Showroom Solar

Identificación del Expediente Solar

Estos datos encabezarán el informe ejecutivo y la memoria técnica descargable.

v4.0

Nombre del Proyecto *

Cliente / Titular *

Fecha del Estudio *

Autor / Ingeniero Proyectista (Opcional)

Referencia / Código CIE (Opcional)

PASO 1 • DEMANDA Y PVGIS

Consumo, Tarifas y Pre-Estimación PVGIS

PVGIS JRC Conectado

Potencia Solar Recomendada

3.60 kWp

Cobertura óptima sobre demanda anual

Nº Estimado de Paneles

8 uds (450 Wp)

Irradiación local: 1.640 kWh/kWp

Ahorro Preliminar Anual

685 € / año

Reducción estimada en factura

Ubicación & Coordenadas PVGIS

Provincia Rápida

Latitud (°N)

Longitud (°E)

Localidad Activa Madrid (40.42°, -3.70°)

Producción Base PVGIS 1.640 kWh/kWp

Demanda Eléctrica & Perfil Horario

Estándar REE

Consumo Anual (kWh)

Promedio Mensual (kWh)

Curva de Hábito Horario:

Estructura Tarifaria Eléctrica

IVA 21%

Punta (P1) -- kWh/a

Llano (P2) -- kWh/a

Valle (P3) -- kWh/a

Potencia Contratada (kW)

Zona Fiscal

Curva Horaria 24h: Demanda vs. Generación Solar PVGIS

Simulación horaria para la potencia orientativa recomendada

Valle P3: 00h–08h + Finde

Llano P2: 08–10, 14–18, 22–24h

Punta P1: 10–14h y 18–22h

Factura Actual Sin Solar 920 €/año

Factura Estimada Con Solar 235 €/año

Autoconsumo Directo 52%

Independencia (Autarquía) 64%

PASO 2 • GENERADOR SOLAR

Módulos Fotovoltaicos y Geometría

STC 1000 W/m² • 25 °C

Potencia Pico Instalada

3.60 kWp

8 módulos × 450 Wp

Superficie de Captación

17.3 m²

1903 × 1134 mm / ud

Producción Específica

1.640 kWh/kWp

Tilt 34° • Azimuth 0°

Generación Anual Total

5.904 kWh/año

Energía neta simulada PVGIS

Pérdidas de Captación de los Paneles Térmica: -7.2% (coef. γ) | Mismatch/IAM: -3.3% (0% suciedad por mant. 60€/año)

-10.5% (-620 kWh/año)

Especificación Técnica del Módulo Solar

Seleccionar Módulo Fotovoltaico Comercial (Tier-1)

Potencia Nominal Pmp (Wp)

Tensión Máx. Potencia Vmp (V)

Corriente Máx. Potencia Imp (A)

Tensión Circuito Abierto Voc (V)

Corriente Cortocircuito Isc (A)

Eficiencia Módulo (%)

Coef. Térmico Tensión β_Voc (%/°C)

Coef. Térmico Potencia γ_Pmp (%/°C)

Temp. Célula NOCT (°C)

Pérdida Mismatch Ficha (%)

Largo (mm)

Ancho (mm)

Cantidad Total de Módulos Solares Recomendado en Paso 1: 8 módulos

Geometría & Pérdidas PVGIS

Inclinación, acimut solar y rendimiento del sistema

Inclinación de Cubierta (Tilt 0°–90°)

°

Orientación / Azimuth (0°=Sur, -90°=Este, 90°=Oeste)

°

Pérdidas Globales del Sistema (%)

%

Eficiencia Geométrica 100.0% respecto al óptimo Sur Puro (0°) • Inclinación 34°

PASO 3 • CONVERSIÓN DC/AC

Inversor y Strings por MPPT

✅ ARQUITECTURA DC/AC COMPATIBLE

1. Tensión en Frío (-10°C) CUMPLE

273.0 / 600 V

Condición: Voc(T_mín) < Vmax_inv

2. Ventana MPPT DENTRO

176–233 V

Rango MPPT: 90 – 560 V

3. Corriente Entrada MPPT SEGURO

13.8 / 18.0 A

Imp: 13.0 A ≤ Imax_mppt

4. Ratio DC / AC ÓPTIMO

112 % (1.12)

Rango óptimo: 100% – 130%

Pérdidas de Conversión del Inversor (DC → AC) Eficiencia nominal ponderada: 98.4%

-1.6% (-95 kWh/año)

Inversor de Conexión

Modelo Comercial (Huawei / Fronius / Sungrow)

Potencia Nominal AC (kW)

Sistema de Red AC

Tensión Máx. DC Vmax (V)

Tensión Arranque Vstart (V)

Ventana MPPT Mín. (V)

Ventana MPPT Máx. (V)

I_max Operativa / MPPT (A)

I_sc Máxima / MPPT (A)

Rendimiento Inversor (%)

Factor Potencia cos φ

Nº de Seguidores MPPT Activos:

Arquitectura de Ramas (Strings por MPPT)

Total en strings: 8 paneles (3.60 kWp)

Todos los seguidores MPPT operan dentro de los márgenes térmicos y dieléctricos UNE-HD 60364-7-712.

