Análisis de la viabilidad técnica-económica de un sistema de almacenamiento de energía conectado a una instalación fotovoltaica

1 she Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales Análisis de viabilidad técnico - económica de un sistema de almacenamiento de energía Autor: Antonio López Gómez-Millán Tutor: Juan Manuel González Ramírez Dpto. Organización Industrial y Gestión de Empresas II Escuela Técnica Superior de Ingeniería Sevilla, 2021 2 3 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales Análisis de la viabilidad técnica-económica de un sistema de almacenamiento de energía conectado a una instalación fotovoltaica. Autor: Antonio López Gómez-Millán Tutor: Juan Manuel González Ramírez Dpto. Organización Industrial y Gestión de Empresas II Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2021 4 5 Trabajo Fin de Grado: Análisis de la viabilidad técnico-económica de un sistema de almacenamiento de energía conectado a una instalación fotovoltaica. Autor: Antonio López Gómez-Millán Tutor: Juan Manuel González Ramírez El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2021 El Secretario del Tribunal 6 AGRADECIMIENTOS Con este proyecto cierro una etapa muy importante en mi vida, tanto en el ámbito profesional, como académico, como personal. Debido a ello quiero escribir ciertos agradecimientos a personas e instituciones que han hecho posible este camino. En primer lugar, a mis padres y mis hermanos, por su incondicional apoyo y amor durante todos estos años. También a mis amigos, en especial a Manuel y a Miguel Ángel, los cuales me han estado motivando durante todos estos años para sacar lo mejor de mí, de la misma manera que yo intentaba motivarles. Y pienso que así ha sido. No sólo a mis amigos de la ETSI, si no a todos aquellos con los que tras largos días de estudio podía desconectar. A Rocío Benjumea Cervera, por enseñarme a ser constante y a trabajar duro sean cuales sean las circunstancias. Por último, a la Escuela Técnica Superior de Ingeniería, sus profesores, dirección y todo el personal que haya estado involucrado en mi paso por la Universidad. Me han enseñado mucho más que matemáticas y física, me han enseñado a conocer que en la vida existe el fracaso, y que para llegar al éxito es necesario trabajar duro. Antonio López Gómez-Millán, Sevilla, 2021 7 8 RESUMEN El objetivo principal del presente proyecto es analizar la posible rentabilidad económica, y el funcionamiento técnico, de un sistema de almacenamiento de energía conectado a una instalación fotovoltaica. Los resultados se detallarán una vez se haya entendido el funcionamiento conjunto de generación solar y almacenamiento de la energía sobrante, para poder utilizarla después cuando sea conveniente. Se utilizó una herramienta propia en Excel para poder simular el funcionamiento anteriormente citado, y poder llegar a dichos resultados. Las energías renovables se encuentran en un total auge, y es que es de importancia el cuidado del planeta. Con las mejoras en las tecnologías y en los precios, cada vez nos encontramos más cerca de conseguir un consumo y una generación consecuente y amiga del medioambiente. Los módulos fotovoltaicos se encuentran cada vez más presentes en el paisaje, y es que su tecnología ha avanzado mucho en los últimos años. Dentro del uso de los módulos fotovoltaicos encontramos diferentes configuraciones posibles: instalación fotovoltaica aislada, instalación fotovoltaica conectada a red, e instalaciones fotovoltaicas conectadas a red con sistema de almacenamiento de energía. Estas dos últimas son las estudiadas en el presente proyecto. Para aprovechar más este uso de las energías renovables entran en juego los sistemas de almacenamiento de energía. Las baterías estudiadas en el presente proyecto son las de Ion-Litio, las cuales están ocupando la mayoría del volumen de ventas en la actualidad. Su vida útil se mide en ciclos. A un ciclo se le denomina el proceso de carga y descarga conjuntamente, siendo el rendimiento de las baterías un 80% con respecto a su rendimiento inicial al alcanzar los 3.000 ciclos. El sistema eléctrico es el conjunto de elementos que operan de forma coordinada en un determinado territorio para satisfacer la demanda de energía eléctrica. Existen diferentes componentes y actores en el sistema español, los cuales hacen posible que llegue electricidad a las instituciones y a particulares. Ellos son los generadores, el transportista, los distribuidores, los comercializadores y el operador del sistema. El mercado eléctrico y el precio de la luz influirán en un sistema fotovoltaico conectado a red y también en el aislado. Los ahorros conseguidos por sistemas fotovoltaicos dependen del precio de la energía y la venta de los excedentes solares también tendrán un precio fijado por el mercado. En la actualidad para medianas y grandes empresas existen diferentes tarifas. La tarifa 6.X TD es la utilizada por medianas y grandes empresas con contrataciones superiores a 15 kW, como es el caso de la empresa en la que se analizó el proyecto. Esta tarifa consta de diferentes periodos, clasificándose por periodos de menor o mayor demanda, y siendo los de más demanda aquellos en los que el precio de la electricidad es más elevado. Es relevante el concepto de los excesos de potencia, ya que en la tarifa 6.X TD, al superar la potencia que la institución o empresa tenga contratada, se le penalizará económicamente de manera significativa. 9 Se utiliza el uso del excedente solar para la carga de las baterías, y estas cubrirán el consumo de la empresa cuando esté sobrepasando su potencia contratada, de forma que se eviten penalizaciones económicas. Cabe destacar que la implantación de un sistema fotovoltaico, con o sin almacenamiento de energía, no solo permitirá ahorrar en energía consumida, sino que también permitirá disminuir la contratación de la potencia total eléctrica, lo cual es un factor innovador en el presente proyecto. Se estudió la rentabilidad económica en una empresa real, la cual está en proceso de construir una instalación fotovoltaica en la cubierta de su nave industrial, estando interesada en conocer si las baterías serían rentables como inversión. Sin embargo, el precio actual de las baterías hace que estas no sean todavía rentables. Se estima que cuando el precio de las baterías baje un 20% (2022/2023) estas tendrán un un VAN igual a cero como se ha estudiado en este proyecto. Por otra parte, para que las baterías obtengan una TIR similar a la del sistema fotovoltaico, estas tendrán que disminuir su precio en algo más de un 60%. Por otra parte, el proyecto de implantación de sistemas fotovoltaicos sí es claramente rentable. Por el momento y, como se ha comentado, hasta que el precio de las baterías no baje sobre el valor actual (en torno a un 60%), la instalación será más interesante sin sistemas de acumulación que incorporando estos. 16 ÍNDICE DE ECUACIONES Energía en kWh ( 1) .................................. 42 Facturación por exceso de potencia ( 2) .......................................................... 45 Término Aei en los excesos ( 3) ...................................................................... 46 17 NOTACIÓN ‘CO2’ Dióxido de Carbono ‘kW’ KiloVatios ‘MW’ MegaVatios ‘GW’ GigaVatios ‘kWh’ KiloVatios Hora ‘MWh’ MegaVatios Hora ‘J’ Julios ‘Ah’ Amperios-hora ‘V’ Voltios ‘kWp’ KiloVatioPico 18 19 1. OBJETIVOS El objetivo principal del presente proyecto es el de analizar la viabilidad técnica y la rentabilidad económica de la incorporación de un sistema de acumulación con baterías a un sistema fotovoltaico. Se analizarán distintos casos de estudio con los cuales tendremos la certeza de si estas inversiones son rentables a lo largo del horizonte temporal de la inversión. Se estudiará un caso sin baterías, y otro con baterías, con la finalidad de poder compararlos y explicar sus similitudes y diferencias. Por último, se estudiará la posible búsqueda de un sistema más rentable que los anteriores. Como finalidad adicional de este proyecto también se busca el entendimiento por parte del lector del funcionamiento de un sistema de generación solar conectado a la red y conectado a un sistema de almacenamiento de energía. Y tras este concepto, entender cuál es la aportación y la justificación del uso de las baterías. 