TFM_SAMUEL_BUSTOS_BERNARDO

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Universidad Politécnica de Madrid 
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales 
 
Máster en Ingeniería de la Energía 
(Especialidad en Energía Renovables) 
 
Trabajo de Fin de Máster 
Proyecto de Instalación fotovoltaica en 
las instalaciones de Master Battery 
 
Autor: Samuel Bustos Bernardo 
Tutor: Alberto Abánades Velasco 
 
Madrid, febrero de 2024 
 
 
iii 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
iv 
 
 
v 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
A todos los que han estado a lo largo del camino; 
como siempre, con mención especial a mamá y a papá. 
 
 
 
vi 
 
 
vii 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RESUMEN 
La transición energética es un proceso de transformación del modelo de producción 
energético actual para tratar de mitigar los efectos del cambio climático asociados al 
aumento de la temperatura media del planeta. Es un hecho constatado que este 
incremento se correlaciona directamente con las emisiones de gases de efecto 
invernadero, cuyo origen se encuentra en el uso de combustible fósiles como fuente 
primaria de energía derivado del desarrollo industrial y económico del ser humano desde 
finales del siglo XIX. 
La principal alternativa a los combustibles fósiles dentro del marco de esta transición 
energética es su sustitución progresiva por nuevas fuentes de energía, principalmente 
renovable. Aunque su integración dentro de un nuevo modelo energético no está exenta de 
problemas, no cabe duda de que éstas son la mejor oportunidad de la humanidad para 
enfrentarse al desafío energético que se le plantea durante los próximos cien años. 
Una de estas energías renovables es la solar fotovoltaica, que aprovecha la radiación 
emitida por el Sol y la transforma en energía eléctrica. Este documento versa sobre el 
desarrollo de una instalación fotovoltaica de mediana escala y aspira a detallar 
exhaustivamente todo el proceso que la acompaña, desde su concepción hasta su puesta 
en funcionamiento definitiva. 
 
 
viii 
 
 
ix 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ABSTRACT 
The so-called energy transition consists of an ongoing process of transformation of the 
traditional energy consumption model aiming to mitigate the consequences of the climate 
change produced by the rising of the average temperature of the planet. It is fact that this 
rising is directly connected with the greenhouse gases emissions, whose origin is traced to 
the usage of fossil fuels as energy resource derived from the industrial and economic 
development since the last decades of the 19th century. 
The main alternative to fossil fuels within the framework of energy transition is its 
progressive replacement by new energy sources, mainly renewable ones. Although its 
introduction into a new energy production system would not be without setbacks, it is 
beyond doubt that they are the best chance humanity has in order to face the greatest 
challenge it will have to battle against for the next hundred years. 
From this group of renewable energies, this document relies on a single one, the 
photovoltaic energy, which uses the radiation emitted by the Sun and transforms it into 
electric energy. In the following pages, a typical process of development of a photovoltaic 
installation will be described, detailing from its conception and dimensioning to its final 
launching. 
 
 
x 
 
 
xi 
ABREVIATURAS, NOMENCLATURA Y UNIDADES 
ABREVIATURAS 
BESS Battery Energy Storage System – Sistema de almacenamiento en baterías 
CA Corriente Alterna 
CC Corriente continua 
DoD Depth of Discharge – Profundidad de Descarga 
FV Fotovoltaico 
LFP Lithium Ferrum Phosphate – Litio-ferrofosfato 
LIFePO4 Lithium Ferrum Phosphate – Litio-ferrofosfato 
Li-ion Tecnología de baterías ión-Litio 
MPPT Maximum Power Point Tracker – Seguidor del punto de Máxima Potencia 
NOC Normal Operating Conditions – Condiciones Estándar de Funcionamiento 
Pb-ac Tecnología de baterías Plomo-ácido 
SoC State of Charge – Estado de la carga 
STC Standard Test Conditions – Condiciones Estándar de Medida 
 
NOMENCLATURA 
IMP Intensidad a máxima potencia 
ISC Intensidad de cortocircuito 
Pmáx Potencia máxima 
VMP Voltaje a máxima potencia 
VOC Voltaje en circuito abierto 
Vmáx-MPPT Voltaje máximo del intervalo de MPPT 
Vmín-MPPT Voltaje mínimo del intervalo de MPPT 
 
UNIDADES 
A amperios 
Hz hercios 
kg kilogramos 
m metros 
mm milímetros 
V voltios 
VA volti-amperios 
W vatios 
Wp vatios-pico 
 
 
xii 
ÍNDICE 
Agradecimientos ......................................................................................................... v 
Resumen ................................................................................................................... vii 
Abstract .................................................................................................................... ix 
Abreviaturas, Nomenclatura y Unidades ...................................................................... xi 
1. Introducción ........................................................................................................ 2 
2. Contexto, Objeto y Alcance del proyecto................................................................ 6 
2.1. Contexto del proyecto. Master Battery S.L. y Ciudadenergía ............................. 6 
2.2. Objeto del proyecto ..................................................................................... 10 
2.3. Alcance del proyecto ................................................................................... 10 
3. Estado del arte ................................................................................................... 11 
3.1. Energía solar fotovoltaica ............................................................................. 11 
3.1.1. Recorrido histórico ............................................................................... 11 
3.1.2. Funcionamiento de una célula solar fotovoltaica .................................... 14 
3.1.3. Tecnologías actuales en las células solares fotovoltaicas ....................... 16 
3.2. Almacenamiento energético en baterías (BESS) ............................................ 25 
3.2.1. Actualidad del BESS. ............................................................................ 25 
3.2.2. Características y funcionamiento de las baterías electroquímicas. .......... 25 
3.2.3. Potencial electroquímico de una batería y otros parámetros. .................. 26 
3.2.4. Típicos modelos de baterías electroquímicas ......................................... 32 
3.3. Inversores para la energía fotovoltaica .......................................................... 35 
4. Metodología. ...................................................................................................... 39 
4.1. Programas empleados para el diseño y la simulación. ................................... 39 
4.2. Delimitación de la aparamenta de la instalación desde la empresa. ............... 40 
5. Cálculos y Resultados. ....................................................................................... 45 
5.1. Proyecto 1: Azotea del edificio de oficinas. .................................................... 45 
5.1.1. Descripción de la instalación ................................................................ 45 
5.1.2. Dimensionamiento de instalación de acuerdo con el inversor.................. 46 
5.1.3. Estudio de sombras. ............................................................................. 47 
5.1.4. Diseño final de la instalación ................................................................. 56 
5.2. Proyecto 2: Cubierta de las instalaciones industriales ................................... 58 
5.2.1. Descripción de la instalación. ............................................................... 58 
5.2.2. Dimensionamiento de acuerdo con el inversor ....................................... 59 
5.2.3. Estudio desombras. ............................................................................. 60 
5.2.4. Planteamiento del diseño final de instalación. Disyuntiva en cuanto de la 
inclinación de los módulos fotovoltaicos ............................................................. 65 
 
xiii 
5.2.5. Diseño de instalación con módulos orientados en inclinación óptima ...... 65 
5.2.6. Diseño de instalación con módulos dispuestos de forma coplanar 
empleando todos los tejados. ............................................................................. 72 
5.2.7. Diseño de instalación con módulos dispuestos de forma coplanar 
empleando solo los tejados con inclinación positiva............................................. 76 
6. Simulación de Producción Energética de la Instalación ........................................ 78 
6.1. Datos aportados al software PVsyst .............................................................. 79 
6.1.1. Año meteorológico típico (TMY) ............................................................. 79 
6.1.2. Modificaciones a las pérdidas ............................................................... 79 
6.2. Resultados de las simulaciones de PVsyst .................................................... 83 
6.3. Resultados de las simulaciones sobre la producción de la instalación FV de 60 
kWp en la azotea del edificio de oficinas .............................................................. 85 
6.4. Resultados de las simulaciones sobre la producción de la instalación FV de en 
la cubierta de las naves industriales. Soluciones de almacenamiento. .................. 87 
7. Presupuesto y Amortización ................................................................................ 95 
7.1. Presupuesto de instalación de 60 kWp en azotea de oficinas. ......................... 95 
7.2. Análisis del periodo de retorno de la instalación de 60kWp ............................. 97 
7.3. Presupuestos estimados de instalación en naves industriales ........................ 99 
7.4. Análisis del periodo de retorno y beneficio económico de la instalación en las 
naves industriales. ............................................................................................... 101 
8. Discusión de resultados ................................................................................... 103 
8.1. Instalación fotovoltaica en edificio de oficinas (60 kWp) ............................... 103 
8.1.1. Discusión de resultados. .................................................................... 103 
8.1.2. Propuestas de mejora. ........................................................................ 104 
8.2. Instalación fotovoltaica en cubierta de naves industriales. Selección final de 
variante............................................................................................................... 105 
8.2.1. Discusión de resultados. .................................................................... 105 
8.2.2. Propuestas de mejora. Líneas futuras. ................................................. 106 
9. Perspectiva medioambiental. Ahorro de emisiones De GEI por los proyectos ....... 109 
10. Desarrollo de la instalación y Puesta en Marcha del Proyecto. ......................... 111 
10.1. Cronología ............................................................................................ 111 
10.2. Obtención de permisos y procedimientos administrativos ........................ 113 
10.3. Documentación gráfica de la instalación en la azotea del edificio de oficinas
 114 
10.4. Últimas etapas del proyecto de 60 kWp ................................................... 123 
11. Conclusiones ............................................................................................... 124 
Referencias ............................................................................................................ 127 
Tabla de Ilustraciones ............................................................................................. 132 
 
xiv 
Relación de tablas................................................................................................... 136 
ANEXO I. Fichas Técnicas de los instrumentos empleados en la instalación................ 139 
ANEXO II. Informe de la Simulación de Producción desarrollado mediante PVsyst de la 
Instalación en la azotea del edificio de oficinas ......................................................... 147 
ANEXO III. Informe de la Simulación de Producción desarrollado mediante PVsyst de la 
Instalación en las cubiertas de naves industriales en el supuesto de módulos dispuestos 
coplanarmente empleando todos los tejados ........................................................... 160 
ANEXO IV. Informe de la Simulación de Producción desarrollado mediante PVsyst de la 
Instalación en las cubiertas de naves industriales en el supuesto de módulos dispuestos 
coplanarmente empleando tan solo los tejados orientados al sur............................... 175 
ANEXO V. Informe de la Simulación de Producción desarrollado mediante PVsyst de la 
Instalación en las cubiertas de naves industriales en el supuesto de módulos dispuestos 
en inclinación óptima .............................................................................................. 187 
 