PASO 4 • CABLEADO REBT

Cableado y Verificación REBT

✅ CUMPLE REBT (ITC-BT-19 / 20 / 40)

Ib ≤ Iz • Δu ≤ 1.5%

Todos los tramos verifican simultáneamente el criterio térmico de intensidad admisible (UNE-HD 60364-5-52) y el límite de caída de tensión máxima.

Pérdidas Joule en Conductores (Efecto I²R según REBT) Línea DC: -0.6% | Línea AC: -0.4%

-1.0% (-58 kWh/año)

Designación: H1Z2Z2-K (XLPO 90 °C / 120 °C)

Parámetros del Tramo DC

Longitud Simple de Línea L (metros)

m

Material Conductor

Aislamiento / Designación

Sistema de Instalación (ITC-BT-19 / UNE-HD 60364-5-52)

T. Amb (°C)

Factor Ft

Nº Circuitos

Factor Fa

Sección Comercial Seleccionada S (mm²)

Criterio 1 • Térmico CUMPLE

Ib (1.25×In) ≤ Iz

17.3 / 54.0 A

Iz0: 54A × Ft: 1.00 × Fa: 1.00

Criterio 2 • Caída ΔV CUMPLE

Límite ITC-BT-40: ≤ 1.50%

0.64 %

ΔV = 1.48 V • γ = 44.0 m/Ω·mm²

Criterio 3 • Joule R · I²

Potencia Disipada

23.4 W

0.65% s/ potencia • R = 0.068 Ω

Síntesis Normativa de Conductores del Proyecto

Pérdida Total Cableado: 1.12%

Tramo	Cable / Método	Sección	Ib / Iz	ΔV (Δu%)	Joule	Dictamen REBT

Esquema Unifilar Simplificado en Tiempo Real

UNE-HD 60364-7-712 / ITC-BT-40

PASO 5 • BATERÍAS (OPCIONAL)

Baterías y Almacenamiento

¿Incluir sistema de baterías en el proyecto?

Almacena los excedentes solares diurnos para cubrir el consumo nocturno y maximizar la autarquía.

OFF

Sistema sin acumulación (Autoconsumo directo)

La energía generada por los paneles alimenta directamente tus consumos diurnos y los excedentes se gestionan según la modalidad RD 244/2019 del siguiente paso. Cobertura solar directa actual: 48%.

Autarquía Sin Batería

46 %

Solo autoconsumo instantáneo

Nueva Autarquía Con Batería

84 %

+38% de independencia solar

Energía Útil Almacenada

4.50 kWh útiles

Química LiFePO4 • 6.000 ciclos

Pérdidas por Ciclado de Batería (Round-Trip) Eficiencia de ciclo completo (BMS + Celdas): 95.0%

-5.0% (-45 kWh/año)

Especificaciones del Acumulador

Modelo de Batería Comercial

Capacidad Nominal (kWh)

Profundidad Descarga DoD (%)

Potencia Carga/Desc. (kW)

Eficiencia Round-Trip (%)

Tipo de Acoplamiento

Régimen Operativo

Despacho Horario 24h y Curva de Carga SoC (kWh)

Carga con excedentes solares al mediodía y descarga en punta nocturna

PASO 6 • FINANZAS Y LEGAL

Viabilidad Económica y Ahorro

Península • IVA 21%

Retorno (Payback)

5.8 años

CAPEX neto: 4.950 €

Valor Actual Neto (VAN)

+9.420 €

Descontado a 25 años

Rentabilidad (TIR)

16.4 %

LCOE: 0.048 €/kWh

Beneficio Acumulado 25a

18.650 €

Libre de OPEX e inversión

Modalidad Reglamentaria (RD 244/2019)

Acogimiento de Autoconsumo

Precio Excedentes (€/kWh)

Régimen Impositivo

Verificación Tope Mensual RD 244/2019

En compensación simplificada, el descuento mensual por excedentes no puede superar el coste de la energía consumida de red en ese mes.

