TFM_Leonardo_Salamo_Giraldez

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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID 
 
 
 
MÁSTER UNIVERSITARIO EN 
ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA 
TRABAJO FIN DE MÁSTER 
 
 
GENERACIÓN ELÉCTRICA RENOVABLE 
MEDIANTE TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA 
EN EDIFICIOS Y ESPACIOS DE 
APARCAMIENTO DE LOS CAMPUS DE 
CIUDAD UNIVERSITARIA Y SUR DE LA UPM 
 
 
 
 
LEONARDO JAVIER SÁLAMO GIRÁLDEZ 
2020 
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR 
DE INGENIEROS DE 
TELECOMUNICACIÓN 
 
 
 
INSTITUTO DE ENERGÍA SOLAR 
 
 
 
 
 
MÁSTER UNIVERSITARIO EN ENERGÍA SOLAR 
FOTOVOLTAICA 
 
TRABAJO FIN DE MÁSTER 
Título: Generación eléctrica renovable mediante tecnología fotovoltaica en 
edificios y espacios de aparcamiento de los campus de Ciudad Universitaria 
y Sur de la UPM 
Autor: D. Leonardo Javier Sálamo Giráldez 
Tutor: D.ª María Estefanía Caamaño Martín 
Cotutor: D. Lorenzo Olivieri 
Departamento: Electrónica Física, Ingeniería Eléctrica y Física Aplicada. 
 Construcción y Tecnología Arquitectónica. 
 
Este trabajo ha sido financiado por la Universidad Politécnica de Madrid y el Banco Santander 
en la Convocatoria del Programa de Campus Sostenible 2020. 
MIEMBROS DEL TRIBUNAL 
Presidente: D. César Tablero Crespo 
Vocal: D. David Fuertes Marrón 
Secretario: D. Jesús Fraile 
1º Suplente: D. Ignacio Antón Hernández 
2º Suplente: D. Antonio Martí Vega 
3º Suplente: D. Carlos Algora del Valle 
 Los miembros del tribunal arriba nombrados acuerdan otorgar la calificación de: ……… 
 
 
Madrid, a de de 2020 
 
 
 
 
 
 
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID 
 
 
 
MÁSTER UNIVERSITARIO EN 
ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA 
TRABAJO FIN DE MÁSTER 
 
 
GENERACIÓN ELÉCTRICA RENOVABLE 
MEDIANTE TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA EN 
EDIFICIOS Y ESPACIOS DE APARCAMIENTO 
DE LOS CAMPUS DE CIUDAD UNIVERSITARIA 
Y SUR DE LA UPM 
 
 
 
LEONARDO JAVIER SÁLAMO GIRÁLDEZ 
2020 
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR 
DE INGENIEROS DE 
TELECOMUNICACIÓN 
 
 
 
INSTITUTO DE ENERGÍA SOLAR 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A mi familia, amigos y compañeros por todo su apoyo. 
A mis tutores por su dedicación. Muchas gracias. 
 
 
 
i 
RESUMEN 
En el presente trabajo se diseñarán y analizarán desde el punto de vista energético como económico 
diversos proyectos fotovoltaicos destinados al autoconsumo y a la creación de puestos de recarga para 
vehículos eléctricos todos ellos ubicados en centros específicos de la Universidad Politécnica de 
Madrid, aprovechando las azoteas sobre los edificios o los aparcamientos de espacio abierto para la 
implementación de los sistemas de generación que garanticen el óptimo de producción eléctrica y un 
alto rendimiento. 
De esta forma se contribuirá a la disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero inherentes 
a la utilización de la energía proveniente de la red eléctrica y a la utilización de combustibles de origen 
fósil. En definitiva, con el alto grado de desarrollo tecnológico junto con la competitividad económica 
que ha alcanzado la generación eléctrica fotovoltaica resulta propicio el apostar por el desarrollo de 
proyectos fotovoltaicos y que además conllevaría a la obtención de una universidad más sostenible. 
SUMMARY 
In this work, various photovoltaic projects for self-consumption and the creation of charging stations 
for electric vehicles will be designed and analysed from the energy and economic point of view, all 
located in specific buildings of the Polytechnic University of Madrid, taking advantage of the rooftops 
on the buildings or open space car parks for the implementation of generation systems that guarantee 
optimum electrical production and high performance. 
In this way, it will contribute to the reduction of greenhouse gas emissions inherent in the use of energy 
from the electricity grid and the use of fossil fuels. In short, with the high degree of technological 
development together with the economic competitiveness that photovoltaic electricity generation has 
achieved, it is propitious to bet on the development of photovoltaic projects and which would also lead 
to obtaining a more sustainable university. 
 
 
 
PALABRAS CLAVE 
Energía, fotovoltaica, renovable, UPM, tesis de máster, sostenible, ODS, autoconsumo, autosuficiencia, 
vehículo eléctrico, recarga, PVsyst, ahorro, campus Moncloa, campus Sur. 
KEYWORDS 
Energy, photovoltaic, renewable, UPM, Master thesis, sustainable, ODS, self-consumption, self-
sufficiency, electric vehicle, recharge, PVsyst, savings, Moncloa campus, South campus. 
 
 
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ÍNDICE DEL CONTENIDO 
 
1. INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS ............................................................ 1 
1.1. Introducción ............................................................................................................................ 1 
1.2. Objetivos ................................................................................................................................. 1 
2. DESARROLLO DE LOS PROYECTOS FOTOVOLTAICOS .............. 3 
2.1. Introducción ............................................................................................................................ 3 
2.2. Diseño de las instalaciones fotovoltaicas en edificios ............................................................ 3 
2.2.1. Módulos fotovoltaicos..................................................................................................... 4 
2.2.2. Inversores ........................................................................................................................ 5 
2.2.3. Simulación en PVsyst ..................................................................................................... 5 
2.3. Diseño de las instalaciones fotovoltaicas en aparcamientos ................................................... 7 
2.3.1. Módulo e inversor ........................................................................................................... 7 
2.3.2. Soluciones estructurales ensayadas ................................................................................. 8 
2.3.3. Emplazamientos .............................................................................................................. 8 
2.3.4. Simulación en PVsyst ..................................................................................................... 9 
2.4. Diseño de los puntos de recarga del vehículo eléctrico ........................................................ 10 
2.4.1. Estimación del número de puntos de recarga ................................................................ 11 
2.4.2. Demanda energética estimada ....................................................................................... 12 
2.4.3. Análisis de potencia fotovoltaica instalada y almacenamiento en PVsyst .................... 14 
2.4.4. Simulación en PVsyst ................................................................................................... 16 
3. RESULTADOS DE LOS PROYECTOS FOTOVOLTAICOS ............. 18 
3.1. RECTORADO ...................................................................................................................... 18 
3.2. FACULTAD DE CIENCIAS DE LA ACTIVIDAD FÍSICA Y DEL DEPORTE ............... 19 
3.3. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE TELECOMUNICACIÓN ...... 19 
3.4. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE CAMINOS, CANALES Y 
PUERTOS ......................................................................................................................................... 20 
3.5. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA AGRONÓMICA, ALIMENTARIA Y 
DE BIOSISTEMAS .......................................................................................................................... 20 
3.6. CAMPUS SUR ..................................................................................................................... 20 
3.7. Disminución deemisiones de CO2 ........................................................................................ 22 
3.8. Análisis económico ............................................................................................................... 24 
4. CONCLUSIONES Y LÍNEAS FUTURAS ............................................... 28 
4.1. Conclusiones ......................................................................................................................... 28 
4.2. Líneas futuras ........................................................................................................................ 28 
5. BIBLIOGRAFÍA......................................................................................... 29 
 
iii 
ANEXO A. HOJA DE CARACTERÍSTICAS DE LOS MÓDULOS 
FOTOVOLTAICOS ......................................................................................... 31 
ANEXO B. HOJA DE CARACTERÍSTICAS DE LOS INVERSORES 
FOTOVOLTAICOS ......................................................................................... 35 
ANEXO C. HOJA DE CARACTERÍSTICAS DE LAS BATERÍAS ......... 48 
ANEXO D. ESTRUCTURAS DE MARQUESINAS FOTOVOLTAICAS 51 
ANEXO E. APARCAMIENTOS ANALIZADOS ........................................ 57 
ANEXO F. PRESUPUESTO DEL TRABAJO DE FIN DE MÁSTER ..... 61 
ANEXO G. RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES EN PVSYST ..... 62 
 
 
 
 
 Máster en Energía Solar Fotovoltaica  TFM Curso 19-20 
 Leonardo Javier Sálamo Giráldez 
 