1 
 
 
2 
1. INTRODUCCIÓN 
El mundo ha cambiado más en los últimos ciento cincuenta años que en toda su historia 
anterior. No es una cita célebre de ningún historiador o político brillante, sino algo de lo 
que cualquiera puede percatarse con tan solo mirar a su alrededor. Cuesta adivinar qué 
sería más sorprendente para un extraterrestre que observara el planeta azul desde alguna 
galaxia lejana, si el evento tectónico por excelencia: la formación de los continentes o los 
miles de millones de haces de luz que iluminan la superficie de la esfera terrestre cuando 
le da la espalda a su estrella. 
En España, el primer pueblo en dejar atrás las velas y lámparas de gas fue Soltres, en 
Asturias, en una fecha tan cercana –en magnitudes astronómicas– como 1881. Desde 
entonces, la especie humana se ha embarcado en una auténtica carrera de la innovación: 
el teléfono, el submarino, la radio, el desarrollo de la energía nuclear, la televisión, la 
conquista del espacio, las computadoras y, como no, Internet; todos inventos y desarrollos 
que harían al propio Julio Verne caer de la silla, o tal vez no tanto. Y sin embargo, ha sido a 
cambio de un precio, un precio que no ha sido revelado hasta más de cien años después 
de haber empezado a adquirir una deuda que ahora sitúa a la especie humana en el filo de 
la navaja: el calentamiento global y su consecuente cambio climático. 
No obstante, sería injusto identificar a la electricidad como la única responsable del 
cambio climático. Ciertamente la caja de Pandora se abrió cuando James Watt, en 1769, 
desarrolló la máquina de vapor (Ilustración 1), el invento que, a la postre, sería la piedra 
angular de la primera revolución industrial. Esta máquina utilizaba la energía expansiva que 
adquiere un gas al calentarse para transformarla en una fuerza motriz; una fuerza motriz 
que rápidamente se implementó en la industria y con la que nacieron deidades de la 
ingeniería como el barco a vapor o el tren. Lamentablemente, es también aquí donde reside 
el segundo culpable del gran reto de la humanidad en el siglo XXI, en el transporte. 
 
Ilustración 1. Modelo de la máquina de vapor de James Watt emplazada en la Escuela Técnica Superior de Ingenieros 
Industriales (ETSII) en Madrid. Fuente: [1] 
 
3 
Conviene refrescar que, el vapor de agua no es ningún agente dañino para la atmósfera; sí 
lo es en cambio la ingente cantidad de moléculas de dióxido de carbono (CO2) que se 
liberan para que este se caliente. Ese es el verdadero origen del problema, para transferir 
energía al gas, esta se extrae de la quema de combustibles fósiles, compuestos 
eminentemente por el átomo de carbono, que al reaccionar exotérmicamentecon el 
oxígeno del aire generan como residuo este compuesto gaseoso. Este gas tampoco es 
dañino en sí mismo, de hecho, sin él la vida en la Tierra sería imposible; es, junto con el 
metano (CH4), el principal responsable del efecto invernadero, un mecanismo que 
acontece en las capas inferiores de la atmósfera por el cual estos gases capturan una 
buena cantidad del calor procedente de la radiación solar para liberarlo posteriormente 
durante la noche. Es solo gracias a este efecto que la temperatura en la superficie no se 
desploma una vez pasado el crepúsculo, como sí ocurre por ejemplo en el planeta vecino 
Marte o el satélite lunar, por su débil o inexistente atmósfera. 
Existe por lo tanto un preciso equilibrio fraguado durante millones de años por la 
interacción entre la radiación solar, los gases de la atmósfera y los propios series vivos que 
la habitan. Pero cuando este equilibrio se altera, las consecuencias pueden ser 
catastróficas. El aumento de la concentración de dióxido de carbono en la atmósfera 
durante los últimos dos siglos se relaciona inequívocamente con un aumento cada vez 
mayor –actualmente se cifra entre un grado y un grado y medio (Ilustración 2)– de la 
temperatura media en la superficie terrestre. 
 
Ilustración 2. Anomalías térmicas medidas en grados por meses desde 1880 hasta la actualidad. Fuente: [2] 
Este aumento de la temperatura, aunque pueda no sentirse tan gravemente en la piel 
humana, ataca directamente a los ecosistemas terrestres –especialmente los marinos–, 
transformando la fauna y la flora a una escala difícilmente concebible. La situación es aún 
más grave, pues incluso aunque la emisión de gases de efecto invernadero cesase de 
inmediato, una utopía hasta cómica, la alteración del clima ya ha puesto en marcha los 
engranajes que articulan el equilibrio de los ecosistemas, y es este un mecanismo cuyo 
alcance no está, ni por asomo, delimitado. La humanidad ha emprendido así un camino, 
por el que avanza ciega a cada vez mayor velocidad y aunque parece haberse percatado de 
 
4 
que el destino final no es otro que un abrupto precipio, aún está por ver si tendrá tiempo –
y en muchos casos voluntad– de detenerse. 
Pero hay quien ha empezado a accionar los frenos. Cuando en la década de los años 80 las 
primeras voces científicas alertaron del peligro que acechaba, algunos organismos 
internacionales pusieron manos a la obra para tratar de minimizar los efectos de esta 
carrera. Esta voluntad se materializó en el celebérrimo Protocolo de Kyoto, firmado en 
1997, cuyo objetivo era el de reducir las emisiones de efecto invernadero al menos en un 
5%, tomando como referencia los niveles de 1990 [3]. Este protocolo, que no empezó a 
aplicarse hasta mucho más tarde, a partir de 2005, y no en toda la extensión que se 
pretendía, al menos sirvió para que el ciudadano medio tomase conciencia de la 
importancia de la empresa y empezara a aportar su grano de arena. 
Paulatinamente esto llevó, en el entorno de la Unión Europea, a la adopción, en 2007, de 
una nueva directiva, la más ambiciosa hasta la fecha, cuya principal virtud fue la de ser 
mucho más concreta en cuanto a los objetivos y los medios para alcanzar el fin deseado: 
la directiva 20/20/20. Esta directiva enunciaba tres objetivos primordiales: 
• Reducir en un 20% el consumo de energía primaria 
• Disminuir en un 20% las emisiones de efecto invernadero 
• Aumentar en un 20% el uso de las energías renovables 
Estas tres simples, pero certeras medidas, no solo ofrecen un rumbo para la llamada 
transición energética que no daba el protocolo de Kyoto, sino que advierten de una verdad 
trascendental que no se había enunciado hasta el momento: una sola estrategia no será 
suficiente, solo la suma de todas conseguirá aplacar las consecuencias del cambio 
climático. 
Más adelante algunas leyes han ido hasta más allá, ampliando lo objetivos hasta 40, 32,5 
y 32,5 respectivamente. Pero es el momento de desviarse del recorrido histórico, y 
centrarse en la última de estas medidas, la de las energías renovables, a las que se 
adscribe el contexto de este documento. Es importante no obstante mantener la 
perspectiva general del trabajo común e interdisciplinar de diferentes estrategias si se 
quiere lograr el objetivo. 
Se definen por energías renovables (Ilustración 3) aquellas cuyo consumo se realiza de tal 
forma que la disponibilidad de los recursos naturales de los que se hace uso no disminuye, 
bien porque el recurso es aparentemente ilimitado o porque se renueva a un ritmo mayor 
o igual del que se consume. Las principales exponentes de este grupo sin duda son la 
energía hidroeléctrica, la eólica y la solar fotovoltaica, que emplean la energía potencial 
del agua embalsada (principalmente, también puede ser la del movimiento de la corriente 
de un río), la cinética del viento y la radiación electromagnética del sol. Pero también 
existen otras en creciente desarrollo, como la solar térmica –de la cual España es un 
exponente mundial– la mareomotriz o la geotérmica. Mención especial merece la biomasa, 
que para alegar que también pertenecen a este grupo se acoge a la cláusula de que tan 
solo emplea los residuos de la masa vegetal, por lo que su consumo de recurso no es en 
ningún caso mayor a la producción de este y de que, a pesar de emitir dióxido de carbono, 
su balance neto de carbono es cero. 
 
5 
 
Ilustración 3. Principales energías renovables. Fuente: Google Imágenes 
Sin duda, las energías renovables son la principal alternativa en la estrategia de sustitución 
de las fuentes tradicionales de energía: petróleo, gas y carbón. ¡Si bien no la única! Las 
tecnologías de captura de carbono, los vectores energéticos como el hidrógeno y la 
siempre controvertida energía nuclear pueden ser trascendentales aliados en la transición 
energética, al menos mientras dure el proceso de expansión renovable. 
Como puede verse las opciones son múltiples y este documento versará tan solo sobre el 
diseño y desarrollo de una solución energética basada en una de ellas, la de una 
instalación solar fotovoltaica. Pero de nuevo, debe mantenerse una perspectiva global; 
solo la integración múltiple de todas las tecnologías y estrategias hará que la humanidad 
gane esta carrera por la preservación de la vida. 
 
