ELECTRIFICACIÓN CON ENERGÍA
FOTOVOLTAICA PARA AUTOCONSUMO
DIFERENTES ALTERNATIVAS, VENTAJAS Y
DESVENTAJAS
ELECTRIFICATION WITH PHOTOVOLTAIC ENERGY FOR
SELF-CONSUMPTION: DIFFERENT ALTERNATIVES,
ADVANTAGES AND DISADVANTAGES
Lorenzo A. Enríquez García
Centro de Estudio de Energía y Refrigeración CEER, Cuba
Luis J. García Faure
Escuela Superior Politécnica del Chimborazo ESPOCH, Ecuador
Gustavo E. Fernández Salva
Centro Universitario de Guantánamo, Cuba
pág. 11112
DOI: https://doi.org/10.37811/cl_rcm.v9i5.19687
Electrificación con Energía Fotovoltaica para Autoconsumo Diferentes
Alternativas, Ventajas y Desventajas
Lorenzo A. Enríquez García1
lenriquez@espoch.edu.ec
https://orcid.org/0000-0003-1237-3915
Centro de Estudio de Energía y Refrigeración
CEER, Universidad de Oriente, Cuba
C.O.
Luis J. García Faure
lgarcia@uo.edu.cu
https://orcid.org/0000-0001-7300-8204
Facultad de Electromecánica, Escuela Superior
Politécnica del Chimborazo ESPOCH, Ecuador
Gustavo E. Fernández Salva
gfernandez@uo.edu.cu
https://orcid.org/0000-0001-7425-8571
Centro Universitario de Guantánamo, Cuba
RESUMEN
En los países que no poseen grandes recursos de fuentes renovables de energía (FRE) y que no son
productores de petróleo u otro combustible convencional, la energía solar fotovoltaica se presenta como
una alternativa viable. En Cuba se dispone de esta energía de forma casi invariable todos los días del
año con un alto poder energético que sobrepasa los 5 kWh/m2/d promedio al año a lo largo de todo el
país, sin embargo, esta se ha venido utilizando de forma discreta. El poco potencial de energías eólica
e hidroeléctrica unido a la dificultad para obtener combustibles fósiles desde el exterior y al creciente
deterioro que sufren las centrales térmicas, han alertado sobre la necesidad de modificar urgentemente
la matriz energética y la forma más segura de hacerlo es mediante el uso más intensivo de la energía
solar; dentro de la cual existen diferentes alternativas en dependencia del uso final de la energía y la
sostenibilidad que se desee lograr del proyecto. La electrificación fotovoltaica a partir de la energía del
sol puede significar un notable aporte en la matriz energética por el consumo individual e industrial de
electricidad que ello representa. En este trabajo se analizan diferentes alternativas que se pueden
presentar para satisfacer las necesidades de autoconsumo de electricidad mediante sistemas de
electrificación fotovoltaicos aislados o conectados a una red local o nacional para lo cual se ha elaborado
una herramienta que permite el dimensionado, análisis de rentabilidad y perfeccionado de los proyectos.
Palabras Claves: matriz energética, sistemas fotovoltaicos para autoconsumo, rentabilidad financiera
1
Autor principal
Correspondencia: lenriquez@espoch.edu.ec
pág. 11113
Electrification with Photovoltaic Energy for Self-Consumption: Different
Alternatives, Advantages and Disadvantages
ABSTRACT
In countries that do not have large resources of renewable energy sources, (RES) and that are not
producers of oil or other conventional fuel, photovoltaic solar energy is presented as a viable alternative.
In Cuba, solar energy is present almost invariably every day of the year with a high energy power that
exceeds the 5 kWh/m2/d average per year throughout the entire country, however, it has been used
discreetly. The low potential of wind and hydroelectric energy, together with the difficulty of obtaining
fossil fuels from abroad and the increasing deterioration suffered by thermal power plants, have warned
about the need to urgently modify the energy matrix and the safest way to do so is through the more
intensive use of solar energy; within which there are different alternatives depending on the final use of
energy and the sustainability that is desired to be achieved from the project. Photovoltaic electrification
from the sun's energy can make a notable contribution to the energy matrix due to the individual and
industrial consumption of electricity that it represents. This work analyzes different cases that can be
presented to satisfy the needs for self- consumption of electricity through isolated photovoltaic
electrification systems or connected to a local or national network.