20 2. ESTADO DEL ARTE El estudio de la implantación de sistemas de almacenamiento de energía conectados a instalaciones fotovoltaicas está teniendo una gran importancia en la actualidad. Existen varios informes que estudian este campo. Se encuentran documentos en los que se estudia el funcionamiento de las baterías y de la generación solar, pero se estudian de manera general durante el año, es decir, no se simula cuarto horariamente el funcionamiento de este. En un trabajo, por ejemplo, se llega a la conclusión de que las baterías óptimas para un sistema de 1,4 MWh es de 250 kWh, el cual no se aleja del resultado del presente proyecto (Santillán Tituaña, 2016). En su trabajo estudia la rentabilidad económica mediante el Payback y se llegó a la conclusión de que la implantación de estas con el precio de 2016 no era rentable. (Santillán Tituaña, 2016) comenta: “Se concluye que el costo de las baterías es el mayor inconveniente al momento de incorporar un sistema de almacenamiento, pues lo que se puede ahorrar o aprovechar al almacenar la energía no es suficiente como para cubrir los costos de la inversión económica” Por otra parte, se encontraron estudios de instalaciones de mayor tamaño, como el de (Arbeloa Fortunato & Pérez Soler, 2020) donde se comenta que desde el punto de vista económico, el todavía alto precio de las baterías de ion litio en el mercado actual hace que su coste sea muy elevado en comparación con los coste que se derivan de la liquidación de los indeseados pero inevitables desvíos de las plantas fotovoltaicas contrarios a las necesidades del sistema. (Arbeloa Fortunato & Pérez Soler, 2020) estudiaron diferentes metodologías para implantar el sistema de almacenamiento, concluyendo que ninguna de ellas es capaz de cubrir por totalidad los desvíos o excesos producidos, similar a lo que ocurre en el presente proyecto. Aun así, comentan, presentan buenos resultados que si el coste no fuera tan elevado haría que el proyecto pudiese ponerse en marcha. (Arbeloa Fortunato & Pérez Soler, 2020) hablan también sobre el decrecimiento notable del coste de las baterías que se ha producido durante los últimos años. Otros documentos como el de (Ruiz Cortés, González Romera, Amaral Lopes, & Martins, 2019) se centran en la programación del funcionamiento de las baterías y tienen una idea algo más técnica, ofreciendo resultados de los rendimientos de esta según las diferentes funcionalidades elegidas. 21 3. ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN l desarrollo de las fuentes de energía renovable ha experimentado un gran incremento en estos últimos años, y es uno de los aspectos claves en la política energética internacional por diversas razones, una de ellas, la contribución eficiente a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, en especial el CO2. También se consigue una menor dependencia de los productos petrolíferos diversificando nuestras fuentes de energías con el objetivo de tener en 2050 un 100% de consumo de energías renovables en España. (Moncloa, 2020, pág. 401) [1]. Sin embargo, existe un inconveniente principal a la hora de utilizar energías renovables, en este caso se hablará de la energía solar fotovoltaica, la cual es de difícil gestión debido a su disponibilidad intermitente y su no tan fácil predicción. Los errores que ocurran entre la predicción de generación de energía y la generación real, dan lugar a diferencias entre la cantidad que se había comprometido a entregar a la red y la que finalmente se entrega a ésta lo que conllevará un desequilibrio en la red eléctrica. Estos errores de predicción pueden ser consecuencia de una simple nube, que desequilibre la red eléctrica y al fallar esta predicción, será el propietario de la propia planta de generación fotovoltaica el que sea penalizado por causar dicho desajuste. También existen problemas que se resolverán asociados a la contratación de la potencia, y es que si el consumo de una empresa excede su contratación de potencia se producirán, lo que se denominará a partir de ahora excesos de potencia, y por los cuales existe una penalización monetaria significante. El análisis y todo el trabajo teórico que se ha realizado en este trabajo se ha aplicado en la práctica a un proyecto real en una empresa en la que estuve trabajando en contrato de prácticas. Esta empresa es del sector del metal y ha preferido ocultar su marca. La empresa tenía por seguro la implantación en la cubierta de su nueva nave (a la que se desplazarán en un periodo corto de tiempo) una instalación fotovoltaica y querían conocer si esta inversión sería rentable, también querían conocer su rentabilidad al conectarla con un sistema de almacenamiento. Y de ahí la necesidad del proyecto, con el objetivo de estabilizar la red y de reducir los excesos cuando exista un consumo de potencia alto comparado con la potencia contratada de la empresa. E 22 4. INTRODUCCIÓN 4.1 Almacenamiento energético El almacenamiento energético en el proyecto hará uso de baterías. Una batería eléctrica es un dispositivo que consiste en dos o más celdas electroquímicas que pueden convertir la energía química almacenada en corriente eléctrica. Cada celda consta de un electrodo positivo, o cátodo, un electrodo negativo, o ánodo, y electrolitos que permiten que los iones se muevan entre los electrodos, permitiendo que la corriente fluya fuera de la batería para llevar a cabo su función, alimentar un circuito eléctrico. Existen muchos tipos de baterías, con sus distintas aplicaciones, en lo que se hará énfasis más adelante en este escrito. Tal y como se ha comentado anteriormente, la eficiencia del sistema eléctrico español a través de la estabilización de la demanda eléctrica y junto con la integración de las renovables son dos aplicaciones esenciales del almacenamiento de energía. Actualmente, la energía eléctrica puede ser generada, transformada y transportada con facilidad, sin embargo, resulta complicado almacenarlas en grandes cantidades y este es uno de los desafíos que la industria española y mundial está afrontando. Aun siendo complicado, existen diversos métodos de almacenamiento de energía a lo largo de la cadena de suministro:  A gran escala (GW): hidroeléctrica reversible, almacenamiento térmico.  Almacenamiento en redes (MW): pilas y baterías, condensadores y superconductores, volantes de inercia.  A nivel de usuario final (kW): baterías, superconductores, volantes de inercia. (Red Eléctrica de España, 2020) Las nuevas tecnologías de almacenamiento de energía se convertirán en elementos fundamentales en los sistemas eléctricos del futuro, ya que cada vez más energía es generada con renovables, pero no existe capacidad suficiente como para almacenar toda la energía sobrante. Aunque no sólo hay que tener en cuenta la cantidad, si no la calidad, es decir, la forma del almacenamiento de energía. La humanidad, desde sus etapas más tempranas, siempre ha tratado de almacenar sus recursos (grano, agua, madera…) para poder sobrevivir en los periodos de escasez. La energía no ha sido ajena a esta necesidad, aunque el reto de su almacenamiento en forma de electricidad sea algo más compleja. Es más, desde hace poco, el almacenamiento de energía se realizaba a través de sus formas primarias: carbón, agua, fuel etc. Es decir, almacenábamos las materias primas que permitían producir la energía eléctrica final en el momento en el que la necesitáramos. Tal como comentaban en un libro de la Real Academia de Ingeniería, en la actualidad, la incorporación de nuevas tecnologías de generación basadas en fuentes renovables intermitentes y que ya tienen un peso muy relevante en el mix de la generación eléctrica, está obligando a cambiar el enfoque. Es necesario gestionar las fuentes intermitentes de 23 generación para un mercado eléctrico que demanda cada vez una mayor calidad de suministro. Por ello, el almacenamiento de energía final, y no de las fuentes de energía primaria (materias primas), adquiere una nueva dimensión que cada día será más importantes para los sistemas eléctricos. En definitiva, el gran cambio no viene tanto de que haya una mayor necesidad de almacenar energía en sí misma, sino de la forma en la que necesitamos almacenarla. (Real Academia de Ingeniería, 2017) [4] Con todo esto La Unión Europea (UE) ha identificado el sector del almacenamiento de energía (incluyendo tecnologías como el almacenamiento hidráulico, las baterías o el hidrógeno) como un sector estratégico y uno de los motores que facilitará el cumplimiento de los objetivos energéticos y medioambientales a medio y largo plazo y el desarrollo de una posición competitiva en una industria emergente con un potencial de crecimiento muy significativo (Comisión Europea, 2019) El sector de las baterías, en concreto, es considerado por la UE una cadena de valor estratégica