 
 
6 
2. CONTEXTO, OBJETO Y ALCANCE DEL PROYECTO. 
2.1. Contexto del proyecto. Master Battery S.L. y Ciudadenergía 
El proyecto que se va a detallar y del que se va a hacer seguimiento en las páginas 
siguientes nace del interés de la empresa Master Battery S.L., con sede en Móstoles, 
Madrid de llevar a cabo dos plantas fotovoltaicas en sus instalaciones. Una, de menor 
tamaño, se plantea con el objetivo de aumentar la autonomía energética y el valor 
ecológico de la empresa. La segunda, de mucho mayor tamaño, se constituye como un 
parque fotovoltaico de producción a pequeña escala con venta de energía a red. 
MASTER BATTERY S.L. 
Master Battery S.L. es una empresa dedicada a la fabricación, distribución y venta de 
baterías eléctricas e inversores. Es líder en la provisión de soluciones y servicios en los 
sectores de seguridad, defensa, transporte, tráfico, telecomunicaciones y naval, además 
de, por supuesto, en el de la energía y la industria. 
Dentro de sus productos, destacan baterías de diferentes tipologías, siendo las principales 
las de plomo-ácido en su versión ordinaria, de arranque y de uso estacionario (Ilustración 
4); y las de ión-litio (Ilustración 6), pero encontrándose también algunos modelos más 
particulares como las de zinc-aire (Ilustración 5) o las de níquel-hierro. A su vez, también 
ofrecen inversores fotovoltaicos tanto para instalaciones aisladas (off-grid) como 
conectadas a red (on-grid) e híbridas, incluyendo algunos modelos del paquete 
inversor+baterías como el GreenE (Ilustración 7) o el GreenH+GreenB. Por último, también 
ofrecen a sus clientes algunos modelos de paneles fotovoltaicos para aquellos que deseen 
la obtención de una soluciónhíbrida completa por parte del mismo proveedor. 
 
Ilustración 4. Baterías para uso estacionario Up-OPzS de tecnología Pb-ac de la empresa Master Battery. Fuente: [4] 
 
7 
 
Ilustración 5. Batería alcalina basada en la tecnología zinc-aire de la empresa Master Battery. Fuente: [4] 
 
 
Ilustración 6. Baterías de la serie UE de tecnología Li-ión de la empresa Master Battery. Fuente: [4] 
 
Ilustración 7. Sistema todo en uno (inversor+baterías) GreenE de la empresa Master Battery. Fuente: [4] 
 
8 
Las instalaciones de Master Battery cuentan con tres estructuras principales: un edificio 
de oficinas y dos naves industriales. De esta forma, el proyecto fotovoltaico, aunque sea 
dentro del marco de la misma entidad, estará dividido como ya se ha anticipado en dos 
instalaciones independientes. La primera, más pequeña, en la azotea del edificio de 
oficinas, de 60kWp (estas cifras se fijaron durante el desarrollo del proyecto) y la segunda, 
en las dos cubiertas de las naves industriales, de una potencia fotovoltaica que se 
determinará a lo largo del documento. 
CIUDADENERGÍA 
Pero, además, esta instalación se engloba dentro de un concepto más grande, el de 
ciudadenergía. Master Battery es el principal impulsor de este proyecto, su columna 
vertebral, pero Ciudadenergía va más allá de la fabricación, distribución y venta de 
soluciones de almacenamiento. 
Ciudadenergía se define como un espacio destinado a la promoción y divulgación del 
almacenamiento energético bajo el marco del reto de transición ecológica en que se halla 
inmerso la sociedad actual. Es un espacio abierto al público donde estudiantes y familias 
pueden aprender en qué consiste el almacenamiento y por qué está íntimamente ligado al 
desarrollo de las energías renovables. De hecho, esta transmisión de conocimientos ya se 
conecta directamente con la formación universitaria, pudiendo presumir ciudadenergía de 
contar con la colaboración de la Universidad Politécnica de Madrid los másteres de 
Ingeniería de la Energía, y de Energías Renovables y Medio Ambiente. 
 
Ilustración 8. Logotipo de Ciudadenergía. Fuente: [5] 
En el complejo Master Battery se encuentran dos espacios destinados a la difusión del 
conocimiento acumulado durante años de experiencia por el personal de la empresa: 
• La primera es el aula Ágora (Ilustración 9), donde se imparten conferencias, clases 
magistrales y formaciones destinada al intercambio de conocimientos y a la 
fomentación de debates de carácter técnico entre profesionales y estudiantes. 
 
9 
 
Ilustración 9. Aula Ágora en el complejo de ciudadenergía. Fuente: [5] 
• La segunda es la sala expoenergía (Ilustración 10), integrada en el showroom de 
Master Battery. Representa el complemento práctico del aula Ágora, donde el 
público puede entrar en contacto de primera mano con los productos distribuidos 
por la empresa e interactuar con ellos y sus componentes. 
 
Ilustración 10. Sala expoenergía en el complejo de ciudadenergía. Fuente: [5] 
Pero ciudadenergía no es un concepto estático; está en constante crecimiento y 
expansión. El objetivo más inmediato con el que cuenta en su agenda de ruta es la de 
descarbonizar sus instalaciones al completo y así poder mantenerse a la cabeza de la 
carrera de la transición ecológica. Para ello, requerirá de fuentes de energía renovable que 
nutran sus consumos diarios y de almacenamiento energético para los nocturnos. Es bajo 
este contexto en el que se enmarca la instalación fotovoltaica híbrida de cuyo proyecto se 
va a realizar seguimiento en las próximas páginas. No es por lo tanto un proyecto 
fotovoltaico al uso, sino que forma parte del compromiso de Master Battery de dar a 
 
10 
conocer la importancia y el poder del almacenamiento energético y las energías 
renovables dentro del marco de ciudadenergía. 
2.2. Objeto del proyecto 
El objeto del proyecto que se va a detallar consiste en el desarrollo de una instalación 
fotovoltaica dotada de almacenamiento energético en forma de baterías de litio y plomo 
que permita la descarbonización de las instalaciones de la empresa Master Battery S.L. 
2.3. Alcance del proyecto 
En este documento se realizará un seguimiento del desarrollo de las dos instalaciones 
fotovoltaicas presentadas en los apartados precedentes. Dicho seguimiento incluirá un 
detallado desarrollo del diseño y dimensionamiento del campo fotovoltaico de acuerdo 
con algunos parámetros establecidos por la empresa y el espacio disponible, la simulación 
de la producción energética de las instalaciones y una exposición resumida de las fases 
por las que atraviesa un proyecto fotovoltaico de estas características. Únicamente 
quedarán excluidos la exposición del proceso de instalación en las naves industriales y una 
deseable comparativa entre la producción real y la estimada, debido en ambos casos a 
que su desarrollo temporal sobrepasaría el momento de presentación de este documento. 
 
 
11 
3. ESTADO DEL ARTE 
3.1. Energía solar fotovoltaica 
3.1.1. Recorrido histórico 
La energía solar fotovoltaica, desde principios de la década de los 2010, ha experimentado 
un crecimiento tan pronunciado que se acerca casi al exponencial. En el año 2011, la 
potencia fotovoltaica instalada no alcanzaba los 100.000 MW en todo el mundo. A fecha 
de 2022, según IRENA (Asociación Internacional de las Energías Renovables) [6], supera ya 
el millón de megavatios, como puede apreciarse en la Ilustración 11. 
 
Ilustración 11. Evolución de la potencia FV instalada en el mundo en MW desde 2011. Fuente: [6] 
Es tal el crecimiento de la energía solar fotovoltaica, que en los últimos años ha conseguido 
desbancar, en potencia total instalada, a la que hasta el momento había sido la más 
distinguida de las renovables modernas (que excluyen a la energía hidroeléctrica): la eólica 
(Ilustración 12), algo que ya había conseguido en el año 2016 en lo que a potencia anual 
instalada respecta (Ilustración 13). 
 
12 
 
Ilustración 12. Gráfico ilustrativo de las potencias instaladas de las energías solar fotovoltaica y eólica en el mundo. 
Fuente: propia. 
 
 
Ilustración 13. Gráfico ilustrativo de las potencias instaladas cada año de las energías solar fotovoltaica y eólica en el 
mundo. Fuente: propia. 
Sin embargo, la energía solar fotovoltaica es conocida desde hace mucho más tiempo que 
los 15 años que estos últimos gráficos representan. Albert Einstein ya describió 
matemáticamente el efecto fotoeléctrico1 sobre el que se asienta esta tecnología en 1905 
y la primera célula fotovoltaica fue presentada en 1954 por los físicos Chapin, Souther 
Fullery y Pearson [7]. Sin embargo, la eficiencia de esta célula era tan solo del 4%, lo que 
 
1 Fue curiosamente por este trabajo por el que en 1921 se concedió el premio Nobel al célebre físico 
alemán y no por sus muchos otros trabajos a pesar de ser más célebres y de mayor trascendencia 
en el acervo de la física actual. 
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
P
o
te
n
ci
a 
gl
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b
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 in
st
al
ad
a 
en
 M
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Comparativa entre la potencia instalada de las energía solar y 
eólica en el mundo
Éólica
Solar
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
P
ot
en
ci
a 
an
ua
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ta
la
da
 e
n 
M
W
Comparativa entre la potencia instalada cada año de las energía 
solar y eólica en el mundo
Eólica
Solar
 
13 
relegó este tipo de producción energética a campos muy específicos como la exploración 
espacial. La eficiencia no obstante mejoró hasta el 20% ya por 1985, una cifra no muy 
lejana del 23% de la mayoría de los paneles actuales y a pesar de ello no por ello se 
constituyó como una aplicación de nivel industrial. 
Como en prácticamente toda tecnología industrial, no fue hasta que se apostó firmemente 
por ella –en este caso un efecto muy ligado a la comprensión de que el derrochede 
combustibles fósiles no podía sostenerse por mucho más tiempo– cuando se empezaron 
a crear economías de escala en los procesos de fabricación de módulos fotovoltaicos que 
abarataron su producción. Así, la energía solar fotovoltaica comenzó a ser realmente 
competitiva2 con otros sistemas de producción de energía y su instalación empezó a ser 
febril. La Ilustración 14 es una buena muestra de la relación directamente proporcional 
entre la disminución del LCOE (coste nivelado de la energía) y el creciente interés por las 
instalaciones que se apreciaba en los dos gráficos precedentes. 
 
