Proyecto realizado por el alumno: Carlos Reina Lebrón Fdo: Fecha
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Proyecto realizado por el alumno: Carlos Reina Lebrón Fdo: Fecha: Autorizada la entrega del proyecto cuya información no es de carácter confidencial LOS DIRECTORES DEL PROYECTO Dr. Pablo Frías Marín Fdo: Fecha: Dr. Rafael Cossent Arín Fdo: Fecha: VºBº del Coordinador de Proyectos Dr. Fernando de Cuadra García Fdo: Fecha: UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL RESUMEN IMPACTO DE DIFERENTES MECANISMOS DE RETRIBUCIÓN PARA LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA. Autor: Reina Lebrón, Carlos. Directores: Frías Marín, Pablo. Cossent Arín, Rafael. Entidad colaboradora: ICAI - Universidad Pontificia de Comillas. RESUMEN DEL PROYECTO Desde que la energía fotovoltaica se empezó a desarrollar como una forma de generación de energía eléctrica renovable, las instituciones públicas han apoyado económicamente a quienes se decidían por invertir, debido a la fuerte inversión necesaria para construir una instalación o parque fotovoltaico. De este modo, la inversión era segura ya que, aunque no aseguraba beneficios inmediatos, aseguraba beneficios, de modo que una gran cantidad de personas se decantaron por invertir en este ámbito. Pero la actual situación económica ha llevado a que se reduzcan, e incluso se anulen por completo, muchas de las ayudas de los gobiernos e instituciones, produciendo un notable descenso de nuevas instalaciones fotovoltaicas. La decisión acerca de la instalación de plantas fotovoltaicas, así como su consiguiente impacto sobre las redes de distribución depende en gran medida del marco retributivo definido en la regulación del sector. El objetivo del proyecto es evaluar cuantitativamente cómo la definición de diferentes esquemas retributivos puede afectar en las decisiones de inversión para instalaciones fotovoltaicas. Además, se evalúa el impacto económico para los inversores en todos los escenarios estudiados, con el objetivo de determinar ventajas y desventajas de cada uno de ellos y ver si serían sostenibles a medio y largo plazo por la sociedad para tender a un sistema distribuido de producción de energía. Para ello, se han dispuesto cuatro tipos de consumidores con diferentes perfiles de consumo. Estos son: vivienda unifamiliar, edificio de viviendas, hotel y hospital. Posteriormente, UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL RESUMEN se ha analizado el impacto de cada uno de ellos según diferentes marcos retributivos: Feed-In-Tariff (FIT), Autoconsumo, “mixto” (definido como una combinación de FIT y Autoconsumo) y Balance Neto con diferentes tiempos de balance. Para cada tipo de marco retributivo, existen diferentes tarifas en función de los conceptos existentes en cada una de ellas. Las tarifas que se ha tenido en cuenta son: kW instalados + kWh consumidos, sólo kWh consumidos, kW instalados + kWh consumidos + Peaje de Respaldo y kW instalados + kWh consumidos con Discriminación Horaria. Todos esto hace que el proyecto analice un total de 112 escenarios. Partiendo del consumo y la producción horaria para el año 2012 de cada uno de los consumos y calculando los costes de inversión necesarios en cada caso para la instalación de los paneles fotovoltaicos (células fotovoltaicas, inversores, material, obra civil y costes administrativos), se ha realizado el estudio según los 112 escenarios en una hoja de cálculo Excel, considerando todos los parámetros que influyen en cada caso. Por último, se ha hecho un estudio para determinar la sensibilidad de los resultados según el tamaño de la instalación fotovoltaica y el coste de dicha instalación. La conclusión general que se obtiene de este proyecto es que beneficia a todos los perfiles de consumo es el balance neto, siempre que en la facturación haya discriminación horaria, independientemente del periodo de balance (diario, mensual, semestral o anual). Esto sucede porque las horas en las que el precio de la energía es mayor coinciden con el periodo del día en que hay una mayor producción por parte de la instalación fotovoltaica. De este modo, cuando más se usa la energía de la red es en franjas horarias en que los precios no son tan elevados. A continuación, se muestra en un gráfico el Valor Actual Neto (VAN) de la inversión en función de la potencia fotovoltaica instalada en cada caso, en tanto por ciento respecto a la potencia total contratada por el consumo. Se observa que tiene valores positivos, aunque el óptimo depende del tipo de consumo. UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL RESUMEN Tendencia del VAN para el Balance Neto con Discriminación horaria para todos los consumos. En cuanto a la potencia fotovoltaica a instalar, se ha demostrado que no por instalar más potencia es más rentable, sino que cada perfil de consumo tiene su óptimo económico. Un adecuado marco retributivo junto con la disminución de los precios y la mejora de la tecnología que se prevé a futuro hacen que la energía fotovoltaica se posicione como firme candidata en el camino a la generación distribuida y en la disminución de la emisión de CO 2 a la atmósfera. UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL RESUMEN IMPACT OF DIFFERENT COMPENSATION MECHANISMS FOR SOLAR PHOTOVOLTAIC. Author: Reina Lebrón, Carlos. Directors: Frías Marín, Pablo. Cossent Arín, Rafael. Entity colaborator: ICAI - Universidad Pontificia de Comillas. PROJECT SUMMARY Over the last years, electricity production from PV, similarly to other renewable technologies, has been financially supported by public institutions due to the heavy investments needed to build a solar PV plant. This provided invertors with the safety required to invest in such a developing technology. Even though these support payments did not ensure immediate benefits, profitability was ensured. Hence, a lot of people decided to invest in this area. However, the current economic situation has led a reduction, or even completely disappearance, of this financial support from many governments and public institutions, producing a significant drop in new photovoltaic installations. The decision on the installation of photovoltaic systems and theirs consequent impacts on the distribution networks depend heavily on the remuneration system defined in the regulation of the sector. The objective of this project is to evaluate quantitatively how different remuneration systems can affect investment decisions for photovoltaic systems. Additionally, the economic impact for investors in all studied cases is evaluated in order to determine the advantages and disadvantages of each of them and to evaluate whether they would be sustainable in the medium and long term by the society to build a distributed power generation system. For this purpose, four types of consumers with different consumption profiles have been defined: single family home, apartment building, hotel and hospital. Next, the project analyzed the impact on each of them of different remuneration systems: feed-in-tariff (FIT), self-consumption, "mix" (defined as a combination of FIT and self-consumption) and net metering with different periods of balance. For each type of compensation system, the following UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL RESUMEN different tariff designs have been studied: kW installed + kWh consumed, only kWh consumed, kW installed + kWh consumed + “back-up rate”, kW installed and kWh consumed with time-of-use discrimination. All in all, a total of 112 scenarios have been analyzed. Using as input data actual consumption and production profiles for the year 2012 and estimations of the investment costs required in each case for the photovoltaic panel’s installation (solar cells, inverters, materials, civil engineering and administrative costs) the study has been made for these 112 scenarios in an Excel spreadsheet, considering all the parameters affecting each case. Finally, a sensitivity analysis of the results to the size and costs of the PV system was carried out. The main conclusion obtained from this project is that the net metering benefits all types of consumers, regardless of the balance period (daily, monthly, semi-annual or annual). This happens because with higher electricity prices coincide with those with a higher production from the PV system. Therefore, consumers usually withdraw electricity from the main grid when the price is lower. The following graph shows the Net Present Value (NPV) of the investment based on photovoltaic power installed in each case as a percentage relative to the total contracted power. It has positive values for all the different consumption profiles, but the optimal value is different in each of them. UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL RESUMEN NPV trend for Net Metering with Hourly Discrimination for all consumers. Regarding the photovoltaic power to install, it has been shown that each consumer has his economic optimum that depends on his consumption profile: i.e. installing more PV capacity does not necessarily mean higher profits. A suitable remuneration system along with lower prices and improved technology as expected in the future may allow, photovoltaic energy to position itself as a strong candidate on the road to distributed generation and the reduction of CO 2 emissions to the atmosphere. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) IMPACTO DE DIFERENTES MECANISMOS DE RETRIBUCIÓN PARA LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA Autor: Carlos Reina Lebrón. Director: Pablo Frías Marín y Rafael Cossent Arín. Madrid Mayo 2014 AUTORIZACIÓN PARA LA DIGITALIZACIÓN, DEPÓSITO Y DIVULGACIÓN EN ACCESO ABIERTO (RESTRINGIDO) DE DOCUMENTACIÓN 1º. Declaración de la autoría y acreditación de la misma. El autor D. _CARLOS REINA LEBRÓN_, como _ALUMNO_ de la UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS (COMILLAS), DECLARA que es el titular de los derechos de propiedad intelectual, objeto de la presente cesión, en relación con la obra _PROYECTO FIN DE CARRERA - IMPACTO DE DIFERENTES MECANISMOS DE RETRIBUCIÓN PARA LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA _ 1, que ésta es una obra original, y que ostenta la condición de autor en el sentido que otorga la Ley de Propiedad Intelectual como titular único o cotitular de la obra. En caso de ser cotitular, el autor (firmante) declara asimismo que cuenta con el consentimiento de los restantes titulares para hacer la presente cesión. En caso de previa cesión a terceros de derechos de explotación de la obra, el autor declara que tiene la oportuna autorización de dichos titulares de derechos a los fines de esta cesión o bien que retiene la facultad de ceder estos derechos en la forma prevista en la presente cesión y así lo acredita. 2º. Objeto y fines de la cesión. Con el fin de dar la máxima difusión a la obra citada a través del Repositorio institucional de la Universidad y hacer posible su utilización de forma libre y gratuita ( con las limitaciones que más adelante se detallan) por todos los usuarios del repositorio y del portal e-ciencia, el autor CEDE a la Universidad Pontificia Comillas de forma gratuita y no exclusiva, por el máximo plazo legal y con ámbito universal, los derechos de digitalización, de archivo, de reproducción, de distribución, de comunicación pública, incluido el derecho de puesta a disposición electrónica, tal y como se describen en la Ley de Propiedad Intelectual. El derecho de transformación se cede a los únicos efectos de lo dispuesto en la letra (a) del apartado siguiente. 3º. Condiciones de la cesión. Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión de derechos contemplada en esta licencia, el repositorio institucional podrá: 1 Especificar si es una tesis doctoral, proyecto fin de carrera, proyecto fin de Máster o cualquier otro trabajo que deba ser objeto de evaluación académica 1 (a) Transformarla para adaptarla a cualquier tecnología susceptible de incorporarla a internet; realizar adaptaciones para hacer posible la utilización de la obra en formatos electrónicos, así como incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e incorporar “marcas de agua” o cualquier otro sistema de seguridad o de protección. (b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos electrónica, incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los efectos de garantizar su seguridad, conservación y preservar el formato. . (c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo abierto institucional, accesible de modo libre y gratuito a través de internet. 2 (d) Distribuir copias electrónicas de la obra a los usuarios en un soporte digital. 3 4º. Derechos del autor. El autor, en tanto que titular de una obra que cede con carácter no exclusivo a la Universidad por medio de su registro en el Repositorio Institucional tiene derecho a: a) A que la Universidad identifique claramente su nombre como el autor o propietario de los derechos del documento. b) Comunicar y dar publicidad a la obra en la versión que ceda y en otras posteriores a través de cualquier medio. c) Solicitar la retirada de la obra del repositorio por causa justificada. A tal fin deberá ponerse en contacto con el vicerrector/a de investigación ([email protected]). d) Autorizar expresamente a COMILLAS para, en su caso, realizar los trámites necesarios para la obtención del ISBN. 2 En el supuesto de que el autor opte por el acceso restringido, este apartado quedaría redactado en los siguientes términos: (c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo institucional, accesible de modo restringido, en los términos previstos en el Reglamento del Repositorio Institucional 3 En el supuesto de que el autor opte por el acceso restringido, este apartado quedaría eliminado. 2 d) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular terceras personas en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a los derechos de propiedad intelectual sobre ella. 5º. Deberes del autor. El autor se compromete a: a) Garantizar que el compromiso que adquiere mediante el presente escrito no infringe ningún derecho de terceros, ya sean de propiedad industrial, intelectual o cualquier otro. b) Garantizar que el contenido de las obras no atenta contra los derechos al honor, a la intimidad y a la imagen de terceros. c) Asumir toda reclamación o responsabilidad, incluyendo las indemnizaciones por daños, que pudieran ejercitarse contra la Universidad por terceros que vieran infringidos sus derechos e intereses a causa de la cesión. d) Asumir la responsabilidad en el caso de que las instituciones fueran condenadas por infracción de derechos derivada de las obras objeto de la cesión. 6º. Fines y funcionamiento del Repositorio Institucional. La obra se pondrá a disposición de los usuarios para que hagan de ella un uso justo y respetuoso con los derechos del autor, según lo permitido por la legislación aplicable, y con fines de estudio, investigación, o cualquier otro fin lícito. Con dicha finalidad, la Universidad asume los siguientes deberes y se reserva las siguientes facultades: a) Deberes del repositorio Institucional: - La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no garantiza ni asume responsabilidad alguna por otras formas en que los usuarios hagan un uso posterior de las obras no conforme con la legislación vigente. El uso posterior, más allá de la copia privada, requerirá que se cite la fuente y se reconozca la autoría, que no se obtenga beneficio comercial, y que no se realicen obras derivadas. - La Universidad no revisará el contenido de las obras, que en todo caso permanecerá bajo la responsabilidad exclusiva del autor y no estará obligada a ejercitar acciones legales en nombre del autor en el supuesto de infracciones a derechos de propiedad intelectual derivados del depósito y archivo de las obras. El autor renuncia a cualquier reclamación frente a la Universidad por las formas no ajustadas a la legislación vigente en que los usuarios hagan uso de las obras. - La Universidad adoptará las medidas necesarias para la preservación de la obra en un futuro. 3 b) Derechos que se reserva el Repositorio institucional respecto de las obras en él registradas: - retirar la obra, previa notificación al autor, en supuestos suficientemente justificados, o en caso de reclamaciones de terceros. Madrid, a ……….. de …………………………... de ………. ACEPTA Fdo…………………………………………………………… 4 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL ÍNDICE DE FIGURAS Índice de la memoria Capítulo 1 Introducción .................................................................. 2 1.1 Objetivos ..................................................................................................... 10 Capítulo 2 Planteamiento del problema ........................................ 12 Capítulo 3 Escenarios ................................................................... 16 3.1 FIT (Feed-In-Tariff): .................................................................................. 16 3.2 Autoconsumo: ............................................................................................. 18 3.3 Balance Neto: .............................................................................................. 20 3.4 Conclusiones ............................................................................................... 22 Capítulo 4 Metodología ................................................................. 25 4.1 Modelo de estudio ....................................................................................... 25 4.2 Desarrollo de los perfiles de consumo ........................................................ 31 Capítulo 5 Costes de la inversión .................................................. 43 5.1 Definición de los costes de inversión .......................................................... 43 5.2 Instalación de 5 kWp ................................................................................... 46 5.3 Instalación de 10 kWp ................................................................................. 48 5.4 Instalación de 50 kWp ................................................................................. 50 5.5 Instalación de 100 kWp ............................................................................... 52 5.6 Instalación de 190 kWp ............................................................................... 54 5.7 Instalación de 3250 kWp ............................................................................. 56 5.7.1 Para 3000 kWp......................................................................................................... 56 5.7.2 Para 250 kWp........................................................................................................... 57 5.8 Instalación de 5400 kWp ............................................................................. 59 5.8.1 Para 4000 kWp......................................................................................................... 59 5.8.2 Para 1400 kWp......................................................................................................... 60 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL ÍNDICE DE FIGURAS Capítulo 6 Resultados ................................................................... 63 6.1 Descripción de los casos.............................................................................. 63 6.2 Tarifa kW + kWh ....................................................................................... 66 6.3 Tarifa sólo kWh .......................................................................................... 66 6.4 Tarifa kW + kWh + DH ............................................................................. 66 6.5 Tarifa kW + kWh + PR .............................................................................. 67 6.6 Resultados para los diferentes tipos de consumo ....................................... 67 6.6.1 Vivienda unifamiliar ................................................................................................ 68 6.6.2 Edificio de viviendas ............................................................................................... 76 6.6.3 Hotel ....................................................................................................................... 83 6.6.4 Hospital ................................................................................................................... 89 6.7 Sensibilidad al tamaño de la instalación fotovoltaica ................................ 97 6.7.1 Vivienda unifamiliar ................................................................................................ 99 6.7.2 Edificio de viviendas ............................................................................................. 102 6.7.3 Hotel ..................................................................................................................... 104 6.7.4 Hospital ................................................................................................................. 106 6.8 Sensibilidad a los costes de inversión ....................................................... 108 Capítulo 7 Conclusiones ............................................................. 112 7.1 Vivienda unifamiliar ................................................................................ 112 7.2 Edificio de viviendas ................................................................................. 112 7.3 Hotel.......................................................................................................... 113 7.4 Hospital ..................................................................................................... 113 7.5 Concusiones generales .............................................................................. 114 Bibliografía 116 Anexos 118 Costes de paneles e inversores .............................................................................. 118 Panel .............................................................................................................................. 118 Inversores ...................................................................................................................... 119 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL ÍNDICE DE FIGURAS Datos técnicos de paneles e inversores .................................................................. 119 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL ÍNDICE DE FIGURAS Índice de figuras Figura 1. Ejemplo de instalación FV aislada de la red. [Fuente: LILL11] ..............3 Figura 2. Ejemplo de instalación FV conectada a la red. [Fuente: LILL11] ...........3 Figura 3. Evolución del precio de célula de silicio cristalino ($/Wp). [Fuente: Bloomberg New Energy Finance] ....................................................................4 Figura 4. Evolución del rendimiento (%) de la célula de silicio cristalino. [Fuente: BALE07] .............................................................................................................5 Figura 5. Evolución de potencia FV instalada. ......................................................6 Figura 6. Suma anual de la radiación (kWh/m2). [Fuente: IET (Institute for Energy and Transport)].....................................................................................................7 Figura 7. Mapa de radiación solar. [Fuente: IET (Institute for Energy and Transport)] ...........................................................................................................8 Figura 8. Esquema de medida para autoconsumo. ............................................... 18 Figura 9. Esquemas de medida para balance neto. .............................................. 20 Figura 10. Curvas de consumo de diferentes perfiles. ......................................... 25 Figura 11. Curva de generación. ......................................................................... 26 Figura 12. Ejemplo de instalación fotovoltaica en vivienda unifamiliar. ............. 31 Figura 13. Ejemplo de instalación fotovoltaica en edificio de viviendas. ............. 32 Figura 14 . Ejemplo de instalación fotovoltaica en hotel. .................................... 32 Figura 15. Curvas vivienda unifamiliar en día laboral de invierno. ..................... 33 Figura 16. Aplicación en vivienda unifamiliar de Balance Neto diario en invierno. ........................................................................................................................... 34 Figura 17. Aplicación en vivienda unifamiliar de Balance Neto semanal en invierno. ............................................................................................................. 34 Figura 18. Aplicación en vivienda unifamiliar de Balance Neto diario en verano. ........................................................................................................................... 35 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL ÍNDICE DE FIGURAS Figura 19. Aplicación en vivienda unifamiliar de Balance Neto semanal en verano. ............................................................................................................... 35 Figura 20. Curvas hospital en día laboral de invierno.......................................... 36 Figura 21. Curvas hospital en día laboral de verano. ........................................... 37 Figura 22. Curvas hospital en día no laboral de verano. ...................................... 38 Figura 23. Curvas hospital en semana de verano. ................................................ 38 Figura 24. Curvas edificio de viviendas en día laboral de invierno. ..................... 39 Figura 25. Curvas edificio de viviendas en día laboral de verano. ....................... 40 Figura 26. Curvas hotel en día laboral de invierno. ............................................. 