para acelerar la transición a una economía sostenible, segura y competitiva. La visión a largo plazo presentada en la comunicación “A Clean Planet for All” apuesta por la electrificación de la economía para alcanzar una situación de emisiones neutras de gases de efecto invernadero, destacando la necesidad de invertir e innovar en toda la cadena de valor de las baterías para desarrollar una base industrial competitiva y sostenible (Comisión Europea, 2019) 4.2 Energía solar fotovoltaica Los problemas de calentamiento global y la escasez de los recursos fósiles han hecho pensar en el uso y la aplicación de las energías renovables que hasta hace no tanto eran no convencionales. Se entiende por energía solar fotovoltaica la transformación de la incidencia solar en energía eléctrica a partir del uso de las propiedades eléctricas de algunos materiales que estarán contenidos en las células solares. El sol es una fuente inagotable, limpia y gratuita de energía. El potencial de la energía solar es totalmente inagotable y podría emplearse para todas las actividades humanas, este potencial energético es mucho mayor de lo que nunca se llegará a consumir. La cantidad de energía solar captada por la Tierra anualmente es aproximadamente de 5,4 x 1024 J, una cifra que representa 4.500 veces la energía que se consume. (Ambientum, s.f.). Cabe destacar que un sistema de placas fotovoltaicas no sería tan eficaz si no hubiese existido un gran crecimiento en las conexiones entre estos sistemas y la red, hecho que ha ocurrido en los últimos años. Y es que el suministro de electricidad actual tiene una combinación de energías renovables y no renovables. Esta infraestructura de combinación está sufriendo un significante crecimiento con el objetivo de que en un futuro la generación eléctrica sea sostenible y apenas existan fuentes de energía no renovables. 24 4.3 Sector del autoconsumo en España El autoconsumo es según el Real Decreto 244/2019 el consumo por parte de uno varios consumidores de energía eléctrica proveniente de instalaciones de producción próximas a las de consumo y asociadas a las mismas. Como podemos observar no se habla de energías renovables, es decir, un particular podría construir una central de carbón, consumir de ella, y estaría autoconsumiendo, sin embargo, esto no es viable ni técnica, ni económica, ni ambientalmente, y tiene ciertas limitaciones en el Real Decreto. Es por ello que en este proyecto se habla de renovables. Para hablar del sector del autoconsumo se ha decidido elaborar un análisis DAFO, en el cual definiremos ciertas características del sector. Podemos dividirlo en dos grupos, características internas (debilidades y fortalezas) y las externas (amenazas y oportunidades). Debilidades:  Baja barrera de entrada en el sector, puede entrar cualquiera. Ello hace que se vea resentida la calidad.  Falta de formación y comercialidad de las pequeñas empresas para entrar en el mercado tan amplio del que se habla. Fortalezas:  Rápida adaptación del sector a los constantes cambios normativos. Sector que busca la mejora continua.  Know-how existente. Proveniente tanto del extranjero como aquí en España. Amenazas:  Clientes que siguen pensando que el impuesto al sol sigue existiendo.  Falta de techo disponible en comunidades de vecinos.  Dificultad de organización y de acuerdos en comunidades de vecinos.  Papeleo burocrático extenso para instalar sistemas fotovoltaicos.  Cambios normativos constantes que exigen una mejora continua y un aprendizaje continuo de las empresas del sector.  Saturación de la red que actualmente no tiene capacidad suficiente para tanta generación (aunque Red Eléctrica ya está trabajando en ello)  Crisis económica debida a la pandemia, aunque el sector del autoconsumo ha seguido creciendo en estos tiempos, podría crecer aun más. Oportunidades:  Tarifas eléctricas caras (en comparación con Europa). Por lo que el ahorro conseguido lleva a una gran rentabilidad.  Aumento de concienciación para reducir los gases de efectos invernaderos. También en instituciones públicas las cuales ofrecen muchas ayudas económicas.  Normativa verde que busca casi un 100% de energía consumida de origen renovable para 2050. 25 Una de las amenazas primeras que habría que combatir es la falta de capacidad de la red eléctrica, ya que podría significar una pérdida económica relevante para el sector. Se debe trabajar rápido en ello para que no existan pérdidas de energía solar cuando esta pudiese estar siendo consumida. Otra amenaza a destacar, ya que lleva ocurriendo durante las últimas décadas, es la que se refiere al cambio normativo constante. Este hecho hace que sea díficil el seguimiento de la ley, además realentiza los procesos y reduce la productividad de las empresas que trabajan en este sector. Las amenazas son factores externos que pueden influir negativamente en el sector, es decir, las empresas del sector no pueden solucionar dichos problemas, es un ámbito en el que el Estado y las instituciones encargadas deberían utilizar recursos para solucionarlas. Sin embargo, una de las fortalezas a destacar es la rápida adaptación a los cambios normativos, pero los recursos ( tiempo, dinero…) que se utilizan para esta actividad podrían ser utilizados en otros tipos de actividades que hiciesen que la productividad del sector se viese aumentada. Una oportunidad a priorizar son los altos precios de energía que se observan en España con respecto al resto de Europa, la cual ofrece una mayor rentabilidad de los sistemas fotovoltaicos, al ahorrar más dinero que el resto de Europa. Si a lo comentado anteriormente le añadimos el hecho de la concienciación que se está viviendo en estos años con respecto a los gases de efecto invernadero, no hay que dudar que el sector del autoconsumo será prioritario en España. 32 Fig 5: instalación fotovoltaica conectada a red con sistema de almacenamiento (Fuente propia, 2021) La conexión entre la red y la batería se debe a que en este proyecto se estudia la posibilidad de almacenar energía en las baterías cuando el precio de la energía es bajo (por la noche) y utilizarla a lo largo del día cuando el precio de la electricidad sea mayor. Como es de entender, las baterías serán un dispositivo muy importante en este proyecto, por ello se explican sus características principales a continuación. 33 6. BATERÍAS Una batería eléctrica es un dispositivo que consiste en dos o más celdas electroquímicas que pueden convertir la energía química almacenada en corriente eléctrica. La función de estas baterías, como se ha comentado anteriormente, será almacenar energía cuando esta esté disponible, es decir, cuando exista excedente de generación solar con respecto al consumo de la empresa. Puede también que se almacene energía en estas baterías durante la noche cuando el precio de la electricidad es muy bajo. El inversor es empleado para conectarlas con la red eléctrica y existirá un regulador para cargarlas y descargarlas cuando sea necesario. La energía que almacenan será entregada en el momento más conveniente, y este puede ser o cuando no exista suficiente generación solar para cubrir el consumo del usuario, o cuando el precio de la energía sea alto y estemos en un momento en el que sea inteligente utilizarla. Hace unos años las baterías estaban prohibidas en sistema conectados a la red (Lillo, 2013), sin embargo, esto ha cambiado debido al objetivo nacional de estabilizar la red y de sacar el máximo rendimiento a las energías renovables. En la siguiente figura se muestras las tecnologías utilizadas en baterías dependiendo de la potencia, aplicaciones y tiempos de descarga. Fig 6 : Baterías según su aplicación, potencia y tiempo de descarga En la Fig 6 podemos observar cómo no hay un sistema de almacenamiento bueno para todo tipo de aplicación, dependiendo de la aplicación deberemos elegir uno u otro. Por ejemplo, para administrar grandes potencias se debe utilizar sistemas de bombeo. Si lo que buscamos no es una gran cantidad de potencia, sino una buena frecuencia y calidad y rapidez a la hora de cargar y descargar su energía se pueden utilizar supercapacitores de alta energía. En la Fig 6 podemos observar que dentro de las baterías tendremos una gran franja para distintos tipos de aplicaciones y de potencia. 