Ilustración 14. Evolución del LCOE de la energía solar fotovoltaica en España y Estados Unidos. Fuente: [6] 
 
 
2 Mientras se escriben estas páginas, el mercado mundial de la energía solar fotovoltaica se 
encuentra en una situación de crisis y de mínimo de precios histórico. Precisamente el tan creciente 
interés por las instalaciones de este tipo ha generado en los últimos años evidentes cifras de 
sobreproducción por parte de los fabricantes, que ahora mismo (diciembre de 2023) les obliga a 
vender en algunos casos a precio de coste por sus ingentes niveles de stock. 
 
14 
3.1.2. Funcionamiento de una célula solar fotovoltaica 
Las primeras células solares de los laboratorios Bell, aquellas descubiertas por los ya 
mencionados Chapin, Souther Fullery y Pearson en 1954 ya se valían del mismo 
compuesto del que lo hacen la mayoría de las células actuales: cristales de silicio dopados 
con impurezas de fósforo y boro. [8] 
El funcionamiento de estas células no es especialmente complejo. Dado que el átomo de 
silicio cuenta con cuatro electrones en su último orbital, en los cristales formados por este 
átomo, cada unidad forma cuatro enlaces covalentes con sus aledañas, conformando así 
una estructura estable (Ilustración 15). Sin embargo, cuando algunos de estos átomos se 
sustituyen por impurezas de boro (3 electrones en su último orbital atómico) o fósforo (5 
electrones) se generan imperfecciones capaces de aceptar nuevos electrones en su red o 
con facilidad para expulsarlos respectivamente. 
 
Ilustración 15. Representación esquemática de la red atómica de un cristal de silicio. Fuente: [9] 
A las imperfecciones creadas con el átomo de boro se las conoce como impurezas 
“aceptadoras” y al cristal de silicio que las contiene como silicio dopado tipo-p. Por su 
parte los cristales de silicio dopados con fósforo son de tipo-n y sus impurezas son 
“donadoras”. Una representación esquemática de ambas se puede apreciar en la 
Ilustración 16. Es importante señalar sin embargo que no todas las impurezas tienen por 
qué basarse en estos elementos, basta con que los elementos que las conforman tengan 
3 elementos en su último orbital (boro, aluminio, galio) en el caso de las aceptadoras y de 
5 en las donadoras (fósforo, antimonio, arsénico). 
 
15 
 
Ilustración 16. Representación de las modificaciones creadas por las impurezas en la red de átomos de silicio. Fuente: 
[10] 
En una célula fotovoltaica coexisten dos láminas, una de cada tipo de silicio, unidas 
durante el proceso de fabricación. Cuando ambas se juntan, se genera en su punto de 
unión una capa denominada límite o de depleción (Ilustración 17) en la que se produce un 
proceso de recombinación, donde impurezas de uno y otro cristal se eliminan 
reconfigurando la red perfectamente, al menos en el plano estructural. En cambio, desde 
el plano eléctrico, esta recombinación provoca que en la zona tipo-p de la capa límite –
donde antes faltaba un electrón– se genere una carga eléctrica negativa debido a que, tras 
la recombinación, existe una mayor cantidad de electrones que de protones por las nuevas 
partículas adoptadas. En la zona tipo-n, ocurre lo análogo, aparece una carga positiva por 
la desaparición del electrón cedido y la preponderancia de la carga protónica. 
 
Ilustración 17. Ilustración gráfica de las distintas zonas que componen una célula fotovoltaica, así como de las cargas 
eléctricas en la zona límite o de depleción. Fuente: [11] 
Dadas estas nuevas cargas eléctricas en la capa límite, cuando un fotón incide sobre un 
átomo de silicio en ella y por efecto fotoeléctrico se genera un par electrón-hueco, el 
electrón se siente repelido por la carga negativa del tipo-p y atraído por la positiva del tipo-
n, pero no consigue alejarse en ella, porque tras la recombinación, ningún hueco ha 
quedado libre para él. De esta forma, abandona la zona de depleción y se introduce en la 
lámina tipo-n pero de nuevo sin encontrar hueco que lo aloje, de manera que finalmente la 
 
16 
abandona por las conexiones eléctricas de la célula y va a parar a la parte dopada con boro 
que sí cuenta con ellos (Ilustración 18). El proceso análogo ocurre con los huecos 
generados en la parte de la célula dopada con fósforo, pero este no deja de ser un proceso 
virtual y es en realidad tan solo el flujo de electrones con el que se genera la corriente 
eléctrica que puede aprovecharse en esta tecnología. 
 
Ilustración 18. Representación gráfica de la generación de una corriente eléctrica debido a la aparición del efecto 
fotoeléctrico en la capa límite de una célula fotovoltaica. Fuente: [12] 
 
3.1.3. Tecnologías actuales en las células solares fotovoltaicas 
Todas las células existentes actualmente se asientan de una forma u otra en este modo de 
funcionamiento, aunque con ligeras modificaciones en diferentes aspectos. Para cerrar 
este apartado resulta conveniente realizar un breve recorrido por las diferentes sub-
tecnologías que se pueden encontrar actualmente en el panorama científico englobadas 
bajo la categoría de módulos solares fotovoltaicos: 
CÉLULAS SOLARES POLICRISTALINAS (P-SI) 
Las células solares policristalinas destacan por presentar un color irregular muy 
característico (Ilustración 20). Este color particular se debe a que están formadas por 
múltiples cristales de silicio, que se funden en moldes cuadrados y posteriormente se 
cortan sin necesidad de biselarlo (Ilustración 19). [13] [14] [15] 
 
17 
 
Ilustración 19. Ejemplo de célula solar policristalina. Fuente: Google Imágenes 
Este tipo de célula solar tuvo un considerable acogimiento durante los primeros años de la 
energía fotovoltaica. Esto se debía principalmente a que su proceso de fabricación, más 
sencillo y barato que el de su contraparte monocristalino, permitía un acceso más 
económico a la tecnología fotovoltaica, a cambio por supuesto de una menor eficiencia 
(entre el 12 y el 17%). Sin embargo, la progresiva reducción del precio de los 
monocristalinos ha desterrado a este modelo de panel del mercado, quedando 
prácticamente como una anécdota histórica de la evolución de la tecnología. 
 
Ilustración 20. Comparativa entre célula solar mono y policristalina. Fuente: [16] 
CÉLULAS SOLARES MONOCRISTALINAS (M-SI) 
Al contrario que las policristalinas, estas células están formadas por un único cristal de 
silicio, obtenido mediante el método Czochralski 3. Este método les dota un color azul 
oscuro o negro totalmente uniforme y una pureza que les permite alcanzar una eficiencia 
de hasta el 23%. 
 
3 El método Czochralksi consiste en aplicar un campo magnético al silicio fundido, que es propenso 
a las corrientes de Foucault. De esta forma, al aplicar el campo magnético se consigue que las 
impurezas se distribuyan uniformemente, lo que mejora la eficiencia del cristal. [52] 
 
18 
 
Ilustración 21. Ejemplo de módulo solar integrado por células solares monocristalinas. Fuente: Google Imágenes 
Actualmente, casi la totalidad de paneles fotovoltaicos que se fabrican e instalan son de 
este tipo de material. Las siguientes tipologías que se van a presentar se corresponden con 
mejoras, bien en el plano estructural o bien en el plano eléctrico, del modelo básico de esta 
tecnología, pero basadas siempre en el silicio monocristalino. 
CÉLULAS SOLARES TIPO PERC (MONOPERC) 
Las siglas PERC responden a Passivated Emitter Rear Cell,lo que traducido al castellano 
podría enunciarse como Célula Posterior de Emisión Pasiva [15]. El propio nombre indica 
a la perfección en que consiste esta mejora tecnológica. Básicamente en colocar una 
placa reflectante (Dielectric Layer) en la parte trasera del módulo fotovoltaico, de tal forma 
que los fotones que han atravesado transversalmente el panel sin reaccionar con él, sean 
redirigidos de nuevo en dirección contraria aumentando las posibilidades de que lo hagan. 
 
Ilustración 22. Comparativa esquemática de las mejoras introducidas por las células PERC respecto a los módulos 
convencionales. Fuente: [17] 
Esta tipología de célula está ya plenamente implantada en el mercado, hasta tal punto que 
podría denominársela como el “modelo básico” de la actualidad. Se debe a que ofrece 
significativas mejoras respecto a los módulos originales sin ninguna contraprestación 
evidente. Los principales avances que incorpora son los siguientes [15] [17]: 
• Mejor respuesta espectral: consiguen mayor eficiencia con la radiación de 
longitudes de onda menores –especialmente por encima de los 1000 nm 
 
19 
(Ilustración 23)– lo que se hace notar principalmente en los instantes donde la 
irradiancia es menor (Ilustración 24). 
 
Ilustración 23. Respuesta espectral de una célula PERC y una estándar para distintas longitudes de onda. Fuente: [17] 
 
Ilustración 24. Comparativa entre una célula monocristalina, otra policristalina y otra con tecnología PERC para 
distintas irradiancias. Fuente: [15] 
• Menor calentamiento o coeficiente de temperatura: La lámina reflectante, al 
reflejar los fotones no absorbidos por la célula al exterior, impide que estos 
impacten contra el recubrimiento de alumnio y se transformen en calor. Esto 
aumentaría la temperatura global del módulo y reduciría su rendimiento. 
Solo con estas dos mejoras, el rendimiento de las células PERC consigue dar un salto del 
19% de los modelos monocristalinos originales hasta los casi 24,5% que pueden 
encontrarse en algunos modelos actuales. Es razón suficiente para que su implantación 
en el mercado esté absolutamente extendida y universalizada. 
 