Keywords: energy matrix, photovoltaic systems connected to the network, self-consumption of
electricity
Artículo recibido 19 julio 2025
Aceptado para publicación: 22 agosto 2025
pág. 11114
INTRODUCCION
Las primeras aplicaciones de la conversión fotovoltaicas estaban prácticamente limitadas a sistemas
aislados en los cuales resultaba muy difícil llegar con la red eléctrica regional o nacional; no existían
otros recursos renovables o combustibles fósiles. Los estudios de rentabilidad demuestran que a pesar
de la disminución del costo de los componentes y del aumento de la eficiencia de los paneles, inversores
y baterías, todavía estos proyectos en su mayoría resultan irrentables con costos del kWh producido muy
superiores a otros sistemas incluso al de los consumidores de combustibles fósiles.
La utilización de grandes parques fotovoltaicos conectados de forma permanente a una red local o
nacional ha venido a demostrar que los proyectos pueden ser rentables y el costo nivelado de la energía
$/kWh es mucho menor que el obtenido con combustibles fósiles convencionales; a pesar de ello, en los
últimos años con el aumento creciente del consumo social, comercial e industrial de energía eléctrica,
incentivado por la disminución de los costos de los principales componentes tales como paneles,
reguladores de voltaje e inversores y el dominio de la tecnología del proyecto, han surgido otras
alternativas que pueden contribuir a modificar la matriz energética a favor de las F.R.E. Dentro de estas
alternativas se encuentran las conocidas por “Electrificación Fotovoltaica para Autoconsumo”; de las
cuales existen dos variantes principales:
Electrificación fotovoltaica para autoconsumo sin inyección de energía a la red
• Sin respaldo por baterías
• Con respaldo parcial por baterías
Electrificación fotovoltaica para autoconsumo con conexión a la red
Las variantes (1) de autoconsumo sin inyección de energía a la red generalmente se utilizan para
consumo doméstico, pequeños comercios e industrias en los cuales se desea disminuir el consumo de
energía de la red a partir de la producción fotovoltaica; en ellos el inversor de CD/CA debe garantizar
la conversión de la energía prácticamente desde que sale el sol, la cual si no es suficiente para garantizar
la demanda es completada con energía proveniente de la red, pero debe ser capaz de impedir que se
produzca inyección de la energía fotovoltaica excedente a la red. En este tipo de proyectos, la potencia
a instalar se determina en función de la demanda de energía que se produce durante las horas de sol, por
lo que suele ser inferior al sistema conectado a red; el inversor debe tener la posibilidad de limitar la
pág. 11115
energía producida por los paneles; el inversor autoconsumo constituye una herramienta muy importante
para garantizar la eficiencia energética. La función principal de este dispositivo radica en monitorear de
forma continua el consumo energético de la vivienda. Esta información es utilizada para ajustar el punto
de operación de las placas solares para generar únicamente la energía requerida en ese momento preciso.
De esta manera, se evita la inyección de excedentes de energía a la red eléctrica.
Al sistema de electrificación autoconsumo aislado puede incorporarse un banco de baterías de respaldo
parcial que se carga con la energía fotovoltaica sobrante durante las horas de sol solo para poder
mantener en funcionamiento actividades imprescindibles. Más adelante, en la figura 3, que muestra las
curvas de demanda y producción fotovoltaica se podrá observar la parte correspondiente de energía que
no debe ser inyectada a la red o que puede utilizarse para cargar las baterías de respaldo.
En la variante (2) de autoconsumo con conexión a red de energía cuando la demanda supera la
generación fotovoltaica el déficit de energía es suministrado por la red y por el contrario, cuando hay
excedente de energía fotovoltaica esta es entregada a la red. Esto impone mayores exigencias al inversor
CD/CA, el cual debe garantizar que la energía que fluya hacia la red esté dentro de las normas
reguladoras de calidad exigidas (forma de onda, frecuencia, voltaje, filtrado, etc). Si se desea que no
haya diferencias entre demanda de energía y producción fotovoltaica, la potencia a instalar se determina
con el valor de la demanda diaria.