34 A continuación se detallarán las características más importantes de las baterías: 6.1 Capacidad: La capacidad de una batería para un determinado tiempo t de descarga, Cₚ es una de las características más importantes de una batería. Se define como la cantidad de energía que puede suministrar el dispositivo cuando está sometido a un régimen de descarga constante durante t horas, a una temperatura de 25 Cº, a partir del estado de plena carga. Se expresa en amperios-hora, o en este proyecto se hablará de kWh, para ello debe multiplicarse la capacidad, en Ah, por la tensión de descarga, en V. Una vez transcurrido este tiempo t, la batería alcanza una tensión mínima, denominada tensión final de descarga. Existen ciertas variables que afectan a la capacidad, las más importantes son la temperatura y el régimen de descarga. Cuanto más elevada sea la temperatura, más capacidad tendrá la batería. Deberemos tener en cuenta que la batería no se encuentre en zonas muy frías, ya que se podría producir una congelación del electrolito. La intensidad de descarga influye también en la capacidad de la batería. A mayor intensidad de descarga, menor será la capacidad de la batería. (Lillo, 2013) 6.2 Profundidad de descarga Esta es la relación porcentual existente entre la capacidad realmente disponible y la capacidad total de la batería. Este parámetro influye en la duración y eficiencia total de la batería, y en baterías de Ion-Litio, que son las que se utilizarán en este estudio, la profundidad de descarga no debe ser superior al 80/90%. 6.3 Vida útil La mayor o menor duración de una batería depende tanto de sus condiciones de funcionamiento en los ciclos de carga y descarga como de las condiciones externas. La vida útil de una batería se suele medir mediante el número de ciclos de carga-descarga a una determinada profundidad de descarga. Por ejemplo, cuando se tienen altos valores de descargas diarios, es decir, ocurren descargas profundas diariamente, la vida útil decrece. También disminuirá la durabilidad de las baterías con temperaturas altas de operación. En resumen, para lograr una mayor vida útil de las baterías se debe evitar:  Someterlas a descargas profundas.  Trabajar a temperaturas extremas.  Someterlas a sobrecargas excesivas. (Lillo, 2013) 35 Existen también distintos tipos de carga dependiendo del funcionamiento deseado por la batería. La carga normal se suele realizar a intensidad o a voltaje constante. La carga de flotación está destinada a mantener la batería a plena carga en periodos de no utilización. Se deben tener en cuenta ciertos criterios a la hora de comprar una batería: 1. Que este homologada 2. Precio referido a su capacidad 3. Garantías detalladas 4. Categoría y accesibilidad de la empresa 5. Comprobar que tiene un adecuado rendimiento de carga antes regímenes variables como es la fotovoltaica. En este proyecto era conveniente la utilización de baterías de Ion-Litio ya que la empresa estaba en contacto directo con un fabricante de estas baterías. Las baterías de Ion-Litio están sufriendo un desarrollo significativo, en gran medida gracias al avance en el desarrollo del vehículo eléctrico. Su coste está reduciendo y existen mejoras constantes en su rendimiento. Estas baterías serán la principal referencia tecnológica en baterías electroquímicas hasta, al menos, 2030. En la siguiente figura se puede ver el crecimiento de estas baterías entre 2011 y 2016, el cual sigue sucediendo actualmente, haciendo que la gran mayoría de la capacidad instalada sea de la tecnología Ion-Litio. Fig 7: Porcentaje de las distintas tecnologías de almacenamiento no hidráulicas del total de la capacidad instalada. (Agencia Internacional de la Energía, 2020) Esto se debe a la mejora de las baterías de Ion-Litio con respecto a las demás tecnologías. En la siguiente figura se puede observar la favorabilidad del uso de baterías de Ion-Litio con respecto a otras tecnologías. 36 Fig 8 : Características de las distintas tecnologías de almacenamiento de energía electroquímicas. (Real Academia de Ingeniería, 2017) Las baterías de Ion-Litio tienen una alta densidad de energía, un buen rendimiento a altas temperaturas y son reciclables. Las principales ventajas de las baterías de Ion-Litio son un bajo efecto de memoria, una alta potencia específica, una elevada energía específica y una larga vida útil. Estas características hacen estas baterías indicadas para su uso en vehículos híbridos eléctricos y vehículos eléctricos. Como inconvenientes hay que mencionar que, debido a la naturaleza de las reacciones químicas del litio, estas baterías no toleran sobrecargas o sobredescargas y que pueden dañarse fácilmente si la estrategia de control no es la adecuada por lo que la seguridad es un problema añadido. Las baterías de Li-ion comerciales suelen tener incorporados sistemas de protección en el propio cuerpo de la batería para limitar las tensiones de carga, de descarga y desconectar las celdas de la carga en el caso de que ocurran sobreintensidades o sobretemperaturas. Otro inconveniente frente a otros tipos de baterías es la mayor impedancia interna que poseen, por lo que, a corrientes de descarga elevadas, por ejemplo a 1C ó 2C, se reduce la capacidad efectiva disponible. (Vigo, s.f.). 37 7. MERCADO ELÉCTRICO EN ESPAÑA El sistema eléctrico es el conjunto de elementos que operan de forma coordinada en un determinado territorio para satisfacer la demanda de energía eléctrica. Existen diferentes componentes y actores en el sistema español, los cuales hacen posible que llegue electricidad a las instituciones y a particulares. Ellos son los generadores, el transportista, los distribuidores, los comercializadores y el operador del sistema. La Ley del Sector Eléctrico, LSE, estableció el papel de estos actores. La LSE estableció también la obligación de separar jurídica y contablemente dentro de las empresas eléctricas las actividades reguladas (transporte y distribución) y las actividades liberalizadas (generación y comercialización) rigiéndose por las leyes de oferta y demanda, tal y como se expuso en el BOE 24/2013. (Gobierno de España, 2013). Los generadores son aquellas personas físicas o jurídicas que tienen la función de generar energía eléctrica, así como de construir, operar y mantener las instalaciones de producción. El transportista es aquella sociedad mercantil que tiene la función de transportar la energía eléctrica y de mantener las instalaciones de transporte. En España hay un transportista único, y es Red Eléctrica de España. Transporta la energía desde las centrales hasta los centros de consumo donde se entrega a los distribuidores. Los distribuidores son las compañías que llevan la electricidad hasta los clientes finales una vez la reciben del transportista en las subestaciones. Hay numerosas empresas que ejercen esta actividad, aunque encontraremos una empresa definida en cada zona. En la siguiente figura podemos observar las empresas distribuidoras dependiendo de la zona. Fig 9 : Compañías distribuidoras eléctricas en España. (Instaladores2.0, s.f.) Por último, tenemos los comercializadores, son los agentes que comercian con la energía. 38 La compran en el mercado eléctrico y la venden a los consumidores. Son ellos los que nos pasan el recibo de la luz. (Operación del sistema eléctrico para dummies, 2013) Asimismo, cabe destacar la figura del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE), quién es el encargado de gestionar los mercados diario e intradiario de la península ibérica. En la siguiente figura podemos observar el funcionamiento del sistema anteriormente descrito. Fig 10 : Funcionamiento del mercado eléctrico español. (F2F, 2021) 7.1 Casamiento de precios A la hora de establecer el precio de la electricidad se tienen en cuenta dos mercados, el mercado diario y el intradiario, ambos gestionados por OMIE. El mercado diario consiste en establecer el precio de la electricidad para cada una de las horas del día siguiente. Se producirán ofertas de venta por parte de las generadoras, y ofertas de compra por parte de los consumidores, principalmente las comercializadoras. Las generadoras presentan ofertas de venta de toda la energía que tienen disponible al precio que la consideran conveniente. Cabe destacar que dependiendo del origen de la energía eléctrica los precios de venta varían. Aquellas generadoras de origen renovables, que no pueden controlar su producción debido a que depende de factores externos, ofertarán su electricidad a los precios más bajos, o incluso nulos. Sin embargo, por otro lado, las ofertas de ventas superiores corresponden a las empresas de generación con el uso de carbón o gas. Estas empresas pueden controlar su producción y por lo tanto, ofertar su energía cuándo y cómo les sea conveniente. Las ofertas de compras son efectuadas en su mayor parte por las empresas