 
20 
CÉLULAS SOLARES TOPCON 
Las células de tipo TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) suponen un paso más allá 
a la mejora introducida por las PERC (Ilustración 25). Introduciendo una capa muy delgada 
de óxido de silicio (SiO2) consigue que aún menos fotones sean capaces de atravesar el 
material dieléctrico reflectante de la parte posterior de la célula. 
 
Ilustración 25. Comparativa esquemática de la captación de fotones de los distintos tipos de célula presentados. 
 Fuente: [18] 
Esta tecnología se conoce desde el año 2013, pero no ha alcanzado la madurez para 
lanzarse al mercado hasta el 2019. Sin embargo, gracias a que los módulos TOPCON 
alcanzan eficiencias aún mayores que las PERC, de hasta el 25% [18], realizando 
modificaciones muy pequeñas en el proceso de fabricación, también se encuentran 
actualmente en una posición privilegiada del mercado. 
No obstante, por si el incremento de eficiencia no fuera suficiente, este tipo de células 
también presentas ventajas considerables en multitud de prestaciones críticas para el 
desempeño habitual de los paneles [19]: 
- Menor susceptibilidad a la degradación inducida por luz (LID); presentando un 1% 
durante el primer año y una media de 0,44% durante los siguientes en comparación 
con los valores de 2% y 0,55% respectivamente de otros modelos. 
- Con respecto a los TOPCON, también son capaces de generar energía a menores 
irradiancias lo que se traduce en un periodo diario de funcionamiento mayor. 
- Mejor coeficiente de temperatura, llegando a presentar valores de -0,30%/ºC. 
Es por todas las razones anteriores que la TOPCon se erigen en la actualidad como el 
principal rival de la tecnología PERC, y aunque su comercialización aún no llega al nivel de 
su competidora, algunas empresas punteras en el sector fotovoltaico, como Canadian o 
Jinko Solar ya comercializan habitualmente estos modelos. 
CÉLULAS SOLARES HJT O DE HETEROUNIÓN 
Dentro del panorama fotovoltaica actual, en la que la tecnología TOPCON empieza a 
conquistar poco a poco el territorio que durante años ha dominado la PERC, las principales 
esperanzas en una tecnología aún más avanzada se ponen sobre los módulos solares HJT. 
Para comprender adecuadamente la innovación introducida por esta tecnología es 
necesario mencionar una precursora, paralela a la de los modelos cristalinos, que no se 
había mencionado hasta ahora, la de las células solares de capa fina (TFSC). Este tipo de 
células nunca ha triunfado especialmente en el mercado por sus bajas eficiencias –entre 
el 7% y el 13%– en comparación con el resto de los modelos y probablemente porque su 
apariencia estética no es tan atractiva como las otras. Sin embargo, presentan la ventaja 
 
21 
de que gracias a que el material fotovoltaico –que normalmente consistía en silicio amorfo 
(a-Si)– se depositaba sobre un sustrato, se consigue un material de bajo coste de 
producción y espesores extremadamente pequeños que dotan al panel de una 
considerable flexibilidad. [20] 
 
Ilustración 26. Panel solar flexible basado en la tecnología de capa fina sobre silicio amorfo. Fuente: Google Imágenes 
El principal adelanto que la tecnología HJT ha implantado ha sido la de introducir en el 
panel PERC una delgada capa de este silicio amorfo (Ilustración 27), pues otra de las 
virtudes de este es reducir al máximo las pérdidas por recombinación4. De esta manera 
consigue aunar las ventajas de los dos tipos de silicio y dar lugar a una célula5 con la que 
se han alcanzado las mayores eficiencias registradas hasta la fecha, de hasta el 27%. [15] 
 
Ilustración 27. Capas que componen una celda fotovoltaica tipo HJT. Fuente: [21] 
 
4 Las pérdidas por recombinación son uno de los tipos que más contribuyen a la reducción de 
eficiencia de las celdas. Consisten en que, una vez formado un par electrón-hueco por efecto 
fotovoltaico, el electrón no consigue escapar de la franja límite, cayendo en otro hueco. 
5 El récord mundial para un módulo completo se batió el 17 de febrero de 2023, alcanzando el 
módulo solar Risen Energy una potencia de 741 W y una eficiencia del 23,89%, también de la 
tecnología de heterounión HJT. [53] 
 
22 
A este ya considerable logro se suma el hecho de que la fabricación de este modelo 
requiere menores pasos de producción que las TOPCon (6 frente a 11 o 14). Además, 
también ofrecen una degradación menor que sus competidores, asegurando un 
rendimiento del 92% al final de su vida útil y un menor coeficiente de temperatura debido 
a que los materiales empleados en su construcción se eligen específicamente para 
minimizar la conductividad térmica. 
Todas estas virtudes no han pasado desapercibidas en el mercado fotovoltaico actual y 
empresas como Canadian Solar empiezan a comercializar este tipo de módulo 
fotovoltaico que, sin duda, se extenderá por el mercado los próximos años. 
MÓDULOS BIFACIALES 
Las células solares bifaciales (Ilustración 28) no constituyen una tecnología propia sino un 
agregado común que aparece como complemento a todas las anteriores. El logro de este 
tipo de módulos es el de poder captar energía solar también por la cara trasera del módulo. 
Para ello, en la parte posterior no se dispone ninguna lámina de aluminio –que, por otra 
parte, no se calienta evitando así el ya mencionado problema asociado al aumento de la 
temperatura– y se coloca otro haz de conexiones eléctricas. 
 
Ilustración 28. Instalación fotovoltaica con módulos solares bifaciales. Fuente: Google Imágenes 
Esta opción solo resulta conveniente en situaciones donde realmente pueda alcanzar un 
extra de producción que compense el incremento del gasto del panel fotovoltaico. Esto 
suele darse en instalaciones donde la superficie sobre la que se ubican los paneles tiene 
un alto índice de reflexión o en zonas geográficas donde aparezcan elevadas proporcionesde radiación difusa y de albedo con asiduidad (Ilustración 29). 
 
23 
 
Ilustración 29. Tipos de radiaciones que puede aprovechar un módulo bifacial. Fuente: [22] 
 
 
24 
CÉLULAS SOLARES BASADAS EN GERMANIO 
Todas las tecnologías anteriores se basaban en la adición de nuevas capas de materiales 
que de un modo u otro contribuían a mejorar la eficiencia global del módulo. Se trataban 
por lo tanto de técnicas de adición, nunca de sustitución. Sin embargo, las células solares 
basadas en germanio (Ge) aportan un enfoque completamente diferente, pues optan por 
reemplazar el sustrato de silicio por este elemento. 
Recuperando la explicación teórica del apartado 3.1.2, el funcionamiento de la celda no 
varía. Como puede verse en la Ilustración 30, la selección del germanio no es azarosa, al 
compartir con el silicio grupo atómico en la tabla periódica cuenta, al igual que este, con 
cuatro electrones en su último orbital, por lo que la interacción entre átomos es la misma. 
 
Ilustración 30. Comparativa entre los orbitales de los elementos Silicio (Si) y Germanio (Ge). Fuente: [9] 
Sin embargo, el germanio es bastante más escaso en la corteza terrestre que el silicio, de 
manera que su uso en células de alta eficiencia no es baladí. El secreto se encuentra en 
que el germanio tiene mayor capacidad para captar los fotones que llegan de nuestra 
estrella. Sin profundizar en exceso, esto se debe a que el silicio, a pesar de lo antes 
estipulado, no es un elemento óptimo para su uso como semiconductor debido a que el 
gap entre su banda de valencia y de conducción 6 es muy grande. A la postre, esto se 
traduce en que este semiconductor solo es capaz de captar fotones de alta energía, siendo 
transparente al resto. Por el contrario, el gap de otros elementos atómicos, como 
precisamente el del germanio es considerablemente menor, lo que les permite atrapar 
mayor cantidad de radiación electromagnética. 
Esta corrección permite aspirar a alcanzar eficiencias mucho mayores. De hecho, el récord 
mundial de eficiencia7 en células con sustrato de germanio se encuentra en 42,6% [23], 
muy por encima de los máximos alcanzados en el silicio. Por la escasez de este elemento, 
tal vez no sea esta una opción válida para la fabricación a escala industrial, pero sí puede 
resultar una opción óptima para aplicaciones y proyectos tecnológicos punteros como la 
exploración espacial. 
 
6 Este tema pertenece a la física de los semiconductores, estudio que queda muy lejano del alcance 
teórico de este documento. Para mayor claridad del tema explicado puede no obstante hacerse la 
siguiente analogía lejana: la banda de valencia puede identificarse como el mencionado último 
orbital atómico donde los electrones se encuentran en su estado habitual; la banda de conducción 
sería por su parte un “canal” común compartido por todos los átomos del semiconductor por el que 
los electrones pueden circular libremente y el gap como la cantidad de energía que debe tomar el 
electrón en el efecto fotoeléctrico para saltar de una a otra. 
7 El récord mundial absoluto de eficiencia en celdas fotovoltaicas lo ostentan las de fosfuro de indio 
(InP) con un 46% [23]. No obstante, debe tenerse en cuenta que la obtención de este material sí es 
mucho más caro que la del germanio. 
 