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1. INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS 
1.1. INTRODUCCIÓN 
La Universidad Politécnica de Madrid en el año 2018 fijó su “Plan de Sostenibilidad Ambiental”[1], 
estableciendo diferentes líneas de actuación independientes como son la mejora de la ecoeficiencia en 
la gestión de la universidad, la movilidad sostenible, entre otros, a la fecha del mes de marzo de 2020, 
el grado de implementación de este plan es del 60%. Adicionalmente, el pasado año por motivo de la 
celebración de la Cumbre de Clima efectuada en Madrid (COP25) la universidad se ha comprometido 
a tomar acciones frente a la situación de cambio climático que nos engloba [2], en concreto, alineándose 
con los Objetivos para el Desarrollo Sostenible (ODS) de la agenda 2030 [3], estos objetivos fueron 
aprobados en el 2015 por la ONU con la intención de fijar un camino orientado hacia la erradicación de 
la pobreza, la protección del medioambiente y la consecución de una prosperidad común. 
 Una tarea a la vez ambiciosa como necesaria para cambiar el rumbo hacia un mejor futuro y que con 
la colaboración de los diferentes entes públicos, privados y la sociedad civil se podría conseguir. Un 
ejemplo de ello ha sido la acción tomada por la universidad este mismo año con la creación del Comité 
para la Descarbonización de la UPM [4] trazándose diferentes objetivos como el anular las emisiones 
directas netas de gases de efecto invernadero para el 2030 para conseguir la neutralidad climática en 
2040 [2]. 
El presente trabajo de fin de máster, en relación con lo comentado previamente, pretende contribuir con 
el Plan de Sostenibilidad ambiental así como con los ODS, en concreto con los objetivos número 7 
(energía asequible y no contaminante), 8 (trabajo decente y crecimiento económico), 9 (industria, 
innovación e infraestructura), 11 (ciudades y comunidades sostenibles), 12 (producción y consumo 
responsable) y finalmente y no menos importante 13 (acción por el clima), mediante el diseño de 
instalaciones fotovoltaicas destinadas al autoconsumo y que permitan el aprovechamiento del recurso 
solar en las azoteas de los edificios seleccionados de la Universidad Politécnica de Madrid, así como 
también de las zonas de estacionamiento en donde además se incluirá el diseño de puntos de recarga 
eléctrica para diferentes vehículos eléctricos. Para ello se llevará a cabo un estudio de mercado en 
relación con los componentes que se utilizarán y también se manejarán herramientas comerciales de 
uso extendido dentro del sector fotovoltaico que permitan analizar el comportamiento energético 
detallado de los diferentes proyectos, y así determinar una solución óptima y viable. 
1.2. OBJETIVOS 
Los objetivos de este TFM se recogen a continuación: 
o Diseñar y analizar el comportamiento de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red 
eléctrica, mediante herramientas software de referencia en el sector fotovoltaico. 
o Analizar los edificios seleccionados pertenecientes al Campus de Ciudad Universitaria para 
posteriormente diseñar instalaciones fotovoltaicas sobre las azoteas de forma que se 
complementen diversos estudios previos llevados a cabo por la universidad, con el objeto de 
analizar las posibilidades que presentan las instalaciones desde el punto de vista del 
autoconsumo. 
o Analizar las zonas abiertas de aparcamiento perteneciente a diversas escuelas tanto del Campus 
de Ciudad Universitaria como del Campus Sur para el diseño de instalaciones como 
marquesinas fotovoltaicas con una doble funcionalidad energética: contribución a la cobertura 
de la demanda de los edificios adyacentes y la creación de puntos de recarga de vehículos 
eléctricos. 
o Determinar la rentabilidad económica inherente a la ejecución de los proyectos fotovoltaicos 
propuestos. 
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o Colaborar con el desarrollo del “Plan de Sostenibilidad Ambiental”, de los ODS de la agenda 
de 2030 así como también del “Plan de Descarbonización” de la UPM, aumentando el grado de 
independencia energética y disminuyendo las emisiones de CO2. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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2. DESARROLLO DE LOS PROYECTOS 
FOTOVOLTAICOS 
2.1. INTRODUCCIÓN 
La Universidad Politécnica de Madrid cuenta con numerosos centros repartidos en diferentes campus y 
en todos ellos se encuentra presente un potencial de aprovechamiento energético, por ejemplo, en las 
azoteas de los edificios o los espacios abiertos circundantes a estos. En los que respecta a este trabajo 
se abarcara un estudio en los centros tanto del campus de Ciudad Universitaria, concretamente: 
Rectorado, ETSIT (telecomunicaciones), INEF (ed. física), ETSICCP (caminos), ETSIAAB 
(agrónomos), como del campus sur con todos sus centros presentes. 
 
Figura 1. Mapa de los centros sujeto a estudio en los campus de ciudad universitaria y sur [5]. 
En todos estos se llevaron a cabo tres tipos de proyectos distintos, el primero, consistió en el diseño de 
instalaciones fotovoltaicas sobre las cubiertas planas de edificios seleccionados, concerniendo al 
Rectorado e INEF, destinadas al autoconsumo, de esta forma se complementan estudios previos 
llevados a cabo en otros edificios del Campus de Ciudad Universitaria [6][7]. Cabe destacar que este 
tipo de proyecto se acoge, en lo que a la normativa se refiere, a la modalidad de “autoconsumo con 
excedentes” según el artículo 4 del Real Decreto 244/2019 [8], perteneciendo también a la clasificación 
de “Instalaciones generadoras de baja tensión” (REBT: ITC-BT-40 [9]). 
 El segundo tipo de proyecto concierne al resto de centros y consistió en el diseño de instalaciones 
fotovoltaicas en los aparcamientos sobre estructuras nuevas o ya existentes, con la misma finalidad del 
proyecto tipo 1. Y adicionalmente, en los mismos espacios abiertos se diseñaron puestos de recarga 
eléctrica para vehículos y cuya fuente de energía proviene de la tecnología fotovoltaica, siendo este el 
tercer tipo de proyecto y acogido al Real Decreto 647/2011 [10], con relación a los servicios de recarga 
energética para los vehículos eléctricos. 
Como ejemplo de la metodología de diseño tomada para cada tipo de proyecto se utilizarán el Rectorado 
(1), la ETSIT (2) y finalmente la ETSICCP (3). El resto de los proyectos realizadospara los centros 
restantes se recogen en los anexos. 
2.2. DISEÑO DE LAS INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS EN EDIFICIOS 
El primer aspecto a tomar en cuenta para el diseño de los sistemas fotovoltaicos es el relativo a la 
captación del recurso solar, dada su importancia en el desempeño final de los sistemas, la configuración 
en la disposición de los módulos ideal (αopt , βopt) no siempre representan la mejor opción en las cubiertas 
planas dado que otros factores deben ser considerados como la propia orientación de los edificios, una 
desviación de esta supone un peor aprovechamiento de las superficies disponibles. Por otra parte, una 
disminución en la inclinación optima permitiría reducir las distancias entre las filas de módulos y por 
tanto conlleva a la inclusión de más generadores en la misma superficie. 
Analizando el diagrama de captación de la irradiación anual para la localidad de Madrid respecto a la 
configuración del plano receptor (Figura 2), se aprecia que los valores óptimos corresponden a una 
orientación sur y una inclinación en torno a los 35º, además el área en color amarillo representa el par 
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de configuración en donde las pérdidas por captación son menores al 5%, teniéndose un amplio margen 
para el diseño con una penalización energética aceptable. 
 
Figura 2. Diagrama de captación de la irradiación anual en Madrid [11]. 
Por ende la inclinación elegida para los módulos es de 30º. Con respecto a la orientación, el Rectorado 
cuenta con tres edificios mientras que INEF con uno, como se aprecia en la Figura 1, no obstante las 
orientaciones de estos son múltiples. Las superficies en donde se implementaron los módulos 
fotovoltaicos fueron seleccionadas tras analizar la presencia de objetos como equipos de refrigeración, 
antenas y de las sombras generadas por las estructuras próximas, desniveles entre plantas, arboles, etc. 
Como se refleja en la Tabla 1, el conjunto de la inclinación y azimut de los edificios conlleva a unos 
pequeños valores de pérdidas por captación respecto al óptimo, el valor máximo obtenido corresponde 
al edificio b del Rectorado con un 2%. 
Tabla 1. Resumen de las ubicaciones de los sistemas en edificios 
 Rectorado A Rectorado B INEF 
Inclinación (β) 30º 30º 30º 30º 
Azimut (α) -11º 0º 26º -19º 
Pérdida de irradiación anual 
con respecto al óptimo 
-0,7% -0,4% -2% -1,3% 
2.2.1. Módulos fotovoltaicos 
Para este proyecto se decidió elegir dos tipos de módulos fotovoltaicos de diferente tecnología: silicio 
monocristalino y policristalino con el objetivo adicional de poder analizar el grado de aprovechamiento 
energético de las superficies disponibles además de poder ofrecer dos alternativas que difieren también 
en lo económico. 
 El módulo de si-monocristalino pertenece al fabricante SunPower de modelo “X22-360-COM” con los 
niveles de eficiencia de conversión más altos dentro de los módulos comerciales, mientras que el 
módulo de si-policristalino es del fabricante CandianSolar con el modelo “CS3U-360P” pese a no ser 
tan eficiente como el anterior este presenta altos valores de eficiencia de acuerdo con su tecnología 
policristalina y además con una buena relación de calidad-precio. 
 
 
 
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Tabla 2. Características eléctricas y mecánicas de los módulos fotovoltaicos [12][13]. 
Propiedades Eléctricas SP-X22-360-COM CS3U-360P 
Potencia máxima [W] 360 360 
Tensión, VPMP [V] 51,9 39,6 
Corriente, IPMP [A] 6,09 9,1 
Tensión de circuito abierto, VOC [V] 69,5 47 
Corriente de cortocircuito, ISC [V] 6,48 9,67 
Eficiencia máxima [%] 22,1 18,15 
Propiedades Mecánicas 
Células 96 - monocristalinas 72 x 2 - policristalinas 
Dimensiones [mm] 1559 x 1046 x 46 2000 x 992 x 35 
Peso [kg] 18,6 22,5 
2.2.2. Inversores 
En lo que respecta a los inversores se han utilizado distintos modelos del fabricante Huawei 
Technologies por diversas razones tales como la presencia de curvas de eficiencia con un alto 
rendimiento a diversos rangos de operación y un número considerable de entradas con seguimiento del 
punto de máxima potencia (SPMP) lo cual favorece a la optimización de las asociaciones en serie de 
módulos ante las variaciones en la producción, caso que se podría dar por ejemplo con la presencia de 
sombras u orientaciones distintas. 
Un aspecto fundamental para la selección de cualquier inversor es la compatibilidad en tensión, 
corriente y potencia de estos equipos con los generadores y no solo en las condiciones estándar de 
medida (CEM), sino también en los casos extraordinarios en donde se produce un aumento de la 
irradiación y por tanto las corrientes generadas en los generadores son mayores, o ante la presencia de 
temperaturas altas o bajas el voltaje de los módulos varía. Por lo cual los inversores deben garantizar la 
seguridad y el buen desempeño de los sistemas. Los inversores trifásicos utilizados cuentan con 
diferentes rangos de potencia nominal, en concreto de 33kW, 50kW y 60kW (Anexo B) , el uso de cada 
uno depende de la potencia del generador fotovoltaico. 
2.2.3. Simulación en PVsyst 
El software PVsyst es una herramienta cada vez más utilizada por su amplio abanico de herramientas 
para el diseño y simulación de sistemas fotovoltaicos conectados a la red, aislados o de bombeo [14]. 
A continuación, se tratarán las principales consideraciones tomadas en cuenta para el diseño de las 
instalaciones: 
o Fuente de datos meteorológicos 
Para llevar a cabo cualquier calculo el programa cuenta con un modelo de creación de sintética de 
valores horarios a partir de los promedios mensuales de irradiación diaria y para ello se dispone de una 
biblioteca con datos meteorológicos provistos por Meteonom 7.2 [15] también permite la importación 
de otras fuentes de datos. Dado que la validez en la utilización de los datos de Meteonom fue 
corroborada con respecto a otras fuentes fiables en estudios previos [6], se utilizó esta fuente de datos, 
en concreto el archivo “Madrid University” (1990). 
 