comercializadoras, que según sus previsiones, estiman cuanta energía necesitarán, también al precio al que vean conveniente. Se puede entender mejor con ciertos ejemplos. Han existido horas en las que el precio de la energía eléctrica ha sido nulo, esto se debe a que existía muy poca demanda y esta energía provenía de fuentes renovables que ofertaban su energía a cero, ya que no quieren perderla. Por otra parte, y es lo que está ocurriendo en la actualidad, existe una demanda altísima de energía, debido al uso e aires acondicionados por ejemplo, y también debido a que ya España no se encuentra en una crisis económica importante. Esta alta demanda hace que ya las generadoras renovables no puedan sostener el consumo, y es por ello que entran en juego generadoras de tipo no renovables como las de gas. Más detalladamente 39 entran en juego unas generadoras de gas que suelen estar paradas y que se han puesto en marcha para cubrir el consumo. El coste de poner en marcha estas centrales, sumándolo al coste de la generación de gas (que no es barato) y sumándolo al coste de las multas por emisión de CO2 hace que las generadoras de gas ofrezcan su energía a unos 100 €/MWh. Y al casarse la oferta y la demanda a este precio, todos los consumidores tendrán que pagarlo. Los precios actuales (3 Septiembre 2021) están alcanzando los 137,7 €/MWh (OMIE, 2021), cuando el precio medio del año 2020 era de 33,96 €/MWh (OMIE, Principales resultados del mercado eléctrico 2020, 2020) . Lo que es una gran subida para un recurso primario como es el de la electricidad, pero por ahora las generadoras están muy satisfechas con estos precios, como es obvio, y buscan que no se produzcan cambios en el sistema de casación de precios actual que viene marcado por la Comisión Europea. El mercado intradiario funcionará como un apoyo del mercado diario, ya que las estimaciones del diario se realizan con bastante anterioridad al tiempo para el cual los precios y las cantidades de energía son establecidas. Las sesiones del mercado intradiario, que son 6 entre dos mercados diarios, permitirán ajustar lo establecido en el mercado diario ya que se pueden dar variaciones por posibles desajustes en la predicción. (OMIE, OMIE, s.f.) 7.2 Tarifas eléctricas: tarifa 6.1 La tarifa eléctrica es el precio que se debe pagar por la electricidad consumida, el precio final de la factura está compuesto por dos términos. El primero es el término de potencia, el cual es fijo durante el mes y el cual se decide por el particular. El segundo término se refiere al término de energía, es un término variable ya que depende de la energía que consumamos (en KWh) y el precio al que se haya casado la energía de esos días. Por ejemplo, en la actualidad, que la electricidad está a un precio muy alto, el término de potencia sigue siendo el mismo que antes, pero es el término de la energía el que hace que las facturas eléctricas sean tan elevadas. Dentro de todas las instituciones que consumen electricidad de la red se pueden diferenciar distintos grupos, los cuales han sufrido un cambio en el pasado junio de 2021: El primer grupo es aquel que cubre el rango de uso doméstico y de pequeñas empresas, las cuales solo tienen la posibilidad de tener la tarifa 2.0TD (para potencias de hasta 15kW). Estas tarifas son las que son conocidas por la mayoría de los usuarios y en las cuales se diferencian dos periodos, punta, llano y valle. Punta son las horas más caras (10:00-14:00 y 18:00 a 22:00), valle son las horas con precio reducido (00:00-08:00) y llano son las horas con precio medio. Pero la tarifa importante a entender en este proyecto es la 6.XTD, la cual se contrata para medianas y grandes empresas con una potencia contratada superior a 15 kW y suministros conectados en redes de alta tensión. En este caso se disponen de 6 periodos, cada uno con diferente término de energía y término de potencia. El periodo 1, al cual se le llamará a partir de ahora P1, es el más caro, el P2, el siguiente más caro, y así sucesivamente hasta llegar al P6, el cual es el más barato. El P6, al igual que el periodo valle en las tarifas 2.0, 40 se encuentra de 00:00 a 08:00, y también en los fines de semanas y festivos. Como se puede deducir, el periodo más barato, P6, se encuentra en los momentos en donde la demanda de medianas y grandes empresas no es alta. (LUZFIT, 2021) Con respecto a los demás periodos la forma más fácil de ver su estructura es con el siguiente gráfico: Fig 11 : Calendario y horario de los diferentes periodos para la tarifa 6.1 (EnergiGreen, 2021) Se puede observar que existen meses de temporada alta como diciembre, enero o febrero, otros de temporada baja como abril, mayo y octubre, y el resto de temporada media o media alta. Cabe destacar que para este tipo de tarifas existe otro término de cobro muy importante, y es el cual se paga por excesos. Al contrario de la tarifa 2.0 en la cual si excedes tu potencia contratada salta el ICP (Interruptor de Control de Potencia), en la tarifa 6.0, con el objetivo de no tener que parar la actividad de la empresa, la distribuidora seguirá abasteciendo de energía, pero con un coste extra, el coste de exceso de potencia. Será importante en nuestro trabajo ya que buscaremos el óptimo entre no tener demasiada potencia contratada, pero tampoco tener muchos excesos, ya que estos son de precio elevado. Más concretamente tienen un precio elevado en los periodos P1 Y P2 lo cual tiene sentido. Es decir, en los momentos donde la demanda es alta, si excedes tu potencia contratada, te cobrarán una gran cantidad por esos excesos ya que la energía no es sobrante. Por otra parte, si obtienes exceso de potencia en P6, donde la demanda es escasa, y las generadoras tienen energía sobrante, estos excesos no serán un término monetario importante. Existe otro complemento tarifario por energía reactiva en las tarifas 6.XTD. La energía reactiva aparece en las instalaciones eléctricas cuando se utilizan aparatos que necesitan crear campos magnéticos y eléctricos para funcionar. Esta energía reactiva es perjudicial para la distribución, ya que aumenta las pérdidas en las redes eléctricas. Es por ello que 41 pueden repercutir en la factura, aunque solo repercutirá en caso de que la energía reactiva que aparezca en nuestra instalación sea mayor al 33% de la energía activa utilizada. (Som Energia, 2021). 48 en manos de la política internacional. JRC tiene seis centros en Europa, uno de ellos localizado en Sevilla. (Joint Research Centre, 2021) Como los datos de consumo energético de la empresa se tienen de forma cuarto horaria, y los datos de generación se tienen de forma horaria, se estimó la generación solar cuarto horaria mediante una macro en Excel. De esta manera, ya se podían comparar datos de consumo y datos de generación, observando qué cantidad del consumo de la empresa es capaz de absorber el sistema fotovoltaico. A continuación, se añade un gráfico en el cual se puede visualizar como sería el funcionamiento del sistema fotovoltaico. Este sistema que observamos en la siguiente figura, tiene un tamaño de 1.000 kWp (1770 módulos fotovoltaicos aproximadamente), cifra que se pidió estudiar por parte de la empresa. Más adelante en este proyecto se detallarán las características específicas (localización, inclinación…) de este sistema. Fig 17 : Potencia demandada y generación solar 23 de julio de 2019. (Fuente propia, 2021) Se ha utilizado el mismo día de la figura 15, para poder observar la gran capacidad de absorber consumo de la empresa por parte del sistema fotovoltaico. Anteriormente se habría recibido una gran penalización por excesos, sin embargo con la implantación del sistema fotovoltaico, no solo se cubrirá la potencia demandada evitando penalizaciones, sino que además se producirán excedentes de generación que se venderán en el mercado eléctrico español. La generación máxima solar no llegará a 1.000 kW, ya que existen factores de pérdidas, tanto técnicos, como de temperatura, como de la colocación de las placas. Podemos observar en este caso que el máximo de generación de este día es de 700 kW. Cabe destacar que no siempre es tan eficiente la generación solar, debido a que pueden aparecer nubes u otros factores que influyan en esta. Se añade una gráfica a continuación en un día de eficiencia no tan alta como el de la Figura 17. 