Aunque existen varios software profesionales que pueden utilizarse para los proyectos de electrificación
fotovoltaica, pero la mayoría de ellos adolecen de los problemas señalados en otros trabajos: 1) En la
mayoría de los casos estos software son propiedades de grandes empresas a las cuales debe pagarse altas
sumas de dinero por su utilización y renovación periódica, en otras ocasiones no son permitidas las
licencias a determinados países; algunos en ocasiones dan versiones anteriores para períodos cortos de
tiempo pero estas son muy limitadas; 2) muchas veces el software solicita información para el trabajo
de su algoritmo de cálculo que son precisamente las que el proyectista desea conocer p.e: número,
potencia y costo de los paneles y otros componentes.
Existe poco material didáctico sobre cálculos y proyectos para las alternativas abordadas en este trabajo,
por tanto, el objetivo general propuesto consiste en proponer procedimientos adecuados teniendo en
cuenta las invariantes del proyecto: Recurso solar y Demanda de energía para la determinación de los
pág. 11116
principales parámetros del dimensionado, la rentabilidad financiera y la sostenibilidad de los proyectos
de electrificación fotovoltaica de autoconsumo.
MATERIAL Y METODO
Se aplican métodos racionales de análisis basados en los principios y leyes de las ciencias técnicas y
económicas; se determinan partir de las invariantes del proyecto indicadas anteriormente los recursos
tecnológicos necesarios para que el proyecto pueda ser fiable, rentable y sostenible en el tiempo. Se
aplica en todos los casos:
• Balance de energía entre generación fotovoltaica y demanda de electricidad para determinar las
características de los componentes (número de paneles, características del inversor, voltajes de
trabajo, formas de conexión, etc.)
• Estudios económicos financieros para determinar la rentabilidad
• Estudios de sensibilidad para la optimización del proyecto
• Para los proyectos es necesario dominar los principios de transformación de la energía y
determinados conceptos como son: potencia pico de los paneles y horas equivalentes de 1000
W
• Se utiliza exclusivamente como herramienta auxiliar la hoja de cálculo de Excel y sus
complementos, eliminando así la necesidad de emplear softwares foráneos.
DESARROLLO
En la figura 1 se muestra la herramienta diseñada por los autores para los proyectos de cualquiera de las
variantes antes señaladas.
pág. 11117
Figura 1. Vista general de la herramienta diseñada para los proyectos de electrificación F.V. para
autoconsumo
En la parte izquierda de la hoja de cálculo se define primeramente en (1) la variante que se desea aplicar,
luego se introducen los datos necesarios para el dimensionado del problema: en (2) la radiación solar
total (HT) promedio diaria sobre superficie horizontal de 1 m2, en el lugar seleccionado para el proyecto;
esta información se puede obtener por diferentes vías como son; mediciones directas, laboratorios
meteorológicos cercanos, mapas solares, recopilación satelital y otros, pero debe ser lo más precisa
posible porque de ella depende mucho la fiabilidad de los resultados; en (3) se suministra la demanda
pág. 11118
diaria de energía en kWh/d; en los proyectos de electrificación para autoconsumo es conveniente que se
de la distribución horaria porque ello permite determinar la potencia máxima que debe tener el inversor,
la capacidad de almacenamiento de las baterías en caso de que se utilice esa variante y otras variables
del proyecto; Para los grandes proyectos de electrificación conectada a la red como los parques solares
donde el objetivo es satisfacer una cuota de energía, esta puede introducirse de forma global (diaria,
mensual o anual).
Para determinar la potencia de la instalación fotovoltaica es necesario primero determinar el número
óptimo de paneles, para lo cual los autores de este trabajo para evitan un proceso de aproximación
sucesiva, como ocurre con el software Homer [NREL, 2016] han desarrollado un algoritmo que permite
llegar a ese valor de forma racional; el fundamento es el siguiente:
• Con la curva de distribución horaria de la radiación solar (kW/m2) expresada en %, la cual debe
determinarse para cada región, aunque se ha comprobado que la variación es mínma para grandes
áreas dentro del mismo país se determina el % de energía solar que se convierte en fotovoltaica
cada hora. Es una curva de probabilidades casi simétrica respecto al eje de las 12:00 M. El área
debajo de esa curva expresa la energía F.V. producida durante el día solar (100%). En la figura 2
se muestra el patrón de distribución de la energía solar obtenido por los autores en el parque Solar
Santa Teresa en la provincia Guantánamo y verificado en otros sitios de las provincias orientales
en % de la radiación total para cada hora del día
• A partir de los conceptos de potencia pico del panel, y de horas equivalentes se determina la energía
total que teóricamente puede aportar un panal Para la potencia útil se utiliza la eficiencia del
inversor.