40 Figura 27. Curvas hotel en día laboral de verano. ............................................... 41 Figura 28. Esquema de representación de los casos estudiados. .......................... 65 Figura 29. Gráfico de barras del VAN de vivienda unifamiliar con 50% de FV. . 70 Figura 30. Gráfico de barras para la TIR de vivienda unifamiliar con 50% FV. .. 72 Figura 31. Gráfico de barras del VAN de vivienda unifamiliar con FV real. ....... 73 Figura 32. Gráfico de barras para la TIR de vivienda unifamiliar con FV real. .... 74 Figura 33. Curvas edificio de viviendas con 50 kW de potencia FV instalada. .... 77 Figura 34. Gráfico de barras del VAN de edificio de viviendas con 50% de FV. . 78 Figura 35. Gráfico de barras para la TIR de edificio de viviendas con 50% FV. .. 79 Figura 36. Gráfico de barras del VAN de edificio de viviendas con FV real........ 80 Figura 37. Gráfico de barras para la TIR de edificio de viviendas con FV real. ... 82 Figura 38. Gráfico de barras del VAN de hotel con 50% de FV. ......................... 85 Figura 39. Gráfico de barras para la TIR de hotel con 50% FV. .......................... 86 Figura 40. Gráfico de barras del VAN de hotel con FV real. ............................... 87 Figura 41. Gráfico de barras para la TIR de hotel con FV real. ........................... 88 Figura 42. Gráfico de barras del VAN de hospital con 50% de FV (I). ................ 90 Figura 43. Gráfico de barras del VAN de hospital con 50% de FV (II). .............. 92 Figura 44. Gráfico de barras para la TIR de hospital con 50% FV....................... 93 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL ÍNDICE DE FIGURAS Figura 45. Gráfico de barras del VAN de hospital con FV real (I)....................... 94 Figura 46. Gráfico de barras del VAN de hospital con FV real (II). .................... 95 Figura 47. Gráfico de barras para la TIR de hospital con FV real. ....................... 96 Figura 48. Sensibilidad al tamaño de la instalación fotovoltaica para la vivienda unifamiliar.......................................................................................................... 99 Figura 49. Sensibilidad al tamaño de la instalación fotovoltaica para el edificio de viviendas. ......................................................................................................... 102 Figura 50. Sensibilidad al tamañode la instalación fotovoltaica para el hotel..... 104 Figura 51. Sensibilidad al tamaño de la instalación fotovoltaica para el hospital. ......................................................................................................................... 106 Figura 52. Sensibilidad al coste de la inversión respecto al tamaño de la instalación fotovoltaica para la vivienda. .......................................................... 110 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL ÍNDICE DE TABLAS Índice de tablas Tabla 1: Potencia FV total instalada (MW). [Fuente: EPIA12] .............................6 Tabla 2: Parámetros modificables dentro de la hoja Excel. ................................. 28 Tabla 3: Datos reales de las instalaciones. .......................................................... 28 Tabla 4: Resultado con los datos reales de las instalaciones. ............................... 29 Tabla 5: Resultado si no hubiese FV. .................................................................. 29 Tabla 6: Comparación CON – SIN fotovoltaica. ................................................. 30 Tabla 7: Costes de obra civil para todos los casos. .............................................. 45 Tabla 8: Otros gastos para todos los casos según la potencia instalada. [pvgrid.eu] ........................................................................................................................... 45 Tabla 9: Costes de generador fotovoltaico para 5kWp [Fuente y características en Anexo]. .............................................................................................................. 46 Tabla 10: Costes de material eléctrico para 5kWp............................................... 46 Tabla 11: Presupuesto total para 5kWp. .............................................................. 46 Tabla 12: Costes de generador fotovoltaico para 10 kWp [Fuente y características en Anexo]........................................................................................................... 48 Tabla 13: Costes de material eléctrico para 10kWp............................................. 48 Tabla 14: Presupuesto total para 10kWp. ............................................................ 48 Tabla 15: Costes de generador fotovoltaico para 50kWp [Fuente y características en Anexo]........................................................................................................... 50 Tabla 16: Costes de material eléctrico para 50kWp............................................. 50 Tabla 17: Presupuesto total para 50kWp. ............................................................ 50 Tabla 18: Costes de generador fotovoltaico para 100kWp [Fuente y características en Anexo]........................................................................................................... 52 Tabla 19: Costes de material eléctrico para 100kWp. .......................................... 52 Tabla 20: Presupuesto total para 100kWp. .......................................................... 52 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL ÍNDICE DE TABLAS Tabla 21: Costes de generador fotovoltaico para 190kWp [Fuente y características en Anexo]........................................................................................................... 54 Tabla 22: Costes de material eléctrico para 190 kWp. ......................................... 54 Tabla 23: Presupuesto total para 190kWp. .......................................................... 54 Tabla 24: Costes de generador fotovoltaico para 3000kWp [Fuente y características en Anexo]. ................................................................................... 56 Tabla 25: Costes de material eléctrico para 3000kWp. ........................................ 56 Tabla 26: Costes de generador fotovoltaico para 250kWp [Fuente y características en Anexo]........................................................................................................... 57 Tabla 27: Costes de material eléctrico para 250kWp. .......................................... 57 Tabla 28: Presupuesto total para 3250kWp. ........................................................ 57 Tabla 29: Costes de generador fotovoltaico para 4000kWp [Fuente y características en Anexo]. ................................................................................... 59 Tabla 30: Costes de material eléctrico para 4000kWp. ........................................ 59 Tabla 31: Costes de generador fotovoltaico para 1400kWp. ................................ 60 Tabla 32: Costes de material eléctrico para 1400kWp. ........................................ 60 Tabla 33: Presupuesto total para 5400kWp. ........................................................ 61 Tabla 34: Datos de potencias para vivienda unifamiliar. ..................................... 68 Tabla 35: Resultados del VAN para la vivienda unifamiliar. ............................... 68 Tabla 36: Resultados de la TIR para la vivienda unifamiliar. .............................. 71 Tabla 37: Datos de potencias para el edificio de viviendas. ................................. 76 Tabla 38: Resultados del VAN para el edificio de viviendas. .............................. 76 Tabla 39: Resultados de la TIR para el edificio de viviendas. ............................. 79 Tabla 40: Datos de potencias para hotel. ............................................................. 83 Tabla 41: Resultados del VAN para el hotel. ...................................................... 83 Tabla 42: Resultados de la TIR para el hotel. ...................................................... 86 Tabla 43: Datos de potencias para hospital. ........................................................ 89 Tabla 44: Resultados del VAN para el hospital. .................................................. 89 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL ÍNDICE DE TABLAS Tabla 45: Resultados de la TIR para el hospital. ................................................. 92 Tabla 46: Presupuesto total 5 kWp con disminución de los costes de inversión. 109 Tabla 47: Presupuesto total 10 kWp con disminución de los costes de inversión. ......................................................................................................................... 109 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL -1- UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Introducción Capítulo 1 INTRODUCCIÓN En la sociedad actual en la que vivimos, la energía eléctrica desempeña un papel crucial en el día a día. Nos permite acceder a unos servicios que facilitan la realización de tareas y mejoran, de un modo u otro, el nivel de vida. Hasta la actualidad, la energía ha sido obtenida fundamentalmente a partir de procesos de combustión y de centrales nucleares. Pero debido a la situación actual del planeta y a que en este tipo de energía es uno en los que más se puede reducir la cantidad de CO2 que se emite, se están desarrollando diversos modos de obtención de energía eléctrica con el objetivo de minimizar la emisión de dicho gas: las llamadas energías renovables. El objetivo marcado por la Unión Europea es la reducción de, al menos, el 20% de las emisiones de gases de efecto invernadero antes del año 2020 con respecto al nivel de emisión del año 1990 [Fuente: europa.eu]. Es aquí donde los gobiernos están actuando, por lo que cobran mucho protagonismo las energías renovables, entre ellas la fotovoltaica. Entre la gran variedad de energías renovables que existen (solares térmicas, hidroeléctricas, eólicas, etcétera), la energía solar fotovoltaica es la única que puede presumir de transformar directamente la radiación solar en electricidad a través de las células fotovoltaicas, que generan una diferencia de potencial entre sus extremos cuando incide sobre ellas la radiación solar. Se pueden combinar tanto en serie, obteniendo un potencial determinado, como en paralelo, de modo que se consigue la corriente deseada. Debido a que la generación es en corriente continua, se instala un inversor para convertirla en alterna y, posteriormente hacer uso de un modo considerado. Se distinguen dos tipos de instalaciones a realizar: instalación aislada o conectada a red. -2- UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Introducción Figura 1. Ejemplo de instalación FV aislada de la red. [Fuente: LILL11] Si la instalación está aislada de la red, o se consume la energía generada instantáneamente o, para no desecharla, se almacena en baterías para su posterior utilización. En este caso, el problema principal se encuentra en el elevado precio de las baterías. En el caso de pequeñas potencias, está menos justificada la elección de la inserción de baterías que en caso de grandes potencias, excepto en el caso de zonas aisladas. Figura 2. Ejemplo de instalación FV conectada a la red. [Fuente: LILL11] Si se decide conectar la instalación fotovoltaica a la red, la energía generada no consumida de forma instantánea la puedo insertar en la red. Aquí la -3- UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Introducción electricidad no se deshecha, sino que ayuda al sistema eléctrico al suministro de los diferentes usuarios. La discusión en este caso se centra en si existe un derecho de cobro por parte del propietario de la instalación FV y, en tal caso, de qué forma retribuir (cómo y cuánto se cobra y paga). Por ello, es necesario desarrollar unos modelos de retribución que puedan beneficiar a todas las partes existentes, tanto sistema eléctrico como propietario de la instalación fotovoltaica. Estos modelos de retribución se verán afectados según el esquema de medida adoptado, como se verá más adelante. Este tipo de energía conlleva un coste de instalación mayor que el de otro tipo de energías, aunque el avance tecnológico constante y el apoyo de los gobiernos han hecho que muchas empresas se interesen por este mercado. En el siguiente gráfico podemos ver la evolución del precio de las células fotovoltaicas de silicio cristalino. Figura 3. Evolución del precio de célula de silicio cristalino ($/Wp). [Fuente: Bloomberg New Energy Finance] Como se puede observar, la continua evolución y desarrollo de las células fotovoltaicas se ha traducido en un extraordinario descenso de su precio. Cada vez, el mercado que abarca es mayor y, por lo tanto, se invierte en investigación. -4- UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Introducción Todo ello contribuye además a un aumento del rendimiento de la célula de silicio cristalino. Así se explica cómo una tecnología que ha surgido hace pocos años evolucione de una forma extraordinaria. Figura 4. Evolución del rendimiento (%) de la célula de silicio cristalino. [Fuente: BALE07] Actualmente, el país europeo con mayor potencia fotovoltaica instalada es Alemania, con 32.698 MW, frente a los 4.537 MW instalados en España. Además, esto le permite ser el país que más energía produce. Un dato bastante impactante es que Alemania ha invertido en 2012 más que España en toda su historia, instalando, sólo en dicho año, 7.604 MW. Cabe destacar también que España no es la segunda en la Unión Europea en lo que se refiere a potencia instalada, sino que es Italia, con una potencia total instalada que ronda los 16.241 MW. [Fuente: EPIA12] Aún con el gran avance que ya hemos comentado, si estudiamos la potencia total instalada en España desde el año 2000 con respecto a Europa y Alemania, vemos que nuestro país no sigue la tendencia. -5- UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Introducción Unión Europea Alemania España 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 154 248 389 590 1.297 2.299 3.285 5.257 10.554 16.357 29.328 51.360 68.110 113,7 194,6 278 431 1.034 1.926 2.759 3.835,50 5.340 9.959 17.320 24.875 32.643 2 4 7 12 23 48 145 693 3.354 3.438 3.892 4.214 4.537 Tabla 1: Potencia FV total instalada (MW). [Fuente: EPIA12] A partir de las tablas, se llega a la obtención de este gráfico: Figura 5. Evolución de potencia FV instalada. Se oberva que en España aumenta de una manera leve, mientras que Alemania es la principal causante del gran aumento de potencia fotovoltaica instalada en Europa. La radiación estimada en Alemania es aproximadamente de 1200 kW/m2, mientras que en España ronda los 2000 kW/m2. Si lo multiplicamos por el rendimiento medio de un panel fotovoltaico (una media del 20%), resultan 240 y 400 kW/m2 respectivamente. -6- UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Introducción Figura 6. Suma anual de la radiación (kWh/m2). [Fuente: IET (Institute for Energy and Transport)] La potencia máxima generada en un país mediante instalaciones fotovoltaicas se logró en Alemania. No siendo el país que más horas de luz tiene a lo largo del día en la Unión Europea, durante el 25 y el 26 de mayo de 2012 a la hora del mediodía en Alemania se generaron 22 GWh, el equivalente a unas 20 centrales nucleares a pleno rendimiento, cubriendo el 50% de las necesidades básicas de la demanda del país en un día. Debido al carácter altamente distribuido -7- UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Introducción de la fotovoltaica alemana, aproximadamente 1,3–1,4 millones de pequeños sistemas fotovoltaicos contribuyeron a esta marca. Figura 7. Mapa de radiación solar. [Fuente: IET (Institute for Energy and Transport)] Como ya se ha visto, España tiene casi el doble de radiación solar en comparación con Alemania, pero es en Alemania donde se ha alcanzado el máximo pico de producción. Uno de los motivos de esta aparente contradicción es la diferencia de marcos regulatorios, lo que motiva este estudio. Se trata de determinar el impacto de los marcos regulatorios para incrementar la inversión en la fotovoltaica. Teniendo en cuenta el número de habitantes de cada país en 2012 según el Instituto Nacional de Estadística (81,89 millones en Alemania y 47,27 millones en España) y dividiendo la potencia total fotovoltaica instalada por el número total de habitantes, se obtiene la cantidad de kW fotovoltaicos instalados per cápita en cada país, siendo de 0,39 kW por cada alemán y de tan sólo 0,096 kW por cada español. Cada alemán tiene el cuádruple de potencia fotovoltaica instalada que un español. Desafortunadamente, la situación económica del país, sumado al constante aumento del déficit de tarifa, no permiten hacer grandes inversiones. Dicho déficit se crea cuando desde el punto de vista político se determina el precio de la electricidad, de forma que el precio final puede ser insuficiente en relación a los costes que lo forman. Con ello, las empresas del sector no harían su negocio, ya -8- UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Introducción que les costaría más producir la electricidad que lo que están ingresando por su venta. Para solucionar el problema, la Administración Pública asume esa diferencia económica, genera una deuda con estas empresas. Como el precio de la electricidad continúa siendo inferior al que debería ser (obtenido a partir la suma de los costes de producción más un margen de beneficio), esta deuda sigue aumentando. Con el objetivo de disminuir la deuda existente, las dos principales soluciones son el aumento de las tarifas y/o la disminución de los diferentes costes que afectan a las tarifas. La necesidad del aumento de las tarifas parece obvia pero, para que dicho aumento sea el menor posible, es vital conseguir disminuir los costes de producción. Los primeros pasos a dar van encaminados a la instalación de paneles en los propios consumos distribuidos a lo largo del territorio nacional, cambiando la tendencia existente en España de la construcción de grandes huertos fotovoltaicos para centrarse en las pequeñas instalaciones en los consumos. De este modo, el sistema eléctrico resultaría ser más seguro y fiable que si la producción está centralizada en grandes centrales generadoras. Se consigue moderar el aumento necesario del precio de la energía para la eliminación del déficit tarifario, debido a que no es necesaria la creación de una línea dedicada exclusivamente a la conexión de la planta de generación con la red, sino que se utilizan las instalaciones ya existentes. En caso de existir un fallo en la generación fotovoltaica de una vivienda no tiene el mismo impacto que si falla una central nuclear. Deben desarrollarse unos modelos de retribución cuyo objetivo sea el impulso de la instalación de paneles en los propios consumos. Para hacer dichos modelos más completos, se estudian los impactos sobre los diferentes tipos de consumo. De esta forma, por un lado, los organismos encargados de la creación de los diferentes marcos retributivos pueden aprobar un modelo u otro en función de la política que considere aprobar y, por otro lado, se podrá determinar si es rentable hacer la inversión según dichos modelos y, si lo es, cuál es el modelo que más beneficios aporta. -9- UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Introducción 1.1 OBJETIVOS El objetivo fundamental del proyecto es estudiar el impacto de diferentes marcos retributivos sobre la instalación de paneles fotovoltaicos próximos al consumo. Para ello es necesario estudiar todos los factores que influyen en este impacto. Poniendo el foco de atención en la situación de nuestro país, una de las consecuencias de la crisis sufrida es el gran recorte en incentivos que han sufrido las energías renovables. Pero viendo que existe una necesidad real de aumentar los MW fotovoltaicos instalados, deben implementarse unos modelos de retribución atractivos para los inversores privados de modo que éstos vean que su apuesta pueda tener beneficios o, al menos, asegurar un determinado ahorro con el menor riesgo posible. Las tareas a realizar para llevar a cabo dicho objetivo se pueden definir como: Identificar y caracterizar los tipos de consumidores relevantes: Se estudian cuatro tipos de consumidores diferenciados según el volumen de la instalación y consumo: Vivienda unifamiliar, Bloque de Viviendas, Hotel y Hospital. Identificar y caracterizar los diferentes esquemas de retribución para la energía solar fotovoltaica: Se definen los esquemas de retribución y sus características. Evaluar el impacto económico de diferentes tipos de regulación, es decir, la influencia de cada modelo de retribución sobre cada tipo de consumo. Realizar estudios de sensibilidad a los parámetros más relevantes: tamaño de las instalaciones, señales económicas, etc. - 10 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL - 11 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Planteamiento del problema Capítulo 2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Varias instituciones internacionales como la Comisión Europea y la Agencia Internacional de la Energía han señalado a España como una historia de éxito sobre cómo crear unas políticas ‘jump-started’ para las energías renovables, creando puestos de empleo y ayudando al medio ambiente. Sin embargo, por lo general ha señalado que ha habido también algunas sombras en la experiencia española con la promoción pública de la energía solar fotovoltaica. El modelo de retribución utilizado hasta ahora (FIT ‘Feed In Tariff’) ha dado lugar a un ciclo de auge y de caída con consecuencias negativas tanto para consumidores como para inversores. Las subvenciones a la inversión también han demostrado ser muy relevantes para la implementación de energía solar fotovoltaica. Como consecuencia de ello, la preocupación actual en varios países, como la República Checa, Italia, Francia y Alemania, es la forma de equilibrar el aumento de las tasas de penetración de la energía solar fotovoltaica con el control de los costes de consumo, ya que, al fin y al cabo, los incentivos se pagan a través de la factura eléctrica y de los impuestos de los consumidores. El aumento de la preocupación del gobierno y los cambios inesperados en el resultado esperado ha creado inestabilidad regulatoria, erosionando la confianza de los inversores, lo que ha dado lugar a un ciclo de caída en la inversión. Para evitar que existan ciclos de caída y auge muy bruscos es necesario que haya un equilibrio entre proporcionar condiciones favorables para inversores (bajo riesgo, un alto nivel de apoyo) y los gastos de consumo. El reto consiste en combinar la seguridad de los inversores (lo que desencadena las inversiones) y, por tanto, un despliegue de la FV, con niveles de soporte que no sean excesivos en relación con los costes. Para ello, existen diferentes alternativas. Su elección depende de cuáles son las prioridades de los gobiernos: si el objetivo principal es el control de los costes totales o si se desea asegurar un flujo continuo de las inversiones y el despliegue. [Fuente: DELR12] - 12 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Planteamiento del problema En el caso de Brasil, está introduciendo el sistema de Balance Neto sin ningún tipo de mecanismo de apoyo adicional para promover la tecnología de la energía solar fotovoltaica distribuida. Parece ser una opción adecuada para el caso de Brasil, especialmente en las áreas de concesión con mayor incidencia de la radiación solar. Según se estima, se podría alcanzar una capacidad instalada de 703 MWp en el año 2030, que es aproximadamente el 38 % de la capacidad actual de los Estados Unidos. Sin embargo, teniendo en cuenta los costes actuales de la tecnología solar fotovoltaica y las tarifas, en otras áreas se necesitan incentivos adicionales para ampliar la difusión de esta tecnología. En este caso, el mecanismo de incentivo en efectivo era más apropiado que el sistema de primas, ya que tiene un menor coste para la sociedad en su conjunto, lo que significaría, por ejemplo, una menor necesidad de aumento de las tarifas en estas regiones para suministrar dichos incentivos. Con el fin de crear un mercado, los clientes de energía solar fotovoltaica se enfrentarán a gastos adicionales iniciales, que ha de redundar en beneficios futuros. Estos gastos iniciales se verán incrementados por la instalación de unos mecanismos (que más tarde podrán ser retirados) que aseguren la funcionalidad, estabilidad y continuidad del sistema. Según el análisis, para que este mecanismo resulte efectivo, los incentivos en efectivo y primas en las tarifas deben estar limitados en tamaño y duración. [Fuente: DEMA12] Las tarifas aplicadas por cada modelo de retribución están compuestas por dos términos: el coste de la energía y los costes regulados. En el coste de la energía están incluidos el precio que la comercializadora paga por la energía más un suplemento, que son los beneficios de la comercializadora. En los costes regulados, están incluidos los costes de la red de transporte, operación del sistema, peajes de red, primas a las renovables, etcétera y son repercutidos a todos los consumidores según sus características, independientemente de la forma de adquisición de su energía. A partir de ellos, se desarrollan las llamadas Tarifas de Acceso, que son fijadas y revisadas por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Las tarifas de acceso son únicas en todo el territorio español y están compuestas por un término de potencia y un término de energía. El término de - 13 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Planteamiento del problema potencia es un coste fijo que depende de la potencia contratada y cuya finalidad es asegurar la continuidad del servicio a dicha potencia. El término de energía es un coste variable que depende únicamente del consumo realizado, es decir, de la electricidad que ha circulado por la red. La novedad en España aparece con la irrupción del “Peaje de Respaldo”. Consiste en un coste adicional que el usuario que posee una instalación fotovoltaica tendría que pagar por cada kWh consumido de su propia producción: se paga por algo que el propio cliente ha generado. Este coste adicional ha aparecido como consecuencia de la presión de las empresas eléctricas del país, que defienden que deben cobrar adicionalmente por el hecho de estar a disposición de los consumos cuando no se autoabastezcan y necesiten la red, con la oposición de los consumidores y sectores como el fotovoltaico, que defienden que, al pagar ya por potencia instalada, añadir además el peaje de respaldo sería como pagar doblemente por el mismo servicio. Se desea determinar, por tanto, cuáles son los efectos que pueden tener en la factura el Peaje de Respaldo y su repercusión en la decisión de nuevas inversiones en función de dichos resultados. Además, se analizará el impacto económico de la posible inversión para otros tipos de tarifas, centralizando los resultados según el tipo de consumo. - 14 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL - 15 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Escenarios Capítulo 3 ESCENARIOS A continuación, se definen el FIT, el Autoconsumo y el Balance Neto. Éstos son los diferentes marcos retributivos que se han tenido en cuenta para el estudio. De cada uno de ellos, se determina cómo retribuir la energía, sus principales ventajas e inconvenientes y algunos ejemplos de dónde se emplea cada modelo. 