 
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o Pérdidas energéticas 
Para el análisis de las pérdidas el programa las divide en dos: las relativas al generador fotovoltaico y 
las ocasionadas por las sombras. En cuanto a las primeras se consideraron las siguientes pérdidas: 
- Calidad del Módulo: la desviación de la eficiencia respecto a la especificaciones del 
fabricante es de un 1%, la degradación inducida por luz (LID por sus siglas en inglés) se 
parametriza en un 2% y en cuanto a la dispersión del punto de máxima potencia se dejó por 
defecto. 
- Ángulo de incidencia: las calculadas por defecto en el programa mediante el modelo de 
Pérez considerando el factor de transposición (ratio de irradiancias global inclinada y global 
horizontal). 
- Suciedad: se estima en un 3%. 
- Óhmicas: las calculadas por defecto en el programa para el cableado de un 1,5%. 
- Térmicas: se toma en cuenta el tipo de montaje así como la circulación de aire alrededor de 
los módulos y calcula la temperatura de operación de la célula con un coeficiente lineal de 
pérdida de 29W/m2K. 
En lo que respecta a las sombras su análisis se divide también en dos: las generadas por las filas de 
generadores y por obstáculos cercanos. Primeramente, las distancias de separación entre las filas para 
las dos variantes de módulos fueron calculadas bajo el mismo criterio energético, en concreto aquel que 
garantiza al menos dos horas de sol libres en torno al medio día solar para todo el año, y que al poseer 
los módulos dimensiones diferentes las separaciones lo fueron también, para la distancia con el muro 
que rodea todos los bordes de la azotea se tomó este mismo criterio de separación. 
Segundamente, parael análisis de sombras por objetos u obstáculos el programa permite crear un 
entorno 3D en donde se llevó a cabo la construcción de los edificios, obstáculos en las azoteas y zonas 
de vegetación circundante que puedan influir en la producción. La construcción de los edificios se hizo 
mediante el uso del programa de diseño Sketchup [16], partiendo de los planos en 2D que el 
Ayuntamiento de Madrid pone a disposición en sus modelos de cartografía [17], la caracterización en 
3D tanto de los edificios como objetos en azoteas y arboles se llevó a cabo mediante la herramienta de 
medición 3D que el programa Google Earth Pro ofrece [18]. Como ejemplo de lo anterior en la Figura 
3 se presentan los resultados del edificio B del Rectorado, en donde además se muestra para cada color 
las ramas de generadores conectados en serie y que se conectarán a las entradas de los seguidores 
independientes del punto de máxima potencia (SPMP) que para el caso en concreto el inversor dispone 
de 4 seguidores (cabe destacar que la paleta de colores del programa es limitada y por ello se repiten 
colores para ramas en series distintas). 
 
Figura 3. Entorno 3D del Rectorado B para el análisis de sombras en PVsyst. 
En relación a lo anterior, un criterio de diseño aplicado a los sistemas fue la no utilización de las azoteas 
en donde el grado de sombras a lo largo del año sea elevado ya que si se colocasen generadores en estas 
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zonas su rendimiento seria significativamente menor al resto y se produciría también un encarecimiento 
de la instalación un ejemplo de esto son las dos azoteas sin utilizar de la Figura 3, en donde está presente 
un desnivel de plantas pero sobre todo numerosos arboles de grandes dimensiones. 
De forma análoga se procedió con el edificio A del Rectorado. Posteriormente se llevaron a cabo las 
simulaciones durante un año típico de funcionamiento obteniendo así los resultados recogidos en la 
Tabla 3, en el que también están incluidos los equipos implementados. 
Tabla 3. Resumen y producción de los sistemas fotovoltaicos en el Rectorado UPM. 
Tecnología de 
Módulo 
Edificio 
Potencia 
Pico 
[kWp] 
N.º 
Módulos 
Inversor 
Potencia 
Trifásica 
[kW] 
EFVAnual 
[MWh/año] 
PR 
[%] 
Silicio 
Policristalino 
Rectorado 
A 
37,8 105 
SUN2000
-33KTL 
33 54,8 76,5 
Rectorado 
B 
50,4 140 
SUN2000
-50KTL 
50 71,9 76,2 
TOTAL 88,2 245 - 83 126,7 76,4 
Silicio 
Monocristalino 
Rectorado 
A 
41,8 116 
SUN2000
-40KTL 
40 60,6 76,6 
Rectorado 
B 
70,6 196 
SUN2000
-60KTL 
60 102,5 77,5 
TOTAL 112,4 312 - 100 163,1 77,1 
 
En total la opción con los módulos CanadianSolar, de silicio policristalino, tiene una potencia de 
88,2kWp y una producción anual de 127MWh, mientras que la variante con módulos SunPower, de 
silicio monocristalino se consigue instalar una mayor potencia, 112,4kWp y por tanto una mayor 
producción anual de 163MWh. En el capítulo 3.1 de resultados se llevará a cabo una comparativa más 
a fondo los resultados obtenidos. 
2.3. DISEÑO DE LAS INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS EN 
APARCAMIENTOS 
Las espacios abiertos alrededor de los edificios de las escuelas son abundantes y variados cada uno con 
características propias de superficie, forma y entorno próximo (diversidad de árboles o estructuras) y 
en los cuales la adición de la tecnología fotovoltaica puede llevarse a cado de muy diferentes formas, 
por ejemplo, desde añadir módulos individuales junto a las farolas que rodean los accesos hasta la 
instalación de estructuras de gran tamaño con una mayor cantidad de módulos. Por ello, en este trabajo 
se estudiaron las posibles implementaciones a gran escala en los estacionamientos con el objetivo de 
obtener la mayor generación eléctrica renovable posible, ya sea por la colocación de los equipos en 
estructuras ya existentes o en marquesinas nuevas que proporcionarían adicionalmente sombras a los 
vehículos. 
Los centros en donde se evaluará este tipo de proyecto son los de la ETSIT, ETSICCP, ETSIAAB y el 
Campus Sur ya que cuentan con aparcamientos de tamaño significativo resultando atractivos. Tal y 
como se comentó con anterioridad se presentará a continuación el diseño para la ETSIT. 
2.3.1. Módulo e inversor 
Para este tipo de proyecto el módulo fotovoltaico selecto es el perteneciente al fabricante SunPower 
con el modelo de 360W de potencia nominal y de tecnología de silicio monocristalino, presentado en 
el capítulo anterior, el motivo de su elección es debido a que es el que garantizaría la mayor producción 
energética por la superficie disponible. En cuanto a los inversores se utilizaron dos unidades trifásicas, 
la primera perteneciente al fabricante Huawei Technologies de una potencia de 55kW y la segunda 
corresponde al fabricante ABB de una potencia menor con 12kW (Anexo B), estos equipos fueron 
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selectos en función de la potencia de los generadores fotovoltaico y además por poseer varias entradas 
con SPMP lo que resulta un factor determinante dado que las sombras sobre las estructuras son 
abundantes debido a los árboles próximos. 
2.3.2. Soluciones estructurales ensayadas 
A diferencia de las instalaciones en los edificios en donde generalmente la opción de orientación de los 
captadores suele ser la misma que poseen estos, en los aparcamientos pueden encontrarse múltiples 
opciones para orientar, la opción preferente será hacia el sur pero esto no es posible en todos los lugares. 
Otra diferencia notable con respecto a los edificios es el grado de inclinación, las estructuras de 
marquesinas suelen manejar valores más reducidos. 
Por ello, en cada aparcamiento analizado se estudiaron diferentes tipos de marquesinas fotovoltaicas 
comerciales ,que resultaron compatibles con la utilización del módulo fotovoltaico elegido, con distintas 
orientaciones, siempre que la orientación hacia el sur esté descartada. Los modelos 3D de las 
marquesinas fueron creados mediante la herramienta Sketchup basando sus dimensiones y 
características en los modelos comerciales que ofrece la compañía Circutor [19], en total se manejaron 
4 marquesinas diferentes en la Figura 4 se tienen los modelos en donde el número de plazas es de 3 
vehículos cada una y en la figura 5 los modelos dobles en donde se duplican las plazas de aparcamiento. 
 
Figura 4. Modelos 3D de marquesinas fotovoltaicas simples. 
 
Figura 5. Modelos 3D de marquesinas fotovoltaicas dobles. 
2.3.3. Emplazamientos 
Para la selección de los aparcamientos aptos para la ubicación de las marquesinas fotovoltaicas se tomó 
en cuenta la necesidad de realizar algún tipo de adaptación previa a la colocación de las estructuras, por 
tanto, aquellos en donde se tengan que efectuar obras para retirar árboles o bordillos que obstaculicen 
a la marquesina fueron descartados. En el caso de la ETSIT en la parte derecha de la Figura 6 se aprecian 
las superficies a utilizar, en la parte frontal del Instituto de Energía Solar el modelo de marquesina con 
mejores resultados, tras simular las diferentes variantes, fue el PVS4 orientado hacia el oeste dado que 
en la orientación este el edificio y árboles próximos penalizan en mayor medida la producción eléctrica 
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9 
 
(el detalle del análisis se tratará en el apartado siguiente). En la parte trasera las estructuras se orientan 
hacia el sur utilizando el modelo PVS2. 
No obstante, en este caso en particular, en el aparcamiento posterior se estudió un cambio en la 
distribución de las plazas disponibles de modo que los vehículos se coloquen de forma similar al 
aparcamiento frontal, con la circulación de los vehículos alrededor de las plazas respetando las medidas 
mínimas delos canales, y poder así colocar una marquesina doble (PVS4) orientada al sur. Y dado que 
el cambio no supondría una dificultad adicional al proyecto, en lo que respecta al número de plazas no 
se vería significativamente penalizado pasando de 50 sitios (distribución actual) a 46 sitios (distribución 
propuesta) y además la cantidad de módulos pasaría de 84 a 180 unidades, es decir más de doble, por 
lo tanto de cara a la solución de proyecto final se utilizará el cambio en la redistribución dado que 
conlleva a un aprovechamiento del espacio significativamente mayor. Estas dos opciones se recogen en 
la parte izquierda de la Figura 6. 
 
Figura 6. Superficies para la colocación de las marquesinas fotovoltaicas en la ETSIT. 
2.3.4. Simulación en PVsyst 
Las principales consideraciones tomadas en cuenta para el diseño de las instalaciones siguen los mismos 
criterios expuestos en el apartado 2.2.3, del primer tipo de proyecto, en cuanto a la fuente de datos 
meteorológicos y a las pérdidas energéticas respectivas al generador fotovoltaico. 
Para el análisis de sombras por objetos u obstáculos al igual que las instalaciones en las azoteas se 
crearon los modelos 3D de los edificios, teniendo esta vez una relevancia adicional dada la proximidad 
y diferencia de nivel con las estructuras, y los árboles de mayor dimensión fueron tomados en cuenta 
también para la simulación como se muestra en la Figura 7, en donde nuevamente se resaltan las 
conexiones en serie de los módulos con distintos colores que a su vez se conectan en paralelo como 
corresponda hasta las entradas con SPMP de los inversores. 
 