• Potencia pico del panel (Pp).- Es la potencia que el panel debe desarrollar cuando sobre él incide
en condiciones estándar una potencia solar equivalente a 1000 (W/m2). Para los paneles de buena
calidad, la potencia desarrollada por el mismo es proporcional a la potencia solar incidente.
• Horas equivalentes (Heq).- Son las horas que producirían la misma energía si la potencia solar
tuviera un valor constante de 1000 W/m2. Se obtiene simplemente dividiendo la radiación total
diaria entre 1000 W/m2. Dicha relación es numéricamente igual a la radiación total.
pág. 11119
• Debe existir una correspondencia entre la energía F.V. producida y la demanda, la cual es
dependiente de la variante seleccionada. Si el objetivo es el autoconsumo sin inyección a red, la
energía F.V. producida durante las horas de sol debe ser similar a la demanda durante ese horario,
no debe haber mucho excedente de energía producida pues ello se traduce en un número innecesario
de paneles; si por el contrario el proyecto es con inyección y consumo de la red, el balance de
energía se realiza para la igualdad entre la producción F.V. durante las horas de sol y la demanda
de todo el día. En este caso el número de paneles que se obtiene es mayor porque el exceso es
inyectado a la red y luego en las horas que no hay sol se toma la energía de la red.
Con estos elementos se plantean las ecuaciones que permiten llegar al número óptimo de paneles en
cada caso:
- Generación F.V. horaria (G.F.V.)
En la cual:
∑Ht(%)=1
Y la generación fotovoltaica diaria:
GFV (d) =
Para los sistemas sin respaldo por baterías
Figura 2. Patrón de distribución de la generación F.V. horaria para las provincias orientales.
(Obtenida por los autores en el parque solar Santa Teresa, Guantánamo, 2014)
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
0,00 3,00 6,00 9,00 12,00 15,00 18,00 21,00
P (%)
horas del día
Radiación solar diaria
pág. 11120
El número óptimo de paneles se determina despejando Np del balance de energía:
Demanda = )
(4)
Aquí hay que tener en cuenta la variante analizada:
• Si es para autoconsumo sin inyección a red, solo se toma la demanda durante las horas de sol,
preferentemente de 9:00 A.M a 16:00 P.M. con lo cual disminuye la energía desviada por el
inversor y es menor el número de paneles
• Si es para autoconsumo sin inyección a la red pero con baterías de respaldo, la energía para
cargar las baterías es el excedente entre la producción F.V. y la demanda en las horas de sol
consideradas anteriormente.
• Si es para autoconsumo con inyección a red, se toma la demanda total diaria con lo cual resulta
un mayor número de paneles.
El ejemplo de la figura 1 fue realizado para el caso de autoconsumo sin inyección a red, se observa que
las curvas de demanda y producción son muy próximas en el horario de sol. Si se adoptara la variante
con acumulación del exceso de energía en baterías, entonces la energía para cargar las baterías se
determina por la diferencia entre ambas curvas desde la salida hasta la puesta del sol.
Balance de energía
A la derecha de la hoja de cálculo se muestra la figura 3 con las curvas de demanda y producción F.V.
que permite el balance de energía para determinar la que se deja de comprar y la que se entrega para el
caso de sistemas conectados a la red; la que se pierde (limitada por el inversor) o la que se entrega a las
baterías en caso de los sistemas no conectados. Estas curvas se obtienen con los valores dados en las
columnas C y E de la hoja de cálculo; más a la derecha en la misma hoja de cálculo (ocultas) se realizan
las operaciones que llevan a los resultados mostrados.
pág. 11121
Figura 3. Curvas de demanda vs generación horaria del sistema de autoconsumo F.V. analizado
Costo capital del proyecto
Este es uno de los parámetros de entrada con los cuales el usuario presenta dificultad y tiene la tendencia
a entrar con datos imprecisos por no tener suficientes elementos para su determinación. En general los
softwares profesionales forman el costo capital con la suma de los valores discretos de los componentes
que el usuario suministra y si tiene que hacer alguna interpolación la hace de forma lineal.