3.1 FIT (FEED-IN-TARIFF): Hasta el día de hoy, la fotovoltaica tenía un modelo concreto en nuestro país, el FIT (Feed in Tariff). El negocio en este caso se encuentra en las grandes instalaciones, también llamadas parques fotovoltaicos. Toda la energía generada se inserta en la red a un precio elevado por proceder de una fuente de energía renovable no convencional. Los propietarios de instalaciones con este tipo de retribución tienen una garantía de pago por la electricidad que produce, ya que existe una obligación legal de los servicios públicos de electricidad de comprar toda la energía producida. El precio al que se compra esta energía suele ser calculado como el precio típico del coste de generación más un margen de beneficio. También existen modelos basados en los costes evitados del servicio público. Las principales ventajas afectan a los inversores, ya que reduce el riesgo de su inversión, por lo que les resulta más fácil la obtención de préstamos para financiar el proyecto y la posterior devolución de ese préstamo. Otra de las ventajas es que se promueve el avance tecnológico de las energías renovables, ayudando a la maximización de la productividad de cada proyecto y a la disminución de los costes de instalación y funcionamiento del proyecto. - 16 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Escenarios Pero hay que tener en cuenta las desventajas y/o problemas que plantea este modelo para el diseño de tarifas. La primera cuestión es cómo limitar la potencia que puede ser instalada por cada persona, teniendo en cuenta aspectos como la situación geográfica dentro del mismo país o la duración del contrato, de modo que todo aquel que quiera tenga las mismas posibilidades de realizar su instalación sin discriminación de ningún tipo. También existe la cuestión del límite total de instalaciones que se aceptarán con este modelo de retribución. Todo esto hace que sea muy difícil llegar a un modelo óptimo para todas las partes y calcular un nivel adecuado para incentivar la instalación de nuevas plantas que no sea demasiado alto para evitar una instalación excesiva o demasiado rápida, ya que el pago de esta energía (que tiene un precio mayor que la convencional) puede llegar a ser muy costoso para los demás clientes, que son los que pagan estos costes adicionales en sus facturas. Este tipo de política está implantada en más de 50 países en el mundo como Argentina, Canadá, República Dominicana, algunos estados de Estados Unidos, etc. En el ejemplo concreto de Wisconsin (Estados Unidos) casi 30 compañías eléctricas de servicios públicos la han ofertado de forma voluntaria. Casi todos ofrecen contratos de 10 años, limitando los tamaños de los proyectos, excluyendo los grandes. En todas, sin embargo, se ha limitado el máximo de inscripciones al programa para minimizar el impacto que ello supone al precio de la electricidad para los otros consumidores del servicio público. Este sistema en nuestro país actualmente no es sostenible, por lo que el mercado tiende a que, en lugar de la instalación de grandes terrenos de paneles fotovoltaicos, en cada consumo se sitúe una instalación que abastezca al menos una parte de la potencia necesaria en ese punto en concreto. [Fuente: SHEN10] - 17 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Escenarios 3.2 AUTOCONSUMO: El Autoconsumo consiste en que la potencia que se genera instantáneamente se utiliza para reducir el consumo de potencia que proviene de la red, con el objetivo de reducir la factura. En el caso de que la potencia instantánea generada supere a la potencia instantánea consumida, se inserta en la red sin ser remunerada, es decir, el propietario de los paneles fotovoltaicos no obtiene ningún beneficio por ello. Figura 8. Esquema de medida para autoconsumo. La primera ventaja del autoconsumo es el ahorro: al producir parte de la energía consumida, la factura eléctrica del consumidor se puede reducir un 6080%. Si además tenemos en cuenta la subida continuada de los precios de la electricidad (un 40% desde 2005), producir energía resultará más rentable que comprarla en una fecha tan próxima como 2015, según calcula el Instituto para el Ahorro y la Diversificación de la Energía. [Fuente: IDAE12] El factor clave que pueden hacer dudar en los modelos que lo incluyan es el denominado Peaje de Respaldo. Dada la situación del autoconsumo en España y como ya se ha comentado previamente, lo que no tendría mucho sentido es imponer este peaje si las tarifas de acceso están bien calculadas, por lo que el trabajo se centraría en ajustar las tarifas de acceso y no en añadir un nuevo término a la factura. Si no se hace eso y finalmente se añade el Peaje de Respaldo, éste sería un factor clave y posiblemente discriminatorio para quienes no poseen - 18 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Escenarios recursos económicos suficientes para soportar la fuerte inversión inicial y el pago de este peaje a lo largo del tiempo de amortización, ya que puede determinar que decidan no ejecutar determinados proyectos ya pensados porque finalmente no compense o el tiempo de amortización sea demasiado elevado. Otro factor es si la vida útil de la tecnología asegura una rentabilidad en el menor tiempo posible que justifique la fuerte inversión inicial y los pagos del peaje de acceso. En países como Italia, Bélgica y Alemania está regulada este tipo de retribución sin existencia del peaje de respaldo, incluso se aporta una prima. En Alemania, por ejemplo, del orden del 65% de toda la energía eléctrica de origen renovable proviene de particulares y pequeñas cooperativas, lo que ha permitido que la población asuma unos costes de generación de electricidad algo mayores debido a que su obtención ha sido a partir de energías renovables. La forma de compensar por la energía entregada a la red va desde un descuento a la energía consumida (coste evitado) hasta una compra de esa energía a un precio aún mayor que la que pagan los usuarios domésticos. renovables.com] - 19 - [Fuente: www.energias- UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Escenarios 3.3 BALANCE NETO: Se basa en sumar toda la energía generada por un lado y toda la energía consumida por otro para, al cabo de un determinado periodo, hacer un balance entre el total consumido y el total generado y, en función de si se consume más que se genera o viceversa, pagar o no una cantidad determinada. En este caso, la energía instantánea que se consume proviene, en primer lugar, de la generada. Si instantáneamente se genera más que se consume, la energía restante se inserta en la red; si se consume más que se genera, la energía que falta se toma de la red. La diferencia con el autoconsumo se encuentra en que la facturación se hace posterior a un balance en un periodo, mientras que en el autoconsumo no existe balance. Figura 9. Esquemas de medida para balance neto. Este modelo de retribución fomenta el ahorro energético, la supervivencia del sector de las energías renovables y su integración en las edificaciones e infraestructuras para la creación de ciudades inteligentes. Contribuye a reducir los costes globales de los sistemas fotovoltaicos y elimina la necesidad del uso de baterías de respaldo. Además, fomenta el desarrollo tecnológico y aumenta la competitividad de nuestras industrias y empresas. De este modo, la energía sería más barata y limpia, evolucionando a un modelo eléctrico basado en las energías renovables. Lo importante es que el ahorro lo experimenta toda la sociedad y no sólo quien tiene la instalación en su propiedad. [Fuente: DARG10] - 20 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Escenarios La principal dificultad para la implantación de este modelo es si debe existir un precio por el uso de la red, sea fijo o variable (en función de su uso). ¿En función a qué parámetros se fija este precio? Cuando el cliente no es capaz de producir lo que necesita, la red se lo suministrará. ¿Cómo se paga eso? También hay que especificar cuánto cobra el cliente cuando su balance neto es positivo y cuánto debe pagar cuando es negativo. A día de hoy, tanto en Japón como en aproximadamente una cuarentena de estados de los Estados Unidos está implementado este modelo. Aunque los detalles específicos varían, el balance neto se ha convertido en una política bastante generalizada en muchos estados de los Estados Unidos [Fuente: DARG10]. En concreto, en California los clientes comerciales o residenciales con contratos con la empresa SCE poseen un medidor o contador bidireccional. Mensualmente, los clientes reciben una factura con cargos no relacionados con la energía consumida, sino con impuestos y cuotas. Al final de un periodo de 12 meses, los clientes con un excedente neto de energía optan a recibir una compensación económica por ello. El cliente cobra el kWh al mismo precio al que él pagaría a la empresa eléctrica si el balance hubiera sido negativo. [Fuente: www.sce.com] - 21 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Escenarios 3.4 CONCLUSIONES Una vez definidos los tres modelos retributivos principales, se definen los diferentes escenarios que van a ser estudiados. Para cada tipo de consumo, se diferenciarán cuatro modelos de retribución, para los cuales se analizará el impacto. Dichos modelos se definen como: FIT Feed In Tariff. Consiste en que, en cada punto, se mide de forma separada el consumo y la generación. Toda la energía generada se inserta en la red, nada de ella se consume en el punto de producción. La energía consumida, por lo tanto, se toma directamente de la red. El precio de la energía generada es diferente al de la energía consumida y cada precio varía de forma diversa. Autoconsumo Se fundamenta en que la energía producida proviene en primer lugar de la energía generada y, si ésta no es suficiente para el abastecimiento total del consumo, se consume energía de la red. Por otro lado, cuando la energía generada es mayor que la consumida, se inserta en la red pero no se obtiene ningún beneficio de ello. ‘Mixto’ Se basa en un marco regulatorio en el que la energía que no se consume se inserta en la red y es remunerada. En el autoconsumo la potencia generada sobrante no es remunerada, de modo que no conviene al propietario de la instalación fotovoltaica tener una instalación con unas dimensiones que pueda producir más de lo que consume, pues no obtiene ningún beneficio. La diferencia es que con este marco retributivo sí se remunera la inserción en red de la energía no consumida en el punto de producción. - 22 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Escenarios Balance Neto Se suma toda la energía generada por un lado y toda la energía consumida por otro para, al cabo de un determinado periodo, hacer un balance entre el total consumido y el total generado. Si se ha consumido más que generado se debe pagar esa diferencia; si se ha generado más que consumido no hay que pagar nada. Se distinguen cuatro periodos en los que hacer el balance: o Balance neto diario. o Balance neto mensual. o Balance neto semestral. o Balance neto anual. - 23 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL - 24 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología Capítulo 4 METODOLOGÍA 4.1 MODELO DE ESTUDIO Para hacer un estudio más completo de los impactos de los diferentes modelos de retribución, se analizan en diferentes perfiles de consumo: Vivienda unifamiliar, Edificio de viviendas, Hotel y Hospital. Después de la recopilación y estudio de los datos, se puede determinar que cada uno de ellos tiene una escala de potencia y una forma de curva de consumo diferente. Además, se concluye que la curva de consumo varía según el día de la semana (laboral o festivo) y según la estación del año. Se muestran, a continuación, las curvas de consumo para los diferentes perfiles de un día laboral en invierno. Figura 10. Curvas de consumo de diferentes perfiles. Las curvas de generación dependerán de la ubicación geográfica y tipo de instalación (fija, seguimiento, etc), aunque en este proyecto se asume que son iguales para todos los tipos de consumo, de modo que la forma de la curva será - 25 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología siempre la misma. Los kW obtenidos en cada momento dependerán, por tanto, de la potencia del panel instalado y de la radiación solar. Figura 11. Curva de generación. El grueso del proyecto está en que, partiendo de las diferentes curvas de consumo con las de producción, se analiza cómo afecta según se aplique un tipo de retribución u otro. En resumen, se analizan 7 escenarios para cada tipo de consumo, que son 4, de modo que hacen un total de 28 escenarios. Según los resultados obtenidos a partir de su análisis, se pretende determinar el impacto de cada marco regulatorio para cada tipo de consumo, de modo que se impulse a los consumidores a la instalación de paneles fotovoltaicos en sus propiedades, asegurando unos beneficios o ventajas económicas a lo largo del tiempo que justifiquen la fuerte inversión inicial necesaria. Todo esto se modela en una hoja Excel, partiendo de los datos del consumo y la producción en las 8760 horas del año de cada tipo de instalación. Una vez que se han recopilado todos estos datos, la hoja se diseña para poder variar diferentes parámetros, como el tipo de facturación (con/sin discriminación horaria1), los precios de la potencia contratada y de la energía consumida, la retribución por la inserción en red de la energía producida (en los modelos que la incluyan) y si se aplica o no el peaje de respaldo y a qué precio. Además, aunque 1 En este proyecto se asumirá que los perfiles de consumo de los diferentes tipos de clientes no se modifican tras introducir discriminación horaria en las tarifas finales. - 26 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología se parte del consumo y de la generación real de los cuatro tipos, existe también la posibilidad de variar la potencia de la instalación fotovoltaica, con el objetivo de, según su impacto, tratar de encontrar la óptima para cada marco retributivo. A continuación, se muestra una captura de los parámetros modificables en la hoja Excel, de los valores reales de las instalaciones y de los resultados con los valores reales de las instalaciones (signo negativo: gastos; signo positivo: beneficio).Además se muestran los precios que se han elegido para todos los parámetros en cada tipo de consumo, obtenidos de diferentes Boletines Oficiales del Estado (BOE). - 27 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología Precio total kWh Retribución kWh Peaje de respaldo (€/kWh) (€/kWh) (€/kWh) Discriminación horaria 1er periodo 2º periodo (€/kWh) (€/kWh) PARÁMETROS MODIFICABLES Pot TOT FV Instalada (kW) Pot Contratada (kW) Precio kW contratados (€/kWaño) Vivienda unifamiliar X X X X X X X X Bloque de viviendas X X X X X X X X Hotel X X X X X X X X Hospital X X X X X X X X Tabla 2: Parámetros modificables dentro de la hoja Excel. DATOS REALES Pot TOT FV Instalada (kW) Pot Contratada Precio kW contratados (kW) (€/kWaño) Precio total kWh (€/kWh) Retribución kWh (€/kWh) Peaje de respaldo (€/kWh) Discriminación horaria 1er periodo 2º periodo (€/kWh) (€/kWh) Vivienda unifamiliar 10 9,86 35,649493 0,124985 0,488606 0,065 0,058633 0,150108 Bloque de viviendas 10 100 35,649493 0,124985 0,488606 0,065 0,058633 0,150108 100 381 14,353587 0,113192 0,488606 0,05084 5400 6500 7,803515 0,093192 0,463348 0,03914 Hotel Hospital Tabla 3: Datos reales de las instalaciones. - 28 - 0,0531028 0,1359445 0,043718 0,111924 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología RESULTADOS EN € FIT MIXTO BN DIARIO BN MENSUAL BN SEMESTRAL BN ANUAL AUTOCONSUMO Vivienda unifamiliar 5.180,91 € 1.824,04 € -1.074,94 € -1.040,78 € -939,81 € -1.048,59 € -1.889,80 € Bloque de viviendas 470,15 € -4.244,96 € -5.650,56 € -5.650,56 € -5.650,56 € -5.650,56 € -6.133,70 € -111.235,84 € -168.942,98 € -174.789,47 € -168.942,98 € -168.942,98 € -168.942,98 € -168.942,98 € 310.681,67 € -2.825.955,64 € -2.887.466,17 € -2.887.466,17 € -2.887.466,17 € -2.887.466,17 € -2.902.952,32 € Hotel Hospital Tabla 4: Resultado con los datos reales de las instalaciones. RESULTADOS EN € SIN FV Vivienda unifamiliar -3.043,64 € Bloque de viviendas -7.754,39 € Hotel -186.342,40 € Hospital -3.692.645,05 € Tabla 5: Resultado si no hubiese FV. - 29 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología COMPARACIÓN CON/SIN FV FIT MIXTO BN DIARIO BN MENSUAL BN SEMESTRAL BN ANUAL AUTOCONSUMO Vivienda unifamiliar 8.224,54 € 4.867,68 € 1.968,69 € 2.002,85 € 2.103,83 € 1.995,05 € 1.153,83 € Bloque de viviendas 8.224,54 € 3.509,43 € 2.103,83 € 2.103,83 € 2.103,83 € 2.103,83 € 1.620,69 € 75.106,56 € 17.399,42 € 11.552,93 € 17.399,42 € 17.399,42 € 17.399,42 € 17.399,42 € 4.003.326,72 € 866.689,41 € 805.178,88 € 805.178,88 € 805.178,88 € 805.178,88 € 789.692,74 € Hotel Hospital Tabla 6: Comparación CON – SIN fotovoltaica. - 30 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología 4.2 DESARROLLO DE LOS PERFILES DE CONSUMO Los diferentes perfiles de consumo que han sido estudiados en este proyecto se encuentran situados en la zona sur del país. Empezando por la vivienda unifamiliar, se trata de una instalación con un total de 4 dormitorios, además de salón, cocina y 3 cuartos de baño. También tiene una piscina situada en la zona de jardín. Figura 12. Ejemplo de instalación fotovoltaica en vivienda unifamiliar. El edificio de viviendas está compuesto por un total de 5 plantas, con dos viviendas en cada una de ellas. Como servicios comunitarios, posee un ascensor y alumbrado interior. - 31 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología Figura 13. Ejemplo de instalación fotovoltaica en edificio de viviendas. Mientras tanto, el hospital tiene numerosas habitaciones y una gran actividad, por lo que el abastecimiento eléctrico es imprescindible. Por su parte, el hotel se encuentra situado en las islas baleares. Entre otros servicios, este hotel de casi 300 habitaciones posee piscina climatizada cubierta, sauna y baño turco, instalaciones que necesitan de un servicio eléctrico constante para su utilización. Figura 14 . Ejemplo de instalación fotovoltaica en hotel. Conociendo las conclusiones obtenidas de este proyecto, lo único que tendrán que hacer los consumidores que estén optando por invertir en una instalación fotovoltaica es conocer su perfil de consumo y los modelos retributivos vigentes para, posteriormente, tomar una decisión. - 32 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología Si se quiere hacer una estimación previa de cuáles serán los marcos retributivos más acordes a cada perfil de consumo, se analizan el consumo y la producción de forma conjunta. Los dos consumos que más se diferencian tanto en cantidad de energía consumida como en forma de la curva de consumo son la vivienda unifamiliar y el hospital. Si analizamos un día laborable en invierno en el caso de la vivienda familiar, las curvas de generación y consumo resultan las siguientes. Figura 15. Curvas vivienda unifamiliar en día laboral de invierno. En el caso de que el modelo retributivo a aplicar fuera el FIT, se estudia la generación por un lado y el consumo por otro, ya que no están relacionados al no consumir nada de la energía que se produce. Esto no sucede para los demás marcos. En el autoconsumo, lo óptimo sería tener una producción que se ajustase a la curva de consumo, pero esto no es posible si utilizamos únicamente la energía solar fotovoltaica, pues no se produce en las horas del día que no hay luz. De este modo, no se necesita consumir energía de la red y se aprovecharía el 100% la generación, ya que no se vierte nada al sistema. Si existiera la posibilidad de recibir una determinada cantidad de dinero en función de la energía inyectada en la red (modelo Mixto), los excesos de generación no se regalan al sistema, sino que se obtiene un beneficio por ellos. Pero si el objetivo es disminuir los costes lo máximo posible, en las horas que no se necesita una parte de la energía que se está produciendo se cede a la red para, cuando el consumo supera a la generación, - 33 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología hacer uso de dicho sistema y extraer sin pagar la misma cantidad de energía que he insertado en un periodo determinado (Balance Neto). Para que esto ocurriese en un día, el área verde (energía insertada en red) debería ser igual al área roja (energía tomada de la red). Figura 16. Aplicación en vivienda unifamiliar de Balance Neto diario en invierno. A simple vista, se observa que la cantidad de energía tomada de la red es superior a la insertada en este día. Si se observa el balance semanal en lugar de diario, sigue existiendo una mayor cantidad de energía consumida de la red que insertada en ella. Figura 17. Aplicación en vivienda unifamiliar de Balance Neto semanal en invierno. Teniendo en cuenta que es un día de invierno, la radiación solar no es la misma que en verano. Se realiza el mismo análisis para un día laboral de verano. - 34 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología En esta estación del año, hay más radiación solar, lo que conlleva a que se produzca más energía a través de los paneles. Figura 18. Aplicación en vivienda unifamiliar de Balance Neto diario en verano. En esta ocasión la generación aumenta de forma considerable. Observando la gráfica, es difícil apreciar si existe más generación o consumo, pero se aprecia que son aproximadamente iguales. De este modo, si consideramos que el área verde es igual al área roja no se habría pagado la energía tomada de la red cuando ha sido necesario, ya que se ha insertada en la misma cantidad. Observando las curvas con el balance neto semanal, parece que la producción es mayor que el consumo, por lo que no se pagaría nada. Figura 19. Aplicación en vivienda unifamiliar de Balance Neto semanal en verano. - 35 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología Queda demostrado que, al hacer el balance neto para este caso, en invierno el total a pagar por la energía tomada de la red es mayor que en verano, pudiendo incluso no tener que pagar nada. Si se realiza el mismo análisis para un día laborable en invierno en el caso del hospital, las curvas de generación y consumo resultan las siguientes. Figura 20. Curvas hospital en día laboral de invierno. En este tipo de consumo, al tratarse de unas potencias muy elevadas, resulta muy difícil o incluso imposible tener una instalación fotovoltaica capaz de suministrar la energía consumida, debido a que las dimensiones de la instalación necesarias serían mucho mayores a las disponibles. Como consecuencia, si el modelo retributivo adoptado fuese de autoconsumo, en ningún caso habría excedente de potencia producida, por lo que no se insertará potencia en red, sino que se consume todo lo que se genera. El marco retributivo que más convendría a este propietario sería el FIT siempre que el precio de la energía insertada en la red producida con el sistema fotovoltaico fuese mayor que el precio de la energía tomada de la red. El autoconsumo tendría el mismo efecto que el balance neto, ya que nunca se genera más de lo que se consume. Ni se regala la energía sobrante ni se cede para luego hacer uso de ella, ya que no hay tal energía sobrante. Por el mismo motivo, el ‘mixto’ coincidiría con ellos. Como sólo se cobra cuando se inserta energía en la red y no existe tal energía, no se cobra nada. - 36 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología Se realiza el mismo análisis para un día laboral de verano para tener en cuenta que la radiación solar es mayor que en invierno. Figura 21. Curvas hospital en día laboral de verano. En este caso, aunque la energía producida es mayor, la energía consumida también debido, por ejemplo, a los sistemas de aire acondicionado que están conectados en esta época del año, mientras que en invierno no. Los diferentes marcos retributivos afectan de la misma forma que en invierno, ya que la interacción entre las curvas es la misma. El periodo en el que la producción está más próxima a la generación es en los días de fin de semana de verano, que la radiación solar es igual que en un día laboral, pero el consumo del hospital desciende, debido a que se prestan menos servicios que un día entre semana. - 37 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología Figura 22. Curvas hospital en día no laboral de