, January 2016.
|
|
Vida útil de las baterías
Energy capacity replacement year
|
10
|
Aunque de 4 a 20 años es posible, lo más probable es que esta cantidad oscile entre los 8 y los 15 años
|
https://www.nrel.gov/docs/fy16osti/64987.pdf
Lithium Batteries and Other Electrochemical Storage Systems. Glazie, Christian and Geniès, Sylvie, August 2013.
http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/9781118761120.ch6/pdf
Battery Technologies for Large-Scale Stationary Energy Storage. Soloveichik, Grigorii L., General Electric Global Research, March 2011. http://www.annualreviews.org/doi/pdf/10.1146/annurev-chembioeng-061010-114116
Lithium-Ion Batteries for Off-Grid Systems – Are They a Good Match? Richmond, Randy. Home Power, February/March 2013. https://www.homepower.com/articles/solar-electricity/equipment-products/lithium-ion-batteries-
Energy analysis of batteries in photovoltaic systems. Part II: Energy return factors and overall battery efficiencies. Rydh, Carl Johan and Sandén, Björn A., Energy Conversion and Management, Volume 46, July 2005. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0196890404002419
|
|
Coste de reemplazo de los inversores y del Equilibrio del Sistema (BOS) ($/kW)
Power capacity replacement cost ($/kW)
|
$460
|
$350-550
|
https://www.nrel.gov/docs/fy16osti/64987.pdf
Lithium Batteries and Other Electrochemical Storage Systems. Glazie, Christian and Geniès, Sylvie, August 2013.
http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/9781118761120.ch6/pdf
Battery Technologies for Large-Scale Stationary Energy Storage. Soloveichik, Grigorii L., General Electric Global Research, March 2011. http://www.annualreviews.org/doi/pdf/10.1146/annurev-chembioeng-061010-114116
Lithium-Ion Batteries for Off-Grid Systems – Are They a Good Match? Richmond, Randy. Home Power, February/March 2013. https://www.homepower.com/articles/solar-electricity/equipment-products/lithium-ion-batteries-
Energy analysis of batteries in photovoltaic systems. Part II: Energy return factors and overall battery efficiencies. Rydh, Carl Johan and Sandén, Björn A., Energy Conversion and Management, Volume 46, July 2005. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0196890404002419
|
|
Vida útil de los inversores y del Equilibrio del Sistema (BOS)
Power capacity replacement year
|
10
|
10-15
|
https://www.nrel.gov/docs/fy16osti/64987.pdf
Lithium Batteries and Other Electrochemical Storage Systems. Glazie, Christian and Geniès, Sylvie, August 2013.
http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/9781118761120.ch6/pdf
Battery Technologies for Large-Scale Stationary Energy Storage. Soloveichik, Grigorii L., General Electric Global Research, March 2011. http://www.annualreviews.org/doi/pdf/10.1146/annurev-chembioeng-061010-114116
Lithium-Ion Batteries for Off-Grid Systems – Are They a Good Match? Richmond, Randy. Home Power, February/March 2013. https://www.homepower.com/articles/solar-electricity/equipment-products/lithium-ion-batteries-
Energy analysis of batteries in photovoltaic systems. Part II: Energy return factors and overall battery efficiencies. Rydh, Carl Johan and Sandén, Björn A., Energy Conversion and Management, Volume 46, July 2005. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0196890404002419
|
|
Eficiencia de la rectificación[8]
Rectifier efficiency (%)
|
96%
|
|
An integrated approach for the analysis and control of grid connected energy storage systems. Journal of Energy Storage, Volume 5, February 2016. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2352152X15300335 |
|
Relación entre la energía entregada con respecto a la recuperada del almacenamiento
Round trip efficiency (%)
|
97.5%
|
95 – 98%
|
An integrated approach for the analysis and control of grid connected energy storage systems. Journal of Energy Storage, Volume 5, February 2016. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2352152X15300335
Lithium Batteries and Other Electrochemical Storage Systems. Glazie, Christian and Geniès, Sylvie, August 2013. http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/9781118761120.ch6/pdf |
|
Eficiencia del inversor (%)
Inverter efficiency (%)
|
96
|
|
An integrated approach for the analysis and control of grid connected energy storage systems. Journal of Energy Storage, Volume 5, February 2016. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2352152X15300335 |
|
Mínimo estado de carga[9]
Minimum state of charge (%)
|
20
|
15 – 30%
|
An integrated approach for the analysis and control of grid connected energy storage systems. Journal of Energy Storage, Volume 5, February 2016. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2352152X15300335 |
|
Estado de carga inicial de la batería al inicio del periodo de análisis
Minimum state of charge (%) |
50 |
|
|
|
¿A la red eléctrica se le permite también la carga de las baterías?