Figura 7. Entorno 3D de la ETSIT para el análisis de sombras en PVsyst. 
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10 
 
Tal y como se comentó previamente, diferentes simulaciones se llevaron a cabo en el aparcamiento 
frente al IES para las distintas estructuras de marquesinas y poder así determinar el modelo definitivo 
y orientación con las mejores prestaciones energéticas, los resultados obtenidos fueron los siguientes: 
Tabla 4. Variantes de estructuras y orientaciones analizadas en la parte frontal del IES. 
Variante Modelo 
Potencia 
Pico 
[kWp] 
N.º 
Módulos 
Inversor 
Potencia 
Trifásica 
[kW] 
EFVAnual 
[MWh/año] 
PR 
[%] 
Este PVS4 13,7 38 
ABB-
PVI-12I 
12 15,6 69,6 
Oeste PVS4 13,7 38 
ABB-
PVI-12I 
12 16,8 74,0 
Este -Oeste PVY4 13,7 38 
ABB-
PVI-12I 
12 16,0 71,1 
 
La variante orientada hacia el oeste es la que presenta mejor índice de funcionamiento así como la 
mayor producción energética anual, por tanto es la elegida para el proyecto. A continuación, en la Tabla 
4 se tienen los resultados definitivos de las simulaciones individuales y en conjunto de las marquesinas 
fotovoltaicas. 
Tabla 5. Resumen y producción de los sistemas fotovoltaicos en la ETSIT. 
Proyecto 
ETSIT 
N.º 
PVS4 
(Uds.) 
Potencia 
Pico 
[kWp] 
N.º 
Módulos 
Inversor 
Potencia 
Trifásica 
[kW] 
EFVAnual 
[MWh/año] 
PR 
[%] 
Parte 
frontal 
1 13,7 38 
ABB-
PVI-12I 
12 16,8 74,0 
Parte 
trasera 
4 64,8 180 
SUN200-
55KTL 
55 84,0 74,3 
TOTAL 5 78,5 218 - 67 101 74,4 
 
El conjunto alcanza una potencia de 78,2kWp y una producción anual de 101MWh, la cual irá destinada 
a la cobertura de la demanda de la Escuela y cuyos resultados detallados se recogen en el capítulo 3.3. 
2.4. DISEÑO DE LOS PUNTOS DE RECARGA DEL VEHÍCULO ELÉCTRICO 
El vehículo eléctrico a lo largo de los años ha ido aumentando su porcentaje de participación dentro del 
parque automovilístico nacional, para valorar de forma más apropiada esta evolución es importante 
distinguir entre las dos categorías las cuales se engloban dentro de los vehículos eléctricos: en primer 
lugar se tienen a los vehículos híbridos enchufables (PHEV), en donde el año pasado el modelo más 
vendido en España fue el Mini Countryman, y en segundo lugar los vehículos eléctricos puros (BEV), 
con el Tesla Model 3 a la cabeza de las ventas [20]. 
De forma análoga al número de vehículos eléctricos en España las estaciones de recarga también han 
crecido en gran medida en los últimos años, en la Figura 8 se expresa la evolución del número de 
vehículos eléctricos matriculados desde el año 2012 hasta mayo del 2020 junto con las estaciones de 
recarga diferenciadas en función de la potencia de carga que ofrecen. 
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11 
 
 
Figura 8. Evolución de los puntos de recarga y vehículos matriculados en España [9]. 
Se aprecia que hasta el año 2019 el número de vehículos tanto BEV como PHEV seguía una tendencia 
exponencial, mientras que los resultados hasta el mes de mayo del 2020 reflejan el efecto de la pandemia 
en el número de ventas de los vehículos, hecho que también afectó al número de estaciones. El 
crecimiento de estaciones de carga “rápida” ha sido mucho más moderado que las estaciones carga 
“normales”. 
En el presente trabajo se diseñaron estaciones de recarga eléctrica en las marquesinas fotovoltaicas 
entrando así dentro del grupo de estaciones denominadas “fotolineras”, con una potencia de carga por 
puesto de 7,2kW en alimentación monofásica. El equipo encargado de la gestión de recarga de los 
vehículos sería el Wallbox-RVE-MIX-Smart del fabricante Circutor [21] con dos puntos accesibles, 
este dispositivo permitiría los modos de carga 1 (cable simple), 2 (cable con terminal de comunicación 
y supervisión de la recarga) o 3 (toma de corriente especifica con monitorización de la carga). 
La potencia elegida para los puntos permitiría la recarga parcial de los vehículos en cortos periodos de 
tiempo si tomamos por ejemplo una distancia considerable de 30km y un consumo medio de 
0,16kWh/km el tiempo de recarga sería de 42 minutos (valor aproximado ya que la relación de carga 
no es realmente lineal y depende por ejemplo del estado de carga de la batería). Este tiempo de carga 
resulta razonable permitiéndole a los usuarios la reposición de la energía gastada para llegar a la 
universidad y garantizándoles así sus respectivos retornos. 
2.4.1. Estimación del número de puntos de recarga 
Para determinar el número de puntos de recarga a situar en cada estacionamiento se siguieron los 
criterios establecidos en la Guía técnica de aplicación de la ITC-BT52 [22], en donde establece que para 
aparcamientos de propiedades privadas de nueva construcción la relación de estaciones de recarga por 
el número de plazas será 1:40. Para ello se analizaron las diferentes escuelas y los resultados fueron los 
siguientes: 
Tabla 6. Puntos de recarga por aparcamiento analizado. 
Proyecto Aparcamiento N.º de plazas N.º de puntos de recarga 
ETSIT 
A1 50 1 
A2 50 1 
ETSICCP 
A1 215 5 
A2 105 3 
ETSIAAB 
A1 42 1 
A2 137 3 
Campus Sur 
A1 64 1 
A2 56 1 
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
E.C
rápida
(>22kW)
E.C 
normal 
(≤22kW)
BEV
PHEV
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12 
 
A3 72 2 
A4 75 2 
 
Las superficies al detalle de aparcamientos denominados con la letra “A” para cada proyecto se recogen 
en el Anexo E. En la Figura 9, se muestran los aparcamientos analizados del Campus en donde el A4 a 
pesar de pertenecer a la vía pública fue considerado dada su proximidad a las instalaciones del campus 
y sobre todo por su alto potencial de producción eléctrica, tanto por sus dimensiones como por sus 
orientación al sur favorable. 
 
Figura 9. Aparcamientos analizados del Campus Sur UPM [5]. 
Cabe mencionar que por temas de logística o por ubicación desfavorable para la producción de energía 
en las marquesinas en un determinado estacionamiento los puntos de recarga correspondientes se 
desplazaron a otro aparcamiento, por supuesto siempre dentro del mismo proyecto. Un ejemplode ello 
es la colocación de los 8 puntos de recarga correspondientes a la ETSICCP en el aparcamiento A1 lejos 
de los edificios y árboles en lugar del utilizar el A2 (Anexo E). 
2.4.2. Demanda energética estimada 
Una vez definida la potencia de los puntos de carga de los vehículos eléctricos (7,2kW), se procedió a 
hacer una aproximación de los tiempos de recarga de vehículos con participación significativa en el 
mercado Español cada uno con distintos consumos [23][24] y a la vez estos tiempos se asocian a 
distintas distancias equivalentes. Cabe destacar que para esta estimación se considera que los puntos 
están trabajando a su potencia nominal, los resultados se recogen en la Tabla 7. 
Tabla 7. Estimación de los tiempos de recarga en función del tipo de vehículo y la distancia [24] [23] 
Tipo de Vehículo Marca / modelo 
Consumo 
[kWh/100km] 
Tiempos de recarga/distancia [min] 
10 km 25 km 50 km 
Automóvil 
Nissan / Leaf 16,32 14 34 68 
Renault / ZOE 14,69 12 31 61 
Tesla / Model 3 18,50 15 39 77 
Tesla / Model X 23,10 19 48 96 
Motocicleta BMW/C Evolution 8,30 7 17 35 
 
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13 
 
En cuanto a los automóviles solo en el caso de recargar para una distancia de 50km se sobrepasaría la 
hora de recarga, mientras que para la motocicleta considerada el tiempo es de aproximadamente 35 
minutos, resultan valores de tiempo razonables teniendo en cuenta que la estancia de los usuarios en el 
centro puede ser muy superior por ejemplo en el caso de estudiantes. 
 Dado que los tiempos de recarga de los vehículos eléctricos en los puntos son relativamente cortos, y 
ante el desconocimiento de la posible afluencia real así como la permanencia de los vehículos en los 
puntos de recarga se ha optado por una análisis que en lugar de estar enfocado hacia los usuarios lo está 
hacia el desempeño de las instalaciones de recarga, por lo cual se disocia del número en concreto de 
usuarios y se enfoca en el porcentaje de ocupación de los puestos disponibles. Como ejemplo 
demostrativo se tomará a la ETSICCP, si durante una hora la utilización de los 8 puntos es la máxima, 
es decir que están ocupados, el número de usuarios puede variar ya que uno pude salir y ser 
inmediatamente reemplazado por otro. La ventaja de este enfoque es que nos permite analizar el 
comportamiento que tendrían las instalaciones ante diferentes perfiles de demanda. 
Para ello, se analizaron en todos los emplazamientos dos escenarios distintos de demanda: 
- Escenario 1: menor demanda diaria (230kWh). 
- Escenario 2: mayor demanda diaria (374kWh), un 60% más que el escenario 1. 
En la Figura 10 se refleja el caso concreto de la ETSICCP, ambos escenarios tienen un perfil que se 
asemeja a la afluencia de los centros universitarios con un pico en las primeras horas de apertura 
(estudiantes de grado, personal docente e investigador o el personal de administración y servicios) y 
otro en torno de las 15:00 (estudiantes de posgrado, personal de investigación ) de menor magnitud que 
el primero. 
 