Mediante la teoría de la estimación paramétrica del costo de los proyectos se demuestra que el costo no
se comporta de forma lineal [ISPA, 2008]. Dicha teoría, desarrollada desde la década de 1930 con el
objetivo de estimar el costo de los aviones tiene su fundamento en dos teorías básicas: La ley de las Seis
décimas (Six tenth Theory) [Hamaker, J. W, 2002] y la Teoría del Aprendizaje (The Learning Cost)
[Randall, P. E; White Sides, W. 2012]. Consiste en la estimación del costo a partir de parámetros
fundamentales que pueden ser técnicos, cualitativos o de otro tipo que mediante relaciones matemáticas
permiten determinar el costo capital total de los proyectos. Para el desarrollo de las relaciones
matemáticas de estimación es necesario una sólida base de datos con los parámetros definitorios y el
costo; tiene la ventaja, que al presentarse en forma de ecuación cualquier variación que se presente en
los parámetros se manifiesta de forma continua en el costo. Para las condiciones específicas de Cuba
han sido desarrolladas relaciones de estimación del costo para las centrales hidroeléctricas [García
Faure, 2005] y para los parques eólicos [García Enríquez; García Faure, 2016]
En la actualidad se encuentran en proceso de certificación de derechos de autores las ecuaciones
paramétricas del costo de las instalaciones fotovoltaicas.
Para los paneles se ha tenido en cuenta el número, potencia pico de los paneles y un coeficiente de
calidad (A, B y C); para los inversores la potencia máxima, si es con conexión a red o no porque de ello
pág. 11122
depende el grado de perfeccionamiento para garantizar la calidad de la energía servida (forma de onda,
frecuencia, filtrado, etc), esto da como resultado que los inversores conectados a red resulten más
costosos; para las baterías se tiene en cuenta el voltaje, la capacidad en amperes-hora, un coeficiente
según el tipo de batería (S-Pb, Li, Gel) y otro que considera el tiempo de vida relativo a las de S-Pb,
siendo para estas el coeficiente igual a la unidad. En general las baterías de S-Pb son más baratas para
la misma potencia pero requieren de mayor costo por operación y mantenimiento y tienen menor tiempo
de vida útil. A continuación se presentan las ecuaciones paramétricas desarrolladas por los autores:
Para los paneles incluyendo la estructura, el cableado y el montaje
Cpan=1330 . (Ppico/1000)0.78 . N0,86 . Ccalidad ($) © (5)
Para el inversor incluyendo los de protección, el cableado y la instalación eléctrica
Cinv =1011.4 . P 0.3882 ($) © (6)
Para las baterías incluyendo la instalación
Cbat =3,5 . (V . AH)0.7. N . Ccal ($) © (7)
En el costo de los componentes anteriores se incluyen los costos de preparación del montaje.
CASO DE ESTUDIO
La figura 1 ilustra el caso de estudio de un proyecto ejecutado para una pequeña empresa en la ciudad
de Guantánamo donde la radiación solar promedio diaria es de 5.06 kWh/m2/d ; la demanda diaria
obtenida del consumo promedio mensual de tres años fue de 20,8 kWh/d, se realizó la distribución de
la demanda horaria siguiendo un patrón típico para este tipo de proyectos, de forma que la suma de la
energía total consumida coincida con el valor promedio diario, el error que se puede cometer en esa
distribución puede afectar la magnitud y hora en que se produce el consumo máximo y con ello, la
potencia del inversor.
Variante 1: Autoconsumo sin conexión a red y sin baterías
En este caso debe alertarse al usuario que que es conveniente hacer un desplazamiento de la carga para
las horas de mayor radiación solar (9:00-15:00) de forma que se pueda lograr un proyecto más eficiente.