25 
3.2. Almacenamiento energético en baterías (BESS) 
3.2.1. Actualidad del BESS. 
Por su parte, el almacenamiento energético en forma de baterías, en adelante BESS 
(Battery Energy Storage System) también ha experimentado un pronunciado crecimiento 
en los últimos años. Si bien al igual que la energía fotovoltaica, también se debe a un 
progresivo desarrollo de la tecnología, este crecimiento también se apoya en el propio 
aumento del interés por la fotovoltaica, con la que es especialmente compatible. 
Tal compatibilidad nace de las características intrínsecas de ambos sistemas energéticos. 
Por ejemplo, el BESS es prácticamente el único sistema de almacenamiento energético 
fácilmente modulable para pequeñas cantidades energéticas, en contraposición a otros 
como el LAES (Liquid Air Storage System) que requiere la fabricación de grandes tanques 
de almacenamiento y de complejos sistemas termodinámicos para licuar grandes 
cantidades de aire o las presas de bombeo, que exigen mastodónticas estructuras 
capaces de contener inconmensurables masas de agua. 
Esta es la razón por la que cada vez se apueste más por este tipo de solución de 
almacenamiento energético. De hecho, en España, solo en 2022 se han acumulado un 
total de 1.382 MWh de energía solar en baterías eléctricas [24]. Yendo más allá, según el 
tribunal de Cuentas Europeo, la capacidad de acumulación podría llegar a 1.200 GWh en 
2030 [24]. Es más, de acuerdo con los escenarios de desarrollo sostenible de la AIE 
(Agencia Internacional de la Energía) será necesario añadir 10.000 GWh al año hasta 2040 
para alcanzarlos [3]. 
A su vez, la AIE establece que, en términos de potencia, serán necesarios un total de 595 
GW para el año 2030. Son cifras aún lejanas de los 16 GW instalados entre 2015 y 2020, 
pero si se tiene en cuenta que de ellos 5 GW corresponden a 2020 y que potencias como 
China han asegurado la implantación de 35 GW antes de 2025, pueden en realidad no ser 
tan distantes [3]. Son todos estos datos que reflejan indudablemente que, hasta la fecha, 
el almacenamiento masivo en baterías es, junto a las centrales hidroeléctricas de bombeo 
la principal apuesta mundial en materia de almacenamiento energético. 
3.2.2. Características y funcionamiento de las baterías electroquímicas. 
Dejando a un lado la visión económica y pasando a los aspectos puramente tecnológicos, 
el funcionamiento de una batería eléctrica es también bastante simple. Todas ellas están 
compuestas por dos electrodos sumidos en un conductor iónico llamado electrolito. 
Cuando ambos electrodos se conectan, se establece de manera espontánea una corriente 
eléctrica desde el electrodo con el potencial químico más negativo (el ánodo) hasta el 
potencial químico más positivo (el cátodo). Por su parte, los iones realizan el mismo 
recorrido, pero a través del electrolito, recombinándose ambos en el entorno del cátodo. 
Este proceso es lo que se asocia a la descarga de la batería (Ilustración 31). 
 
 
26 
 
Ilustración 31. Esquema del proceso de descarga de una batería electroquímica. Fuente: Google Imágenes 
Sin embargo, desde el punto de vista de la transición energética, el uso más interesante de 
estas baterías es el estacionario. Esto conlleva además la posibilidad de recargar estos 
dispositivos y así disponer, más adelante, nuevamente de esa energía. Para conseguir 
esto, es necesario forzar la reacción química inversa mediante la introducción de energía 
eléctrica –en este caso en ambos electrodos–, bien de la red o bien de una instalación 
productora. El resultado final de este proceso es la capacidad de almacenar la energía 
mediante su transformación en energía potencial química, un procedimiento necesario 
para la integración de las energías renovables –y su inherente variabilidad– en el sistema 
eléctrico mundial. 
3.2.3. Potencial electroquímico de una batería y otros parámetros. 
Volviendo al punto de vista de la descarga, para que tal corriente eléctrica se produzca 
debe aparecer un cierto flujo de electrones, provocado por una reacción química 
espontánea en las inmediaciones del electrodo. Así, en el ánodo, el electrolito debe ceder 
electrones para la formación de un compuesto y en el cátodo debe captarlos. A 
continuación se presentan dos ejemplos de estas reacciones en sendos electrodos, en 
este caso de una batería de plomo-ácido. 
ÁNODO 
𝑃𝑏 + 𝑆𝑂4
− → 𝑃𝑏𝑆𝑂4 + 2𝑒− ; 𝐸0 = −0,36 𝑉 
Es importante comprender que en la reacción anterior el plomo (Pb) lo aporta el electrodo 
y el ión SO4
- proviene del ácido sulfúrico (H2SO4) que se ha disociado en ese ión y en dos 
protones que quedan libres en el electrolito. Ambos dan lugar a un nuevo compuesto(PbSO4) que se encuentra adherido al electrodo y 2 electrones que fluyen por el circuito 
eléctrico exterior. 
CÁTODO 
𝑃𝑏𝑂2 + 𝑆𝑂4
− + 4𝐻+ + 2𝑒− → 𝑃𝑏𝑆𝑂4 + 2𝐻2𝑂 ; 𝐸0 = 1.68 𝑉 
En el cátodo, por su parte, el compuesto dióxido de plomo (PbO2) es parte del electrodo y 
aparecen como productos el ya conocido PbSO4 y el agua. Por tanto, en las inmediaciones 
de ambos electrodos, durante la descarga desaparece el ácido sulfúrico y aparece como 
producto resultante (este solo en el cátodo) agua, cambiando la composición y densidad 
del electrolito durante la descarga8. 
 
8 Esta particularidad hace que la medición de la variación del peso de la batería sea válida para 
establecer el estado de la descarga de la misma; no la de la carga, cuyo efecto no es equivalente. 
 
27 
El potencial electroquímico de la batería, al que de forma generalizada se denomina el 
voltaje de esta, resulta de la resta de los potenciales individuales de las reacciones dadas 
en los electrodos. Así, para el ejemplo anterior se llega a los ampliamente conocidos 2 V 
de la batería de plomo-ácido: 
𝑉𝑏𝑎𝑡−𝑃𝑏 = 𝐸0(𝑐á𝑡𝑜𝑑𝑜) − 𝐸0(á𝑛𝑜𝑑𝑜) = 1,68 − (−0,36) = 2,04 𝑉 
Como resulta evidente, diferentes combinaciones de electrolitos y materiales de 
electrodos darán lugar a diferentes reacciones químicas y voltajes de batería. En la 
siguiente Ilustración 32 se muestra una relación de estas múltiples combinaciones y de los 
potenciales electroquímicos en que resultan. 
 
Ilustración 32. Reacciones químicas habituales en los electrodos de una batería y sus correspondientes potenciales. 
 Fuente: [25] 
Pero el potencial electroquímico de una batería no es el único aspecto a tener en cuenta a 
la hora de determinar si es la apropiada para una aplicación concreta. A continuación, se 
muestra una relación de los principales de ellos, que también sirven para ilustrar algunas 
particularidades del funcionamiento habitual de las baterías: 
CAPACIDAD ENERGÉTICA DE LA BATERÍA 
Esto no es otra cosa que la cantidad de energía que puede acumular una batería. Junto con 
el voltaje, es sin duda el otro parámetro más definitorio de la batería. Puede medirse en Wh 
(siendo 45 Wh la energía acumulada por una potencia de carga de 45W durante una hora o 
la de 90W durante media hora) o en Ah (ídem, pero empleando corrientes de carga en lugar 
de potencias). 
 
28 
El uso de uno u otro tipo de medida no es especialmente relevante salvo en el caso del 
tratamiento en serie de baterías. Por las características de la conexión en serie, el voltaje 
global aumenta, pero la capacidad medida en Ah se mantiene constante –es decir, la 
batería, se descargará en el mismo tiempo para una misma corriente de descarga– 
mientras que la capacidad medida en Wh sí se incrementará. 
PROFUNDIDAD DE DESCARGA MÁXIMA 
De la capacidad nominal de la batería antes mencionada, no toda es realmente utilizable. 
Para evitar una degradación del electrolito solo es posible extraer un determinado 
porcentaje de la energía acumulada en una batería llena. A este porcentaje se lo conoce 
como profundidad de descarga máxima o %DoD (Depth of Discharge en inglés). 
RATIO DE CARGA/DESCARGA 
Este es otro parámetro fundamental y que suele ser especialmente restrictivo a la hora del 
dimensionamiento de grandes proyectos de almacenamiento energético como el que 
describe este documento. Existe una máxima corriente de carga y descarga –suele ser la 
misma para ambos casos– que se puede extraer de una batería. La relación entre la 
capacidad nominal (en Ah) y la máxima corriente de descarga se calcula dividiendo la 
segunda entre la primera quedando como unidad h-1 si bien el parámetro no se identifica 
con esta unidad sino con la adición de una C posterior a la cifra. Por ejemplo, una corriente 
de descarga de 6 A para una batería de 12 Ah implicaría una ratio de descarga de 0,5 C. 
6 𝐴
12 𝐴ℎ
= 0,5 𝐶 
Actualmente, las mayores ratios de descarga los dan las baterías de ión-litio con 1C, 
pudiendo aumentar este valor durante breves intervalos de tiempo. Ratios de descarga 
superiores a este pueden alcanzarse, pero en este caso con una tecnología superior, la de 
los supercondensadores, con la que pueden alcanzarse ratios de descargas mantenidos 
en el tiempo de hasta 5C. 
Otra forma no tan habitual, pero también extendida, de relacionar los anteriores 
parámetros es la de identificar una determinada corriente de descarga a partir de la ratio 
que establece con la capacidad. Pero en este caso suele realizarse la división inversa y 
posicionando el resultado (que en este caso sería el tiempo que tardaría en descargarse 
por completo la batería para tal corriente) como un subíndice posterior a la C. De tal forma 
para la misma batería de 12 Ah de capacidad: 
𝐶10 =
12 𝐴ℎ
10 ℎ
= 1,2 𝐴 
RENDIMIENTOS 
Una batería electroquímica no es por supuesto una máquina perfecta de almacenamiento. 
Como en todo lo referente a la manipulación de energía, tiene unas pérdidas asociadas y 
ciertos rendimientos que surgen de la evaluación de ellas. Pueden distinguirse tres [26]: 
- Rendimiento culómbico (ηQ): Que relaciona los Ah extraídos con los introducidos. 
- Rendimiento voltaico (ηV): Que relaciona el voltaje de descarga con el de carga. 
- Energético (ηE): Que relaciona los Wh extraídos con los introducidos y es 
evidentemente el producto de los dos anteriores: 
 