Figura 10. Perfil de demanda diaria de los escenarios 1 y 2 de la ETSICCP. 
Cabe destacar que se consideraron para el análisis anual los de cierres de los centros durante los fines 
de semana, las vacaciones de agosto y diciembre al ser los períodos más extensos. 
Adicionalmente se estudiaron dos escenarios más (Escenarios 3 y 4) con el objetivo de cuantificar las 
variaciones de los resultados ante un cambio en la forma de distribución de la curva, con otro perfil 
que podría también ser válido con una demanda máxima a las primeras horas y posteriormente un 
decrecimiento progresivo. Para llevar a cabo una apropiada comparativa de los resultados, los 
escenarios 3 y 4 suministran la misma cantidad de energía diaria que los casos 1 y 2 como se muestra 
en la Figura 11. 
230,4
374,4
100
150
200
250
300
350
400
450
500
0%
20%
40%
60%
80%
100%
8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00
D
E
M
A
N
D
A
 D
IA
R
IA
 [k
W
h
]
O
O
C
U
P
A
C
IÓ
N
 [
%
]
Escenario 1 Escenario 2 Demanda Diaria Esc 1 Demanda Diaria Esc 2
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14 
 
 
Figura 11. Perfil de demanda diaria de los escenarios 3 y 4 de la ETSICCP. 
2.4.3. Análisis de potencia fotovoltaica instalada y almacenamiento en PVsyst 
Una vez definidos los perfiles de consumo (escenario 1 y 2) que tendrían los usuarios de los puntos de 
recarga de la ETSICCP se procedió a realizar diferentes simulaciones con PVsyst modificando en cada 
una las variables como la potencia fotovoltaica a instalar sobre las marquesinas (PFV) o la opción de 
añadir un almacenamiento todo ello con el objetivo de encontrar una configuración que refleje un buen 
desempeño. Los coeficientes que permitirán hacer una comparativa de las distintas simulaciones son el 
autoconsumo (AC) y la autosuficiencia (AS) cuyos significados se recogen en las fórmulas 1 y 2 [25]. 
La AS será el coeficiente de mayor interés para el tipo de proyecto dado que a mayor autosuficiencia 
mayor es el grado de independencia energética de la instalación. 
AC =
Energía FV consumida in situ
Energía FV generada
 (1) 
AS =
Energía FV consumida in situ
Energía demandada por el usuario
 (2) 
En primer lugar, se analizaron distintos tamaños de campo fotovoltaico, partiendo desde la potencia 
mínima para abastecer los 8 puntos de recarga de 7,2kW cada uno (57,6kWp), con un almacenamiento 
en baterías de litio de una capacidad cercana a la demanda diaria del escenario 1 de 230kWh, en concreto 
se utilizaron baterías de fabricante LG Chem con una capacidad de 207kWh (un 90% respecto a la 
demanda diaria). 
Esta fue considerada la capacidad máxima del sistema de almacenamiento debido a diferentes razones, 
una de ellas corresponde a lo económico, el seguir aumentando el almacenamiento para disponer de 
más energía que la que se demanda al día implicaría un encarecimiento considerable de la instalación, 
otra razón se relaciona con la finalidad de respaldo de las baterías, acumulando energía cuando hay 
excedentes y entregándola ante una alta demanda, a diferencia de un sistema aislado de la red eléctrica 
si se demandase más energía en un momento preciso que la que el sistema fotovoltaico y las baterías 
pudiesen entregar se tomaría de la red por tanto no es necesario sobredimensionar los sistemas de 
almacenamiento. Los resultados obtenidos del análisis se tienen en la tabla inferior. 
 
 
 
 
230,4
374,4
100
150
200
250
300
350
400
450
500
0%
20%
40%
60%
80%
100%
8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00
D
E
M
A
N
D
A
 D
IA
R
IA
 [k
W
h
]
O
O
C
U
P
A
C
IÓ
N
 [
%
]
Escenario 3 Escenario 4 Demanda Diaria Esc 3 Demanda Diaria Esc 4
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15 
 
Tabla 8. Resultados de simulaciones de la ETSICCP para distintas potencias y un almacenamiento de 207kWh. 
CBaterías 
[kWh] 
Escenario 
PFV/ 
PRecarga 
[%] 
PFV 
[kWp] 
N.º 
Módulos 
EFVAnual 
[MWh] 
AC 
[%] 
AS 
[%] 
ΔAS 
[%] 
207 
1 
100 57,6 160 79,9 54,6 83,7 - 
110 63,4 176 87,5 51,2 86,2 2,5 
120 69,1 192 95,6 47,8 87,9 4,2 
130 74,9 208 105,7 44,5 90,2 6,5 
140 80,6 224 111,3 42,5 90,8 7,1 
2 
100 57,6 160 79,9 68,3 64,5 - 
110 63,4 176 87,5 66,2 68,4 3,9 
120 69,1 192 95,6 63,2 71,4 6,9 
130 74,9 208 103,7 60,7 74,3 9,8 
140 80,6 224 111,3 58,3 76,7 12,2 
 
Los resultados alcanzan altos valores de autosuficiencia tanto para el escenario 1 como el 2, en el 
primero al aumentar inicialmente lapotencia los incrementos de la AS son significativos mientras que 
al pasar del 130% al 140% de relación de potencia instalada el incremento es muy pequeño por lo que 
seguir aumentando la potencia no conllevaría a muchos más beneficios, si nos fijamos en el caso del 
130% se obtiene un incremento de la AS de un 6,53% con respecto a la potencia inicialmente simulada. 
En el segundo escenario los valores de AS son un poco menores y siguen la misma tendencia de 
crecimiento mientras que los incrementos de AS son superiores, en el caso comentado anteriormente el 
valor obtenido es de casi un 10% justificando aún más el incremento de la potencia hasta los 130%. 
También, al aumentar la potencia instalada el nivel de AC disminuye, esto se aprecia en ambos 
escenarios, y el segundo al poseer una mayor demanda se consiguen valores superiores de AC. 
En segundo lugar se procedió a repetir el análisis variando la capacidad de almacenamiento hasta los 
85,3kWh ( representando un 37% frente a la demanda diaria) siendo este el valor mínimo que el 
programa PVsyst permite incluir en el sistema para los rangos de potencia fotovoltaica manejados (dado 
que se toma en cuenta los periodos de carga y descarga en los que trabajaría así como la seguridad). 
Los resultados fueron los siguientes: 
Tabla 9. Resultados de simulaciones de la ETSICCP para distintas potencias y un almacenamiento de 85,3kWh. 
CBaterías 
[kWh] 
Escenario 
PFV/ 
PRecarga 
[%] 
PFV 
[kWp] 
N.º 
Módulos 
EFVAnual 
[MWh] 
AC 
[%] 
AS 
[%] 
ΔAS 
[%] 
85,3 
1 
100 57,6 160 79,9 50,8 77,9 - 
110 63,4 176 87,5 47,9 80,4 2,5 
120 69,1 192 95,6 44,8 82,3 4,4 
130 74,9 208 103,7 42,2 84,1 6,1 
140 80,6 224 111,3 40,0 85,6 7,6 
2 
100 57,6 160 79,9 62,6 59,4 - 
110 63,4 176 87,5 61,0 63,1 3,7 
120 69,1 192 95,6 58,5 66,1 6,7 
130 74,9 208 103,7 56,2 68,9 9,5 
140 80,6 224 111,3 54,1 71,2 11,8 
 
Como era de esperar los valores tanto de AC como de AS alcanzados son menores que con la opción 
previa en donde se manejaba baterías superiores en donde se permitía almacenar más energía y tenerla 
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a disposición de los usuarios. No obstante, los valores de AS siguen siendo muy prometedores. Por 
tanto de cara al diseño se elegirá la potencia de 74,88kWp (130%) y a continuación se valorará el tamaño 
a utilizar de baterías. 
Tabla 10. Resultados de simulaciones de la ETSICCP con distintos almacenamientos para una potencia de 74,88kWp. 
PFV 
[kWp] 
Opción 
de 
Batería 
CBaterías 
[kWh] 
CBaterías 
/Cdm [%] 
Escenario 1 Escenario 2 
AC [%] AS [%] AC [%] AS [%] 
74,88 
1 207,0 90% 44,9 89,4 60,7 74,3 
2 171,0 74% 44,4 88,3 59,7 73,2 
3 128,0 56% 43,6 86,8 58,2 71,4 
4 85,3 37% 42,2 84,1 56,2 68,9 
5 0,0 0% 31,4 62,7 44,1 54,0 
 
Cabe destacar de la tabla anterior, la diferencia de resultados entre el caso 5, en donde no se cuenta con 
ningún almacenamiento, y el caso 4 en donde el aumento de la AS es significativo hecho que podría 
justificar la inclusión de las baterías produciendo así mayores beneficios. El seguir aumentado la 
capacidad no conlleva a un incremento significativo de los coeficientes y el encarecimiento de los 
sistemas sería muy alto es por ello en los diseños de las instalaciones se valorará el uso de un 
almacenamiento mínimo. 
Finalmente, como se comentó anteriormente se realizaron simulaciones con los escenarios 3 y 4 para 
así ver la repercusión en el cambio del perfil de demanda de los puesto de recarga, obteniéndose: 
Tabla 11. Resultados de las simulaciones de la ETSICCP con los escenarios de demanda 3 y 4. 
PFV 
[kWp] 
Opción 
de 
Batería 
CBaterías 
[kWh] 
Escenario 3 Esc. 1 Escenario 4 Esc. 2 
AC [%] AS [%] 
ΔAS 
[%] 
AC [%] AS [%] 
ΔAS 
[%] 
74,88 
4 85,3 42,0 83,7 -0,38 56,3 68,9 0,04 
5 0,0 32,3 64,3 1,61 46,0 56,4 2,36 
 
En cuanto al escenario 3 con respecto al 1 las variaciones en la AS disminuyen levemente para la opción 
4 y aumentan en más de un punto para la opción 5. Y al comparar el escenario 4 con el 2 las variaciones 
son similares. En definitiva, los resultados no se ven influenciados en una medida significativa por la 
distribución de la demanda presente en los escenarios 1 y 2. 
2.4.4. Simulación en PVsyst 
Para el análisis de sombras por edificios u obstáculos se creó un modelo 3D de los edificios de la 
ETSICCP junto con la vegetación próxima al estacionamiento. En la Figura 12 se tienen los resultados 
con la implementación de las marquesinas, aquellas que se encuentran vacías son las correspondientes 
al proyecto de producción de energía para autoconsumo (comentado en el apartado 2.3). 
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17 
 
 
Figura 12. Entorno 3D de la ETSICCP para el análisis de sombras en PVsyst. 
A continuación, en la Tabla 12 se tienen los resultados definitivos: 
Tabla 12. Resultados de las simulaciones de los puntos de recarga en la ETSICCP. 
Proyecto 
ETSICCP 
N.º 
PVS4 
N.º 
Puntos 
recarga 
Potencia 
Pico 
[kWp] 
Potencia 
Trifásic
a [kW] 
CBaterías 
[kWh] 
AC 
[%] 
AS 
[%] 
PR 
[%] 
Escenario 1 5 8 74,9 60 85,3 42,2 84,1 78,7 
Escenario 2 5 8 74,9 60 85,3 56,2 68,9 78,9 
 
Los valores obtenidos de autosuficiencia son considerables junto con los coeficientes del PR reflejando 
así el buen desempeño del sistema. Cabe destacar que la energía no autoconsumida, que es inyectada a 
la red, estará sujeta a compensaciones monetarias y la cuantificación de dichos ingresos se recoge en el 
capítulo de estudio económico del proyecto. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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18 
 
3. RESULTADOS DE LOS PROYECTOS 
FOTOVOLTAICOS 
3.1. RECTORADO 
Los resultados del proyecto en el Rectorado se recogen en la Tabla 3, adicionalmente a ello, a 
continuación se realiza una comparación entre la utilización de módulos de si-monocristalino 
(SunPower) y si-policristalino (CanadianSolar). En las Figuras 13 y 14 se recogen los resultados del 
edificio A y B del Rectorado respectivamente analizando en el eje izquierdo la energía efectiva a la 
salida de los módulos y en el eje derecho el coeficiente que relaciona la producción entre el área total 
de las azoteas de cada edificio, dicho coeficiente permitirá un mejor análisis de los resultados 
energéticos. 
 