49 Fig 18 :Potencia demandada y generación solar del 11 de abril de 2019. (Fuente propia, 2021) Al implantar un sistema fotovoltaico de este tamaño da lugar a pensar que se podría disminuir la potencia contratada una gran cantidad, pero se obtendrían problemas en días nublados donde la irradiación solar disminuye, que ciertamente en Sevilla no son usuales, pero también existen. Suponiendo que debido a la implantación del sistema fotovoltaico se ha bajado la potencia contratada a 150 kW (La línea negra indica la potencia contratada), se obtendrían excesos de potencia en ambos círculos rojos, donde la potencia demandada por la empresa supera le generación solar, y supera también la potencia contratada. Aunque la generación solar sea óptima y no existan nubes que produzcan disminución en la producción solar, existen momentos en los que la generación solar no es capaz de absorber el consumo de la empresa. Esto ocurre en las primeras horas de la mañana, y en las últimas horas de la tarde, cuando la actividad de la empresa sigue siendo alta pero la generación disminuye debido a que los rayos del sol no inciden de manera óptima. Se puede observar en la siguiente figura, en la cual podemos también observar un gran aumento de la actividad productiva de la empresa en comparación con la figura anterior (11 de abril). 50 Fig 19 : Potencia demandada y generación solar 30 de julio de 2017. (Fuente propia, 2021) En este caso, el cual es usual encontrar en la mayoría de los días, con el consumo de la empresa en estudio, se necesitaría alguna solución para absorber el consumo de la empresa al inicio y al final de día. Esta solución es la implantación de sistemas de almacenamiento de energía. 8.4 Implantación del sistema de almacenamiento de energía La implantación del sistema de almacenamiento de energía tendrá como objetivo cubrir el consumo de la empresa que no pueda cubrir el sistema fotovoltaico y que supere la potencia contratada, de forma que evitemos los excesos. En primer lugar, debemos citar ciertas características de las baterías que se utilizarán en el presente proyecto. Estas baterías, de ion-litio, fueron elegidas por la empresa, ya que se encontraban en negocios con la empresa fabricante de estas. La descarga y carga de la batería no puede superar el 80% de su capacidad, o de manera contraria el rendimiento y la vida útil de esta disminuirían significativamente. Por otro lado, la vida útil de la batería se mide en forma de ciclos. Un ciclo se le llama a una carga y una descarga de la batería, de forma conjunta. Muchos documentos hablan de que la vida útil de una batería es de 3.000 ciclos, lo cual no es cierto. Es cierto que a los 3.000 ciclos su rendimiento se habrá visto reducido, pero no significa que haya que deshacerse de ellas. En el portfolio de la empresa fabricante de las baterías elegidas, y en la batería que se elegía, se encuentra la siguiente tabla: Fig 20 : Vida útil batería. (Narada, 2019) 51 Se puede observar que al llegar a los 3.000 ciclos su capacidad rondará el 80% de su capacidad inicial, lo cual es una disminución importante, pero no es necesario cambiar la batería en ese mismo instante. Es por ello que en este proyecto, teniendo en cuenta que la batería tendrá un ciclo al día mínimo, se estudia la viabilidad económica del sistema con una vida útil de las baterías de 7,5 años. Las baterías tendrán un funcionamiento propiamente programado: 1. Si el consumo de la empresa es mayor que la generación solar y la potencia demandada es mayor que la potencia contratada se descargará la batería siempre y cuando haya energía almacenada en esta. 2. Si el consumo de la empresa es mayor que la generación solar y la potencia demandada es menor que la potencia contratada la batería seguirá no se descargará, ya que no se están produciendo excesos. Se puede pensar que en esta situación convendría la descarga de la batería para ahorrar costes de energía de red, sin embargo, este instante puede venir seguido de un instante en el que la potencia demandada sea mayor que la contratada, y es ahí donde se debe descargar la batería, no antes. 3. Si la generación solar es mayor que el consumo de la empresa, y la batería no está cargada totalmente, esta se cargará hasta completar su capacidad. Ahora se explicarán dos aspectos innovadores en el uso de las baterías, y es que, tras haber simulado el funcionamiento de baterías en diferentes programas ya establecidos, en ninguno de ellos se encontró el funcionamiento deseado, que consistía en los dos siguientes puntos también: 4. Si es por la noche y la potencia demandada es menor que la potencia contratada (situación que suele ocurrir), el programa cargará la batería. Este funcionamiento se debe a que la energía por la noche, al ser P6, es muy barata, por lo que se usa para almacenar energía en las baterías, que podrá ser usada en las primeras horas del día, donde ya el precio de la energía es mayor. 5. A partir de las 19.00h hasta las 22.00h se descargará la batería. Esto se debe a que, aunque la potencia demandada sea menor que la potencia contratada, a batería si sigue teniendo energía almacenada es energía solar que se ha almacenado durante el día y que conviene utilizarla para ahorrarnos costes de energía proveniente de la red. Esto lo hace posible también el hecho de que la actividad productiva de la empresa a partir de esa hora disminuye con respecto al resto del día. Cabe destacar que la empresa pidió el estudio con la capacidad de la batería en la franja de 200 a 400 kWh, aunque más adelante se encontrará el óptimo, el siguiente gráfico se refiere a una batería con una capacidad de 300 kWh. 52 Fig 21 :funcionamiento de la carga y descarga de la batería. (Fuente propia, 2021) La línea amarilla corresponde con la descarga de la batería, la gris con la carga de esta. Y como venía siendo anteriormente la azul corresponde al consumo de la empresa, y la roja a la generación solar. En la gráfica encontramos ahora términos de energía, no de potencia, de forma que pueda ser más visual el entendimiento del uso de la batería. Tal y como se ha programado, la batería se carga al entrar en las 00:00h, debido a que la energía eléctrica en ese instante tiene muy poco coste (la cantidad de carga viene definida por el excedente de la potencia contratada en esos instantes). La batería comienza a descargarse a las 6:45h, donde la generación solar no es capaz de cubrir por completo el consumo de la empresa. Se observa como justo cuando ya no es necesaria la batería, debido a que la generación solar ha aumentado, esta batería comienza a cargarse, con la energía solar sobrante. Durante el día la energía solar puede cubrir el consumo de la empresa por lo que la batería ni se carga ni se descarga. Por último, a las 18:00, cuando la generación solar empieza a decaer, la descarga de la batería vuelve a entrar en juego. Esta se descargará completamente debido que, aunque la potencia demandada no supere la contratada, estamos utilizando energía verde para cubrir, en este caso, de forma completa el consumo de la empresa. Al final del día, al entrar en las 00:00h del día siguiente, el ciclo descrito (o alguno parecido, depende del consumo y de la generación solar) volverá a repetirse. Se cargará por la noche, para que lo más probable es que se use a primeras horas del día, para después volver a cargarse con energía solar, y utilizarla a últimas horas del día. Es importante comentar que la batería entrará en juego también en caso de que exista alguna nube que haga disminuir la energía solar producida, aunque no sea el caso de la figura superior. Por último, es de importancia comentar que la capacidad de carga y descarga de la batería dependerá del inversor que se utilice. En este caso se utiliza un inversor de 200 kW, el cual nos permite descargar y cargar como máximo un total de 50 kWh en un cuarto de hora. Como se puede observar también en la figura anterior, existe un momento en el que 53 llega a este máximo de carga, con energía proveniente del sistema fotovoltaico, ya que existe un gran excedente de energía solar. 8.5 Casos de estudio Una vez explicados los diferentes conceptos que se utilizan en el presente proyecto, podemos empezar a hablar de los distintos casos de estudio que se han analizado:  Estudio de la rentabilidad de una instalación de 1.000 kWp sin almacenamiento de energía con su correspondiente optimización de la potencia contratada.  Estudio de la rentabilidad de una instalación de 1.000 kWp con almacenamiento de energía con su correspondiente optimización de la potencia contratada.  Estudio del dimensionamiento del sistema completo con el objetivo de maximizar el TIR de la inversión. La rentabilidad se ha analizado mediante los índices del TIR, Payback y VAN. Para el cálculo de dichos índices se ha desarrollado un aplicativo en Excel el cual tiene diferentes funcionalidades:  Análisis y optimización de un sistema fotovoltaico.  