Subvención Directa (€)

Bonif. IBI (€/año)

Años Bonif. IBI

Inversión Inicial (CAPEX) y Parámetros Financieros

Ratio Campo FV + Inv. (€/kWp base)

Ratio Almacenamiento (€/kWh base)

Inversión Total Llave en Mano con Impuestos (€)

OPEX Mant. (€/año)

Inflación Luz (%/año)

Tasa Descuento (%)

Base Imponible Equipos + Ingeniería:0 €

Impuestos Aplicables (IVA 21%):0 €

Ahorro Neto Año 1 (tras OPEX):0 €/año

PASO 7 • INFORME TÉCNICO

Resultados y Memoria Técnica A4

Proyecto: — | Titular: — | Ubicación: Madrid | Fecha: —

Potencia Pico

3.60 kWp

Producción Anual

5.904 kWh

Autoconsumo

54 %

Autarquía Solar

68 %

Ahorro Anual

740 €/año

Estado REBT

✅ CUMPLE

Balance y Auditoría de Pérdidas Energéticas

Desglose físico de pérdidas por subsistema desde la captación en STC hasta la entrega neta en AC (IEC 61724).

Performance Ratio: PR 83.2% • ÓPTIMO

1. Generación Teórica STC

6.450 kWh/año

Sin pérdidas térmicas ni ópticas

2. Pérdidas Eléctricas Totales

-1.079 kWh/año

-16.7% acumulado

3. Generación Neta Entregada

5.371 kWh/año

Energía útil en borne AC

4. Rendimiento Global (PR)

83.3 %

Índice IEC 61724 (Ref. >78%)

Subsistema	Origen Físico / Normativo	% Pérdida	Energía Disipada	Energía Remanente

Balance Energético Mensual (12 Meses)

Producción Solar PVGIS vs. Consumo Eléctrico vs. Excedentes (kWh)

Flujo de Caja Acumulado (Cashflow 25 Años)

Evolución patrimonial neta incluyendo inflación energética y reposición año 13 (€)

1. Resumen de Campo Solar, Inversor y Strings MPPT

2. Resumen de Almacenamiento, Marco Legal y Finanzas

3. Memoria Consolidada de Conductores y Cumplimiento REBT (ITC-BT-19 / 20 / 40)

UNE-HD 60364-5-52 & UNE-HD 60364-7-712

Tramo / Línea	Designación y Método	Long. (L)	Sección (S)	Criterio Térmico (Ib ≤ Iz)	Caída Tensión (ΔV / Δu%)	Pérdidas Joule	Dictamen

Showroom Solar

Identificación del Expediente Solar

1. Simulación PVGIS

2. Ingeniería DC/AC

3. REBT ITC-BT-19/20/40

4. Viabilidad & PDF A4

Consumo, Tarifas y Pre-Estimación PVGIS

Ubicación & Coordenadas PVGIS

Demanda Eléctrica & Perfil Horario

Estructura Tarifaria Eléctrica

Curva Horaria 24h: Demanda vs. Generación Solar PVGIS

Módulos Fotovoltaicos y Geometría

Especificación Técnica del Módulo Solar

Geometría & Pérdidas PVGIS

Inversor y Strings por MPPT

Inversor de Conexión

Arquitectura de Ramas (Strings por MPPT)

Cableado y Verificación REBT

✅ CUMPLE REBT (ITC-BT-19 / 20 / 40)

Parámetros del Tramo DC

Síntesis Normativa de Conductores del Proyecto

Esquema Unifilar Simplificado en Tiempo Real

Baterías y Almacenamiento

¿Incluir sistema de baterías en el proyecto?

Sistema sin acumulación (Autoconsumo directo)

Especificaciones del Acumulador

Despacho Horario 24h y Curva de Carga SoC (kWh)

Viabilidad Económica y Ahorro

Modalidad Reglamentaria (RD 244/2019)

Inversión Inicial (CAPEX) y Parámetros Financieros

Resultados y Memoria Técnica A4

Balance y Auditoría de Pérdidas Energéticas

Balance Energético Mensual (12 Meses)

Flujo de Caja Acumulado (Cashflow 25 Años)

1. Resumen de Campo Solar, Inversor y Strings MPPT

2. Resumen de Almacenamiento, Marco Legal y Finanzas

3. Memoria Consolidada de Conductores y Cumplimiento REBT (ITC-BT-19 / 20 / 40)

Portabilidad del Proyecto (.JSON)