Figura 13. Comparativa entre tecnologías de módulos en el Rectorado A. 
 
Figura 14. Comparativa entre tecnologías de módulos en el Rectorado B. 
En ambos la energía producida por los módulos SunPower es superior dado que este módulo posee unas 
dimensiones más compactas para la misma potencia nominal como se apreció en la Tabla 2, con el mes 
de julio como el de máxima producción, sin embargo la diferencia es mucho más notoria en el caso del 
edificio B. Hecho que se refleja en los coeficientes de producción por superficie, en el edificio A las 
curvas están más próximas que en el B, por lo cual la utilización de los módulos SunPower en el A no 
conlleva a un aprovechamiento significativo de las azoteas frente a los CanadianSolar, como sí sucede 
en el B. 
Tomando por ejemplo los resultados del mes de julio la diferencia entre los coeficientes en el A es de 
apenas 4,6kWh/m2 mientras que en el B resulta de 21kWh/m2, la razón principal de esta diferencia en 
el aprovechamiento de las áreas tiene que ver con la forma de los edificios, en el caso del edificio B al 
tener una forma más regular se permite la inclusión de más hileras de módulos SunPower, debido a que 
el espaciado entre estas es menor al ser más compactos, que de módulos CanadianSolar. 
0
10
20
30
40
50
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
C
O
E
F
IC
IE
N
T
E
 D
E
 P
R
O
D
U
C
C
IÓ
N
 
P
O
R
 S
U
P
E
R
F
IC
IE
 [k
W
h
/m2]E
N
E
R
G
ÍA
 E
F
E
C
T
IV
A
 A
 L
A
 
S
A
L
ID
A
 D
E
 L
O
S
 M
O
D
U
L
O
S
 
[M
W
h
]
MESES
Eout SunPower Eout CanadianSolar
Eout/Sup SunPower Eout/Sup CanadianSolar
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0
20
40
60
80
100
120
140
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
C
O
E
F
IC
IE
N
T
E
 D
E
 P
R
O
D
U
C
C
IÓ
N
 
P
O
R
 S
U
P
E
R
F
IC
IE
 [k
W
h
/m
2]E
N
E
R
G
ÍA
 E
F
E
C
T
IV
A
 A
 L
A
 
S
A
L
ID
A
 D
E
 L
O
S
 M
O
D
U
L
O
S
 
[M
W
h
]
MESES
Eout SunPower Eout CanadianSolar
Eout/Sup SunPower Eout/Sup CanadianSolar
 Máster en Energía Solar Fotovoltaica  TFM Curso 19-20 
 Leonardo Javier Sálamo Giráldez 
 
19 
 
En definitiva, se demuestra que los resultados a favor de la utilización de un tipo de tecnología u otra 
no solo depende del grado de eficiencia de conversión que posean los módulos sino que la forma de los 
espacios disponibles en las azoteas también resulta determinante a la hora de elegir cual es la opción 
más conveniente. 
3.2. FACULTAD DE CIENCIAS DE LA ACTIVIDAD FÍSICA Y 
DEL DEPORTE 
De forma análoga al Rectorado, los resultados de implementar los diferentes módulos son los recogidos 
en la Tabla 11 junto con la comparativa entre tecnologías en la Figura 15, en la cual los resultados se 
asemejan al edificio B del Rectorado con una diferencia significativa en la producción a favor de los 
módulos SunPower, durante el mes más favorable la diferencia de los coeficientes de producción por 
la superficie es de 9,6kWh/m2. 
Tabla 13. Resumen y producción de los sistemas fotovoltaicos en INEF. 
Tecnología de 
Módulo 
Edificio 
Potencia 
Pico 
[kWp] 
N.º 
Módulos 
Inversor 
Potencia 
Trifásica 
[kW] 
Producción 
de energía 
[MWh/año] 
PR 
[%] 
Silicio 
Policristalino 
INEF 65,5 182 
SUN2000
-60KTL 
60 98,3 79,6 
Silicio 
Monocristalino 
INEF 82,8 230 
SUN2000
-50KTL 
92 124,4 79,7 
 
Figura 15. Comparativa entre tecnologías de módulos en INEF. 
3.3. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE 
TELECOMUNICACIÓN 
Los resultados del proyecto destinado al autoconsumo se encuentran en la Tabla 5. En lo referente a los 
puntos de recarga, los módulos utilizados para la generación eléctrica sobre las marquesinas fueron los 
del fabricante SunPower por sus ventajas en la adaptación sobre las estructuras, los resultados se 
presentan en la Tabla 14, obteniéndose niveles de autosuficiencia del 80,4% y 66,2% para los escenarios 
1 y 2 correspondientemente. 
Tabla 14. Resultados de las simulaciones de los puntos de recarga en la ETSIT. 
Proyecto 
ETSIT 
N.º 
Puntos 
recarga 
Potencia 
Pico 
[kWp] 
Producción 
de energía 
[MWh/año] 
CBaterías 
[kWh] 
AC [%] AS [%] 
PR 
[%] 
Escenario 1 
2 18,7 22,8 21,6 
40,1 80,4 69,6 
Escenario 2 51,9 66,2 69,9 
 
0
10
20
30
40
50
0
20
40
60
80
100
120
140
160
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
C
O
E
F
IC
IE
N
T
E
 D
E
 P
R
O
D
U
C
C
IÓ
N
 
P
O
R
 S
U
P
E
R
F
IC
IE
 [k
W
h
/m
2]E
N
E
R
G
ÍA
 E
F
E
C
T
IV
A
 A
 L
A
 
S
A
L
ID
A
 D
E
 L
O
S
 M
O
D
U
L
O
S
 
[M
W
h
]
MESES
Eout SunPower Eout CanadianSolar
Eout/Sup SunPower Eout/Sup CanadianSolar
 Máster en Energía Solar Fotovoltaica  TFM Curso 19-20 
 Leonardo Javier Sálamo Giráldez 
 
20 
 
3.4. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE 
CAMINOS, CANALES Y PUERTOS 
En primer lugar, con respecto al proyecto de autoconsumo la única orientación estudiada para las 
marquesinas fue hacia el suroeste, dado que la otra posibilidad era hacia el noreste y esta fue descartada 
por razones energéticas. Los resultados del proyecto en cuestión se resumen en la Tabla 15 con una 
potencia instalada muy significativa, de 601kWp y una producción anual de 791MWh. 
Tabla 15. Resumen y producción de los sistemas fotovoltaicos en ETSICCP. 
Proyecto 
ETSICCP 
N.º 
PVS4 
(Uds.) 
Potencia 
Pico 
[kWp] 
N.º 
Módulos 
Inversor 
Potencia 
Trifásica 
[kW] 
Producción 
de energía 
[MWh/año] 
PR 
[%] 
37 601 1670 
ABB-
CORE500 
500 791 77,3 
 
Por otra parte, los puntos de recarga diseñados junto con sus resultados se mostraron anteriormente en 
la Tabla 12. 
3.5. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA 
AGRONÓMICA, ALIMENTARIA Y DE BIOSISTEMAS 
Los resultados del proyecto destinado al autoconsumo se resumen en la Tabla 16. Sobre las estructuras 
orientadas hacia el sur se instaló una potencia de 74,9kWp, la producción anual resultante fue de 
110MWh y un coeficiente PR superior a los obtenidos previamente debido a poseer menores pérdidas 
por sombras. 
Tabla 16. Resumen y producción de los sistemas fotovoltaicos en ETSIAAB. 
Proyecto 
ETSIAAB 
N.º 
PVS2 
(Uds.) 
Potencia 
Pico 
[kWp] 
N.º 
Módulos 
Inversor 
Potencia 
Trifásica 
[kW] 
Producción 
de energía 
[MWh/año] 
PR 
[%] 
10 74,9 208 
SUN2000
-60KTL 
60 110 82,5 
 
En cuanto a los puntos de recarga los resultados se presentan en la Tabla 17, obteniéndose niveles de 
autosuficiencia del 89,8% y 77% para los escenarios 1 y 2 respectivamente. 
Tabla 17. Resultados de las simulaciones de los puntos de recarga en la ETSIAAB. 
Proyecto 
ETSIAAB 
N.º 
Puntos 
recarga 
Potencia 
Pico 
[kWp] 
Producción 
de energía 
[MWh/año] 
CBaterías 
[kWh] 
AC [%] AS [%] 
PR 
[%] 
Escenario 1 
4 37,4 56,4 48 
39,0 89,8 81,7 
Escenario 2 53,4 77,0 81,6 
 
3.6. CAMPUS SUR 
Tal y como se comentó en el apartado 2.4.1 en el Campus Sur se analizaron cuatro aparcamientos 
distintos de los cuales el A4 pertenece a la vía pública y fue incluido dada su cercanía a las instalaciones 
pero sobre todo por el gran potencial de producción eléctrica. El proyecto se dividió en dos dado que 
los consumos eléctricos están separados, cada uno con su propio contador o código unificado de punto 
de suministro (CUPS), los resultados de ambos se presentan en la Tabla 18. 
 En primer lugar, para la biblioteca se utilizaron distintos modelos de marquesinas (PVS2 orientados al 
este y PVS4 al sur) instalándose en total 72,7kWp y produciendo anualmente 91,3MWh y en segundo 
 Máster en Energía Solar Fotovoltaica  TFM Curso 19-20 
 Leonardo Javier Sálamo Giráldez 
 