Teniendo en cuenta esto, después de fijada la potencia pico de los paneles FV que se van a utilizar se
determina la cantidad óptima de estos para la demanda de las horas de mayor radiación solar mediante
el criterio adoptado en la ecuación 3. El número óptimo de paneles para esta variante fue de 5 paneles.
pág. 11123
Ya con el número de paneles determinados y la potencia pico por panel se determina la potencia bruta
a instalar y con las horas equivalentes de radiación solar y los % de conversión de energía solar en
energía F-V tomados del patrón de radiación, figura 2, se determina la energía desarrollada cada hora
en ese período de tiempo y la desarrollada durante el día solar mediante la ecuación 1. Ambas curvas,
la de demanda y la de generación fotovoltaica en un mismo grafico permiten observar lo que está
ocurriendo y con sus valores tabulados en las columnas C y E de la hoja de cálculo realizar el balance
de energía.
En la parte derecha de la hoja de cálculo aparece primeramente el balance de energía; como se puede
observar para esta variante la demanda diaria fue de 20,80 kWh, la generación F.V. de 11,43 kW pero
de estos no pudieron ser utilizados 1,89 kWh, quiere decir que se dejaron de comprar a la red 9,44 kWh
de energía, es decir, aproximadamente el 45% de la demanda diaria, luego, el beneficio económico debe
determinarse en función de los costos capitales e inducidos del proyecto y la energía no comprada a la
red.
Variante 2: Sin inyección a red pero con baterías de respaldo
El análisis en esta segunda variante es el mismo, solo que la energía en exceso que supera la demanda
es utilizada para cargar las baterías de respaldo, para este caso fue de 1,89 kWh. Para el cálculo de las
baterías debe tenerse en cuenta la eficiencia de estas (90-95 %) y además la profundidad de carga
máxima que deben alcanzar (70-80 %) para evitar su rápido deterioro. En este caso se dejó de comprar
a la red 11,43 kWh, aproximadamente el 55 % de la demanda, para determinar la rentabilidad debe
tenerse en cuenta además el costo de las baterías.
Variante 3: Con conexión a red (compra y venta)
En esta variante se toma la demanda diaria total del día y la producción fotovoltaica correspondiente a
todas las horas de sol. Al aplicar el criterio dado en 2 para determinar el número de paneles arroja un
número mayor (10 paneles) para que la producción sea aproximadamente igual a la demanda diaria, el
resultado fue ligeramente superior (no existen paneles fraccionarios).
Después de realizado el balance de energía en (5) se introducen otras variables del proyecto para realizar
los cálculos de costo de los diferentes componentes mediante las leyes de estimación paramétrica del
costo vistas en 5, 6 y 7 y los de rentabilidad financiera del proyecto; dentro de estos se encuentran los
pág. 11124
% destinados a las tasas de descuento anual, el % del costo capital para operación y mantenimiento y el
% para el valor residual. En la tabla 1 se muestran los principales resultados obtenidos con la
información brindada para las tres variantes.
Tabla 1 Resultados de las tres variantes
VARIANTES
Parámetros analizados
Demanda (kWh/d)
Producc. F.V. (kWh/d)
Sin inyección
con batería
20,80
11,43
Con inyección a
red
20,80
22.86
Numero de paneles
Energía no comprado (kWh/d)
5
11,43
10
22,86
Almacenamiento en baterías
Energía excedente (kWh/d)
Ahorro por compra E. ($/a)
Costo capital total ($) 5
0,00
1,89
601,02
65598,96
1,89
0,00
917,83
6197,13
0,00
2,06
2001,08
9204,53
Valor Actual Neto ($ ahorrados)
Costo mínimo de la energía ($/kWh)
12100,00
0,15
17995,00
0,15
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
De la tabla anterior se observan muchos resultados importantes. Del balance de energía se observa como
era de esperar, que el sistema conectado a red requiere un mayor número de paneles, en este caso el
doble que los otros dos sistemas, pero produce también aproximadamente el doble de la energía, el costo
capital del proyecto es significativamente menor y el ahorro que representa la energía no comprada a la
red a un precio mínimo de 0.15 $/kWh en superior al doble del ahorro de las otras variantes. Finalmente
se hace un estudio financiero para de las tres variantes a partir del Valor actual neto [Retama Alvarez,
J.C. 2007] y el costo nivelado de la energía durante el ciclo de vida del proyecto [GmbH. Electronic
Book, S/F]; [Blank, L, Tarking, Y.A, 2002].