verano. Para hacer la comparativa, se muestran a continuación las curvas a lo largo de una semana de verano. Figura 23. Curvas hospital en semana de verano. Se aprecia que cuando más proximidad hay entre generación y consumo es a final de semana, aunque la producción jamás supera al consumo. La conclusión que se puede redactar a partir del pequeño estudio realizado para la vivienda unifamiliar y el hospital es que en el primer caso, lo más conveniente para el productor sería un marco regulatorio que permitiese el autoconsumo con balance neto, de modo que, toda o casi toda la energía producida pueda ser aprovechada en un momento u otro, con la consecuente disminución en la factura eléctrica. En el caso del hospital, el efecto sería el - 38 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología mismo si el marco regulase el autoconsumo (con o sin balance neto) o el ‘mixto’. Su impacto en la factura eléctrica resultaría igual en los tres casos. Para el edificio de viviendas y el hotel, podemos sacar conclusiones comparándolos con la vivienda unifamiliar y el hospital ya estudiados. En el caso del edificio de viviendas, se muestran a continuación las curvas en un día laboral de invierno. Figura 24. Curvas edificio de viviendas en día laboral de invierno. La generación es superior que el consumo a determinadas horas, por lo que en verano esto sucederá durante más horas al día y con una diferencia mayor, como se puede ver. - 39 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología Figura 25. Curvas edificio de viviendas en día laboral de verano. El edificio de viviendas se asemeja más a la vivienda unifamiliar, por lo que los marcos retributivos más coinvenientes coincidirán en su mayor parte, aunque el impacto sobre la factura pueda variar de forma sensible. A continuación se observan las curvas del hotel. Figura 26. Curvas hotel en día laboral de invierno. Al no ser la generación cercana al consumo a ninguna hora, existe una similitud con el hospital. En verano, la generación está más próxima al consumo, pero no llega a ser superior. - 40 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Metodología Figura 27. Curvas hotel en día laboral de verano. Los marcos retributivos más coinvenientes coincidirán con los del hospital en su mayor parte, aunque el impacto sobre la factura pueda variar de forma sensible. - 41 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL - 42 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión Capítulo 5 COSTES DE LA INVERSIÓN 5.1 DEFINICIÓN DE LOS COSTES DE INVERSIÓN El coste de generación de la energía solar fotovoltaica se encuentra en continua evolución debido al rápido desarrollo tecnológico de este tipo de energías renovables. Los elementos de coste más determinantes son los módulos o paneles fotovoltaicos junto con las estructuras de soporte y los inversores o conversores de corriente. La obra civil, el acondicionamiento y la instalación, además de los costes administrativos y financieros son otros costes que hay que tener en cuenta, pero tienen un peso menor en el coste total de la instalación. Para la estimación de los costes totales de la generación de energía fotovoltaica no sólo hay que considerar los costes derivados del proyecto y de la instalación de la planta fotovoltaica, sino también los costes operativos durante su vida útil, como los de vigilancia, mantenimiento técnico correctivo y preventivo y el alquiler de suelo o de tejado de un edificio. En nuestro estudio, no existen costes por alquiler de suelo o tejado ni vigilancia, ya que quienes deciden si se realiza la inversión o no son los propietarios de los consumos en los que se instalan los paneles fotovoltaicos. El coste que habría que añadir sería el de mantenimiento técnico correctivo y preventivo, que habría que aplicar a cada año de amortización de la instalación, pero que en nuestro caso lo consideraremos como despreciable. El coste de los módulos fotovoltaicos constituye la mayor parte del coste total de la instalación, dependiendo del tamaño del proyecto y los tipos de módulos empleados. Los módulos convencionales de Silicio Cristalino son los más caros debido a que son los que mayor eficiencia tienen (hasta un 15%). Por otro lado, existen los módulos CIGS (Cobre, Indio, Galio, Diseleniuro) que son más baratos y cuya eficiencia es menor, pudiendo llegar al 12%. El precio aproximado de los módulos de Silicio Cristalino era de 4,05 $/Wp en 2008, - 43 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión bajando hasta los 2,21 $/Wp en 2010, un descenso del 45% en tan sólo dos años. En el año 2012 continuaba la disminución del precio de los módulos de silicio impulsado con los nuevos productores provenientes de China y otros mercados competentes, haciendo bajar el precio hasta 1,05 $/Wp [IREN12]. Hoy en día, existe un acuerdo entre la Unión Europea y China con el que se prohíbe la venta de paneles fotovoltaicos procedentes de China por debajo de un precio mínimo (0,6 €/Wp aproximadamente). Esta medida ha sido adoptada para hacer más competitivas las empresas europeas, ya que las empresas chinas vendían a un precio más barato sus paneles, llegando a ser acusadas de hacer “dumping”, es decir, de vender por debajo del precio de coste. Por lo tanto, el coste de la instalación fotovoltaica depende fundamentalmente del tamaño de la misma, ya que lo más costoso son los módulos fotovoltaicos. Además, existen unos costes de gestión y documentación cuyo importe dependerá del tipo de instalación y de la potencia a instalar. En función del tipo de instalación que se desee realizar, así como del emplazamiento de la misma, los trámites administrativos pueden variar. Para instalaciones residenciales y de pequeña escala, todos estos costes (sin tener en cuenta el coste de los módulos) representaban aproximadamente entre un 45% y un 50% del total de la inversión en el año 2010, oscilando entre 1,6$/Wp y 1,85 $/Wp, dependiendo del tipo de instalación. Principalmente la diferencia se debe a si los paneles se sitúan en el suelo (1,6$/Wp) o en el tejado (1,85 $/Wp) de la casa o edificio, en cuyo caso es más caro por la necesidad para preparar la azotea para la instalación. Actualmente, este precio se ha reducido notablemente, al igual que el precio de los módulos fotovoltaicos. Más adelante se muestran los porcentajes que dichos gastos suponen respecto a la inversión total de cada instalación, calculados según diversos estudios realizados por pvgrid.eu. Otro factor que influye mucho en el coste final es la instalación de baterías, que almacenan la energía que no se consume. En el estudio realizado no se ha considerado la posibilidad de instalar baterías en los consumos, ya que sino de este modo no existirían los modelos de retribución que se están estudiando. Toda la energía sobrante se almacenaría: ni se vendería ni se podría insertar en red - 44 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión para luego hacer un balance neto. Este hecho hace que el precio de la instalación sin batería disminuya respecto aquellas instalaciones que sí poseen baterías, ya que son elementos bastante costosos. Además, la tecnología no está aún muy desarrollada, por lo que lo más conveniente es esperar a que la tecnología avance para pensar en instalar elementos almacenadores de energía en los consumos. Para obtener un presupuesto que pueda ser utilizado para todos los casos del estudio, se obtendrá el precio por vatio pico (€/Wp) para, a partir de él, determinar el precio total de cada instalación. Además, el presupuesto se decide dividir en cuatro grandes áreas para su fácil estudio: generador fotovoltaico, material eléctrico, obra civil y “otros gastos”. En todos los casos, los módulos fotovoltaicos que se han utilizado han sido Panel solar Yingli Solar Policristalino YL 250P-29b 250W, de 250 Wp de potencia cada una, variando el número de módulos instalados en función de la potencia total que se desee. A continuación, se desglosa el presupuesto de cada instalación. Pero de las cuatro grandes áreas, ni Obra civil ni Otros gastos varían según la potencia instalada, y sus costes en €/Wp son: Obra civil Concepto €/Wp Transporte material a instalación 0,01 € Instalación/mano de obra 0,01 € Accesos 0,01 € Total Obra Civil 0,03 € Tabla 7: Costes de obra civil para todos los casos. Otros gastos Potencia pico instalada Costes administrativos, gestión y documentación. Memoria descriptiva de la instalación con las características técnicas (módulos, inversores...) según normativa vigente correspondiente al nuevo REBT y el RD1663/2000. ≤ 10kW 38% 20 ≤ P ≤ 40 kW 42% P ≥ 40 kW 44% Porcentaje de la inversión total Tabla 8: Otros gastos para todos los casos según la potencia instalada. [pvgrid.eu] Los costes que sí varían son los del Generador fotovoltaico y el Material eléctrico y se analizan para cada potencia. - 45 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión 5.2 INSTALACIÓN DE 5 KWP Generador fotovoltaico Concepto €/Wp Precio unitario Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly 0,65 € 162,07 € Inversor SUNZET TL 5 0,25 € 1.225 € Estructura para Panel Solar 0,32 € 81,07 € Total Generador fotovoltaico 1,22 € Tabla 9: Costes de generador fotovoltaico para 5kWp [Fuente y características en Anexo]. Material eléctrico Concepto €/Wp Cableado, fusibles, interruptores… 0,18 € Tabla 10: Costes de material eléctrico para 5kWp. Visualizando en una única tabla todos los diferentes costes, se calcula el coste total de la inversión. Presupuesto total para 5 kWp Concepto Precio unitario Número de unidades Total Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly 162,07 € 20 3.241 € Estructura para Panel Solar 81,07 € 20 1.621 € Inversor SUNZET TL 5 1.225 € 1 1.225 € Material eléctrico 0,18 €/Wp 5.000 900 € Obra civil 0,03 €/Wp 5.000 150 € Otros gastos 3.500 € Total instalación Tabla 11: Presupuesto total para 5kWp. - 46 - 10.638 € UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión Se determina un presupuesto total de 10.638 € para llevar a cabo la instalación de 5 kWp. - 47 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión 5.3 INSTALACIÓN DE 10 KWP Generador fotovoltaico Concepto €/Wp Precio unitario Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly 0,65 € 162,07 € Inversor ZIGOR SOLAR XTR3 10 0,21 € 2.100 € Estructura para Panel Solar 0,32 € 81,07 € Total Generador fotovoltaico 1,18 € Tabla 12: Costes de generador fotovoltaico para 10 kWp [Fuente y características en Anexo]. Material eléctrico Concepto €/Wp Material eléctrico (cableado, fusibles, interruptores...) 0,18 € Tabla 13: Costes de material eléctrico para 10kWp. Visualizando en una única tabla todos los diferentes costes, se calcula el coste total de la inversión. Presupuesto total para 10 kWp Concepto Precio unitario Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly Número de unidades Total 162,07 € 40 6.483 € Estructura para Panel Solar 81,07 € 40 3.243 € Inversor ZIGOR SOLAR XTR3 10 2.100 € 1 2.100 € Material eléctrico 0,18 €/Wp 10.000 1.800 € Obra civil 0,03 €/Wp 10.000 300 € Otros gastos 7.000 € Total instalación Tabla 14: Presupuesto total para 10kWp. - 48 - 20.926 € UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión Se determina un presupuesto total de 20.926 € para llevar a cabo la instalación de 10 kWp. - 49 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión 5.4 INSTALACIÓN DE 50 KWP Generador fotovoltaico Concepto €/Wp Precio unitario Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly 0,65 € 162,07 € Inversor Sunzet Central 50 0,19 € 9.823 € Estructura para Panel Solar 0,32 € 81,07 € Total Generador fotovoltaico 1,16 € Tabla 15: Costes de generador fotovoltaico para 50kWp [Fuente y características en Anexo]. Material eléctrico Concepto €/Wp Material eléctrico (cableado, fusibles, interruptores...) 0,18 € Tabla 16: Costes de material eléctrico para 50kWp. Visualizando en una única tabla todos los diferentes costes, se calcula el coste total de la inversión. Presupuesto total para 50 kWp Concepto Precio unitario Número de unidades 162,07 € 200 32.414 € Estructura para Panel Solar 81,07 € 200 16.214 € Inversor Sunzet Central 50 9.823 € 1 9.823 € Material eléctrico 0,18 €/Wp 50.000 9.000 € Obra civil 0,03 €/Wp 50.000 1.500 € Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly Otros gastos Total 40.000 € Total instalación Tabla 17: Presupuesto total para 50kWp. - 50 - 108.951 € UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión Se determina un presupuesto total de 108.951 € para llevar a cabo la instalación de 50 kWp. - 51 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión 5.5 INSTALACIÓN DE 100 KWP Generador fotovoltaico Concepto €/Wp Precio unitario Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly 0,65 € 162,07 € Inversor Sunzet Central 100 0,096 € 9.600 € Estructura para Panel Solar 0,32 € 81,07 € Total Generador fotovoltaico 1,07 € Tabla 18: Costes de generador fotovoltaico para 100kWp [Fuente y características en Anexo]. Material eléctrico Concepto €/Wp Material eléctrico (cableado, fusibles, interruptores...) 0,18 € Tabla 19: Costes de material eléctrico para 100kWp. Visualizando en una única tabla todos los diferentes costes, se calcula el coste total de la inversión. Presupuesto total para 100 kWp Concepto Precio unitario Número de unidades Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly Total 162,07 € 400 64.828 € Estructura para Panel Solar 81,07 € 400 32.428 € Inversor Sunzet Central 100 9.600 € 1 9.600 € Material eléctrico 0,18 €/Wp 100.000 18.000 € Obra civil 0,03 €/Wp 100.000 3.000 € Otros gastos 90.000 € Total instalación Tabla 20: Presupuesto total para 100kWp. - 52 - 217.856 € UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión Se determina un presupuesto total de 217.856 € para llevar a cabo la instalación de 100 kWp. - 53 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión 5.6 INSTALACIÓN DE 190 KWP Generador fotovoltaico Concepto €/Wp Precio unitario Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly 0,65 € 162,07 € 0,096 € 9.600 € Estructura para Panel Solar 0,32 € 81,07 € Total Generador fotovoltaico 1,07 € 2 Inversores Sunzet Central 100 Tabla 21: Costes de generador fotovoltaico para 190kWp [Fuente y características en Anexo]. Material eléctrico Concepto €/Wp Material eléctrico (cableado, fusibles, interruptores...) 0,18 € Tabla 22: Costes de material eléctrico para 190 kWp. Visualizando en una única tabla todos los diferentes costes, se calcula el coste total de la inversión. Presupuesto total para 190 kWp Concepto Precio unitario Número de unidades Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly Total 162,07 € 760 123.173 € Estructura para Panel Solar 81,07 € 760 61.613 € Inversor Sunzet Central 100 9.600 € 2 19.200 € Material eléctrico 0,18 €/Wp 190.000 34.200 € Obra civil 0,03 €/Wp 190.000 5.700 € Otros gastos 170.000 € Total instalación Tabla 23: Presupuesto total para 190kWp. - 54 - 413.886 € UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión Se determina un presupuesto total de 413.886 € para llevar a cabo la instalación de 190 kWp. - 55 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión 5.7 INSTALACIÓN DE 3250 KWP Para alcanzar la potencia total de 3250 kWp, debemos combinar inversores de 1000 kW con un inversor de 300 kW, de modo que los costes quedan divididos de la siguiente forma. 5.7.1 PARA 3000 KWP Generador fotovoltaico Concepto €/Wp Precio unitario Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly 0,65 € 162,07 € 3 Inversores SUNNY CENTRAL SC 1000MV 0,23 € 229.810 € Estructura para Panel Solar 0,32 € 81,07 € Total Generador fotovoltaico 1,21 € Tabla 24: Costes de generador fotovoltaico para 3000kWp [Fuente y características en Anexo]. Como este tipo de inversor ya posee gran parte de la aparamenta, los costes de material eléctrico disminuyen considerablemente. Material eléctrico Concepto €/Wp Material eléctrico (cableado, fusibles, interruptores...) 0,01 € Tabla 25: Costes de material eléctrico para 3000kWp. - 56 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión 5.7.2 PARA 250 KWP Generador fotovoltaico Concepto €/Wp Precio unitario Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly 0,65 € 162,07 € Inversor ZIGOR SOLAR CTR3 300 0,07 € 22.000 € Estructura para Panel Solar 0,32 € 81,07 € Total Generador fotovoltaico 1,04 € Tabla 26: Costes de generador fotovoltaico para 250kWp [Fuente y características en Anexo]. Material eléctrico Concepto €/Wp Material eléctrico (cableado, fusibles, interruptores...) 0,18 € Tabla 27: Costes de material eléctrico para 250kWp. Visualizando en una única tabla todos los diferentes costes para la instalación de 3250 kWp, se calcula el coste total de la inversión. Concepto Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly Presupuesto total para 3250 kWp Precio unitario Número de unidades Total 162,07 € 13.000 2.106.910 € Estructura para Panel Solar 81,07 € 13.000 1.053.910 € Inversor ZIGOR SOLAR CTR3 300 22.000 € 1 22.000 € 229.810 € 0,01 €/Wp 0,18 €/Wp 0,03 €/Wp 3 3.000.000 250.000 3.250.000 689.430 € 30.000 € 45.000 € 97.500 € 2.500.000 € 6.544.750 € Inversor SUNNY CENTRAL SC 1000MV Material eléctrico Material eléctrico Obra civil Otros gastos Total instalación Tabla 28: Presupuesto total para 3250kWp. - 57 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión Se determina un presupuesto total de 6.544.750 € para llevar a cabo la instalación de 3250 kWp. - 58 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión 5.8 INSTALACIÓN DE 5400 KWP Para alcanzar la potencia total de 3250 kWp, debemos combinar inversores de 1000 kW con un inversor de 300 kW, de modo que los costes quedan divididos de la siguiente forma. 5.8.1 PARA 4000 KWP Generador fotovoltaico Concepto €/Wp Precio unitario Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly 0,65 € 162,07 € 4 Inversores SUNNY CENTRAL SC 1000MV 0,23 € 229.810 € Estructura para Panel Solar 0,32 € 81,07 € Total Generador fotovoltaico 1,21 € Tabla 29: Costes de generador fotovoltaico para 4000kWp [Fuente y características en Anexo]. Como este tipo de inversor ya posee gran parte de la aparamenta, los costes de material eléctrico disminuyen considerablemente. Material eléctrico Concepto €/Wp Material eléctrico (cableado, fusibles, interruptores...) 0,01 € Tabla 30: Costes de material eléctrico para 4000kWp. - 59 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión 5.8.2 PARA 1400 KWP Generador fotovoltaico Concepto €/Wp Precio unitario Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly 0,65 € 162,07 € 2 Inversores SUNNY CENTRAL SC700MW 0,26 € 184.900 € Estructura para Panel Solar 0,32 € 81,07 € Total Generador fotovoltaico 1,23 € Tabla 31: Costes de generador fotovoltaico para 1400kWp. Como este tipo de inversor ya posee gran parte de la aparamenta, los costes de material eléctrico disminuyen considerablemente. Material eléctrico Concepto €/Wp Material eléctrico (cableado, fusibles, interruptores...) 0,01 € Tabla 32: Costes de material eléctrico para 1400kWp. Visualizando en una única tabla todos los diferentes costes para la instalación de 5400 kWp, se calcula el coste total de la inversión. - 60 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Costes de la inversión Presupuesto total para 5400 kWp Precio unitario Número de unidades Concepto Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly Total 162,07 € 21.600 3.500.712 € 81,07 € 21.600 1.751.112 € Inversor SUNNY CENTRAL SC700MW 184.900 € 2 369.800 € Inversor SUNNY CENTRAL SC 1000MV 229.810 € 4 919.240 € Material eléctrico 0,01 €/Wp 5.400.000 54.000 € Obra civil 0,03 €/Wp 5.400.000 162.000 € Estructura para Panel Solar Otros gastos 4.250.000 € Total instalación 11.006.864 € Tabla 33: Presupuesto total para 5400kWp. Se determina un presupuesto total de 11.006.864 € para llevar a cabo la instalación de 5400 kWp. - 61 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL - 62 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Capítulo 6 RESULTADOS 6.1 DESCRIPCIÓN DE LOS CASOS Después de observar y analizar gráficamente cuáles podrían ser los marcos retributivos más convenientes para la disminución de gastos y, de esta manera, incitar a la inversión en este tipo de energías, se analiza la inversión necesaria para instalar los paneles fotovoltaicos adecuados y la rentabilidad de esta inversión a través del cálculo del valor actual neto (VAN), junto con la tasa interna de rentabilidad (TIR). El VAN va a indicar si una inversión es rentable o no, de forma que para ser rentable tiene que ser mayor que cero. Por otro lado, la TIR va a servir de ayuda para comparar diferentes inversiones y determinar, entre dos inversiones que son rentables (VAN > 0), cuál de ellas aportaría más beneficios. Se tomará como año cero el año en el cual se realiza la totalidad de la inversión, teniendo en cuenta el coste de los paneles fotovoltaicos y su instalación. Además, se supone una vida de los paneles de 20 años. De este modo, en el año cero el flujo de caja es negativo e igual a la inversión. En los años sucesivos (del 1 al 20) el flujo de caja se obtendrá a partir de la diferencia de resultados “con instalación fotovoltaica” menos “sin instalación fotovoltaica”, resultando dicho flujo de caja positivo para estos años. Así, el valor actual neto obtenido indica el ahorro (pudiendo llegar a ser ganancia) que se produce al instalar los paneles fotovoltaicos respecto a si no realizase dicha instalación. Por poco que produzca la instalación, siempre conllevará un ahorro en el consumo de electricidad procedente de la red, lo cual será reflejado en la factura. Flujo de Caja Inicial = - Inversión Flujo de Caja Años 1-20 = FacturaConFV – FacturaSinFV El VAN calculado, por tanto, es el valor actual neto del ahorro existente en el caso de la inversión en la instalación fotovoltaica. - 63 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados El estudio se realiza para cada tipo de consumo (vivienda unifamiliar, edificio de viviendas, hotel y hospital). En primer lugar, además de realizar dicho estudio con la instalación fotovoltaica que existente en cada caso, se analizan los resultados obtenidos en el caso de que la instalación fotovoltaica instalada fuese la mitad de la potencia contratada en cada consumo. Por otro lado, se diferencian cuatro tipos de tarifas, mediante las cuales se determina la factura eléctrica. Se quiere determinar de qué modo afecta cada una de ellas analizando su impacto según el modelo retributivo para, posteriormente y con los resultados obtenidos de cada tipo de tarifa, hacer una comparativa entre ellas. El siguiente esquema explica esto mismo, con todas las variables existentes para cada tipo de consumo. - 64 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Figura 28. Esquema de representación de los casos estudiados. - 65 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Para empezar a analizar cada tipo de consumo individualmente, a continuación se explican cuáles son los conceptos que van a aparecer en los diferentes tipos de tarifa que han sido consideradas. 6.2 TARIFA KW + KWH Es la tarifa que se usa actualmente en España. En la factura eléctrica aparecen dos conceptos: uno, el de kW, por el que se paga una cuota fija en función de la potencia instalada; otro, el de kWh, por el que se paga en función de la energía consumida proveniente de la red a lo largo del periodo de facturación. En este estudio se asume que no hay discriminación horaria, sino que el kWh tiene un coste determinado independientemente de la franja horaria en que se consuma. 6.3 TARIFA SÓLO KWH Es usada en algunos estados de los Estados Unidos. Consiste en que sólo se paga por la energía consumida proveniente de la red en el periodo de facturación, por lo que no hay ningún término fijo: si el consumo fuese nulo, el importe a pagar sería también nulo. Generalmente el precio del kWh suele ser ligeramente superior que en el caso de kW + kWh, para que el sistema recupere los gastos que no cobra por concepto de kW. En este estudio se ha calculado el precio del kWh como el precio de la tarifa de kW + kWh dividido entre los kWh totales consumidos. 6.4 TARIFA KW + KWH + DH Se trata de una tarifa semejante a la ya mencionada kW + kWh, pero en este caso sí existe discriminación de precios según la franja horaria en la que la - 66 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados energía que proviene de la red sea consumida. Un primer periodo (de las 9 horas a las 21 horas) donde la demanda de energía de todo el sistema eléctrico es mayor, por lo que la energía es más cara, y otro periodo (de las 21 horas a las 9 horas del día sucesivo) en el que dicha demanda de energía es menor, por lo que es más barata. 6.5 TARIFA KW + KWH + PR Esta tarifa es igual a la citada de kW + kWh añadiendo un término más: el peaje de respaldo. No sólo se paga por la potencia instalada y la energía consumida proveniente de la red en el periodo de facturación, sino que se paga además por la energía consumida que ha sido producida por la instalación fotovoltaica propiedad del consumidor. Este tipo de tarifa es el único de los cuatro que contempla este término. En todos los demás la energía que se paga no es producida por el propio consumidor. 