Análisis y optimización de sistema de baterías.  Análisis y optimización de la contratación energética de la empresa. Finalmente se podrán relacionar todas ellas para encontrar el óptimo global de la empresa y estudiar los ahorros obtenidos al implantar un sistema fotovoltaico, con o sin sistema de almacenamiento, habiendo optimizado la potencia contratada. 54 9. ANÁLISIS ECONÓMICO-FINANCIERO DE LAS DIFERENTES CONFIGURACIONES ANALIZADAS. Se llevó a cabo un trabajo meticuloso con la recogida de datos y números a utilizar para poder llegar a los resultados que se expondrán más adelante. Los primeros datos que explicar, también debido a su importancia en este proyecto, son los de generación solar de PVGIS. El aplicativo europeo ofrece distintas posibilidades, de las cuales en este proyecto se han utilizado dos: Una primera, en la cual, al introducir los datos necesarios, se ofrece un resumen de la producción anual del sistema, y una segunda en la cual te ofrece una base de datos de forma que te da la generación horaria durante todo el año. Para conseguir dichos datos se necesitan introducir datos reales de la nave en la que se pondrá el sistema fotovoltaico. Lo primero la localización de la nave de la empresa, la cual se ubica en el municipio de Dos Hermanas, Sevilla. Teniendo en cuenta la cubierta real de esta nave, se tuvo que llevar a cabo un estudio de esta. Esta nave tiene dos cubiertas, una Este y otra Oeste, de forma que se quieren poner placas en las dos zonas para que la generación sea algo más uniforme durante el día. La zona Este tiene un espacio de 9000 m². En ella, aunque se podrían instalar más kWp, se instalarán 700 kWp. Las placas fotovoltaicas de esta zona de la cubierta tendrán un ángulo de azimut de -65º y una inclinación de 12º, tal y como se calculó con el estudio de la cubierta. En esta zona Este, la generación que se puede esperar, gracias al PVGIS, es la siguiente: Fig 22 : Generación solar cubierta Este. (European Comission, 2021) 55 La tecnología elegida es la de Silicio Cristalino. Y las pérdidas del sistema de un 11%, las cual fue elegida debido a que era la pérdida que hacía que la generación se asemejase más a otras aplicaciones de generación solar. Además, se entiende como una cifra de pérdidas coherente. Por otra parte, en la zona Oeste de la cubierta se disponen de 3800 m² de superficie, en los cuales se dispondrán 300 kWp, obteniendo un total de 1.000 kWp en la suma de la zona Oeste y en la Este. Como es obvio, al tener menor tamaño, esta zona Oeste generará 423.760 kWh en comparación con los 1.039.209 kWh de la zona Este. Con respecto a los diferentes costes utilizados en el presente proyecto en el campo de la instalación fotovoltaica se tienen los siguientes datos y precios del mercado actual:  Coste del sistema fotovoltaico: 0,6 €/kWp. Este precio se encuentra al instalar un gran tamaño de implantación, si fuese de autoconsumo para un particular el precio sería mayor. Este precio se puede desglosar en 0,3 €/kWp por módulos fotovoltaicos, 0,1 €/kWp la mano de obra de instalación y 0,2 €/kWp en estructura de soporte de los módulos fotovoltaicos, cables, protecciones, inversores y elementos de seguridad. La vida útil de sistema fotovoltaico será de 25 años. Este precio se ha obtenido mediante conversaciones con una Ingeniería del sector, cuya información es fiable. (LUZFIT S.L, 2021)  Coste Inversor : 80 €/kW. Este precio se obtuvo también al entablar conversaciones con la Ingeniería anteriormente citada (LUZFIT S.L, 2021). Aunque en el precio de la inversión inicial del sistema fotovoltaico se incluyan los inversores, cabe informar de que necesitamos esta cifra de su precio, ya que su vida útil no será de 25 años, si no de 12,5 años, por lo que a mitad de la vida útil de las placas fotovoltaicas, tendremos que sustituir sus inversores.  Coste del mantenimiento de las placas: 2,5 €/ MWh generado. El coste del mantenimiento dependerá del tamaño y de la generación producida por la instalación. (LUZFIT S.L, 2021). En nuestro estudio de una instalación de 1.000 kWp, el coste del mantenimiento será el primer año de 3.600 €.  Se estudia el presente proyecto con una degradación de las placas del 0,7% que es el indicado y garantizado por el fabricante (Canadian Solar, 2020) , estas irán perdiendo algo de rendimiento durante los años, aunque no es una cifra muy significativa, gracias a los mantenimientos elaborados y la tecnología utilizada. Una vez habiendo observado los costes del sistema fotovoltaico, se puede observar si este es rentable o no. Para ello, y para el resto de los casos de estudio, se debe tener en cuenta cual era el coste de la empresa antes de la implantación y de esta manera poder calcular los ahorros respectivos. Existen diferentes costes de energía y de peajes obtenidos de la empresa. Los precios de peaje son fijos. Los precios de energía consumida van cambiando durante el año, y se ha utilizado una media de estos precios del año completo para obtener una cifra con la que estudiarlos. Los costes energéticos previos a cualquier implantación son los siguientes: 56 P1 P2 P3 P4 P5 P6 Peaje [€/kW*día] 0,10872 0,05441 0,03982 0,03982 0,03982 0,01817 Precio por energía [€/kWh] 0,084044 0,077322 0,064003 0,059826 0,055622 0,046583 Potencia contratada [kW] 340 340 340 340 340 600 Energía consumida [kWh] 132.938 141.000 169.320 186.936 62.966 296.278 Tabla 3 : Costes de los peajes y la energía consumida. (LUZFIT, 2020) Gracias a la herramienta en Excel se pudo calcular el consumo por cada periodo. A continuación, se disponen los costes de la factura eléctrica de la empresa calculada por la herramienta en Excel, los cuales fueron comparados y son idénticos a los que se les cobra por parte de la comercializadora. En estos costes están incluidos los impuestos por uso de electricidad de 5,1127%. Coste anual por potencia contratada: 41.045,09 € Coste anual por energía consumida: 64.538,65 € Coste anual por excesos de potencia: 6.795,22 € Obtenemos un total de 112.378,96 €. 9.1 Implantación de sistema fotovoltaico de 1.000 kWp El coste actual a septiembre de 2021 de la implantación del sistema fotovoltaico ronda los 600.000 €. El cual se podría desglosar en 534.000 € por los módulos, cables y protecciones, y unos 64.000 € de 8 inversores de 100 kW. La implantación de este sistema ofrece la siguiente generación de energía, desglosada en los distintos periodos en los que sería generada y utilizada: P1 P2 P3 P4 P5 P6 Energía generada [kWh] 176.277,17 186.626,75 243.833,06 297.645,85 101.160,59 457.475,36 Tabla 4 : Energía generada por la instalación de 1.000 kWp Se obtiene un total de generación prevista de 1.462.968 kWh. Esta generación permitirá bajar la potencia contratada de una manera significativa, también por que se parte de una contratación de potencia demasiado alta para su consumo, por lo que hay mucho margen de mejora. Con la herramienta Solver de Excel se puede llevar a cabo la siguiente optimización, la cual se explica a continuación en detalle: Como se dispone del consumo cuarto horario de la empresa y de la generación solar de la instalación, se puede obtener con la resta de ambas cuál es la cantidad de energía 57 necesaria proveniente de la red por cada cuarto de hora. 