η𝐸 = η𝑄 ∙ η𝑉 =
𝐴ℎ𝑒𝑥𝑡
𝐴ℎ𝑖𝑛𝑡
∙
𝑉𝑑𝑒𝑠
𝑉𝑐𝑎𝑟
=
𝑊ℎ𝑒𝑥𝑡
𝑊ℎ𝑖𝑛𝑡
 (1) 
 
29 
CICLOS DE VIDA 
Que son de otro modo, una forma de medir la vida útil de una batería. Esta no se mide en 
años naturales sino en ciclos de carga o descarga. También varían de acuerdo con las 
ratios de carga y descarga, pero principalmente con las profundidades de descarga 
habituales –cuanto menores sean, mayores serán los ciclos de vida– y por supuesto con la 
tecnología. 
STATE OF HEALTH (SOH) 
Aunque emplearse el término en inglés, la traducción literal sería “estado de salud” de la 
batería. Es una característica íntimamente ligada con la anterior que identifica la 
degradación de la batería en términos de capacidad durante su vida útil. Así, una batería 
de capacidad nominal 150 Ah que tras 4000 ciclos tenga un SoH del 90% implicará que en 
ese punto, la máxima acumulación disponible en la batería será de 135 Ah. Lo habitual es 
en encontrarla en gráficas como la de la Ilustración 33 que relaciona este parámetro con 
el anterior y la ya mencionada profundidad de descarga. 
 
Ilustración 33. Gráfica que muestra la correspondencia entre la profundidad de descarga y los ciclos de vida de la batería 
de plomo AGM UP4.5-4 de Master Battery S.L. Fuente: [26] 
REDUCCIÓN DE LA CAPACIDAD DE LA BATERÍA CON EL AUMENTO DEL RATIO DE 
DESCARGA Y LA REDUCCIÓN DE LA TEMPERATURA 
La capacidad de una batería no es constante o siendo más correctos, la cantidad de 
energía que se puede extraer de ella no es universal, depende de la intensidad de corriente 
a la que se descarga y a la temperatura a la que se hace. 
La relación con el primero es básica desde el punto de vista eléctrico. Una batería eléctrica 
no es un sistema de acumulación perfecto (véase “Rendimientos”) y como todo sistema 
eléctrico cuenta con unas pérdidas internas, que responden a la ley de Joule: 
 𝑃 = 𝑅 ∙ 𝐼2 (2) 
 
30 
De tal forma que, si se descarga a una corriente superior a la del fabricante, las pérdidas 
aumentarán con el cuadrado de la misma. Por otra parte, en caso de que la temperatura 
de operación de la batería descienda de forma notable, será el primer término de la 
ecuación anterior el que aumente, la resistencia interna, resultando también en una menor 
capacidad disponible de la batería. Un dato ilustrativo es que, entre -20ºC y +20ºC la 
pérdida de capacidad es aproximadamente de un 5% por cada 10ºC de descenso, 
acentuándose esta reducción fuera de tal intervalo [26]. Los fabricantes suelen en 
cualquier caso proporcionar gráficas o tablas que muestran el desempeño esperable de la 
batería bajo estossupuestos. Un ejemplo es el de la Ilustración 34. 
 
Ilustración 34. Gráfico que ilustra las diferentes capacidades (en relación a la nominal) esperables según la temperatura y 
la ratio de descarga9. Fuente: [27] 
 
EVOLUCIÓN DEL VOLTAJE A TRAVÉS DE LA CARGA Y LA DESCARGA DE ACUERDO CON LA 
RATIO CORRESPONDIENTE 
A pesar de que el potencial electroquímico de las reacciones producidas en los electrodos 
es perfectamente conocido, estable y exacto, no debe olvidarse que este es tan solo el de 
una de esas reacciones, mientras que en las baterías electroquímicas se producen miles 
de ellas simultáneamente. Esto hace, que por los diversos fenómenos químicos que 
aparecen en la batería, ni el voltaje ni la intensidad de la carga sean constantes. En la 
Ilustración 35 puede apreciarse la evolución en el tiempo de ambos valores. 
 
9 Como puede apreciarse en la Ilustración 34, para ratios de descarga inferiores a la habitual, 
pueden alcanzarse capacidades por encima del 100%. Es decir, superiores a la nominal. 
 
31 
 
Ilustración 35. Evolución de la tensión y la corriente de carga en el tiempo. Fuente: [27] 
Algo similar pero inverso ocurre durante el proceso de descarga, el voltaje proporcionado 
por la batería disminuye con la profundidad de descarga. Sin embargo, dado que la energía 
extraíble y por tanto el estado de carga relativo varía según la corriente de descarga, el 
voltaje de la batería también se ve fuertemente influenciado por ella, cayendo a valores 
inferiores cuanto mayores son las ratios de descarga. En la Ilustración 36 puede apreciarse 
un gráfico que relaciona estos tres parámetros. 
 
Ilustración 36. Voltaje terminal para distintas ratios de descarga y el tiempo en que deberían producirse a partir del 
inicio de la descarga. Fuente: [27] 
 
32 
EFICIENCIA DE LA CARGA DE ACUERDO CON EL ESTADO DE CARGA 
Como es lógico, si la carga se basa en la generación de iones en el entorno de un electrodo 
(en este caso el cátodo) para luego recombinarse con los electrones en el otro, cuando la 
carga de la batería se encuentre cerca de alcanzar la máxima capacidad, el compuesto 
que se había generado durante la descarga en el cátodo está cerca de extinguirse. Como 
tal, al no quedar apenas compuesto que deshacer, gran parte de la energía que se envía al 
electrodo para la descomposición no se transforma en química, sino que se disipa en 
forma de calor, ergo, reduciendo muy sensiblemente la eficacia de la batería. Esto puede 
verse claramente en la Ilustración 37. 
 
Ilustración 37. Gráfico que muestra relaciona la eficiencia de carga con el avance del estado de carga. Fuente: [28] 
También es habitual ver como la eficiencia de la carga en una batería se reduce con la 
temperatura. Con el aumento de esta, también lo hace la actividad química. Esto se 
traduce en que la eficiencia disminuye porque, a la par que se disocian los iones del 
electrolito, también aparecen recombinaciones entre ellos. 
3.2.4. Típicos modelos de baterías electroquímicas 
No obstante, de la multitud de ejemplos antes presentada en la Ilustración 32, las únicas 
reacciones que actualmente cuentan con un nivel de uso industrial y que realmente se dan 
lugar son las correspondientes a las siguientes tipologías de baterías: 
BATERÍAS DE PLOMO-ÁCIDO 
Este tipo de baterías se basan en las reacciones químicas que se han presentado como 
ejemplo al principio del apartado 3.2.2. Son la más extensamente producidas en la 
industria, y las que hacen uso de los elementos menos exóticos dentro de todas las 
tecnologías existentes. Profundizando en algunos aspectos más específicos se tiene de 
ellas lo siguiente [26]: 
- Su profundidad de descarga es bastante limitada –en torno al 30%– por lo que la 
energía que es realmente capaz de almacenar dista mucho de su capacidad 
nominal. 
- Las intensidades de descarga no son muy elevadas, de manera que sus corrientes 
nominales –las recomendadas por el fabricante– suelen expresarse hasta en C100. 
- Presentan riesgo de descargas profundas y estratificación del electrolito. 
- Sus ciclos de vida son bastante menores en comparación con sus principales 
competidoras, las basadas en la tecnología del litio. 
 
33 
- Requieren relleno del electrolito que, al ser este líquido, provoca en muchos casos 
riesgo de vertido. 
- Permiten un reciclaje completo. 
BATERÍAS DE IÓN-LITIO 
Como ya se ha dicho, son las principales competidoras en el mercado a las de plomo y su 
uso generalizado está empezando a acercar considerablemente los precios entre ambos 
tipos. Se basa en dos parejas de reacciones químicas, según el tipo de material del que 
están compuesto el cátodo de la batería. Sin embargo, el nexo común entre todas ellas es 
que, durante las reacciones, el litio cuando llega al ánodo (en la descarga) se oxida, 
produciendo la reducción del material del electrodo [29]. 
• Batería de litio-cobalto [25] 
Cátodo: 𝐿𝑖𝐶𝑜𝑂2 → 𝐶𝑜𝑂2 + 𝐿𝑖+ + 𝑒−; 𝐸0 = 3𝑉 
Ánodo (de grafito): 𝐶6 + 𝐿𝑖+ + 𝑒− → 𝐿𝑖𝐶6; 𝐸0 = −1 𝑉 
• Batería de litio ferrofosfato [29]: 
Cátodo: 𝐿𝑖𝐹𝑒𝑃𝑂4 → 𝐹𝑒𝑃𝑂4 + 𝐿𝑖+ + 𝑒−; 
Ánodo: En este caso, el proceso producido en el ánodo es algo diferente, los iones de 
litio al llegar a él se acomodan dentro unos intersticios vacantes en la red de litio 
ferrosfosfato (LiFePO4). Al cargar la batería, estos iones reciben la energía para volver a 
combinarse en el cátodo. 
De las baterías de litio, sea la tipología que fuere, pueden destacarse los siguientes 
aspectos: 
- Ofrece las mayores ratios de descarga del mercado, pudiendo algunos modelos 
ofrecer valores de 1C en régimen estacionario e incluso superior durante periodos 
de tiempo limitados. 
- Las profundidades de descarga admisibles son mucho mayores que en las de 
plomo, alcanzando fácilmente un valor del 90% de DoD sin por ello reducir su vida 
útil de forma significativa. 
- Presentan muchos más ciclos de vida, en torno a 10.000 por los 4.000 del plomo. 
Además, las prestaciones de la batería se mantienen aproximadamente 
constantes hasta el final de su vida útil. Esto no ocurre con las de plomo, que sí las 
ven reducidas sensiblemente. 
- El electrolito no es líquido, por lo que no existe el riesgo de vertido. 
- Su reciclaje es actualmente un problema sin resolver. 
- Dado que el refinamiento del litio es una labor realizada casi exclusivamente en 
China, existe cierta reticencia internacional hacia esta tecnología, para no crear un 
escenario de dependencia energética hacia el gigante asiático. 
 