6.6 RESULTADOS PARA LOS DIFERENTES TIPOS DE CONSUMO Antes de empezar con el análisis de cada perfil de consumo, se determina el tipo de panel fotovoltaico que se ha usado en todos los casos y con el que se ha calculado la inversión inicial. Se ha elegido formar cada instalación con paneles de una potencia de 250W pico para, mediante la combinación de ellos, alcanzar la potencia deseada. El modelo es el Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly, con un precio unitario de 162,07 €. [http://www.civicsolar.com/product/yingli-solar-yl250p-29b-250w-poly-slvwht-solar-panel] - 67 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados 6.6.1 VIVIENDA UNIFAMILIAR El caso de la vivienda unifamiliar se trata del típico chalé residencial en España situado en la periferia de las ciudades. Consta de una construcción con un total de 4 dormitorios, además de salón, cocina y 3 cuartos de baño. También tiene una piscina situada en la zona de jardín. La potencia FV instalada y la potencia contratada se muestran en la siguiente tabla: DATOS Vivienda unifamiliar FV Real (kW) 50 % FV (kW) Pot Contratada (kW) 10 5 9,86 Tabla 34: Datos de potencias para vivienda unifamiliar. A partir de ella y realizando los cálculos necesarios, se obtiene la tabla de resultados para el VAN: VAN 50% FV FV Real kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR FIT 24.372 € 24.372 € 27.214 € 24.372 € 49.095 € 49.095 € 51.936 € 49.095 € MIXTO 989 € 2.038 € 5.387 € -3.191 € 20.516 € 21.798 € 25.215 € 15.407 € BN DIARIO -1.682 € -513 € 12.282 € -5.862 € -4.165 € -1.977 € 1.994 € -9.274 € BN MENSUAL -1.682 € -513 € 12.282 € -5.862 € -3.874 € -1.648 € 1.994 € -8.983 € BN SEMESTRAL -1.682 € -513 € 12.282 € -5.862 € -3.015 € -676 € 1.994 € -8.123 € BN ANUAL -2.608 € -1.560 € 12.282 € -6.788 € -3.941 € -1.723 € 1.994 € -9.049 € AUTOCONSUMO -2.600 € -1.551 € 1.798 € -6.780 € -11.102 € -9.820 € -6.403 € -16.211 € Tabla 35: Resultados del VAN para la vivienda unifamiliar. Si se quieren obtener algunas conclusiones de esta tabla a simple vista, lo primero que se observa es que el marco retributivo que aporta el mayor valor actual neto para el propietario de la instalación es el FIT. Esto se podía presuponer, ya que se paga la energía consumida a una determinada cantidad aproximadamente 3 veces menor que la cantidad que se recibe por la energía insertada en la red. Además, en este caso la potencia fotovoltaica instalada es muy grande en relación a la potencia contratada, el 100%, lo cual influye en que la energía producida supera en muchas horas del año a la energía consumida, maximizando aún más los beneficios del propietario (ver Figura 15 y Figura 18). - 68 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Para tener una idea aún más amplia, si se calculase el VAN con la inversión en el año cero pero considerando el flujo de caja del año 1 al 20 igual al resultado “con instalación fotovoltaica”, esta vez sin restarle el resultado “sin instalación fotovoltaica”, se obtiene directamente la cantidad que quien realiza la inversión ganaría (si es positivo) o debería pagar (si es negativo) por realizar la instalación FV y por tener suministro eléctrico durante los siguientes 20 años. El único marco retributivo con el que este VAN resulta positivo es el FIT. Por ello, se determina que el FIT no parece que sea el marco retributivo más adecuado para aplicar en este caso o que la FIT considerada en el estudio es claramente excesiva, debido a que el único que resultaría beneficiado sería el propietario, perjudicando a la sociedad con un aumento considerable de los precios de la electricidad y haciendo que no sea sostenible a medio o largo plazo. No se debe olvidar que el objetivo de dichos marcos regulatorios debería ser el de impulsar a la inversión pero manteniendo un sistema sostenible que beneficie a la mayor parte de la sociedad. Si además se añade la actual situación de crisis por las que se atraviesa en muchas partes del mundo, los otros usuarios eléctricos no se verían beneficiados, ya que sus facturas aumentarían de forma notable. Dejando aparte el FIT, para obtener conclusiones de los demás marcos retributivos se realizan dos gráficos de barras a continuación, uno con el 50% de instalación fotovoltaica y otro para el 100%. - 69 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Figura 29. Gráfico de barras del VAN de vivienda unifamiliar con 50% de FV. Como ya se ha dicho previamente, el FIT es el modelo que dispara el VAN, por lo que no se profundiza más en su análisis por lo anteriormente citado. Empezando por el tipo de facturación que más ventajas aporta al propietario, se trata del “kW + kWh + DH” para todos los marcos retributivos. La diferencia de precios según la hora en las que se produzca el consumo conviene al consumidor cuando su consumo en las horas de tarifa más barata no descienda mucho respecto al consumo en las horas de tarifa más cara. Como se puede observar en la Figura 15 el pico de consumo se produce alrededor de las 21 horas, por lo que está justo en la frontera entre las dos tarifas. Una parte será facturada con una tarifa más cara y otra parte con otra tarifa más barata. A medida que entra la noche, el consumo baja pero no llega a desaparecer, ya que los electrodomésticos (frigorífico, congelador… que tienen los consumos más elevados dentro de una vivienda) siguen conectados. Otro aspecto a destacar es que, dentro del balance neto, el valor actual neto es el mismo utilizando un periodo de balance ya sea diario, mensual o semestral, siendo el anual el único que difiere de los demás. El ‘mixto’, por su parte, es el marco retributivo con menor dependencia del tipo de tarifa si no se tiene en cuenta - 70 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados el FIT, ya que sería rentable realizar la inversión en tres de los cuatro casos, mientras que en el balance neto y autoconsumo sólo sería rentable realizar la inversión si existiese la opción de incluir la discriminación horaria en la tarifa. El tipo de facturación que hace que el VAN alcance el peor valor es el “kW + kWh + PR”. De este modo, se demuestra que el peaje de respaldo afecta, y mucho, en la decisión para la inversión. Si el marco retributivo aplicado fuese el balance neto, autoconsumo o ‘mixto’, no sería rentable hacer la inversión para la instalación fotovoltaica del 50% de la potencia contratada con esta tarifa. A continuación, a partir de la tabla de las diferentes TIR, se observan diferentes gráficos de barras con la TIR según el tipo de tarifa para el 50% de FV. Con ellos, podremos determinar entre dos inversiones que son rentables (VAN > 0), cuál de ellas aportaría más beneficios. TIR 50% FV FV Real kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR FIT 39% 39% 42% 39% 39% 39% 41% 39% MIXTO 11% 13% 17% 5% 23% 24% 26% 20% BN DIARIO 8% 9% 25% 1% 7% 9% 11% 3% BN MENSUAL 8% 9% 25% 1% 7% 9% 11% 3% BN SEMESTRAL 8% 9% 25% 1% 8% 10% 11% 4% BN ANUAL 6% 8% 25% -1% 7% 9% 11% 3% AUTOCONSUMO 6% 8% 12% -1% 1% 2% 5% -5% Tabla 36: Resultados de la TIR para la vivienda unifamiliar. - 71 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Según el tipo de tarifa, para el 50% de FV se obtiene: TIR vivienda unifamilia kW+kWh+DH con 50% FV TIR vivienda unifamilia kW+kWh con 50% FV 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% TIR vivienda unifamilia kW+kWh+PR con 50% FV TIR vivienda unifamilia sólo kWh con 50% FV 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% -5% Figura 30. Gráfico de barras para la TIR de vivienda unifamiliar con 50% FV. En todas las diferentes facturas, la FIT es el marco retributivo que crea más valor para el inversor, como ya se ha comentado previamente. Luego, en todos los casos menos en “kW + kWh + DH”, el ‘mixto’ es el segundo marco retributivo que beneficia más al inversor. Esto sucede porque si cuando más consumo hay en la vivienda es durante las horas del día en las que hay sol, se está produciendo la totalidad o, al menos, una parte de la energía que se consume. Estas horas, además, coinciden con las horas de la franja horaria en la que la tarifa es más cara, por lo que se evita consumir cuando la energía está más cara y se consume por la noche (cuando no hay sol y, por lo tanto no se produce energía) aprovechando el bajo coste de la energía. Todo esto se ve reflejado en la TIR, que nos indica que en este caso es más conveniente el Balance Neto. - 72 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Ahora se analiza el VAN en el caso real, donde la potencia fotovoltaica instalada es igual al 100% de la potencia contratada. Figura 31. Gráfico de barras del VAN de vivienda unifamiliar con FV real. Se observa cómo el FIT sigue siendo el modelo retributivo que se dispara en el gráfico de barras, aunque esta vez el ‘mixto’ no está tan distanciado del FIT. Con más potencia instalada sobra más energía, que se inserta en la red y se cobra a un precio muy alto comparado con el precio al que se paga, lo que provoca que el ‘mixto’ aumente el VAN más que lo que han aumentado los demás modelos retributivos. Comparando con el caso en que sólo se instala el 50% de FV, el “kW + kWh + DH” sigue siendo la tarifa que más beneficio aporta al propietario, pero no dista tanto de las demás. Cabe señalar que el único marco retributivo para el cual el VAN es negativo con una tarifa con discriminación horaria es el autoconsumo. De hecho, sea cual sea el tipo de tarifa a aplicar, el autoconsumo hace que la inversión no sea rentable para el propietario. Siendo la potencia instalada mayor y produciendo más de lo que se consume en determinadas horas del día, no pudiendo disponer de esa energía que no se ha usado y se ha vertido en la red - 73 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados cuando se necesite a coste cero (como ocurre en el balance neto), el resultado es que no es rentable la realización de la inversión en este caso particular. En el caso del ‘mixto’, en todas las tarifas excepto en “kW + kWh + PR” tienen su valor actual neto similares, situándose la tarifa de “sólo kWh” en medio de estas tres. A continuación, a partir de las tablas de la TIR, se observan diferentes gráficos de barras según el tipo de tarifa para la FV real, igual al 100% de la potencia contratada. Con ellos, podremos determinar entre dos inversiones que son rentables (VAN > 0), cuál de ellas aportaría más beneficios. TIR vivienda unifamilia kW+kWh con FV real TIR vivienda unifamilia kW+kWh+DH con FV real 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% TIR vivienda unifamilia kW+kWh+PR con FV real TIR vivienda unifamilia sólo kWh con FV real 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 50% 40% 30% 20% 10% 0% -10% Figura 32. Gráfico de barras para la TIR de vivienda unifamiliar con FV real. Como ya se ha comentado previamente, en todas las diferentes facturas, la FIT es el marco retributivo que crea más valor para el inversor, seguida en todos los casos por el ‘mixto’. A diferencia de tener el 50% de FV, en la tarifa “kW + kWh + DH” el ‘mixto’ ha superado al Balance Neto. Esta vez, el peso de la electricidad producida y vendida a un precio más elevado que la consumida que se paga es mayor que el ahorro que resulta de consumir parte de la propia - 74 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados electricidad generada en la franja horaria que la energía es más cara y consumirla de la red en la franja horaria que es más barata. - 75 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados 6.6.2 EDIFICIO DE VIVIENDAS El edificio de viviendas está compuesto por un total de 5 plantas, con dos viviendas en cada una de ellas, lo que hace un total de 10 viviendas. Como servicios comunitarios, posee un ascensor y alumbrado interior. La potencia FV instalada y la potencia contratada se muestran en la siguiente tabla: DATOS Bloque de viviendas FV Real (kW) 50 % FV (kW) Pot Contratada (kW) 10 50 100 Tabla 37: Datos de potencias para el edificio de viviendas. A partir de ella y realizando los cálculos necesarios, se obtiene la tabla de resultados para el VAN: VAN 50% FV FV Real kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR FIT 241.150 € 241.150 € 245.539 € 241.150 € 49.095 € 49.095 € 53.484 € 49.095 € MIXTO 189.716 € 204.759 € 197.168 € 180.489 € 8.952 € 20.693 € 16.030 € 1.787 € BN DIARIO -74.331 € -44.871 € -73.284 € -83.557 € -3.015 € 12.227 € 14.741 € -10.179 € BN MENSUAL -73.284 € -42.933 € -73.284 € -82.510 € -3.015 € 12.227 € 14.741 € -10.179 € BN SEMESTRAL -73.284 € -42.933 € -73.284 € -82.510 € -3.015 € 12.227 € 14.741 € -10.179 € BN ANUAL -73.284 € -42.933 € -73.284 € -82.510 € -3.015 € 12.227 € 14.741 € -10.179 € AUTOCONSUMO -91.272 € -76.228 € -83.819 € -100.498 € -7.128 € 4.613 € -50 € -14.293 € Tabla 38: Resultados del VAN para el edificio de viviendas. Al igual que en el caso de la vivienda unifamiliar, si se quieren obtener algunas conclusiones de esta tabla a simple vista, lo primero que se observa es que el marco retributivo que aporta el mayor valor actual neto para el propietario de la instalación es el FIT. Para el caso de la potencia FV instalada real, el FIT no difiere tanto del caso de la vivienda unifamiliar, ya que ambas son 10 kW y la interacción entre las curvas de producción y demanda de energía son similares (comparar Figura 15 y Figura 18 con Figura 24 y Figura 25). Aunque el consumo es mayor en el edificio de viviendas, al pagarlo a un precio muy inferior al que se recibe por la energía producida no existe una diferencia muy notable. - 76 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados La principal diferencia es que, en este perfil de consumo y con esta potencia contratada, el 50% de la potencia contratada conlleva la instalación de 50 kW de paneles fotovoltaicos. Esto repercute en que la energía producida es aproximadamente 10 veces mayor que cuando se instalan 5 kW (caso de la vivienda unifamiliar), lo que provoca que, en el caso del FIT, el VAN se dispare aproximadamente 10 veces, ya que se produce mucho más de lo que se consume y además se vende a un precio muy superior al que se paga por la energía consumida. Las curva de demanda y producción interactuarían como se muestra, tanto para un día laboral de verano como de invierno: 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Día de invierno laboral con 50 kW de potencia FV instalados (edificio de viviendas) 35 30 25 Consumo Generación kW kW Día de verano laboral con 50 kW de potencia FV instalados (edificio de viviendas) 20 15 Consumo 10 Generación 5 0 0 5 10 15 20 0 Hora 5 10 15 20 Hora Figura 33. Curvas edificio de viviendas con 50 kW de potencia FV instalada. Al producir tanto y consumir poco en relación a la cantidad de energía producida, los marcos retributivos que hacen rentable la inversión son aquellos mediante los cuales el propietario de la instalación cobra por la energía insertada en la red. Se trata únicamente del FIT y del ‘mixto’. Para los demás modelos de retribución, se produce mucho para no sacar beneficio de la mayor parte de lo producido. Ya sea con balance o autoconsumo, siempre existe gran exceso de producción sin ser remunerada, por lo que la fuerte inversión inicial necesaria para la instalación de los paneles fotovoltaicos no se recupera en el periodo de tiempo de amortización determinado (20 años). A continuación se muestra un gráfico de barras para el VAN, del que se pueden sacar más conclusiones. - 77 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Figura 34. Gráfico de barras del VAN de edificio de viviendas con 50% de FV. El gráfico de barras muestra de manera muy clara lo que se había concluido previamente con el análisis de la tabla. No es rentable instalar una potencia de 50 kW si no existe la posibilidad de aplicar el modelo FIT o el modelo ‘mixto’. Para todos los demás modelos de retribución no sería rentable la realización de la inversión, independientemente del periodo en el que se realice el balance o de que sea autoconsumo. El balance neto diario sería aquel menos penalizado, aunque con muy poca diferencia respecto a los balances mensual, semestral y anual, que están penalizados de igual manera. En los balances, además, el peaje de respaldo afecta notablemente, cuando la tarifa es “kW + kWh + PR”. Cabe resaltar que en el FIT la tarifa de “kW + kWh + PR” es igual que la tarifa de “kW + kWh”, ya que, como no se consume nada de la energía que se genera, no existe ese peaje adicional. Incluso como se consume un porcentaje muy pequeño de toda la energía producida, la tarifa con peaje de respaldo no difiere tanto de las demás tarifas en los casos de balance neto y autoconsumo. Si se tiene el valor actual neto de la inversión como “resultado de haber instalado la fotovoltaica” en lugar del “resultado de la diferencia de CON menos - 78 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados SIN fotovoltaica” el FIT y el ‘mixto’ seguirían aportando beneficio (como flujo de caja positivo en el año inicial en el que se realiza la inversión inversión). A continuación, a partir de la tabla de las diferentes TIR, se observan diferentes gráficos de barras. Con ellos, podremos determinar entre dos inversiones que son rentables (VAN > 0), cuál de ellas aportaría más beneficios. TIR 50% FV kW+kWh FV Real Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR FIT 38% 38% 38% 38% 39% 39% 42% 39% MIXTO 32% 34% 33% 31% 16% 23% 20% 11% BN DIARIO -3% 3% -2% -5% 8% 18% 19% 2% BN MENSUAL -2% 4% -2% -5% 8% 18% 19% 2% BN SEMESTRAL -2% 4% -2% -5% 8% 18% 19% 2% BN ANUAL -2% 4% -2% -5% 8% 18% 19% 2% AUTOCONSUMO -8% -3% -5% -13% 5% 13% 10% -3% Tabla 39: Resultados de la TIR para el edificio de viviendas. Según el tipo de tarifa, para el 50% de FV se obtiene: TIR edificio de viviendas kW+kWh con 50% FV TIR edificio de viviendas kW+kWh+DH con 50% FV 40% 50% 30% 40% 30% 20% 20% 10% 10% 0% 0% -10% -10% -20% TIR edificio de viviendas kW+kWh+PR con 50% FV TIR edificio de viviendas sólo kWh con 50% FV 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% -5% -10% 50% 40% 30% 20% 10% 0% -10% -20% Figura 35. Gráfico de barras para la TIR de edificio de viviendas con 50% FV. Atendiendo solo a los valores de la TIR para los que el VAN>0, ya que los otros no tienen ningún significado válido, en la tarifa de “sólo kWh” se puede - 79 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados apreciar que todos los modelos retributivos no serían rentables exceptuando al FIT y al ‘mixto’. Se aprecia la pequeña diferencia existente entre balance neto diario y mensual, semestral y anual, iguales entre sí. Como en los demás tipos de tarifa, los únicos modelos retributivos que explicarían la inversión serían el FIT y el ‘mixto’ y, según se ha estudiado, estos marcos retributivos no son sostenibles en el medio o largo plazo. La conclusión es que no estaría justificado el realizar la instalación de los 50 kW de potencia fotovoltaica. Ahora se analiza el VAN en el caso real, donde la potencia fotovoltaica instalada es de 10 kW, sólo un 10% de la potencia contratada. Figura 36. Gráfico de barras del VAN de edificio de viviendas con FV real. Se observa cómo el FIT sigue siendo el modelo retributivo que se dispara en el gráfico de barras, aunque con esta potencia instalada, la inversión resulta rentable para todos los modelos, aunque dependan del tipo de tarifa. Aquella que aportaría beneficios al ‘mixto’ aparte del FIT es la “kW + kWh + PR”. Tanto para el balance neto como para el autoconsumo, la tarifa “kW + kWh” no es rentable, por lo que aquella en la que hay que pagar además un coste por el peaje de respaldo lo es aún menos. Puede parecer contradictorio que a menor potencia - 80 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados fotovoltaica instalada sea más rentable, pero no lo es. Hay que analizar debidamente cuáles son las necesidades en cada caso, ya que sobredimensionar penaliza más al inversor que instalar sólo una parte de lo que se consume. Dejando a un lado el FIT y teniendo en cuenta la interacción entre la curva de producción y demanda de energía (Figura 24y Figura 25), se observa que este caso es bastante similar al de la vivienda unifamiliar. De este modo, habrá horas en el año en las que se produzca más que se consume y otras en las que se consuma más de lo que se produzca. Al igual que en la vivienda unifamiliar, la producción existe en la franja horaria en la que el precio de la energía es el más alto, lo que conlleva un ahorro considerable, siendo el balance neto el marco retributivo al que más afecta. En el ‘mixto’ y autoconsumo, el tipo de tarifa que aporta más beneficios al inversor es la de “sólo kWh”. En el caso del ‘mixto’ se puede explicar porque como la energía que no se consume se vende, se obtiene un beneficio, además del ahorro que supone no tener que pagar el término fijo de potencia instalada (kW). En el caso del autoconsumo, el beneficio se obtiene como única consecuencia del ahorro de no tener que pagar el término fijo de potencia instalada (kW). A continuación, a partir de las tablas de la TIR, se observan diferentes gráficos de barras según el tipo de tarifa para la FV real, igual al 10% de la potencia contratada. Con ellos, podremos determinar entre dos inversiones que son rentables (VAN > 0), cuál de ellas aportaría más beneficios. - 81 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados TIR edificio de viviendas kW+kWh con FV real 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% TIR edificio de viviendas kW+kWh+DH con FV real 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% TIR edificio de viviendas kW+kWh+PR con FV real TIR edificio de viviendas sólo kWh con FV real 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 40% 30% 20% 10% 0% -10% Figura 37. Gráfico de barras para la TIR de edificio de viviendas con FV real. Como ya se ha comentado previamente, en todas las diferentes facturas, la FIT es el marco retributivo que crea más valor para el inversor, seguida en todos los casos por el ‘mixto’. El autoconsumo es siempre el marco retributivo más perjudicado como consecuencia de que el inversor no obtiene ningún beneficio de la energía que produce y no consume. Pero no se puede determinar que sea el peor marco retributivo, ya que esta energía servirá para que los usuarios que no posean una instalación FV consuman una energía limpia y, por lo tanto, se disminuya la emisión de CO2. Lo que sí se puede afirmar es que el balance neto es bastante rentable independientemente del periodo en el que se realice dicho balance. A su vez reporta unos beneficios interesantes para el propietario en “sólo kWh” y “kW + kWh + DH”. En este caso, se explica por qué la potencia instalada es sólo un 10% de la potencia total contratada. Con dicha instalación, los vecinos del edificio de viviendas consiguen beneficios, algo que no ocurriría si la instalación existente fuese de 50 kWp. - 82 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados 6.6.3 HOTEL Este hotel de casi 300 habitaciones, el cual se encuentra situado en las islas baleares, posee, entre otros servicios, piscina climatizada cubierta, sauna y baño turco. Todas estas instalaciones necesitan un servicio eléctrico constante para su utilización. Para ello, se muestran en la siguiente tabla la potencia FV instalada y la potencia contratada: DATOS Hotel FV Real (kW) 50 % FV (kW) Pot Contratada (kW) 100 190 381 Tabla 40: Datos de potencias para hotel. A partir de ella y realizando los cálculos necesarios, se obtiene la tabla de resultados para el VAN: VAN 50% FV FV Real kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR FIT 801.020 € 801.020 € 979.265 € 801.020 € 421.568 € 421.568 € 599.813 € 421.568 € MIXTO -117.100 € -108.730 € 114.418 € -241.671 € -69.725 € -65.246 € 137.048 € -136.384 € BN DIARIO -227.009 € -221.359 € 1.125.993 € -351.580 € -119.499 € -116.526 € 1.322.024 € -186.158 € BN MENSUAL -132.437 € -123.928 € 1.125.993 € -257.008 € -69.725 € -65.246 € 1.322.024 € -136.384 € BN SEMESTRAL -132.437 € -123.928 € 1.125.993 € -257.008 € -69.725 € -65.246 € 1.322.024 € -136.384 € BN ANUAL -132.437 € -123.928 € 1.125.993 € -257.008 € -69.725 € -65.246 € 1.322.024 € -136.384 € AUTOCONSUMO -137.062 € -128.692 € 94.456 € -261.633 € -69.725 € -65.246 € 137.048 € -136.384 € Tabla 41: Resultados del VAN para el hotel. A simple vista, las conclusiones que se pueden obtener acerca del marco retributivo que más beneficios aporta al propietario son similares que en los dos perfiles de consumo ya analizados. Lo primero que se observa es que el único marco retributivo que aporta beneficios independientemente del tipo de facturación y de la potencia fotovoltaica instalada es el FIT. Esto se podía presuponer, ya que es la consecuencia de pagar la energía consumida a una cantidad aproximadamente 3 veces menor que la cantidad que se recibe por la energía insertada en la red. A medida que la potencia contratada por el consumidor es mayor, la instalación fotovoltaica también tiene un tamaño - 83 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados superior para poder cubrir así las necesidades del consumo. Esto conlleva a que se produzca más energía y, aunque también se consume más energía, la diferencia de precios entre la energía consumida y la producida hace que el beneficio del propietario aumente cuanto mayor sea el orden de magnitud de las potencias, siempre que se mantenga una determinada relación entre potencia contratada y potencia fotovoltaica instalada. La siguiente conclusión a la que se puede llegar es que si el balance neto diario es el modelo de retribución instaurado en la zona en la que está situada el hotel, no convendría realizar la inversión para la instalación de los paneles fotovoltaicos a no ser que el tipo de tarifa contratada fuese “kW + kWh + DH”, ya sea el proyecto de instalación del 50% de la potencia contratada (190 kW) o de 100 kW, que es la que existe realmente. Poder pagar menos por la energía consumida de noche es esencial para el ahorro, ya que la energía consumida no suele descender de los 80 kWh en invierno y 100 kWh en verano. Como en esa franja horaria no hay producción eléctrica con los paneles porque no hay sol, toda la energía que se consume se paga. Sin embargo, aunque el precio de la energía que se consume durante el día es mayor, es el momento en el que existe producción, por lo que no se paga por toda la energía consumida, sino sólo por la energía que se consume y no ha sido producida. De este modo, sólo se entendería que el hotel hubiese tomado la decisión de invertir teniendo el balance neto diario como forma retributiva si existe la posibilidad de diferenciar dos precios diferentes para la energía consumida de la red, pagando menos por la