Allow grid to charge battery |
Sí |
|
|
|
Incentivos
Incentives
|
0% ITC
|
|
Database of State Incentives for Renewables & Efficiency. NC Clean Energy Tech Center, August 2017. http://www.dsireusa.org/ http://programs.dsireusa.org/system/program/detail/658
Business Energy Investment Tax Credit (ITC). Database of State Incentives for Renewables & Efficiency, NC Clean Energy Tech Center, August 2017. http://programs.dsireusa.org/system/program/detail/658
Modified Accelerated Cost-Recovery System (MACRS). Database of State Incentives for Renewables & Efficiency, NC Clean Energy Tech Center, August 2017. |
|
Disminución del coste de las baterías
Total rebate ($/kW) |
0 |
|
|
|
Periodo de depreciación acelerada
MACRS[10] schedule |
7 años |
5 – 7 años |
[1] En California están empleando el denominado “net metering” que se define como un acuerdo existente entre la compañía y el consumidor-generador mediante el que se otorgan créditos a éste último por el exceso de la electricidad generada (el consumidor paga únicamente la cantidad neta, además de parte de los gastos de distribución y otros servicios); el período de regularización es de 12 meses (mensualmente se netea por kWh, sin identificar valor económico); pueden acogerse a esta modalidad instalaciones renovables de hasta 1 MW y el límite de autoconsumo se ha ampliado hasta un 5,0% de la demanda punta agregada de cada empresa eléctrica. El sistema permite conocer el momento del día o semana en el que es utilizada la energía. Actualmente en California existen tres tipos de contratos de “net metering”:
- Net energy metering: el contrato incluye una cláusula por la que la compañía tiene que compensar al consumidor-generador una cierta cantidad económica si se produce más energía de la que realmente se ha consumido, aunque se puede transferir el crédito a los 12 siguientes meses.
- Virtual net metering: se permite que la electricidad producida por una única instalación solar genere créditos para varios inquilinos en viviendas multifamiliares sin necesidad de que el sistema de medición esté físicamente conectado a cada uno de los medidores de cada inquilino. Se permite que un conjunto de usuarios consuman energía de una misma instalación de generación eléctrica bajo la modalidad de banco de energía colectivo. Se trata de un proyecto piloto.
- Renewable energy self-generation: se permite la transferencia de los créditos obtenidos por el autoconsumo de una instalación propia a otra del mismo titular.
[2] Los paneles solares fotovoltaicos normalmente se montan en cubiertas plazas con una inclinación de solo 10 – 20 grados con el objeto de reducir las cargas debidas al viento y las pérdidas debidas a sombras. A pesar de que el azimut y la inclinación pueden ajustarse a discreción, un panel fotovoltaico en una cubierta inclinada normalmente se instala directamente sobre la superficie de la cubierta
[3] La “DC to AC size ratio” básicamente sería la relación entre la potencia nominal de CA del inversor y la potencia nominal de CC del campo de colectores. EL valor que viene por defecto en el programa es 1.10. Esto significa que un campo de colectores de con una potencia nominal de 4 kW en CC tendría un inversor con una potencia nominal de 3.63 kW. En un sistema en el que exista una elevada relación “DC to AC size ratio”, cuando la potencia de la corriente continua del campo de colectores exceda la potencia nominal DE ENTRADA del inversor (en CC), el inversor será el encargado de limitar la potencia de salida del campo de colectores al aumentar la tensión de entrada a los inversores, lo cual provoca que el punto de operación del campo de colectores se mueva a lo largo de la curva (I-V). El valor que viene por defecto en el programa (1.10) es razonable para la mayoría de las instalaciones. Aunque es sistemas muy grandes puede llegar a valer hasta 1.50, un valor típico es entre 1.10 y 1.25.