BATERÍAS DE NIQUEL-CADMIO 
Este tipo de batería se encuentra ya prácticamente en desuso, principalmente porque el 
cadmio es un metal muy contaminante, cuyo tratamiento y uso conlleva riesgos evidentes 
y difíciles de asumir. Sin embargo, estas baterías, hasta la irrupción de las de litio, fueron 
muy empleadas en la industria del automóvil, principalmente por su buen rendimiento a 
 
34 
bajas temperaturas, un aspecto muy importante en este sector. Otros puntos a favor de 
esta tipología eran su escasa necesidad de mantenimiento y su capacidad para admitir 
descargas profundas. En contra tenían el efecto memoria, según el cual su pérdida de 
capacidad con los ciclos era significativa y el bajo voltaje de batería. [30] 
BATERÍAS DE ZINC-AIRE 
El principal atractivo de este tipo de batería es que tiene una enorme densidad energética, 
hasta tres veces mayor que la del litio siendo relativamente baratas de producir. Otra 
peculiaridad es que el oxígeno requerido para las reacciones de oxidación en el cátodo se 
obtiene directamente del aire. Aunque aún se encuentra en una fase relativamente 
experimental, algunos fabricantes como Phinergy o Master Battery producen este tipo de 
baterías. Sin embargo, no son el mejor ejemplo de almacenamiento energético en el 
sentido que se ha tratado habitualmente en este documento, pues no están habilitadas 
para un uso estacionario, sino que conciben una únicadescarga, lo que las adscribe al 
grupo de las denominadas baterías primarias. [31] [32] 
BATERÍAS DE FLUJO 
Este último grupo de baterías presentan una novedad estructural respecto a las anteriores. 
En este caso, desaparecen los electrodos y la batería se construye sobre dos circuitos de 
electrolito diferenciados –razón por la que se las conoce como baterías de flujo– 
denominados anolito y catolito [25]. Estos dos fluidos tienen disueltos elementos activos 
desde el punto de vista electroquímico y los iones producidos en el catolito atraviesan una 
membrana que separa ambos flujos y se recombinan en el anolito. Ejemplos de este tipo 
de baterías son: 
- Baterías de flujo de vanadio 
 
Ilustración 38. Modelo esquemático de una batería de flujo de vanadio. Fuente: [25] 
Las reacciones químicas producidas (de izquierda a derecha en la descarga y de 
derecha a izquierda en la carga) en este caso son: 
 en el catolito: 
𝑉2+ ↔ 𝑉3+ + 𝑒− 
 
35 
 en el anolito: 
𝑉𝑂2
2+ + 2𝐻+ + 2𝑒− ↔ 𝑉𝑂2+ + 2𝐻2𝑂 
- Baterías de zinc-bromo 
El principal interés en este tipo de baterías es que, gracias a la particular configuración del 
sistema, tiene una gran rapidez de respuesta en la carga y la descarga, pudiendo descargar 
muy altas potencias en milisegundos. En su contra se encuentra la complejidad del 
sistema y la baja densidad energética que presentan. [33] 
3.3. Inversores para la energía fotovoltaica 
La función elemental de un inversor es sencilla (al menos de comprender): transformar la 
energía en corriente continua (CC) que producen los paneles fotovoltaicos en la corriente 
alterna (CA) que se consume en la mayoría de los aparatos eléctricos de la industria y el 
hogar y que se transporta a través de la red eléctrica. Esto podría dar la imagen de que el 
inversor no es más que un mero intermediario dentro de una instalación fotovoltaica, un 
elemento indispensable, pero de poca importancia en comparación con los módulos o las 
baterías. Por el contrario, nada hay más lejano a la realidad, al ser el único elemento que 
cuenta con electrónica de potencia es en realidad el “cerebro” informático de toda 
instalación. Un inversor híbrido, aquel que permite al grupo funcionar conectado a red o en 
formato aislado, cuenta entre sus funciones las siguientes: 
• Transformación mediante electrónica de potencia de la corriente continua en 
corriente alterna. 
 
• BMS (Battery Management System o Sistema de Control de Baterías). 
Guarda que el nivel de carga de todas las baterías se mantenga equilibrada evitando 
que una celda concreta se desgaste en exceso por algún desajuste de este tipo. 
También es el encargado de desconectar las baterías una vez alcanzan su mínimo o 
máximo nivel de carga (SoC-State of Charge) 
 
• MPPT (Maximum Power Point Tracker). 
Un panel fotovoltaico, para una determinada irradiancia y temperatura, tiene una 
curva de operación como la que se puede apreciar en rojo en la Ilustración 39. En 
ese mismo gráfico también puede apreciarse –en verde– que el punto dentro de esa 
curva que ofrece mayor potencia no es ni el de mayor voltaje, ni el de mayor 
corriente. Por tanto, es también función de inversor mantener al panel trabajando 
en el punto de máxima potencia forzándolo a trabajar en un voltaje óptimo que 
identifica realizando pequeñas variaciones y midiendo la potencia de salida. 
 
36 
 
Ilustración 39. Curva I-V y de funcionamiento y curva P-V de un panel fotovoltaico. Fuente: [34] 
• EMS (Energy Monitoring System o Sistema de Control de la Energía) 
La gestión energética de los excedentes en una instalación fotovoltaica que no 
dispone de acumulación es bastante simple: si está conectada a la red, estos 
excedentes se vierten a ella y si trabaja aisladamente, se obliga a los módulos a 
través del MPPT a trabajar en el punto donde se entrega a los consumos 
exactamente la potencia que demandan. 
 
Sin embargo, al introducirse los BESS (Battery Energy Storage System) las 
posibilidades del usuario son bastante más amplias. Puede elegir, por ejemplo, 
nutrir sus consumos durante la noche empleando la energía almacenada en las 
baterías y recargar estas con los excedentes producidos durante el día o podría 
almacenar toda la energía producida durante el día y solo verterla a la red cuando le 
resulte más conveniente. Las opciones son variadas y todas pueden gestionarse a 
través del EMS que consiste básicamente en un software de tipo aplicación 
informática donde el usuario escoge el programa que le resulta más conveniente. 
 
• BackUp. 
Para aquellas instalaciones en las que se deba garantizar por todos los medios un 
suministro constante de energía (en el argot UPS – Uninterruptable Power Supply) 
los inversores híbridos con esta función resultan una opción muy conveniente. 
Estos cuentan con un terminal (back-up) al que se conecta directamente esta carga, 
activándose su alimentación directamente desde las baterías en el momento en que 
la red cae o deja de estar disponible. A renglón seguido (Ilustración 40) puede verse 
un diagrama de una conexión típica para un inversor híbrido, con su correspondiente 
carga de BackUp. 
 
37 
 
Ilustración 40. Conexión típica de un inversor híbrido acoplado en CC. Fuente: [35] 
Un inversor cuenta con una multitud de parámetros técnicos sobre los cuales no se va a 
profundizar al no ser el objetivo de este epígrafe. Simplemente se va a señalar la potencia 
de salida nominal en CA como el más determinante, pues actúa de cuello de botella a la 
energía fotovoltaica producida. De poco sirve instalar 1200 Wp fotovoltaicos en las horas 
más favorables, si la potencia nominal del inversor es de 1000 Wn, dado que la máxima 
potencia de salida será esta última. 
No obstante, la potencia nominal de un inversor no tiene que ser una especificación 
absolutamente determinante a la hora de seleccionar un modelo u otro, pues la mayoría 
de estos aparatos electrónicos tienen la capacidad de paralelizarse entre ellos alcanzando 
potencias totales mucho mayores. Sin embargo, esto obliga a adoptar una configuración 
maestro-esclavo, en la que existe un inversor privilegiado (maestro) cuya programación 
rige sobre las demás (esclavos). 
Pero no todos los modelos cuentan con esta función integrada, por el contrario, en algunos 
casos es necesaria la instalación de un nuevo elemento llamado STS (Ilustración 41) que 
adopta el cargo de director y coordina la labor de los inversores en conjunto. Esto, es 
evidente, incrementa el coste de la instalación. Es por esta razón por la que, de ser posible 
y a igualdad de prestaciones, suele resultar más conveniente optar por un único inversor 
de mayor capacidad que por varios en paralelo 10. Actualmente las mayores potencias 
disponibles en el mercado –sin entrar en estaciones integradas– para un único inversor se 
encuentran en torno a los 250-255 kWn, aunque se espera que en los próximos años se dé 
un salto nada desdeñable hasta los 350 kWn. 
 
10 El mayor interés que puede existir en paralelizar inversores de pequeñas potencias puede ser el 
de mantener un tipo de carga monofásica conectada a los inversores. Por regla general, al superar 
los 5kW los inversores suelen dar el salto a la red trifásica. 
 
38 
 
Ilustración 41. Esquema de una instalación típica donde se requiere la introducción de un equipo STS. Fuente: Master 
Battery S.L. 
 
 
39 
4. METODOLOGÍA. 
4.1. Programas empleados para el diseño y la simulación. 
La realización de proyectos de esta índole, donde se debe manejar tal cantidad de datos y 
cálculos, cuando se deben llevar un paso más allá del prediseño inicial, resulta 
impensable sin la ayuda de softwares de simulación y de expresión gráfica. Para este 
desarrollo se emplearán los siguientes: el software de diseño asistido por ordenador 
AUTOCAD y el de diseño y simulación de instalaciones fotovoltaicas PVsyst en su versión 
7.4. A continuación se pasa a describir brevemente las prestaciones de ambos programas. 
AUTOCAD 
AutoCAD es un