energía consumida en horas nocturnas. Para obtener más conclusiones, se realizan dos gráficos de barras, uno en el caso de existir una instalación fotovoltaica con una potencia total igual al 50% de la potencia contratada, y otro gráfico en el caso de la instalación fotovoltaica real. - 84 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Figura 38. Gráfico de barras del VAN de hotel con 50% de FV. En comparación con los casos de vivienda unifamiliar y edificio de viviendas, el modelo retributivo que más beneficios aporta al propietario es el balance neto cuando en el tipo de facturación cabe la posibilidad de pagar según la hora del día en la que se consume (peaje de respaldo). Por otro lado, se observa que si en la tarifa existe el peaje de respaldo, el único modelo retributivo rentable sería el FIT. Pero como se ha determinado ya, el FIT no es un modelo sostenible por toda la sociedad para el medio y largo plazo, por lo que no sería aplicado nunca. Así, para todos los demás marcos retributivos, si existiese la obligación de pagar por la energía consumida que se ha producido con los paneles, no sería rentable hacer la inversión. Con la gran energía que se produce a partir de los paneles (puede rondar el 50% del consumo en varias horas del día), este término afecta mucho más que cuando la energía producida es un porcentaje muy pequeño de la consumida. Sería un modo de obstaculizar la inversión, pues nadie arriesgaría sabiendo previamente que no va a obtener beneficios. - 85 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados A continuación, a partir de la tabla de las diferentes TIR, se observan diferentes gráficos de barras con la TIR según el tipo de tarifa para el 50% de FV. Con ellos, podremos determinar entre dos inversiones que son rentables (VAN > 0), cuál de ellas aportaría más beneficios. TIR 50% FV FV Real kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR FIT 34% 34% 39% 34% 34% 34% 44% 34% MIXTO 6% 6% 14% 0% 5% 5% 18% -1% BN DIARIO 1% 1% 44% -8% 1% 1% 83% -9% BN MENSUAL 5% 5% 44% -1% 5% 5% 83% -1% BN SEMESTRAL 5% 5% 44% -1% 5% 5% 83% -1% BN ANUAL 5% 5% 44% -1% 5% 5% 83% -1% AUTOCONSUMO 5% 5% 13% -1% 5% 5% 18% -1% Tabla 42: Resultados de la TIR para el hotel. Según el tipo de tarifa, para el 50% de FV se obtiene: TIR hotel kW+kWh con 50% FV 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% TIR hotel kW+kWh+DH con 50% FV 50% 40% 30% 20% 10% 0% TIR hotel kW+kWh+PR con 50% FV TIR hotel sólo kWh con 50% FV 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 40% 30% 20% 10% 0% -10% -20% Figura 39. Gráfico de barras para la TIR de hotel con 50% FV. En todas las diferentes facturas, la FIT es el marco retributivo que crea más valor para el inversor, excepto cuando existen precios por discriminación - 86 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados horaria, como ya se ha comentado previamente. El caso de balance neto con discriminación horaria sería el caso ideal para que el hotel no tuviera ninguna duda en invertir, pues la tasa interna de rentabilidad es muy elevada, lo que hace prever que se amortizará antes de lo esperado. También se incitaría al propietario a realizar la inversión si se aplica un autoconsumo, con la tarifa que incluye discriminación horaria. En este hotel, la energía producida superará en contadas ocasiones a la generada, por lo que la cantidad de energía que se cede a la red y no se recupera es casi despreciable. Ahora se analiza el VAN en el caso real, donde la potencia fotovoltaica instalada es igual al 26% de la potencia contratada aproximadamente. Figura 40. Gráfico de barras del VAN de hotel con FV real. Se observa cómo la discriminación horaria sigue siendo la clave para este tipo de consumo. Con la instalación fotovoltaica real (de 100 kW), la diferencia entre el beneficio del propietario con balance neto y el FIT es muy grande. Conviene más al propietario de la instalación aprovechar la energía que produce comprando la que le haga falta con una diferenciación de precios según la franja horaria en que se produzca el consumo, en lugar de venderla por un precio muy - 87 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados algo y luego comprar toda la que consume a un precio fijo para todas las horas del día. Esto no sucede ni en la vivienda unifamiliar ni en el edificio de viviendas. Comparando con el caso en que se instalan 190 kW (el 50% de FV), el beneficio aumenta ahora que la instalación fotovoltaica cubre sólo el 26% de la potencia contratada. A continuación, a partir de las tablas de la TIR, se observan diferentes gráficos de barras según el tipo de tarifa para la FV real, igual al 26% de la potencia contratada. Con ellos, podremos determinar entre dos inversiones que son rentables (VAN > 0), cuál de ellas aportaría más beneficios. TIR hotel kW+kWh con FV real 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% TIR hotel kW+kWh+DH con FV real 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% TIR hotel kW+kWh+PR con FV real TIR hotel sólo kWh con FV real 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% -5% -10% -15% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Figura 41. Gráfico de barras para la TIR de hotel con FV real. Prueba de la enorme rentabilidad de la inversión en el caso de la tarifa con discriminación horaria “kW + kWh + DH”, se observa cómo la TIR sobrepasa el 80%. De este modo, se obtendrían unos beneficios muy importantes. Ninguna persona dudaría en invertir sabiendo que tiene una tasa interna de rentabilidad superior al 80%, ya que no hay riesgo de no recuperar el dinero invertido. Los años de amortización en este caso serían considerablemente menores comparados con todos los demás casos. - 88 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados 6.6.4 HOSPITAL Este hospital es uno de los principales hospitales del sur de España. Tiene numerosas habitaciones y una gran actividad, por lo que el abastecimiento eléctrico es imprescindible. Se muestran en la siguiente tabla la potencia FV instalada y la potencia contratada: DATOS Hospital FV Real (kW) 50 % FV (kW) Pot Contratada (kW) 5400 3250 6500 Tabla 43: Datos de potencias para hospital. A partir de ella y realizando los cálculos necesarios, se obtiene la tabla de resultados para el VAN: 50% FV VAN FV Real kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR FIT 13.967.912 € 13.967.912 € 17.526.617 € 13.967.912 € 23.075.713 € 23.075.713 € 26.634.418 € 23.075.713 € MIXTO -2.411.813 € -2.354.379 € 1.966.975 € -4.143.821 € -3.628.248 € -3.534.613 € 1.267.167 € -6.451.950 € BN DIARIO -2.419.091 € -2.361.631 € 24.460.987 € -4.151.098 € -4.151.922 € -4.056.450 € 19.998.873 € -6.975.624 € BN MENSUAL -2.419.091 € -2.361.631 € 24.460.987 € -4.151.098 € -4.151.922 € -4.056.450 € 19.998.873 € -6.975.624 € BN SEMESTRAL -2.419.091 € -2.361.631 € 24.460.987 € -4.151.098 € -4.151.922 € -4.056.450 € 19.998.873 € -6.975.624 € BN ANUAL -2.419.091 € -2.361.631 € 24.460.987 € -4.151.098 € -4.151.922 € -4.056.450 € 19.998.873 € -6.975.624 € AUTOCONSUMO -2.420.923 € -2.363.488 € 1.957.865 € -4.152.930 € -8.615.044 € -4.190.129 € -4.190.129 € -7.107.466 € Tabla 44: Resultados del VAN para el hospital. Las conclusiones que se pueden obtener con la primera impresión que se obtiene al observar la tabla acerca del marco retributivo que más beneficios aporta al propietario son similares a las de los perfiles de consumo ya analizados. Se sigue cumpliendo que el modelo retributivo que más beneficios aporta al propietario de la instalación es el FIT. Este caso es aquel que tiene más potencia contratada de todos los perfiles de consumo para abastecer su gran demanda de energía. Esto conlleva a que, al ser de grandes dimensiones las potencias en juego, el beneficio se dispara fruto de la gran diferencia existente entre el precio que se paga por la energía consumida y el precio que se recibe por la energía generada. Como ya se ha comentado previamente, al mantener una cierta relación entre - 89 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados potencia contratada y potencia fotovoltaica instalada, cuanto mayor es el orden de dichas potencias, mayores beneficios recibe el propietario de la instalación en el caso del FIT. La siguiente conclusión a la que se puede llegar es que hay más casos en los que el valor actual neto de la inversión es positivo para una instalación fotovoltaica con una potencia total igual al 50% de la potencia contratada que en el caso real de la instalación fotovoltaica, equivalente aproximadamente al 83% de la potencia contratada. Para obtener más conclusiones con más profundidad, se realizan dos gráficos de barras, uno en el caso de existir una instalación fotovoltaica con una potencia total igual al 50% de la potencia contratada, y otro gráfico en el caso de la instalación fotovoltaica real. Figura 42. Gráfico de barras del VAN de hospital con 50% de FV (I). Al igual que ocurre en el caso del hotel y en comparación con los casos de vivienda unifamiliar y edificio de viviendas, el modelo retributivo que más beneficios aporta al propietario es el balance neto cuando en el tipo de facturación cabe la posibilidad de pagar según la hora del día en la que se consume. - 90 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Por otro lado, se observa que si en la tarifa existe el peaje de respaldo, el único modelo retributivo rentable sería el FIT. Pero como se ha determinado ya, el FIT no es un modelo sostenible por toda la sociedad para el medio y largo plazo, por lo que no sería aplicado nunca. Así, para todos los demás marcos retributivos, si existiese la obligación de pagar por la energía consumida que se ha producido con los paneles, no sería rentable hacer la inversión. Hay momentos en los que la energía que se produce a partir de los paneles sobrepasa el 50% del consumo, pudiendo llegar a ser hasta del 60%. Por ello, para los grandes consumidores, si tiene que pagar una determinada cantidad por esa energía, su tarifa de incrementaría de manera notable. Este término afecta mucho más que cuando la energía producida es un porcentaje muy pequeño de la consumida. La implantación del peaje de respaldo sería un modo de obstaculizar la inversión principalmente en grandes instalaciones, pues nadie arriesgaría sabiendo previamente que hay un alto porcentaje de que la inversión no se recupere, teniendo las consecuentes pérdidas. Para poder comparar las tarifas que no incluyen la discriminación horaria, se muestra el gráfico a continuación eliminando la tarifa “kW + kWh + DH” y el FIT. - 91 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Figura 43. Gráfico de barras del VAN de hospital con 50% de FV (II). De esta forma, se distingue mejor que sin discriminación horaria no se obtienen beneficios. Las pérdidas no son para nada despreciables, de modo que no sería aconsejable invertir en cualquier otro caso que no permitiese la discriminación horaria y aún menos si además incluye el peaje de respaldo. A continuación, a partir de la tabla de las diferentes TIR, se observan diferentes gráficos de barras con la TIR según el tipo de tarifa para el 50% de FV. Con ellos, podremos determinar entre dos inversiones que son rentables (VAN > 0), cuál de ellas aportaría más beneficios. TIR 50% FV FV Real kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR kW+kWh Sólo kWh kW+kWh+DH kW+kWh+PR FIT 37% 37% 43% 37% 36% 36% 40% 36% MIXTO 4% 4% 14% -1% 5% 5% 12% 0% BN DIARIO 4% 4% 56% -1% 4% 4% 33% -1% BN MENSUAL 4% 4% 56% -1% 4% 4% 33% -1% BN SEMESTRAL 4% 4% 56% -1% 4% 4% 33% -1% BN ANUAL 4% 4% 56% -1% 4% 4% 33% -1% AUTOCONSUMO 4% 4% 14% -1% -6% 4% 4% -2% Tabla 45: Resultados de la TIR para el hospital. - 92 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Según el tipo de tarifa, para el 50% de FV se obtiene: TIR hospital kW+kWh+DH con 50% FV TIR hospital kW+kWh con 50% FV 60% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 50% 40% 30% 20% 10% 0% TIR hospital kW+kWh+PR con 50% FV TIR hospital sólo kWh con 50% FV 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% -5% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Figura 44. Gráfico de barras para la TIR de hospital con 50% FV. En todas las diferentes facturas, el FIT es el marco retributivo que crea más valor para el inversor, excepto cuando existen precios por discriminación horaria, lo cual coincide con el hotel. De la misma forma, se puede afirmar que el caso de balance neto con discriminación horaria sería el caso ideal para que el hospital no tuviera ninguna duda en invertir, pues la tasa interna de rentabilidad es muy elevada (por encima del 50%), lo que hace prever que se amortizará antes de lo esperado y se obtendrán cuantiosos beneficios para el hotel. En este caso, hay que destacar que la tarifa de “kW + kWh” tiene la misma tasa interna de rentabilidad que la “sólo kWh”. Esto sucede a que las diferencias del valor actual neto son de decenas de miles de euros, algo bastante despreciable en relación a la inversión. Ahora se analiza el VAN en el caso real, donde la potencia fotovoltaica instalada es igual al 83% de la potencia contratada aproximadamente. - 93 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Figura 45. Gráfico de barras del VAN de hospital con FV real (I). En este caso, la discriminación horaria sigue siendo la clave para este tipo de consumo. Pero, a diferencia de cuando la potencia fotovoltaica instalada es de sólo el 50% de la potencia contratada, el marco retributivo que más beneficio aporta es el FIT en lugar del balance neto. Ésta es otra demostración de que, a medida que las potencias aumentan de magnitud y la potencia fotovoltaica instalada aumenta la proporción con la potencia contratada, el beneficio que obtiene el propietario con el FIT aumenta más que con los otros marcos retributivos. Para obtener conclusiones acerca del autoconsumo, se realiza una gráfica eliminando la tarifa con discriminación horaria a la vez que el FIT. - 94 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Figura 46. Gráfico de barras del VAN de hospital con FV real (II). Con la instalación fotovoltaica real, del 83%, el autoconsumo resulta no ser rentable sea cual sea el tipo de tarifa. Este resultado coincide con el resultado obtenido con el 50% de fotovoltaica debido a que la energía producida que no se consume instantáneamente se vierte a la red sin obtener ningún beneficio por ella. Como en este caso la potencia instalada es mayor, existirán más instantes en los que la energía producida supera a la consumida y se vierte a la red de forma gratuita, de tal forma que hace que la inversión sea aún menos rentable. A continuación, a partir de las tablas de la TIR, se observan diferentes gráficos de barras según el tipo de tarifa para la FV real, igual al 83% de la potencia contratada. Con ellos, podremos determinar entre dos inversiones que son rentables (VAN > 0), cuál de ellas aportaría más beneficios. - 95 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados TIR hospital kW+kWh+DH con FV real TIR hospital kW+kWh con FV real 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% -5% -10% TIR hospital kW+kWh+PR con FV real TIR hospital sólo kWh con FV real 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% -5% Figura 47. Gráfico de barras para la TIR de hospital con FV real. Prueba de la enorme rentabilidad de la inversión en el caso de la tarifa con discriminación horaria “kW + kWh + DH”, se observa cómo la TIR alcanza valores bastante elevados para los casos de balance neto y FIT. Además, para el caso ‘mixto’, alcanza un valor del 10%, considerado muy bueno. - 96 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados 6.7 SENSIBILIDAD AL TAMAÑO DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA Observando todo el análisis realizado en su conjunto, hay un aspecto que se va a analizar a continuación. Se trata de la diferencia que hay entre el VAN de los casos de vivienda unifamiliar y edificio de viviendas con el VAN del hotel y el hospital. En los dos primero casos, el FIT siempre aporta un valor actual neto mayor al propietario de la instalación que todos los demás marcos retributivos, sin embargo, tanto en el hotel como en el hospital, para un determinado rango de potencias, el balance neto supera en beneficios al FIT cuando existe una tarifa con discriminación horaria. Las tarifas de las cuales se ha obtenido toda la información (y cuyos valores se muestran en la Tabla 3) son la Tarifa 2.0 DHA para los casos de menor potencia contratada (vivienda unifamiliar y edificio de viviendas), y la Tarifa de Alta Tensión 3.1 para los casos de más potencia contratada (hotel y hospital). El primer periodo de facturación con discriminación horaria, de 9 a 21 horas, tiene un precio aproximado por kWh del 120% con respecto al precio que se pagaría sin discriminación horaria. Por otra parte, el segundo periodo de facturación, de 21 a 9 horas, tiene un precio aproximado del 47% con respecto al precio que se pagaría sin discriminación horaria. De modo que, con este sistema de precios, los consumidores que más se verían beneficiados serían aquellos que su máximo consumo se centra en el segundo periodo de facturación. Además, hay que considerar que la producción de energía fotovoltaica se produce en el periodo en que la electricidad consumida de la red es más cara, por lo que se ahorra en el mejor momento para los intereses del propietario. Entre los cuatro tipos de consumidores del estudio, tanto el edificio de viviendas como la vivienda unifamiliar tienen su principal consumo en el primer periodo, de 9 de la mañana a 9 de la noche. Generalmente, en este rango de horas la gente está durmiendo y, por lo tanto, los únicos consumos son aquellos que - 97 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados necesitan un servicio constante (principalmente el frigorífico y pequeños consumos). En el caso del hotel, aunque la principal actividad se centre durante el primer periodo de facturación, durante la noche siguen manteniendo una importante carga, por lo que su consumo se puede considerar que no sufre alteraciones bruscas. Es, sin embargo, en el hospital donde todos los equipos y consumos siguen conectados independientemente de la hora del día, ya que se debe asegurar el servicio a todos los equipos y máquinas que supervisan la evolución de los pacientes. Es, por tanto, el consumo más constante de los cuatro junto con el hotel. Todo esto se puede observar en la Figura 10, donde se muestran las curvas de consumo de los diferentes perfiles. Como ya se había concluido, la discriminación horaria beneficiaría más a quien consuma más en el segundo periodo de facturación, siendo en nuestro estudio tanto el hotel como el hospital. Pero además del perfil de consumo, influye el nivel de potencia en juego, ya que, aunque el ahorro para dos casos idénticos en los que sólo se diferencie que uno trata con potencias (tanto consumo como generación) 10 veces mayor que otro es el mismo hablando en términos porcentuales, en euros el ahorro es 10 veces mayor para aquel que tiene una potencia 10 veces superior, considerando que la instalación fotovoltaica de la de mayor potencia cuesta 10 veces más que la de menor potencia. Aquella inversión más rentable sería la que conlleva la instalación de una potencia fotovoltaica que produzca la mayor parte de la energía producida en el primer periodo de facturación, pero que no esté sobredimensionada, de modo que en dicho periodo haya que pagar una parte del consumo realizado. Así se evitaría disparar la cuantía de la inversión inicial. También habría que tener en cuenta la disponibilidad de una superficie suficientemente amplia para poder instalar la potencia deseada en el propio consumo. Con el objetivo de profundizar en este aspecto y saber el tamaño óptimo de la instalación fotovoltaica para cada tipo de consumo y para cada marco retributivo, se realiza el siguiente análisis. Éste consiste en calcular el valor actual - 98 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados neto de la inversión en los diferentes perfiles de consumo variando el tamaño de la potencia fotovoltaica instalada. 6.7.1 VIVIENDA UNIFAMILIAR A continuación, se muestra la variación del VAN en función del tamaño de la instalación fotovoltaica y según los cuatro tipos de tarifas considerados en este estudio para los diferentes marcos retributivos. Figura 48. Sensibilidad al tamaño de la instalación fotovoltaica para la vivienda unifamiliar. En el rango de potencias fotovoltaicas de este perfil de consumo (de 2,5 kWp a 10 kWp), existen dos marcos retributivos para los que, independientemente del tipo de facturación, el propietario obtiene más beneficios cuanto mayor sea la instalación fotovoltaica. Estos dos marcos retributivos son el FIT y el ‘mixto’. Si el importe que se recibe por insertar la electricidad en la red se mantuviese en valores que rondan el triple de lo que se paga por la energía que se consume en la - 99 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados red, estos dos marcos retributivos siempre crearán un valor actual neto de la inversión mayor cuanto mayor cantidad de energía se produzca, es decir, cuanto mayor sea la instalación fotovoltaica. Sin embargo, para potencias instaladas pequeñas se observa cómo el balance neto tiene un VAN superior que el ‘mixto’ hasta aproximadamente 6kWp cuando la tarifa es de discriminación horaria (incluso supera al FIT con 2,5 kWp de fotovoltaica). Esto sucede porque la mayor parte de la potencia producida se consume, de modo que no sobra una gran cantidad para poder vender. De este modo, el ‘mixto’, cuyo mayor valor es que aquella energía que sobra se vende, se encuentra por debajo del balance neto como consecuencia de que la energía sobrante es mínima e incluso podría llegar a ser nula en este rango de potencias. A partir de los 6 kWp, la producción supera al consumo y el ‘mixto’ comienza a diferenciarse del balance neto. Tanto para el balance neto como para el autoconsumo, el óptimo de potencia total instalada se encuentra alrededor de los 5 kWp, excepto si la tarifa es con discriminación horaria. En este caso, lo que más convendría si el marco retributivo fuese el balance neto sería una instalación con la menor de las potencias, 2,5 kWp, mientras que para el autoconsumo se aprecia perfectamente que el óptimo se encuentra alrededor de los 5 kWp. En lo que sí coinciden ambos modelos retributivos es que, a partir de los 5 kWp la inversión comienza a perder rentabilidad a medida que aumenta el tamaño de la instalación, llegando incluso a no ser rentable en varios casos. La explicación es que si la potencia instalada es muy grande, se va a producir mucho más de lo que se consume y va a sobrar energía que será regalada a la red. De este modo, la instalación estaría sobredimensionada, haciendo perder rentabilidad al inversor. Cabe señalar que, como se observa en la gráfica, el balance neto tiene una rentabilidad muy similar independientemente del periodo en que se realiza dicho balance. Esto sucede ya que toda la energía producida en un día que no es consumida instantáneamente por el propietario, sino que es insertada en la red, será necesitada en horas en que la producción fotovoltaica en el mismo día sea menor. Como este exceso de producción no es muy elevado, la energía que ha sido cedida a la red en un cierto día en las horas en que hay exceso de producción, es consumida en su totalidad en - 100 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados el mismo día en las horas en que el consumo supera a la generación. De este modo, cada día el balance de energía total consumida es mayor o igual que el de energía total generada, por lo que no hay exceso de producción que pueda ser aprovechada al día siguiente que haga que el balance neto mensual tenga una rentabilidad distinta de la del balance neto diario. Si no hay exceso de producción diario, no hay exceso de producción mensual ni semestral, por lo que se concluye finalmente que la rentabilidad del balance neto para este perfil de consumo es independiente del periodo en que se realiza el balance. - 101 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados 6.7.2 EDIFICIO DE VIVIENDAS A continuación, se muestra la variación del VAN en función del tamaño de la instalación fotovoltaica y según los cuatro tipos de tarifas considerados en este estudio para los diferentes marcos retributivos. Figura 49. Sensibilidad al tamaño de la instalación fotovoltaica para el edificio de viviendas. Al igual que sucede con la vivienda unifamiliar, en el rango de potencias fotovoltaicas de este perfil de consumo (de 5 kWp a 50 kWp), existen dos marcos retributivos para los que, independientemente del tipo de facturación, el propietario obtiene más beneficios cuanto mayor sea la instalación fotovoltaica. Estos dos marcos retributivos son el FIT y el ‘mixto’. Pero en este caso existe más diferenciación aún con los demás, ya que, como el consumo es pequeño en relación a la potencia fotovoltaica instalada, la energía sobrante (la que se produce y no se consume) es mucho mayor. Esto crea que, a medida que se aumenta de - 102 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados potencia instalada, la diferencia de FIT y ‘mixto’ con el balance neto y autoconsumo aumente. Para una facturación en la que sólo se paga el término de la energía consumida (sólo kWh), el óptimo parece estar en torno a los 6 kWp tanto con balance neto como con autoconsumo. A partir de ahí la rentabilidad baja, llegando a una potencia a partir de la cual deja de ser rentable y dicha rentabilidad sigue disminuyendo, es decir, las pérdidas van aumentando. Lo mismo sucede para todos los demás casos, aunque en el caso en que la tarifa cuenta con discriminación horaria con balance neto mensual, hay un rango de potencias, de aproximadamente 35 kWp a 60 kWp, en que la inversión sigue sin ser rentable pero supone las mismas pérdidas durante todo ese rango. - 103 