21 
 
lugar, para el polideportivo y demás, los resultados de colocar módulos sobre las estructuras a dos aguas 
ya existentes del aparcamiento de las ETSITGC son una potencia y producción de 60,5kWp y 78,4MWh 
respectivamente, al añadir el A4, con numerosas estructuras PVS2 orientadas al sur, estos valores 
aumentan sustancialmente hasta los 231kWp y 330,6MWh cada uno. 
Tabla 18. Resumen y producción de los sistemas fotovoltaicos en el Campus Sur. 
Proyecto 
Campus Sur 
Aparcamiento 
N.º 
PVS2 
N.º 
PVS4 
Potencia 
Pico 
[kWp] 
N.º 
Módulos 
Producción 
anual 
[MWh/año] 
PR 
[%] 
Biblioteca A1, A3 6 2 72,7 202 91,3 75,5 
Polideportivo, 
EUIT Teleco, 
Informática, 
Diseño de 
moda 
A2 - - 60,5 168 78,4 79,0 
A2, A4 22 - 231 641 330,6 82,8 
 
En el caso de las estructuras PVS2 de la biblioteca se simularon distintas orientaciones para así obtener 
la que mejores resultados entrega y que por tanto se incluyó en la Tabla 18. Los resultados de las 
variantes se recogen en la Tabla 19 y en donde se aprecia que la orientación este tiene una mayor 
producción debido a que se ve menos afectada por las sombras de los edificios y arboles cercanos. 
Tabla 19. Variantes simuladas para la Biblioteca del Campus Sur. 
 Variante Modelo 
Potencia 
Pico 
[kWp] 
N.º 
Módulos 
Pérdidas de 
irradiancia anual 
por sombras [%] 
EFVAnual 
[MWh/año] 
PR [%] 
Este PVS2 45,4 126 -2,56 59,8 81,8 
Oeste PVS2 45,4 126 -4,78 59,2 78,2 
Este -Oeste PVS2 45,4 126 -4,56 58,1 77,7 
 
En cuanto a los puntos de recarga los resultados se muestran en la Tabla 20, en donde la autosuficiencia 
alcanzada en estacionamiento de la biblioteca es de 87,7% y 73,1% para los escenarios 1 y 2 mientras 
que en el A4 se obtienen valores del 88,3% y 76,8% para losescenarios de distinta demanda. 
Tabla 20. Resultados de las simulaciones de los puntos de recarga en la ETSIAAB. 
Proyecto 
Campus 
Sur 
Caso 
N.º 
Puntos 
recarga 
Potencia 
Pico 
[kWp] 
EFVAnual 
[MWh/ 
año] 
CBatería
s 
[kWh] 
AC 
[%] 
AS 
[%] 
PR 
[%] 
Biblioteca 
A1-Esc 1 
4 37,4 52,1 48 
41,1 87,7 77,0 
A1-Esc 2 54,8 73,1 77,0 
Polideporti
vo, EUIT 
Teleco, 
Informática
, Diseño de 
moda 
A4-Esc 1 
2 18,7 27,82 21,6 
36,2 88,3 80,9 
A4-Esc 2 49,42 76,8 80,8 
 
 
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22 
 
3.7. DISMINUCIÓN DE EMISIONES DE CO2 
Em primer lugar se estimaron las emisiones de CO2 que se evitarían con la implementación de los 
proyectos destinados al autoconsumo, así como en conjunto con los proyectos previos de la ETSICCP 
y ETSIT con instalaciones en sus azoteas, para ello se parte de las huellas de carbono de cada entidad 
en el año 2016 [26] se considera también la producción de cada instalación junto con el factor de emisión 
de CO2, concretamente de 0,29kgCO2/kWh, perteneciente a la compañía eléctrica que suministra la 
energía (Gas Natural Comercializadora, S.A., en la actualidad Naturgy) [27] para así finalmente estimar 
la reducción de emisiones. Los resultados se presentan a continuación: 
Tabla 21. Emisiones de CO2 evitadas al año por proyecto de autoconsumo 
 CO2 Antes [t] CO2 Después [t] 
Emisiones CO2 
evitadas [t] 
Emisiones CO2 
evitadas [%] 
Rectorado 537,5 499,6 37,9 7,0 
INEF 398,5 370,0 28,5 7,2 
ETSIAAB 758,3 726,3 32,0 4,2 
ETSICCP 780,1 550,7 229,3 29,4 
ETSICCP 
Conjunto 
780,1 93,3 686,7 88,0 
ETSIT 1373,3 1340,2 33,1 2,4 
ETSIT Conjunto 1373,3 1040,6 332,7 24,2 
C.Sur Biblioteca 306,5 280,0 26,5 8,6 
C.Sur A2 905,2 882,5 22,7 2,5 
C.Sur A2-A4 905,2 808,9 96,3 10,6 
 
Figura 16. Emisiones de CO2 evitadas al año por proyecto de autoconsumo. 
Como se aprecia la disminución de las emisiones de CO2 anuales varía en función del proyecto y sobre 
todo en las dimensiones energéticas de cada uno, un ejemplo de ello son los resultados de la ETSICCP 
que de por sí ya se obtiene una reducción del 29% de las emisiones solo con la adición de las 
marquesinas si además se toma en cuenta la generación adicional en los edificios se eleva hasta el 88%, 
lo mismo sucede en la ETSIT pasando del 2% al 24% de reducción un resultado muy positivo 
considerando además que esta escuela posee la mayor huella de carbono con 1373tCO2/año. Con la 
ejecución de los proyectos en cada centro se conseguiría un ahorro de 1241tCO2/año representando un 
24,5% de las emisiones totales. 
En segundo lugar, en los proyectos de puntos de recarga se estimaron las emisiones de CO2 que se 
evitarían al año comparando las emisiones relativas al ciclo de vida de los vehículos como se muestra 
en la Figura 17 tanto si su fuente de energía proviene de energía renovable (CO2/EFV con un factor de 
75gCO2/km), como es el caso, como si se cargasen los vehículos con la electricidad proveniente del 
7 7
4
29
88
2
24
9
3
11
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Rectorado INEF ETSIAAB ETSICCP ETSICCP
Conjunto
ETSIT ETSIT
Conjunto
C.Sur
Biblioteca
C.Sur A2 C.Sur A2-
A4
E
M
IS
IO
N
E
S
 D
E
 C
O
2
 E
V
IT
A
D
A
S
 
[%
]
E
M
IS
IO
N
E
S
 D
E
 C
O
2
 [
T
]
CO2 Antes CO2 Déspues CO2 evitado CO2 evitado [%]
 Máster en Energía Solar Fotovoltaica  TFM Curso 19-20 
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23 
 
Mix de generación medio de la Unión Europea (CO2/EMixUE con un factor de 160gCO2/km), y 
finalmente en el caso de los vehículos que manejan combustibles fósiles (CO2/C.Fósil con un factor de 
220gCO2/km). 
 
Figura 17. Factores de emisión de CO2 en función del ciclo de vida para distintos tipos de vehículos y tipos de combustible [28]. 
Adicionalmente a los casos comentados anteriormente, se determinaron las emisiones relativas a la 
carga de los vehículos con la electricidad de la empresa comercializadora contratada por la universidad 
(CO2/EMixEsp al valorar un factor sólo por la producción y eliminación de vehículos de 65gCO2/km 
[28] y otro relativo a la producción del combustible con el factor de emisión de la comercializadora de 
0,29kgCO2/kWh [27]). 
En cuanto al procedimiento, se partió de la energía anual entregada a los usuarios de los puntos de carga, 
seguidamente al considerar un consumo medio del vehículo eléctrico de 15kWh/100km se estimaron 
las distancias equivalentes a las cuales se le aplicaron los coeficientes de emisión anteriormente 
comentados. Los resultados se muestran en la Figura 18. 
 
Figura 18. Emisiones de CO2 evitadas al año por proyecto de puntos de recarga [28]. 
 Como se observa los resultados varían también en función del escenario de demanda planteado así 
como del número de puntos de recarga que posea cada centro, la ETSIT posee el menor número (2 
puntos) y la ETSICCP el mayor (8 puntos). Si se comparan los resultados de los vehículos cargados con 
energía fotovoltaica (en naranja) con vehículos cargados con la energía del Mix eléctrico medio de la 
UE (en azul) las emisiones de CO2 que se evitarían son significativas, en concreto para la ETSIT un 5 
y 7%, en la ETSICCP un 25 y 33%, en la ETSIAAB ahorros del 12 y 17% y finalmente en el Campus 
Sur las emisiones evitadas serían de un 12 y 16% para los respectivos escenarios. 
33
56
13
0
15
30
45
60
0
20
40
60
80
100
ETSIT E1 ETSIT E2 ETSICCP
E1
ETSICCP
E2
ETSIAAB
E1
ETSIAAB
E2
C.Sur.Bilio
E1
C.Sur.Bilio
E2
E
M
IS
IO
N
E
S
 D
E
 C
O
2
 E
V
IT
A
D
A
S
 
[%
]
E
M
IS
IO
N
E
S
 D
E
 C
O
2
 [
t]
CO2/EFV CO2/EMixUE CO2/C.Fósil
CO2/EMixEsp CO2 evitado/EMixUE [%] CO2 evitado/C.Fósil [%]
CO2 evitado/EMixEsp [%]
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24 
 