CONCLUSIONES
Se ha podido observar, que mediante la utilización de las hojas de cálculo de Excel es posible realizar
proyectos con FRE de gran complejidad; para ello es necesario que el proyectista domine los principios
básicos de la transformación de cada tipo de energía disponible y de la información lo más precisa
posible del recurso energético, la demanda de energía y los medios disponibles para su transformación.
pág. 11125
Se tomó como caso de estudio el proyecto de electrificación con energía fotovoltaica de una pequeña
empresa en la provincia de Guantánamo con el objetivo de analizar las diferentes alternativas que se
pueden presentar. Con los resultados obtenidos el proyectista puede tomar la decisión correcta sobre la
variante a utilizar.
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
NREL, Homer Optimizer Programa informático para la optimización de recursos energéticos múltiples.
NREL Estados Unidos de América 2016.
RETScreen International. Natural Resources Canada, 1615 Lionel-Boulet Blvd, Varennes, QC J3X 1P7,
CANADA, 2019
NASA. Earth Climate Data Online. Nasa.gov. U.S.A. 1986-2024
https://www.nasa.ncel.noaa.gov
SENA. Modelo Matemático para estimación de la radiación solar incidente. Revista de FRE. SENA.
Colombia, 2018.
https://www.revistas.sena edu.co
Streeter, Victor L; Wylie, E. Benjamín; Bedford, Keith W. Mecánica de Fluidos, 9na Edic. Mc Graw
Hill. Bogotá, Colombia, 2000 p.275-277. ISBN: 958-600-987-4.
http://es.scribd.com/document/255132603/Mecanica-de-Fluidos-9na-Streeter
Sulcy De Souza. Centrales Hidroeléctricas 3raEdic. (en portugués). Ediciones Edgard Blumer, Rio de
Janeiro, Brasil, 2017 National Aeronautic and Space
Administration. Cost Estimating Handbook. V-4. Update of 2008 edition, 60p. NASA. USA Febrary-
2015
International Society of Parametric Analysis. Parametric Estimating Handbook, ISPA/SCEA, Fourth
Edition, Vienna:, 237p, 2008. ISBN:0-9720204-7-0
http://www.galorath.com/images/uploads/ISPA_PEH_4th_ed_Final.pdf
Hamaker, J. W. The History of NASA Cost Estimating. NASA Cost Estimating Web Site, 2002.
Disponible en:
http://www.nasa.gov/sites/
pág. 11126
Randall, P. E; White Sides, W. Process Equipment Cost Estimating by Ratio and Proportion. PDH
Course G127 Copyright © 2012
https://www.pdhonline.com/courses/g127/g127content.pdf
Enríquez G. Lorenzo, García F. Luis, Oro O. Celestino. Algorithm for The Techno-Economic
Optimization Applied in Projects Of Wind Parks Of Latin America. IOSR Journal of
Mechanical and Civil Engineering (IOSR-JMCE) e-ISSN: 2278-1684, p-ISSN: 2320-334X,
Volume 13, Issue 4 Ver. VI (Jul. - Aug. 2016), PP 60-65.
Apgar Henry. The Legacy of Parametric Estimating (CV01). International Cost Estimating and
Analyzing Association. Professional Development & Training Workshop. Tampa, Florida,
U.S.A. May 14-18, 2019.
www.iceaaonline.com
Retama Álvarez, Julio Cesar. Integración del Valor Presente Neto, la Simulación y las Opciones Reales
en el Desarrollo Estratégico de la Evaluación de Proyectos. Universidad Nacional Autónoma
De México. Programa De Maestría Y Doctorado en Ingeniería. Facultad De Ingeniería. México,
DF, 2007
https://www.slideshare.net/VictorGuerreroDiaz/retanalvarez
Electronic BOOK. Levelized Cost of Energy. VGB Power Tech Service GmbH Verlag technisch-
wissenschaftlicher Schriften . ISBN: 978-3-86875-876-4 P.O. box 103932, 45039 Essen,
Germany, 2015
Blank, L; Tarquin, Y. A. Ingeniería Económica. 6ta Edic. Mc Graw Hill, Bogotá, Colombia, 2002, 885p,
ISBN: 970-10-5608-6