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados 6.7.3 HOTEL A continuación, se muestra la variación del VAN en función del tamaño de la instalación fotovoltaica y según los cuatro tipos de tarifas considerados en este estudio para los diferentes marcos retributivos. Figura 50. Sensibilidad al tamañode la instalación fotovoltaica para el hotel. Para el caso del FIT, el resultado obtenido en el caso del hotel es el mismo que para los ya analizados. A mayor tamaño de la instalación fotovoltaica, la rentabilidad de la inversión aumenta. Sin embargo, para todos los demás marcos retributivos las conclusiones que se obtienen de esta representación son muy diversas a los casos anteriores. Empezando por el ‘mixto’, para todas las tarifas excepto para la de discriminación horaria, una instalación de aproximadamente 100 kWp tiene la misma rentabilidad que una de 300 kWp, debido al punto de inflexión de menor VAN que se sitúa alrededor de los 200kWp (aproximadamente la mitad de la - 104 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados potencia contratada del hotel, que son 381 kW). A partir de los 300 kWp la rentabilidad aumenta tanto como aumente el tamaño de la instalación. Dicho aumento tiene una pendiente menor en el caso del peaje de respaldo, ya que aunque se produce más, hay que pagar por la parte que se consume de lo que se produzca, lo cual hace que el beneficio sea un poco inferior. Pero para la tarifa de discriminación horaria, el máximo se sitúa cerca de los 100 kWp, de modo que a medida que aumenta la instalación la rentabilidad disminuye. Por otro lado está el autoconsumo, que sigue la misma tendencia independientemente del tipo de tarifa aplicada. Solamente resultaría rentable en un rango de potencias de 50 kWp a 250 kWp y exclusivamente en el caso en que la tarifa goza de discriminación horaria. Para las demás potencias no sería rentable. Respecto a todos los demás tipos de tarifa, la inversión no resultaría rentable independientemente de la potencia fotovoltaica que se instale, resultando mayores pérdidas cuanto mayor es la potencia instalada. En el balance neto, para todas las tarifas exceptuando “kW + kWh + DH”, sucede lo mismo que con el autoconsumo. No resultaría rentable en ninguno de los casos. De hecho, cuanto mayor fuese la potencia instalada, mayores serían las pérdidas. Se observa que las curvas de balance neto se separan según el periodo de neteo, de modo que la forma de obtener las menores pérdidas posibles sería tener un periodo de neteo lo mayor posible, el periodo anual. Así el propietario de la instalación asegura que podrá disponer muy probablemente de la totalidad de la electricidad generada. Pero lo que resulta muy interesante es que si la tarifa es con discriminación horaria, la rentabilidad para las potencias instaladas cercanas a los 100 kWp (potencia con la que se obtiene el máximo beneficio) sea bastante más rentable que si el marco retributivo fuese el FIT. De hecho, el balance neto es más rentable que el FIT con una tarifa de discriminación horaria hasta aproximadamente 220 kWp de instalación. Además, en este caso no importa que el periodo de neteo, ya que el valor actual neto de la inversión de todos ellos coincide. - 105 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados 6.7.4 HOSPITAL A continuación, se muestra la variación del VAN en función del tamaño de la instalación fotovoltaica y según los cuatro tipos de tarifas considerados en este estudio para los diferentes marcos retributivos. Figura 51. Sensibilidad al tamaño de la instalación fotovoltaica para el hospital. El caso del hospital es bastante parecido al del hotel, pero las potencias en juego son más grandes. Para el caso del FIT, el resultado obtenido en el caso del hospital es el mismo que para el hotel, que a su vez es igual que para la vivienda unifamiliar y el edificio de viviendas. A mayor tamaño de la instalación fotovoltaica, la rentabilidad de la inversión aumenta. Sin embargo, se diferencia del edificio de viviendas y de la vivienda unifamiliar del mismo modo que el hotel. En el ‘mixto’, para todas las tarifas excepto para la de discriminación horaria, el punto de inflexión de menor VAN a partir del cual la rentabilidad comienza a subir y llegaría a ser positiva se sitúa alrededor de los 6000kWp (un - 106 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados 92% de la potencia contratada del hospital, que son 6500 kW). A partir ahí, la rentabilidad aumenta tanto como aumente el tamaño de la instalación. Al igual que en el hotel, dicho aumento tiene una pendiente menor en el caso del peaje de respaldo por la misma razón: aunque se produce más, hay que pagar por la parte que se consume de lo que se produzca, lo cual hace que el beneficio sea un poco inferior. Pero para la tarifa de discriminación horaria, el máximo se sitúa cerca de los 3000 kWp, de modo que a medida que aumenta la instalación la rentabilidad disminuye. Acarrearían las mismas pérdidas tener una instalación de 2000 kWp que una de 6500 kWp. El autoconsumo sólo resultaría rentable en un rango cuando la tarifa es de discriminación horaria. De este modo, entre los 2700 kWp y los 4200 kWp sería rentable realizar la inversión, aunque dicha rentabilidad sería baja. Para los otros tres tipos de tarifa, el autoconsumo no resulta rentable. En el balance neto, para todas las tarifas exceptuando “kW + kWh + DH”, ocurre algo similar al autoconsumo. No resultaría rentable en ninguno de los casos. De hecho, cuanto mayor fuese la potencia instalada, mayores serían las pérdidas. Se observa que las curvas de balance neto coinciden, de modo que no existe una diferencia considerable que haga que con un periodo de neteo las pérdidas sean menores que con otro. Pero lo que resulta muy interesante y ocurre igual en el hotel, es que si la tarifa es con discriminación horaria, la rentabilidad para las potencias instaladas cercanas a los 3000 kWp (potencia con la que se obtiene el máximo beneficio) sea bastante más rentable que si el marco retributivo fuese el FIT. De hecho, el balance neto es más rentable que el FIT con una tarifa de discriminación horaria hasta aproximadamente 4500 kWp de instalación. Además, en este caso no importa que el periodo de neteo, ya que el valor actual neto de la inversión de todos ellos coincide. - 107 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados 6.8 SENSIBILIDAD A LOS COSTES DE INVERSIÓN Como consecuencia de que España es uno de los países con mayores costes legales y administrativos de la unión europea, se espera que para que la industria fotovoltaica crezca, éstos tenderán a reducirse hasta la media europea para así atraer inversores. Una forma aconsejada de disminuir estos costes sería aplicar únicamente los impuestos a los trabajos de construcción y no al total de la inversión que incluye los módulos, inversores, etc. [Fuente: pvgrid.eu] Además, como consecuencia del avance de la tecnología, el precio de los paneles fotovoltaicos también sufrirá una disminución. Para estudiar la sensibilidad ante la disminución de dichos costes, se analiza el caso de la vivienda unifamiliar. Mientras que en España los costes de gestión y documentación ascienden al 38% del coste total, en Alemania tan sólo se paga un 7% por estos conceptos, 16% en Bélgica, 18% en Francia, 10% en Reino Unido, aunque en Italia se paga un 78%. [Fuente: pvgrid.eu] De este modo, se estima que en España se disminuirán aproximadamente hasta la mitad, alcanzando una cifra cercana al 20% del coste total de la inversión. Por otro lado, las expectativas de reducción de costes de la tecnología se estiman entre un 15% y un 20%. De este modo, considerando la reducción de un 18% de la tecnología y que los costes administrativos sean el 20% de la inversión, los precios para la instalación en la vivienda unifamiliar serían los siguientes. - 108 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Presupuesto total para 5 kWp Concepto Precio unitario Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly Número de unidades Total 129,66 € 20 2.593 € Estructura para Panel Solar 64,86 € 20 1.297 € Inversor SUNZET TL 5 980 € 1 980 € 0,14 €/Wp 5.000 700 € 0,024 €/Wp 5.000 120 € Material eléctrico Obra civil Otros gastos 1.150 € Total instalación 6.840 € Tabla 46: Presupuesto total 5 kWp con disminución de los costes de inversión. De este modo, la instalación de 5kWp reduciría su coste de inversión de 10.638 € a 6.840 €. Presupuesto total para 10 kWp Concepto Panel solar Yingli Solar YL 250P-29b 250W Poly Precio unitario Número de unidades Total 129,66 € 40 5.186 € Estructura para Panel Solar 64,86 € 40 2.594 € Inversor ZIGOR SOLAR XTR3 10 1.680 € 1 1.680 € 0,14 €/Wp 10.000 1.400 € 0,024 €/Wp 10.000 240 € Material eléctrico Obra civil Otros gastos 2.220 € Total instalación 13.320 € Tabla 47: Presupuesto total 10 kWp con disminución de los costes de inversión. Por otra parte, la instalación de 10 kWp reduciría su coste de inversión de 20.926 € a 13.320 €. A continuación, se muestra el impacto sobre el VAN en función del tamaño de la instalación fotovoltaica y según los cuatro tipos de tarifas si los costes se redujesen a estas cantidades. - 109 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Resultados Figura 52. Sensibilidad al coste de la inversión respecto al tamaño de la instalación fotovoltaica para la vivienda. Se observa que las curvas son similares a cuando el coste de instalación era menor. La única diferencia es que estas curvas están desplazadas hacia arriba, representando que si la inversión inicial disminuye, el valor actual neto aumenta, siendo mayor el beneficio para el propietario de la instalación. Cabe señalar que, con estos costes, son rentables determinadas inversiones que no eran rentables con los costes anteriores. - 110 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL - 111 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Conclusiones Capítulo 7 CONCLUSIONES A partir de diferentes modelos retributivos, se ha hecho un estudio del impacto que cada uno de ellos tiene sobre cuatro perfiles de consumo. En su análisis, se han obtenido una serie de conclusiones las cuales se enumeran y explican a continuación. 7.1 VIVIENDA UNIFAMILIAR La principal conclusión que se puede extraer para la vivienda unifamiliar es que sólo sería rentable la inversión en una instalación fotovoltaica para los intereses económicos del propietario de dicha vivienda siempre que exista la discriminación horaria en los precios de la factura. Así, la rentabilidad estaría asegurada para todos los tipos de marcos retributivos, exceptuando el autoconsumo a partir de una potencia cercana al 50% de la potencia contratada. Al ser asumido todo el coste de la inversión por una familia, sería más aconsejable la instalación de una potencia cercana a 3 kWp para que el desembolso inicial pueda ser soportado y sea accesible a una mayor cantidad de familias. 7.2 EDIFICIO DE VIVIENDAS Como se ha desarrollado en el documento, el perfil de consumo del edificio de viviendas es bastante similar al de la vivienda unifamiliar, por lo que las conclusiones que se pueden obtener coinciden. La rentabilidad únicamente está asegurada cuando existe diferenciación de precios con discriminación horaria y para un rango de potencias cercano a los 5 kWp. Para algunas potencias fotovoltaicas próximas a este rango, también sería rentable realizar la inversión si - 112 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Conclusiones el modelo retributivo aplicado fuese aquel en el que sólo se paga por la energía consumida (sólo kWh), sin existir el término fijo de potencia. 7.3 HOTEL En el hotel se observa cómo para un rango de potencias determinado de la instalación fotovoltaica (aproximadamente hasta el 50%), el balance neto resulta más rentable incluso que el FIT. Esto es un factor a tener muy en cuenta, ya que ayudaría a crear un sistema retributivo económicamente estable a medio y largo plazo. De esta forma, no sólo es beneficiado el hotel, sino que también se beneficia la sociedad, ya que se disminuyen las emisiones de CO2 y el precio de la energía que pagan aquellos consumidores que no poseen una instalación fotovoltaica no se ve incrementado, como ocurriría en el caso del FIT. En dicho caso, la sociedad es la que asume el sobreprecio que se paga por la energía insertada en la red a los propietarios que sí poseen instalaciones fotovoltaicas con un aumento en el importe de sus facturas. 7.4 HOSPITAL Las conclusiones del hospital son similares a las del hotel. Siendo rentable únicamente cuando la factura posea discriminación horaria, el valor actual neto de la inversión con balance neto para unas potencias fotovoltaicas instaladas hasta el 70% de la potencia contratada supera al valor neto con FIT. Como las potencias en ese caso son aún mayores que las del hotel, que se incremente el número de hospitales con paneles fotovoltaicos que consuman parte o la totalidad de la energía producida ayuda a crear un sistema retributivo económicamente estable a medio y largo plazo. Al igual que ocurre con el hotel, no sólo resultaría beneficiado el hospital por reducir sus facturas anualmente, sino que se ve - 113 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Conclusiones beneficiado el conjunto de la sociedad. Al ser consumos muy elevados, la reducción de emisiones de CO2 es un factor bastante importante. 7.5 CONCUSIONES GENERALES Obteniendo una conclusión en general, el modelo retributivo que beneficia a todos los perfiles de consumo es el balance neto cuando en la facturación hay discriminación horaria. En cuanto a la potencia fotovoltaica a instalar, se ha demostrado que no por instalar más potencia es más rentable, sino que cada perfil de consumo tiene su óptimo económico. Un adecuado marco retributivo junto con la disminución de los precios y la mejora de la tecnología que se prevé a futuro hacen que la energía fotovoltaica se posicione como firme candidata en el camino a la generación en los puntos de consumos y en la disminución de la emisión de CO2 a la atmósfera. . - 114 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL - 115 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Bibliografía BIBLIOGRAFÍA [BALE07] José Lo. Balenzategui Manzanares, “Tecnologías de células solares de silicio cristalino”, Máster de Energías Renovables y Mercado Energético, Escuela de Negocios EOI, 2007. [DARG10] Naim Darghouth, “The Impact of Rate Design and Net Metering on the Bill Savings from Distributed PV for Residential Customers in California”, Lawrence Berkeley National Laboratory, 2010. 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Solar Energy, 81, 1295–1305, http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/, 2007. - 117 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Anexos ANEXOS COSTES DE PANELES E INVERSORES PANEL - 118 - UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL Anexos INVERSORES Potencia kW 3 5 10 15 20 50 100 150 300 500 700 1000 Precio € 1.080 € 1.225 € 2.100 € 2.400 € 3.000 € 9.823 € 9.600 € 12.500 € 22.000 € 125.852 € 184.900 € 229.810 € DATOS TÉCNICOS DE PANELES E INVERSORES - 119 - YGE 60 CELL SERIES YL255P-29b YL250P-29b YL245P-29b YL240P-29b YL235P-29b C OMPANY Yingli Green Energy (NYSE:YGE) is one of the world’s largest fully vertically integrated PV manufacturers. With over 4.5 GW of modules installed globally, we are a leading solar energy company built upon proven product reliability and sustainable performance. Founded in 1998, Yingli Green Energy serves customers through our U.S. subsidiary, Yingli Americas, co-headquartered in New York and San Francisco. We are the first renewable energy company to sponsor the U.S. National Soccer teams and the FIFA World Cup™. PERFORMAN C E –Industry leading in-house manufacturing of polysilicon, ingots, wafers, cells and modules ensures tight control of our material and production quality. –High performance, multicrystalline solar cells deliver a module series efficiency of up to 15.6%, reducing installation costs and maximizing the kWh output per unit area. –Tight positive power tolerance of -0W to +5W ensures modules are delivered at or above rated power, improving system performance through the reduction of module mismatch loss. QUALITY & RELIA BILITY –Robust, corrosion resistant aluminum frame independently tested to withstand wind and snow loads of up to 50 psf and 113 psf, respectively, ensuring mechanical stability. –Manufacturing facility certified to ISO9001 Quality Management System standards. –Module packaging optimized to protect product during transportation and minimize on-site waste. S I LV E R F R A M E b la c k F R A M E WARRANTIES –Leading limited power warranty* ensures 91.2% of rated power for 10 years, and 80.7% of rated power for 25 years. –10-year limited product warranty. *In compliance with our warranty terms and conditions. QUALIFI CATIONS & CERTIFI CATES UL 1703 and ULC 1703, UL Fire Safety Class C, CEC, FSEC, ISO 9001:2008, ISO 14001:2004, BS OHSAS 18001:2007, SA8000 SA8000 REGISTERED FIRM DET NORSKE VERITAS y i n g l i s o l a r . c o m / U S Yingli Americas YGE 60 CELL SERIES E le c tri c al P erforman c e General C h ara c teristi c s Electrical parameters at Standard Test Conditions (STC) Power output Pmax W YL255P-29b YL250P-29b YL245P-29b YL240P-29b YL235P-29b 255 250 245 240 235 15.6 15.3 14.7 14.4 W ηm % Voltage at Pmax Vmpp V 30.6 30.4 30.2 29.5 29.5 Current at Pmax Impp A 8.32 8.24 8.11 8.14 7.97 Open-circuit voltage Voc V 38.7 38.4 37.8 37.5 37.0 Short-circuit current Isc A 8.88 8.79 8.63 8.65 8.54 -0/+5 15.0 STC: 1000W/m2 irradiance, 25°C cell temperature, AM 1.5g spectrum according to EN 60904-3 Average relative efficiency reduction of 5.0% at 200W/m2 according to EN 60904-1 Electrical parameters at Nominal Operating Cell Temperature (NOCT) W Pmax Voltage at Pmax Vmpp V 27.9 27.6 27.2 26.6 26.6 Current at Pmax Impp A 6.63 6.56 6.54 6.56 6.42 Open-circuit voltage Voc V 35.7 35.4 34.5 34.2 33.8 Short-circuit current Isc A 7.19 7.12 6.99 7.01 6.92 181.1 pa c k a g in g spe c ifi c ations Number of modules per pallet 26 Number of pallets per 53' container 34 Packaging box dimensions (L/W/H) 67 in (1700 mm) / 45 in (1150 mm) / 47 in (1190 mm) Box weight Power output 184.7 42.1 lbs (19.1 kg) Weight ΔPmax Module efficiency Power output tolerances 64.96 in (1650 mm) / 38.98 in (990 mm) / 1.57 in (40 mm) Dimensions (L/W/H) 177.9 174.3 1177 lbs (534 kg) 170.7 NOCT: open-circuit operating cell temperature at 800W/m2 irradiance, 20°C ambient temperature, 1 m/s wind speed Units: inch (mm) 38.98 (990) 1.57 (40) 37.24 (946) 3.94 (100) Module type Temperature coefficient of Pmax γ %/°C -0.45 Temperature coefficient of Voc βVoc %/°C -0.33 Temperature coefficient of Isc αIsc %/°C 0.06 βVmpp %/°C -0.45 Temperature coefficient of Vmpp Grounding holes 6–ø0.236 (6) 64.96 (1650) 46 +/- 2 38.07 (967) °C 64.96 (1650) Nominal operating cell temperature NOCT 43.31 (1100) T h ermal C h ara c teristi c s O peratin g Con d itions -40 to 194°F (-40 to 90°C) Max. static load, front (e.g., snow and wind) 113 psf (5400 Pa) Max. static load, back (e.g., wind) 50 psf (2400 Pa) Hailstone impact Drainage holes 8–0.12x0.315 (3x8) 0.47 (12) Low-iron glass / tempered / 3.2 mm Glass may have anti-reflective coating Cell (quantity/material/type/dimensions/ area/# of busbars) 60 / polysilicon / multicrystalline / 156 mm x 156 mm / 243.3 cm2 / 2 or 3 Encapsulant (material) Ethylene vinyl acetate (EVA) Frame (material/color) Aluminum alloy / anodized silver or black Junction box (protection degree) ≥IP65 Cable (type/length/gauge/outside diameter) Plug connector (manufacturer/type/protection degree) The specifications in this datasheet are not guaranteed and are subject to change without prior notice. This datasheet complies with EN 50380:2003 requirements. Yingli Green Energy Americas, Inc. [email protected] Tel: +1 (888) 686-8820 NYSE:YGE YGE60CellSeries2013_EN_201301_V01 SECTION B–B 1.26 (32) Warning: Read the Installation and User Manual in its entirety before handling, installing, and operating Yingli modules. PV Wire / 43.31 in (1100 mm) / 12 AWG / 0.244 in (6.2 mm) Amphenol / H4 / IP68 yinglisolar.com/US 1.57 (40) Front cover (material/type/thickness) B 3.94 (100) 1 in (25 mm) at 51 mph (23 m/s) Constru c tion M aterials B B 15A Operating temperature range B 15A Limiting reverse current 2.17 (55) Max. series fuse rating © Yingli Green Energy Holding Co. Ltd. Mounting holes 4–0.256x0.315 (6.5x8) 600VDC Max. system voltage Our Partners Descripción > El SUNZET TL combina diseño y versatilidad con su sencillez de manejo. Hay que señalar de los inversores SUNZET TL su alto rendimiento superior al 96% sin transformador. EL SUNZET TL destaca por sus comunicaciones mediante RS-485 con el sistema de supervisión y control centralizado SWS 200 y porque todos sus parámetros son configurables en local. L SUNZET OUTDOOR TL ofrece un rango de tensión de entrada entre 120-500 Vdc y un grado de estanqueidad IP65. Características > Rango de tensión de entrada (120-500 VDC) > Seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) > Alto rendimiento energético mayor de 96% > Muy baja distorsión armónica, THD < 4% > Conexión directa a la red > Conexión en paralelo sin limitación > Protección anti-isla con desconexión automática > Monitorización del equipo mediante LCD > Protección contra: Polarizaciones inversas, cortocircuitos, sobretensiones, fallo de aislamiento > Puerto de comunicación RS-485 (opcional) > Diseño compacto y ligero > Sistema remoto SCADA (SWS 200): programa de comunicación remota, visualización de parámetros, control de registros del inversor, etc. (Opcional) Sunzet 5 TL Conectividad y accesorios > SWS 200 El sistema Scada SWS 200 es una plataforma para monitorizar y registrar variables, revisar y modificar ajustes así como configurar diferentes parámetros de los inversores SUNZET TL. (Opcional) Más información sobre conectividad y accesorios en la página 54 plantas pv on-grid E N E R G Í A plantas pv media tensión generación híbrida S I N C O R T E S ahorro energético respaldo telecom energía eólica CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Modelo Sunzet TL 2 Sunzet TL 3 Sunzet TL 3,6 Sunzet TL 4 Sunzet TL 5 Referencia 20104 20105 20106 20107 20108 Potencia nominal de salida 2 kW 3 kW 3,6 kW 4 kW 5 kW 2(14A Máx.) 2(17.65A Máx.) SISTEMA Modo conversión Alta frecuencia PWM Método de aislamiento Transformador de bajas pérdidas (opcional) ENTRADA DC Tensión nominal DC 360V Máxima tensión DC 500V Rango de operación DC 120-500V Rango de seguimiento del punto de máx. potencia MPPT 150-450V Nº circuitos de entrada 1(14.6A Máx.) 1(22A Máx.) 2(12.2A Máx.) SALIDA AC Nº fases/ Nº hilos 1- phase/2- wires o 1 – phase/ 3 – wires (LNG) Tensión nominal AC 230V Frecuencia nominal 50/60 Hz Corriente de salida nominal AC 8,7 A 13 A Factor de potencia 15,2 A 17,4 A 21,7 A Más de 0.99 (a corriente de salida nominal) Rendimiento 96% PROTECCIÓN Entrada Fallo de tierra / Aislamiento DC Salida Sobre-sub tensión/ Sobre-sub frequencia / Aislamiento Tipo de protección IP 65 Método activo Control de potencia reactiva INTERFACE Estándar RS232 Opcional RS485 CARACTERÍSTICAS AMBIENTALES Temperatura -10ºC a +50ºC Humedad relativa 0-90% sin condensación Altitud < 2000m CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS Dimensiones (AlxAnxF) mm Peso aproximado kg Refrigeración 455x430x170 510x455x170 22 29 Por convección NORMATIVAS Marcado CE, UL, VDE Directivas 73/23/CEE-93/68/CEE 2004/108/CEE Normativas EN50178 EN 61000-6-2, EN 61000-6-3,EN 61000-3-2,EN 61000-3-3 IEC60146 Normativas internacionales USA 302ESFT02 Italia UL1741, IEEE1547, FCC ENEL Alemania VDE0126-1-1 Australia AS/NZS3100:2099, AS/NZS4777.2:2005 AS/NZS4477.3:2005 Protección de derating activo para tensiones DC bajas y temperatura ambiente elevada. Las especificaciones pueden cambiar sin previo aviso. w w w . z i g o r . c o m INVERSOR TRIFÁSICO MURAL ZIGOR SOLAR XTR3 Gama de inversores trifásicos string Descripción > Los inversores string ZIGOR SOLAR XTR3 son dispositivos de fácil manejo que han sido diseñados para cubrir las necesidades que se presentan en todas las plantas de generación solar conectadas a red. En un esfuerzo por mejorar el rendimiento de las plantas solares, estos inversores ofrecen un alto rendimiento energético, mayor del 97%. Los inversores ZIGOR SOLAR XTR3 destaca por su comunicación mediante una aplicación web server a través de conexión SNMP. Así mismo la nueva gama de inversores string cuenta con display LCD, para facilitar al usuario el acceso a la información del inversor y sus parámetros. Esta nueva gama de inversores string ofrece un rango de tensión DC de entrada entre 300 a 800 Vdc y un grado de estanqueidad IP54. Características > Seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) > Alto rendimiento energético mayor 97% > Muy baja distorsión armónica, THD <3% > Conexión directa a la red > Conexión en paralelo sin limitación > Protección anti-isla con desconexión automática > Monitorización del equipo mediante LCD > Protección contra: Polarización inversa, cortocircuitos, sobretensiones, fallo de aislamiento > Conexión SNMP: Web server incluido > Rango de tensión de entrada DC (300-800 Vdc) > Diseño compacto y ligero, fácil instalación > Aplicación incorporada para registro de eventos ZIGOR SOLAR XTR3 Conectividad y opciones > Web server integrado Programa Web server integrado para proporcionar acceso completo a toda la información de los inversores y para monitorizar y comunicarse con los inversores trifásicos ZIGOR SOLAR XTR3. Este servidor web permite al usuario acceder a los datos del inversor en diferentes idiomas y grabar los siguientes datos: estado, parámetros, eventos, registro de eventos, funcionamiento. Más información sobre conectividad y opciones en la página 44 plantas pv on-grid E N E R G Í A plantas pv media tensión generación híbrida S I N