 Ahora si se comparan con las emisiones de los vehículos que utilizan combustibles fósiles (en color 
morado) el ahorro de emisiones aumenta en gran medida, para la ETSIT se tendría un 9 y 11%, en la 
ETSICCP un 42 y 56%, en la ETSIAAB un 21 y 29% y finalmente en el Campus Sur valores del 21 y 
28%. 
En último lugar el cargar los vehículos con la energía de Mix eléctrico español (color rojo) las emisiones 
producidas son menores que las de la media de la UE, esto se debe a la diferencia en el porcentaje de 
participación de energías renovables en la generación de electricidad. Un ejemplo de esta disminución 
es el caso de la ETSICCP E2 en donde ahora se evitarían el 13% de emisiones con el uso de la red 
eléctrica española frente al 33% que suponía el Mix de la UE. En el resto de los centros las emisiones 
evitadas son: ETSIT 2 y 3%, ETSICCP E1 un 10%, ETSIAAB 5 y 7% y en el Campus Sur un 5 y 6% 
respectivamente. 
3.8. ANÁLISIS ECONÓMICO 
Para los proyectos tipo 1 y 2 se realizó un estudio del ahorro en la factura eléctrica, para ello se procedió 
al casamiento de los valores horarios de generación fotovoltaica con los valores de consumo de cada 
centro y determinar así el nivel de autoconsumo, autosuficiencia y excedentes que estarán sujetos a 
compensaciones monetarias en el caso de las instalaciones con una potencia nominal (trifásica) menor 
a los 100kW, según lo recoge el Real Decreto 244/2019 [8], de entrar dentro de la compensación 
simplificada los excedentes se valoraron horariamente al precio del mercado correspondiente al año 
2019. 
En cuanto a los datos de consumo se tomaron los del año 2016 y el único centro del cual se disponían 
de los valores horarios fue la ETSIT, para el resto se llevó a cabo una aproximación a partir de los 
valores mensuales de cada centro, extraídos de las facturas eléctricas, considerando la curva de demanda 
presente en la ETSIT. 
Además, para la estimación del mencionado ahorro se partieron de datos previos [7] en los cuales se 
considera una tarifa de altatensión de 6 periodos, donde los términos de energía activa poseen distintos 
precios. Los ahorros calculados se recogen en la Figura 19 con los centros sujetos a la compensación 
monetaria simplificada de excedentes, excepto el caso del “Recto SP” el cual sobrepasa el límite de 
potencia sin embargo este no posee excedentes, y en la Figura 20 los ahorros del resto de centros que 
no están sujetos a la compensación simplificada. 
 
Figura 19. Ahorros mensuales de los proyectos de autoconsumo fotovoltaico, parte 1. 
0 €
200 €
400 €
600 €
800 €
1.000 €
1.200 €
1.400 €
1.600 €
1.800 €
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
INEF CS INEF SP Recto CS Recto SP ETSIT ETSIAAB Csur Biblio C.Sur A2
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25 
 
 
Figura 20. Ahorros mensuales de los proyectos de autoconsumo fotovoltaico, parte 2. 
Como era de esperar los niveles máximos de ahorro se obtienen en los meses de verano por el 
incremento en la producción de los sistemas. A su vez, los valores máximos de ahorros se obtienen en 
las escuelas de la ETSIT(A+E) (53%) y ETSICCP(A+E) (59%) al considerar la producción en los 
mismos edificios estimadas en estudios previos [7] estos niveles se alcanzan debido a la gran producción 
eléctrica de las instalaciones y a pesar de no haber valorado económicamente los excedentes. 
En el hipotético caso en donde se llevase a cabo la compensación económica los ahorros pasarían al 
82% y 100% respectivamente, esto nos indica la gran cantidad de excedentes que se producen. En este 
caso de la ETSICCP la valoración daría un saldo negativo a favor de la escuela. 
Adicionalmente, una nueva posibilidad se abre ante la incorporación del nuevo sujeto del sector 
eléctrico denominado “Agregador independiente” [29], en donde entrarían clientes que son productores, 
prosumidores o incluso gestores de almacenamiento al mercado con ofertas más flexibles valorando el 
papel de cada uno y puedan incluso recibir algún tipo de retribución por sus servicios auxiliares o 
particulares. 
En la tabla inferior se resumen los coeficientes y ahorros anuales obtenidos para cada centro. 
Tabla 22. Coeficientes y ahorros anuales de los proyectos de autoconsumo fotovoltaico. 
 INEF 
CS 
INEF 
SP 
Recto 
CS 
Recto 
SP 
ETSIT 
ETSIT 
(A+E) 
ETSI-
AAB 
ETSI- 
CCP 
ETSICCP 
(A+E) 
C.Sur 
Biblio 
C.Sur 
A2 
C.Sur 
A2-A4 
AC 
[%/año] 
100 98 100 100 100 54 100 77 37 99 100 98 
AS 
[%/año] 
14 18 8 10 9 51 4 40 57 13 4 18 
Ahorro 
Anual 
[€] 
6.874 8.702 9.144 11.424 7.757 46.164 7.670 44.460 65.282 6.236 5.430 22.963 
 
Los valores de autoconsumo cercanos al máximo corresponden a instalaciones cuya producción en 
comparación con la demanda es pequeña, por tanto toda o casi toda la energía que se produce es 
consumida instantáneamente, mientras que en los casos con instalaciones de mayor producción los 
coeficientes de AC disminuyen dejando en evidencia el desacoplamiento entre la generación y la 
demanda. En lo que respecta a la AS, los valores obtenidos para los centros equivalen al ahorro 
económico que se produciría, los proyectos en donde se alcanzan los mayores niveles de AS son los de 
la ETSIT(A+E), ETSICCP (A+E) y ETSICCP. 
0 €
1.000 €
2.000 €
3.000 €
4.000 €
5.000 €
6.000 €
7.000 €
8.000 €
9.000 €
10.000 €
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
ETSICCP ETSIT (Aparcaminetos + edificios)
ETSICCP (Aparcaminetos + edificios) C.Sur A2-A4
 Máster en Energía Solar Fotovoltaica  TFM Curso 19-20 
 Leonardo Javier Sálamo Giráldez 
 
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 A continuación, se llevó a cabo el estudio económico para cada uno de los tres tipos de proyectos 
abarcados en el presente trabajo con el fin de determinar la rentabilidad que tendrían. En lo que respecta 
a los proyectos 1 y 2, de autoconsumo en los edificios y aparcamientos respectivamente, los ahorros 
anuales a considerar son los que se recogen en la Tabla 22, en cuanto al proyecto 3 de puntos de recarga 
se calcularon los gastos que se tendrían anualmente por compra de energía a la red eléctrica, así como 
los ingresos por venta a los usuarios a un precio de 0,4 €/kWh [30] y además las instalaciones se 
acogerían a la modalidad de compensación de excedentes. Los resultados anuales para cada centro y 
escenario junto con el cálculo del ingreso neto se muestran en la Tabla 23. 
Tabla 23. Ingresos y gastos anuales de los puntos de recarga por centro. 
Puntos de 
recarga 
Compensación de 
excedentes 
Venta a usuarios 
Compra 
de energía 
Ingreso neto 
anual 
ETSIT 
Esc 1 739 € 4.556 € 196 € 5.099 € 
Esc 2 600 € 7.427 € 472 € 7.554 € 
ETSIAAB 
Esc 1 1.575 € 9.763 € 199 € 11.140 € 
Esc 2 1.179 € 15.621 € 770 € 16.030 € 
ETSICCP 
Esc 1 2.699 € 20.828 € 667 € 22.860 € 
Esc 2 1.993 € 33.950 € 2.067 € 33.876 € 
C.Sur 
biblioteca 
Esc 1 1.396 € 9.763 € 245 € 10.915 € 
Esc 2 1.040 € 15.914 € 831 € 16.123 € 
 
Como se aprecia en casi todos los ingresos por compensación de excedentes son suficientes para cubrir 
los gastos por compra de energía, el único caso en donde esto no sucede es en el escenario 2 de la 
ETSICCP, dado que es el centro con el mayor número de puntos (8) no obstante eso implica una mayor 
cantidad de ingresos por venta en concreto de aproximadamente 34.000€ para el caso en cuestión. 
En lo que respecta al presupuesto de los materiales utilizados en los diferentes proyectos, en la Tabla 
24 se recogen los más significativos: 
Tabla 24. Presupuesto de materiales utilizados [31][32][33][34]. 
Material Precio unitario 
Módulo SP-X22-360-COM 230 € 
Módulo CS3U-360P 165 € 
Inversor SUN2000-33KTL 3.000 € 
Inversor SUN2000-40KTL 3.400 € 
Inversor SUN2000-50KTL 4.500 € 
Inversor SUN2000-60KTL 5.000 € 
Inversor ABB-PVI-12I 2.000 € 
Inversor ABB-CORE-500-TL 25.000 € 
Estructura Circutor PVS2- 8m 9.300 € 
Estructura Circutor PVS4- 8m 14.000 € 
Batería Tesla Powerwall2- 10,8kWh 6.000 € 
Batería LG-Chem Resu 10- 8,8kWh 4.000 € 
Batería LG-Chem Rack JH4SR19- 85,3kWh 34.120 € 
 
Finalmente, para el análisis económico se tomaron en cuenta las siguientes consideraciones: 
- Vida útil de los proyectos: 30 años 
- Sustitución de inversores al cabo de 15 años 
- Renovación de baterías cada 5 años 
 Máster en Energía Solar Fotovoltaica  TFM Curso 19-20 
 Leonardo Javier Sálamo Giráldez 
 
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- Degradación en la producción fotovoltaica de un 0,5%/anual 
- Variación del precio de la electricidad del 1,5%/anual [35] 
- Gastos de mano de obra e instalación incluidos en la inversión inicial 
- Gastos de operación y mantenimiento: 1% de la inversión inicial anualmente 
En la Tabla 25 se muestran los resultados obtenidos para cada proyecto junto con dos parámetros muy 
utilizados para estudiar la viabilidad económica, estos son la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el Valor 
Actual Neto (VAN). 
Tabla 25. Resultados del análisis económico de los proyectos. 
Proyecto 
Inversión 
inicial 
Potencia 
instalada 
[kWp] 
Coste 
[€/kWp] 
Periodo 
retorno 
[años] 
TIR 
[%] 
VAN 
Autoconsumo 
Edificios*: 
SunPower 
194.224 € 195,2 995 10 9,4 427.488 € 
Autoconsumo 
Edificios*: 
CanadianSolar 
121.423 € 153,7 790 8 12,6 383.624€ 
Autoconsumo 
aparcamientos 
1.485.842 € 887,6 1.674 18 3,6 1.023.920 € 
Conjunto de 
Puntos de 
recarga: E1 
401.466 € 168,4 2.384 12 7,7 701.958 € 
Conjunto de 
Puntos de 
recarga: E2 
401.466 € 168,4 2.384 7 14,7 1.522.456 € 
 *Edificios del Rectorado + INEF 
En primer lugar, en cuanto a las instalaciones sobre los edificios la utilización de módulos de tecnología 
de si-monocristalino conlleva a un encarecimiento de la instalación con respecto a la opción de si-
policristalino y esto se aprecia directamente con el coste del €/kWp teniéndose un valor de 995 y 790 
respectivamente. Esta diferencia en los precios conlleva a la obtención de un periodo