[4] Mismatch significa “emparejar mal” y ese es el problema. El efecto mismatching o de mal acoplamiento se da en muchas situaciones en el mundo eléctrico, todas cuando se unen varios generadores o, transformadores en paralelo o en serie. Dentro del módulo suele haber unas 60 células agrupadas en series. Según se haga esta agrupación el módulo tendrá unos parámetros eléctricos u otros. Aunque esto está en mano de los diseñadores de la instalación, sino de los fabricantes, es conveniente que los ingenieros que las diseñen conozcan estos parámetros. Imagínense que una nube o la suciedad hagan que un módulo o, una serie funcionen con distintos parámetros que las otras. Hay que tener en cuenta la cantidad de superficie que ocupa un huerto solar. Es por ello por lo que el software tiene en cuenta este efecto
[5] Este efecto puede ocasionarse debido a la interacción de varios factores, a saber: Las condiciones medioambientales del lugar, sobre todo en climas cálidos y húmedos. Las condiciones eléctricas del sistema fotovoltaico, a mayor tensión de las series (strings) mayor es la posibilidad de aparición del efecto. La calidad del panel solar utilizado en la instalación. La calidad de las células del panel solar en cuestión
[6] MACRS es una metodología utilizada para recuperar los costes capitalizados de propiedades tangibles que, con el paso de los años, reduzcan su valor. Bajo este sistema, el coste capitalizado es recuperado a lo largo del ciclo de vida de la propiedad tangible a través de deducciones anuales (depreciación).
[7] El coste de la producción de electricidad vendría a ser el coste de los componentes del sistema de baterías. Esto incluiría por ejemplo los inversores y el denominado Equilibrio del Sistema (BOS, Balance of System, por su acrónimo en inglés), el cual incluiría elementos tales como los cables solares, conectores, fusibles, cajas de conexiones y demás. Tengan en cuenta que la cantidad de energía que una batería puede almacenar viene determinada por su capacidad (kWh) mientras que la tasa de carga o de descarga viene determinada por su potencia nominal (kW). Mientras que el coste del sistema fotovoltaico normalmente viene determinado únicamente por su potencia nominal (kW), los costes de almacenamiento se determinan tanto por su capacidad (kWh) como por su potencia (kW). Los componentes “eléctricos” del sistema [inversor, equilibrio del sistema (BOS)] se definen a través de una métrica “eléctrica” ($/kW); mientras que los componentes “energéticos” del sistema (por ejemplo, baterías) se definen a través de una métrica “energética” ($/kWh).
[8] Dependiendo del estado de carga (SOC), se pudo comprobar que la eficiencia del convertidor electrónico para un almacenamiento compuesto por baterías de ion litio de 100 kW/50 kWh era de alrededor de un 96% para un estado de carga del 30 al 100%
[9] Cuando el estado de carga de una batería ion-litio cae por debajo del 20%, la tensión disminuye rápidamente, se reduce la relación entre la energía entregada con respecto a la recuperada del almacenamiento y se genera calor
[10] MACRS es una metodología utilizada para recuperar los costes capitalizados de propiedades tangibles que, con el paso de los años, reduzcan su valor. Bajo este sistema, el coste capitalizado es recuperado a lo largo del ciclo de vida de la propiedad tangible a través de deducciones anuales (depreciación).