C O R T E S ahorro energético respaldo telecom energía eólica CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS ZIGOR SOLAR XTR3 10 ZIGOR SOLAR XTR3 13 ZIGOR SOLAR XTR3 15 ZIGOR SOLAR XTR3 20 Referencia 301763 301764 301765 301766 Potencia nominal 10 kW 13 kW 15 kW 20 kW Modelo SISTEMA Modo conversión Alta frecuencia PWM Método de aislamiento Transformador de bajas pérdidas (opcional) ENTRADA DC Tensión nominal DC 640 V Máxima tensión DC (1) 1000 V Rango de operación DC No. MPPT independientes 300-800 V 3(12 A Max) 3(15,6 A Max) 3(18 A Max) 3(25 A Max) SALIDA AC Nº fases/ Nº hilos 3- fases/3- hilos o 3 – fases/ 4 – hilos Tensión nominal AC 3x400V Frecuencia nominal 50/60 Hz Corriente de salida nominal AC 14,5 A 19 A Rango de distorsión armónica para la corriente nominal (2) 22 A 29 A <3% Factor de potencia Más de 0.99 (a corriente de salida nominal) Rendimiento máximo 97,7% Rendimiento europeo 96,8% PROTECCIÓN Entrada Fallo de tierra / Aislamiento DC Salida Sobre-sub tensión/Sobre-sub frecuencia/Anti-isla Grado de protección IP 65 (electrónica) / IP 54 (otros) COMUNICACIONES Protocolo MODBUS (RTU, TCP/IP, ASCII) y SNMP Estándar TCP/IP Ethernet/RJ11/USB Opcional RS 485 CARACTERÍSTICAS AMBIENTALES Temperatura -20ºC a +50ºC/ -4ºF a +122ºF Humedad relativa 0-90% sin condensación Altitud < 2000m CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS Dimensiones (AlxAnxF) mm 665 x 480 x 220 Peso aproximado kg 39 Refrigeración Sistema optimizado de refrigeración NORMATIVAS Marcado CE Directivas 2004/108/CE 2006/95/CE Normativas IEC 60146, IEC 62116 EN 62109-1, EN 61000-6-2, EN 61000-6-3, EN 61000-3-2, EN 61000-3-3 Normativas internacionales USA Italia UL 1741, IEEE 1547 CEI 0-21 Alemania VDE 4105 Inglaterra G83/1-1, G59/2 335ESFT08 Las especificaciones pueden cambiar sin previo aviso. (1) Este valor de tensión no debe ser superado bajo ningún concepto. (2) Para THDV<1% y Potencia Nominal. w w w . z i g o r . c o m INVERSOR TRIFÁSICO Descripción > La gama de inversores trifásicos SUNZET TP desde 20 a 166 kW combina diseño y versatilidad con su sencillez de manejo y modularidad. Los inversores SUNZET TP destacan por su rendimiento del 96% con transformador (modelo T) y del 98% sin él. Ofrecen una alta fiabilidad y garantía de funcionamiento. Otra función a señalar es el alto rendimiento energético de su MPPT que es mayor del 99%. Otra característica importante es su regulación automática de reactiva y sus herramientas de comunicación entre ellos y el sistema de supervisión y control centralizado. Todos sus parámetros son configurables en local y también de forma remota. Los inversores SUNZET TP operan con una tensión de salida 3x400 V cumplen con las mayoría de las regulaciones Europeas para el cumplimiento de los requisitos de respuesta frente a huecos de tensión sin desconexión. Gracias a su arquitectura de doble conversión nunca generan sobretensiones peligrosas cuando se desconectan de la red. Características Sunzet TP 30 TL plantas pv on-grid E N E R G Í A Sunzet TP 100 TL plantas pv media tensión generación híbrida S I N C O R T E S > Rango de tensión de entrada (300-700 VDC) > Seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) > Alto rendimiento energético MPPT > 99% > Muy baja distorsión armónica, THD < 3% > Factor de potencia seleccionable > Conexión directa a la red (modelo T y TL) > Conexión en paralelo sin limitación > Protección anti-isla con desconexión automática > Monitorización del equipo mediante LCD > Aislamiento galvánico a través de transformador (modelo T) > Monitorización corriente strings (con opción Sunzet String Box ) > Grado de protección IP21 > Protección contra: Polarizaciones inversas, cortocircuitos, sobretensiones, fallo de aislamiento con salida a Relé > Vida útil más de 20 años > Regulación de reactiva automática > Programa Web server para proporcionar acceso completo a toda la información de los inversores y para monitorizar y comunicarse con los inversores > Máxima eficiencia de las plantas solares > Modular > Tensión de salida 3x 400 V (T y TL modelo) > Protecciones DC y AC incluidas > Trabaja con módulos de capa fina > Puertos de comunicación ETHERNET > Fácil acceso desde cualquier navegador > Sistema remoto SCADA (SWS 1000): programa de comunicación remota, visualización de parámetros, control de registros del inversor, etc. (Opcional) ahorro energético respaldo telecom energía eólica > Programa Web server integrado para proporcionar acceso completo a toda la información de los inversores y para monitorizar y comunicarse con los inversores trifásicos SUNZET TP. Este servidor web permite al usuario acceder a los datos del inversor en diferentes idiomas y grabar los siguientes datos: > Estado > Parámetros > Eventos > Registro de eventos > Funcionamiento > El sistema Scada SWS 1000 es una plataforma para monitorizar y registrar variables, revisar y modificar ajustes así como configurar diferentes parámetros de los inversores trifásicos SUNZET TP. El SWS 1000 puede controlar hasta 20 equipos, lo que hace de éste una herramienta adecuada para monitorizar una planta de generación a través de una única dirección IP fija. El SWS 1000 dispone de un Web server en diferentes idiomas (seleccionables por el usuario) desde el cual se pueden gestionar las siguientes funciones: SWS 1000 303ESFT010 Más información sobre conectividad y accesorios en la página 44 w w w . z i g o r . c o m CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Modelo Sunzet 20 TP T Sunzet 25 TP T Sunzet 30 TP T Sunzet 50 TP T Sunzet 75 TP T Sunzet 100 TP T Sunzet 133 TP T 16112 13038 17698 17173 16113 17038 301206 Potencia continua de salida 20 kW ** 25 kW ** 30 kW 50 kW 75 kW *** 100 kW 133 kW Potencia Nominal DC ≥ 21 kW ≥ 27 kW ≥ 31 kW ≥ 52 kW ≥ 78 kW ≥ 105 kW ≥ 140 kW 109 A 145 A 193 A 350 A 462 A Referencia Tensión Nominal AC 380-400 V 3P+N Frecuencia nominal 50/60 Hz Factor de potencia 1 ajustable ± 0.8 Corriente nominal de línea AC 30 A 37 A 44 A Distorsión corriente AC (1) 73 A < 3% THD a potencia nominal Máxima tensión circuito abierto (2) 880 V Rango de seguimiento de potencia (MPPT) DC * Máxima corriente de entrada DC 70 A 300 a 720 V 90 A 103 A 173 A Eficiencia pico 260 A 96% Eficiencia europea 94,95% CARACTERÍSTICAS AMBIENTALES Y MECÁNICAS Rango de temperatura ambiente -10ºC +50ºC Tipo o grado de protección ambiental Peso aproximado IP21 270 kg Dimensiones (AlxAnxF) mm 290 kg 310 kg 390 kg 1020 kg 2150 X 800 x 600 2150 x 1200 x 600 Altitud de funcionamiento (3) 1000 m Humedad relativa 0 a 95% sin condensación CARACTERÍSTICAS GENERALES Método de refrigeración Ventilación forzada interna Control de ventilador externo (6A Máx.) Funciones de protección Polarización inversa / Sobre/Sub tensión AC / Sobre/Sub frecuencia / Sobretensión DC Pantalla de usuario Pantalla LCD Seccionadores (AC y DC) Integrados en el sistema Software de comunicaciones Web server a través de conexión Ethernet Supervisión del equipo: auto diagnóstico Sí Adquisición de datos SNMP Sistema SWS 1000 scada (opción) Ethernet / Módem GSM (opción) / Data logger / Programa de monitorización Mediciones externas 2 Entradas analógicas para monitorización (opción) Entradas / Salidas digitales NORMATIVAS Marcado CE, VDE, ENEL Directivas 2004/108/CE (UNE-EN 61000-6-2 / UNE-EN 61000-6-3) 2006/95/CE (EN 50178) Normativas IEC 62116 (2008) - Protección anti-isla Normativas internacionales España PO 12.3 Alemania VDE 0126-1-1 Italia DK5940 (Chapter 8.2 Allegato 17. TERNA Regolazione) Reino Unido G83 Francia Decret: Arrête du 23 avril 2008 (1) Para THDV<1% y Potencia Nominal. (2) Este valor de tensión no debe ser superado bajo ningún concepto. (3) Sin reducción de potencia para temperaturas inferiores a 44º C. * 250 V tensión mínima cuando trabaja con módulos de capa fina con potencia nominal. * * Estos modelos son los Sunzet 30 TP T con potencia de salida limitada mediante software. *** Estos modelos son los Sunzet 100 TP T con potencia de salida limitada mediante software. Las especificaciones pueden cambiar sin previo aviso. E N E R G Í A S I N C O R T E S 950 kg CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Modelo Referencia Potencia continua de salida Potencia Nominal DC Sunzet 20 TP TL Sunzet 25 TP TL Sunzet 30 TP TL Sunzet 50 TP TL Sunzet 75 TP TL Sunzet 100 TP TL Sunzet 150 TP TL Sunzet 166 TP TL 16114 16115 16116 17174 16117 15754 200186 200104 20 kW ** 25 kW ** 30 kW 50 kW 75 kW *** 100 kW 150 kW 166 kW ≥ 20.4 kW ≥ 25.5 kW ≥ 30.6 kW ≥ 51 kW ≥ 76.5 kW ≥ 102 kW ≥ 160 kW ≥ 172 kW 145 A 218 A 241 A Tensión Nominal AC 400 V AC 3P Frecuencia nominal 50/60 Hz Factor de potencia Corriente nominal de línea AC 1 ajustable ± 0.8 30 A 37 A 44 A Distorsión corriente AC (1) 73 A Máxima tensión circuito abierto (2) 880 V DC Rango de seguimiento de potencia (MPPT) DC * Máxima corriente de entrada DC 109 A < 3% THD a potencia nominal 66,6 A 300 a 720 V 83,3 A 102 A Eficiencia pico Eficiencia europea 170 A 533 A 575 A 98 % 255 A 340 A 97,60 % 97,13 % 96,78% 96,27 % 95,79 % 450 kg 580 kg CARACTERÍSTICAS AMBIENTALES Y MECÁNICAS Rango de temperatura ambiente -10ºC a +50ºC Tipo o grado de protección ambiental Peso aproximado IP21 230 kg 250 kg Dimensiones (AlxAnxF) mm 270 kg 320 kg 490 kg 2150 X 800 x 600 Altitud de funcionamiento (3) 1000 m Humedad relativa 0 a 95% sin condensación CARACTERÍSTICAS GENERALES Método de refrigeración Ventilación forzada interna Control de ventilador externo (6A Máx.) Funciones de protección Polarización inversa / Sobre/Sub tensión AC / Sobre/Sub frecuencia / Sobretensión DC Pantalla de usuario Pantalla LCD Seccionadores (AC y DC) Integrados en el sistema Software de comunicaciones Web server a través de conexión Ethernet Supervisión del equipo: auto diagnóstico Sí Adquisición de datos Sistema Scada SWS 1000 (opción) SNMP Ethernet / Módem GSM (opción) / Data logger / Programa de monitorización Mediciones externas 2 Entradas analógicas para monitorización (opción) Entradas / Salidas digitales NORMATIVAS Marcado CE, VDE, ENEL Directivas 2004/108/CE (UNE-EN 61000-6-2 / UNE-EN 61000-6-3) 2006/95/CE (EN 50178) Normativas IEC 62116 (2008) IEEE 1547 Normativas internacionales España Alemania Italia PO 12.3 VDE 0126-1-1 DK5940 (Chapter 8.2 Allegato 17. TERNA Regolazione) Reino Unido Francia G83 Decret: Arrête du 23 avril 2008 (1) Para THDV<1% y Potencia Nominal. (2) Este valor de tensión no debe ser superado bajo ningún concepto. (3) Sin reducción de potencia para temperaturas inferiores a 44º C. * 250 V tensión mínima cuando trabaja con módulos de capa fina con potencia nominal. * * Estos modelos son los Sunzet 30 TP TL con potencia de salida limitada mediante software. *** Estos modelos son los Sunzet 100 TP TL con potencia de salida limitada mediante software. Las especificaciones pueden cambiar sin previo aviso. w w w . z i g o r . c o m INVERSOR TRIFÁSICO Descripción > Los inversores SUNZET CENTRAL han sido especialmente diseñados para mejorar el rendimiento y reducir el volumen en las plantas solares de medio-gran tamaño. Los inversores trifásicos SUNZET CENTRAL de 100 a 300 kW destacan por su alta eficiencia, superior al 98,5%. Así mismo los inversores SUNZET CENTRAL ofrecen una alta fiabilidad y garantía de funcionamiento. Cabe destacar que con los inversores SUNZET CENTRAL se ha conseguido una densidad de potencia por unidad de volumen imbatible, haciendo posible una importante reducción del espacio necesario para los inversores de plantas solares de medio-gran tamaño. Otra característica importante es su regulación automática de reactiva y sus herramientas de comunicación entre ellos y el sistema de supervisión y control centralizado. Todos sus parámetros son configurables en local y también de forma remota. Los inversores SUNZET CENTRAL operan con una tensión de salida 3x400 V y están adaptados a las regulaciones Europeas para el cumplimiento de los requisitos de respuesta frente a huecos de tensión sin desconexión. Características > Rango de tensión de entrada (590-1000 VDC) > Seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) > Alto rendimiento energético MPPT > 99% > Muy baja distorsión armónica THD < 3% > Factor de potencia seleccionable > Conexión en paralelo sin limitación > Protección anti-isla con desconexión automática > Monitorización del equipo mediante LCD > Monitorización corriente strings (con opción “Sunzet String Box“) > Grado de protección IP21 > Protección contra: Polarizaciones inversas, cortocircuitos, sobretensiones, fallo de aislamiento con salida a Relé > Regulación de reactiva automática > Programa Web server para proporcionar acceso completo a toda la información de los inversores y para monitorizar y comunicarse con los inversores > Eficiencia pico: 98,5% > Alta densidad de energía > Protecciones DC y AC incluidas > Puertos de comunicación ETHERNET > Fácil acceso desde cualquier navegador Sunzet Central > Sunzet Web server integrado Programa Web server para proporcionar acceso completo a toda la información de los inversores y para monitorizar y comunicarse con los inversores SUNZET Central. (Integrado) plantas pv on-grid E N E R G Í A plantas pv media tensión generación híbrida S I N C O R T E S ahorro energético respaldo telecom energía eólica CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Modelo Sunzet Central 100 Sunzet Central 150 Sunzet Central 300 Referencia 200318 200302 200250 Potencia continua de salida 100 kW 150 kW 300 kW Potencia PV recomendada + 5% a + 20% Tensión Nominal AC 3x400 V Frecuencia nominal 50/60 Hz Factor de potencia 1 ajustable ± 0,8 Corriente nominal de línea AC 145 A 217 A 435 A < 3% THD a potencia nominal Distorsión corriente AC (1) 1000 V Máxima tensión circuito abierto (2) 590 a 850 Vdc Rango de seguimiento de potencia (MPPT) DC Máxima corriente de entrada DC 137 A 260 A 521 A Eficiencia pico 98,3% 98,5% 98,5% Eficiencia europea 97,5% 97,9% 98,2% CARACTERÍSTICAS AMBIENTALES Y MECÁNICAS Rango de temperatura ambiente -10ºC ÷ +50ºC Tipo o grado de protección ambiental Peso aproximado kg Dimensiones (AnxAlxF) mm IP21 350 350 450 800x1600x600 800x1600x600 800x2150x600 1000 m Altitud de funcionamiento (3) Humedad relativa 0 a 95% sin condensación CARACTERÍSTICAS GENERALES Método de refrigeración Ventilación forzada - Control ventilador externo (6A) Funciones de protección Polarización inversa, Sobre/Sub tensión AC Sobre/Sub frecuencia, Sobretensión DC Pantalla de usuario LCD Seccionadores (AC y DC) Integrados en sistema Software de comunicaciones Web server a través de Ethernet Supervisión del equipo autodiagnóstico Sí NORMATIVAS Marcado CE, VDE, ENEL Directivas 2004/108/CE (UNE-EN 61000-6-2 / UNE-EN 61000-6-4) 2006/95/CE (IEC 62109-1 / IEC 62109-2) Normativas IEEE 1547 Normativas internacionales España P.O. 12.3 Alemania BDEWTG Italia Reino Unido CEI 0-16 G83/1-1 +G59/2 (1) Para THDV<1% y Potencia Nominal. (2) Este valor de tensión no debe ser superado bajo ningún concepto. (3) Sin reducción de potencia para temperaturas inferiores a 44º C. 336ESFT05 Las especificaciones pueden cambiar sin previo aviso. w w w . z i g o r . c o m INVERSOR TRIFÁSICO ZIGOR SOLAR CTR3 Inversor trifásico para plantas solares de medio-gran tamaño Descripción > Los inversores ZIGOR SOLAR CTR3 han sido especialmente diseñados para mejorar el rendimiento y reducir el volumen en las plantas solares de medio-gran tamaño. Los inversores trifásicos ZIGOR SOLAR CTR3 de 100 a 300 kW destacan por su alta eficiencia, superior al 98,5%. Así mismo la gama de inversores ZIGOR SOLAR CTR3 ofrece una alta fiabilidad y garantía de funcionamiento. Cabe destacar que con estos inversores se ha conseguido una densidad de potencia por unidad de volumen imbatible, haciendo posible una importante reducción del espacio necesario para los inversores de plantas solares de medio-gran tamaño. Otra característica importante es su regulación automática de reactiva y sus herramientas de comunicación entre ellos y el sistema de supervisión y control centralizado. Todos sus parámetros son configurables en local y también de forma remota. Los inversores ZIGOR SOLAR CTR3 operan con una tensión de salida 3x400 V y están adaptados a las regulaciones Europeas para el cumplimiento de los requisitos de respuesta frente a huecos de tensión sin desconexión. Características ZIGOR SOLAR CTR3 > Rango de tensión de entrada (590-1000 VDC) > Seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) > Alto rendimiento energético MPPT > 99% > Muy baja distorsión armónica THD < 3% > Factor de potencia seleccionable > Conexión en paralelo sin limitación > Protección anti-isla con desconexión automática > Monitorización del equipo mediante LCD > Monitorización corriente strings (con opción ZIGOR SOLAR SB16) > Grado de protección IP21 > Protección contra: Polarizaciones inversas, cortocircuitos, sobretensiones, fallo de aislamiento con salida a Relé > Regulación de reactiva automática > Programa Web server para proporcionar acceso completo a toda la información de los inversores y para monitorizar y comunicarse con los inversores > Eficiencia pico: 98,5% > Alta densidad de energía > Protecciones DC y AC incluidas > Puertos de comunicación ETHERNET > Fácil acceso desde cualquier navegador > Sistema remoto de monitorización ZIGOR SOLAR SWS1000: programa de comunicación remota, visualización de parámetros,control de registros del inversor, etc (opcional) Conectividad y opciones > Web server integrado Programa Web server integrado para proporcionar acceso completo a toda la información de los inversores y para monitorizar y comunicarse con los inversores trifásicos ZIGOR SOLAR CTR3. Este servidor web permite al usuario acceder a los datos del inversor en diferentes idiomas y grabar los siguientes datos: estado, parámetros, eventos, registro de eventos, funcionamiento. > ZIGOR SOLAR SWS1000 El sistema ZIGOR SOLAR SWS1000 es una plataforma para monitorizar y registrar variables, revisar y modificar ajustes así como configurar diferentes parámetros de los inversores ZIGOR SOLAR CTR3. (Opcional) Más información sobre conectividad y opciones en la página 44 plantas pv on-grid E N E R G Í A plantas pv media tensión generación híbrida S I N C O R T E S ahorro energético respaldo telecom energía eólica CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Modelo ZIGOR SOLAR CTR3 100 ZIGOR SOLAR CTR3 150 ZIGOR SOLAR CTR3 300 Referencia 200318 200302 200250 Potencia continua de salida 100 kW 150 kW 300 kW Potencia PV recomendada + 5% a + 20% Tensión Nominal AC 3x400 V Frecuencia nominal 50/60 Hz Factor de potencia 1 ajustable ± 0,8 Corriente nominal de línea AC 145 A 217 A Distorsión corriente AC (1) 435 A < 3% THD a potencia nominal Máxima tensión circuito abierto (2) 1000 V Rango de seguimiento de potencia (MPPT) DC 590 a 850 Vdc Máxima corriente de entrada DC 137 A 260 A 521 A Eficiencia pico 98,3% 98,5% 98,5% Eficiencia europea 97,5% 97,9% 98,2% CARACTERÍSTICAS AMBIENTALES Y MECÁNICAS Rango de temperatura ambiente -10ºC ÷ +50ºC Tipo o grado de protección ambiental IP21 Peso aproximado kg Dimensiones (AnxAlxF) mm 350 350 450 800x1600x600 800x1600x600 800x2150x600 Altitud de funcionamiento (3) 1000 m Humedad relativa 0 a 95% sin condensación CARACTERÍSTICAS GENERALES Método de refrigeración Ventilación forzada - Control ventilador externo (6A) Funciones de protección Polarización inversa, Sobre/Sub tensión AC Sobre/Sub frecuencia, Sobretensión DC Pantalla de usuario LCD Seccionadores (AC y DC) Integrados en sistema Software de comunicaciones Web server a través de Ethernet Supervisión del equipo autodiagnóstico Sí NORMATIVAS Marcado CE, VDE, ENEL Directivas 2004/108/CE (UNE-EN 61000-6-2 / UNE-EN 61000-6-4) 2006/95/CE (IEC 62109-1 / IEC 62109-2) Normativas IEEE 1547 Normativas internacionales España P.O. 12.3 Alemania BDEWTG Italia CEI 0-16 Reino Unido G83/1-1 +G59/2 (1) Para THDV<1% y Potencia Nominal. (2) Este valor de tensión no debe ser superado bajo ningún concepto. (3) Sin reducción de potencia para temperaturas inferiores a 44º C. 336ESFT07 Las especificaciones pueden cambiar sin previo aviso. w w w . z i g o r . c o m SC 1000MV / SC 1120MV Efficient > Without low voltage transformer: 1.5 to 2.0 % higher system efficiency > Higher yield and lower costs compared with systems with low voltage transformer Turnkey delivery > Available with medium voltage transformer and concrete substation for outdoor installation Optional > More yield due to integrated Sunny Team > Reactive power compensation > Extended DC input voltage range up to 1000 V > AC transfer station SUNNY CENTRAL MV Powerful medium voltage station For even more power: two Sunny Central HEs can be combined into a medium voltage station which can then be connected directly to a medium voltage transformer. In this way, for example, two Sunny Central 500HE combine into a powerful Sunny Central 1000MV station. The advantage: due to the missing low voltage transformer the efficiency gets even higher while the inverter costs itself are reduced. The Sunny Central MV is delivered as turnkey station and can be connected directly to the medium voltage grid. The integrated data logger allows full performance evaluation of the entire system. The remote access lets the user easily access the plant from anywhere he wants. Technical Data SUNNY CENTRAL 1000MV / 1120MV Input data Max. PV power (recommended), (PPV) DC voltage range, MPPT (UDC) Max. permissible DC voltage (UDC, max) Max. permissible DC voltage (UDC, EVR) Max. permissible DC current Max. (IDC, max) Number of DC inputs / terminal without fuse Output data Nominal AC output power (PAC) Operating grid voltage +/- 10 % (UAC) Nominal AC current (IAC, nom) Grid structure Operating range, grid frequency (fAC) Voltage ripple, PV voltage (UPP) Harmonic distortion of grid current (KIAC) Power factor (cos φ) Efficiency 2) Max. efficiency PAC, max (η) Euroeta (η) Dimensions and Weight 4) Width / Height / Depth in mm (W / H / D) Weight approx. (m) Power consumption Own consumption in operation (Pday) Standby operating consumption (Pnight) External auxiliary voltage / grid structure External back-up fuse for auxiliary supply SCC (Sunny Central Control) interfaces Communication (NET Piggy Back, optional) Analog inputs Overvoltage protection for analog inputs Sunny String Monitor interface (COM1) PC interface (COM3) Electrically separated relay (ext. signal) Efficiency curve SC 1000MV SC 1120MV 1160 kWp 1) 450 V – 820 V 880 V 1000 V (optional) 4 x 591 A 4 / DC-busbar + 8 x SMB or 4 x SMB-C 1300 kWp 1) 540 V – 820 V 880 V 1000 V (optional) 4 x 591 A 4 / DC-busbar + 8 x SMB or 4 x SMB-C 1000 kW 20 kV 28.8 A IT-grid 50 Hz – 60 Hz <3 % < 3 % at nominal power ≥ 0.99 at nominal power 1120 kW 20 kV 32.3 A IT-grid 50 Hz – 60 Hz <3 % < 3 % at nominal power ≥ 0.99 at nominal power 97.8 % 97.4 % 97.8 % 97.4 % 5400 / 3620 / 3000 35 t 5400 / 3620 / 3000 35.5 t < 1 % of PAC, nom < approx. 180 W + 1100 W 3 x 400 V, 50 / 60 Hz / TN-S-grid B 20 A, 3-pole < 1 % of PAC, nom < approx. 180 W + 1100 W 3 x 400 V, 50 / 60 Hz / TN-S-grid B 20 A, 3-pole Analog, ISDN, Ethernet, GSM 1 x PT 100, 2 x Ain 3) Optional RS485 RS232 1 Analog, ISDN, Ethernet, GSM 1 x PT 100, 2 x Ain 3) Optional RS485 RS232 1 Features Display (SCC) Ground fault monitoring Heating Emergency stop Power switch AC side Power switch DC side Monitored overvoltage protectors AC Monitored overvoltage protectors DC Monitored overvoltage protectors for auxiliary supply Standards EMC Grid monitoring CE conformity Protection rating and ambient conditions Protection rating as per EN 60529 Enclosure type according to 60721-3-4 ambient conditions: Fixed location, without weather protection Permissible ambient temperature (T) Relative humidity, not condensing (UAIR) Max. altitude (above sea level) Fresh air consumption (VAIR) SC 1000MV SC 1120MV Yes Yes Yes Yes Protection load disconnector motor-driven Yes Yes Yes Yes Yes Yes Yes Protection load disconnector motor-driven Yes Yes Yes EN 61000-6-2, EN 61000-6-4 as per VDEW regulations Yes EN 61000-6-2, EN 61000-6-4 as per VDEW regulations Yes IP54 Classification of • chemically active substances: 4C1 •mechanically active substances: 4S2 –20 °C ... +45 °C 15 % ... 95 % 1000 m 12400 m³/h 1) Specifications apply to irradiation values = 1,000 (kWh/(kWp x year)) 2) Efficiency measured without an internal power supply at UDC = 600 V 3) Terminal for an analog sensor provided by the customer in two-wire and four-wire version 4) Substation dimensions and weight can vary depending on the respective vendor Please also read: Transport instructions for Sunny Central and the Sunny Central installation guide IP54 Classification of • chemically active substances: 4C1 •mechanically active substances: 4S2 –20 °C ... +45 °C 15 % ... 95 % 1000 m 12400 m³/h Sunny Central 400MV Sunny Central 100 HE Sunny Central 200 HE Sunny Central 250 HE Sunny Central 100i Sunny Central 150i Sunny Central 200i Sunny Central 250i Sunny Central 350 HE Sunny Central 500MV Sunny Central 700MV Sunny Central 1000MV / 1120MV Sunny Central 500HE / 560HE Sunny Central 350i Sunny Central 100o Sunny Central 100LV / 125LV Accessories Representative display of plant data with the Sunny Matrix large scale display Free and automatic storage and visualization of the measurement data in Sunny Portal Sunny String Monitor www.SMA.de Freecall +800 SUNNYBOY Freecall +800 78669269 Memory expansion and data transfer to a PC using a removable SD card Integrated web server for remote online access to the current data from any PC Integrated FTP server for data storage and transfer to a PC Individual processing of the measuring data on the PC SMA Solar Technology AG SC1000_1120MV-DEN082113 SMA and Sunny Central are registered trademarks of SMA Solar Technology AG. Text and illustrations reflect the technical state at the time of printing. Technical modifications reserved. No liability accepted for printing errors. Printed on chlorine-free paper. SUNNY CENTRAL Product Overview