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑃𝑟𝑜𝑣𝑒𝑛𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑑 [𝑘𝑊ℎ]=𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎[𝑘𝑊ℎ]− 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟[𝑘𝑊ℎ] ( 4) En el caso en el que incluyamos la batería, se dispone del consumo, de la generación y también de la energía que pueda estar almacenada en la batería por lo que la energía proveniente de red sería la siguiente: 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑣𝑒𝑛𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑑 [𝑘𝑊ℎ] =𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎 [𝑘𝑊ℎ]− 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟[ 𝑘𝑊ℎ] − 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟í𝑎 [𝑘𝑊ℎ] Es de relevancia comentar que la energía que se puede obtener de la batería tiene un máximo de 50 kWh cada quince minutos debido a que se utiliza un inversor de 200 kW. No solo se conocerá cuanta energía es necesaria obtener de la red, si no también en que periodo tarifario es en el que se necesitan ya que cada cuarto de hora en los datos de Excel se encuentra correspondido con su periodo. Con la implantación del sistema de 1000 kWp, se representan en la siguiente figura la cantidad de energía total generada por el sistema, la proveniente de la red y la vertida a la red. Fig 23 : Energía generada, energía proveniente de la red y energía vendida a la red. Una vez obtenida qué cantidad de energía debemos consumir de la red se podrían obtener las cifras de coste de contratación de potencia, coste de energía proveniente de red y coste de excesos. La optimización que se realiza en este proyecto se lleva a cabo mediante la herramienta Solver de Excel, a la cual se le ordena minimizar el coste total de energía cambiando las 6 celdas de las variables de la contratación de la potencia en los diferentes periodos. El Excel busca aquella contratación óptima. Si esta contratación fuese demasiado baja con respecto a la potencia que se utiliza de la red, los resultados del coste por excesos subirían, por lo que el Solver empezaría a subir la potencia contratada hasta llegar a un mínimo. Si la contratación fuese demasiado alta con respecto a la potencia que se utiliza de la red, los resultados del coste por excesos serían ahora bajos, pero el coste por potencia contratada sería elevado, por lo que el Solver empezaría a bajar esta potencia hasta encontrar un mínimo. Véase notar que el coste de la energía consumida de la red no va a cambiar al optimizar la contratación, ya que ese coste lo vamos a tener que asumir de forma obligada. Para poder visualizar la posible bajada de contratación de potencia al implantar sistemas fotovoltaicos, se añade la siguiente gráfica. PRECIO ENERGÍA Eur/kWh SOLAR kWh EXCEDENTE kWh DE RED kWh P1 0,084044 176227,1722 75665,39 30026,33 P2 0,077322 186626,76 91296,03 31631,37 P3 0,064003 243833,07 107484,04 30564,85 P4 0,059826 297645,86 150263,61 24018,68 P5 0,055622 101160,59 53367,48 10113,21 P6 0,046583 457475,37 358926,53 188518,04 64 Fig 30 : Cash flow acumulativo del sistema conectado a baterías. Como podemos observar el gráfico del cash flow acumulativo no varía de manera importante con respecto al proyecto sin baterías. Se utiliza un IPC del 1%, una degradación de las placas del 0,7%, y una degradación de las baterías de un 1%. La contribución monetaria anual es de 103.143,64 €. Se ha calculado la TIR de la batería, mediante sus inversiones necesarias y su contribución monetaria y este es de 0,88% a lo largo de los 25 años. El VAN de las baterías es de - 7.157 durante esos 25 años. En este primer caso de estudio con baterías se ha usado una evolución realista del precio de las baterías. Se estudian ahora otros dos casos, un caso pesimista y otro optimista, los cuales serán comparados incluyendo también el realista, anteriormente. En el caso realista, como hemos visto anteriormente, se prevé una bajada de precios del 40% a los 9 años, y una bajada de precios del 55% a los 18. En el caso pesimista utilizaremos una bajada de precios del 20% a los 9 años y del 30% a los 18 años, lo cual puede ocurrir en caso de que la tecnología no se desarrolle tanto en los próximos años como lo está haciendo actualmente. También podría ocurrir en caso de que aparezca otra tecnología de almacenamiento como puede ser el hidrógeno, e hiciese que las investigaciones sobre las baterías y su producción en masa disminuya. Por otra parte, en el caso optimista, el cual podría ocurrir mediante un gran avance de la tecnología de las baterías, analizaremos una bajada de precios del 55% en 9 años y del 70% en 18 años. Para este análisis utilizamos también un IPC del 1%, un sistema de 200 kWh de capacidad, una instalación fotovoltaica de tamaño 1.000 kWp, una degradación de las placas del 0,7% y una degradación de las baterías del 0,7%. 65 Pesimista Realista Optimista Disminución del precio [%] 20% a los 9 años 30% a los 18 años 40% a los 9 años 55% a los 18 años 55 % a los 9 años 70% a los 18 años TIR [%] 14,1 14,3 14,4 VAN [€] 1.218.315 1.239.295 1.253.421 Payback[años] 6,60 6,58 6,57 Tabla 13 : Análisis de los diferentes escenarios con respecto a la evolución del precio de las baterías Se puede observar que las variaciones supuestas en el precio de las baterías no influyen de manera significante en el resultado global del proyecto, esto se debe a que el groso de la inversión, así como de los ahorros obtenidos, se corresponden con el sistema fotovoltaico y no con el de almacenamiento de energía. El caso optimista con implantación de baterías nos aporta una TIR del 14,4 % y el caso pesimista de la instalación fotovoltaica sin almacenamiento de energía (caso con degradación de las placas de un 1,5%, Tabla 8) ofrece una TIR del 14,6 %, lo cual nos hace observar cómo incluso en el caso pesimista sin almacenamiento de energía nos ofrece más Tasa Interna de Retorno que el caso optimista con baterías. Otro análisis interesante a realizar se trata de un análisis con diferentes horizontes temporales del proyecto, de 20, 25 y 30 años. Se analiza a continuación estos 3 casos, definiendo la vida útil del sistema fotovoltaico en esos años. La reposición de las baterías y de los inversores seguirá siendo la anterior ( 9 años y 12,5 años respectivamente). Se utilizan los datos utilizados en los casos realistas, estos son: degradación de placas 0,7%, IPC 1%, degradación de baterías 0,7%. Un tamaño de instalación fotovoltaica de 1.000 kWp y una capacidad de las baterías de 250 kWh. La evolución de los precios de las baterías es la denominada anteriormente la realista. En el caso de estudio de 30 años de horizonte temporal, existirá una reposición extra de las baterías a los 27 años, el precio de las estas se supone un 65% menor que el actual. El precio de los inversores se supone el mismo, y también existirá una reposición extra a los 25 años. El payback es irrelevante ya que seguirá siendo el mismo en todos los casos, rondando los 6,5 años. 66 Horizonte temporal 20 25 30 Sin baterías Con baterías Sin baterías Con baterías Sin baterías Con baterías TIR [%] 14,6 13,6 15,2 14,3 15,5 14,5 VAN [€] 918.244 903.017 1.237.599 1.239.295 1.533.356 1.500.498 Tabla 14 : Análisis del proyecto con variación del horizonte temporal Los casos de 20 y 30 años con baterías salen todavía más desfavorables (con respecto al proyecto de sin baterías). Esto se debe a que en el proyecto con horizonte temporal de 20 años se acaba de adquirir un sistema de almacenamiento de 250 kWh a los 18 años, el cual no tiene tiempo de rentabilizarse. Algo similar ocurre con el proyecto a 30 años, y es que a los 26 años se deben reponer todos los inversores, y a los 27 necesitaremos adquirir una nueva batería de nuevo, que sólo aportarán al sistema 4 y 3 años respectivamente. Es por ello también que en el caso del sistema sin baterías la TIR aumenta de manera continua, no lineal, pero continua. No es lineal debido a que en el caso del horizonte temporal a los 30 años se deberán sustituir los inversores. Como es obvio, cuantos más años sea capaz de ser productivo el sistema fotovoltaico, más rentable será. 9.4 Sistema óptimo : La empresa en la que se realizó el presente proyecto quería conocer cuál era el sistema óptimo siempre y cuando la instalación fotovoltaica cubriese más del 50% del consumo energético de la empresa. Para ello se llevó a cabo un estudio de las diferentes configuraciones posibles. Cabe destacar que tras los apartados anteriores se concluye que las baterías no aportan positivamente al sistema fotovoltaico, aunque estas a lo largo de los años obtengan algo de retorno, su rentabilidad no es tan alta como para que su contribución sea interesante, desde el punto de vista económico-financiero, para el sistema fotovoltaico. Por lo que en el estudio de este óptimo no se tenían en cuenta la posible implantación de las baterías. El consumo anual de la empresa es de 989.438 kWh. Por lo que necesitaremos una instalación fotovoltaica que mínimo cubra 494.719 kWh. Esa cifra se consigue con una instalación de 525 kWp, por lo que estudiaremos el óptimo a partir de esta. En principio, se estudia el óptimo como aquel tamaño que maximiza la TIR de la inversión. Se analiza la evolución de la TIR y del VAN con la variación del tamaño de la instalación. Es de relevancia comentar que en todos los puntos que conforman el siguiente gráfico se ha estudiado la potencia óptima contratada, ya que es parte del proyecto real y esta irá cambiando con la variación del tamaño de la instalación. Para ello es importante destacar que el coste de la instalación fotovoltaica no es constante con la variación del tamaño de esta. Según se ha obtenido de la ingeniería anteriormente 67 citada (LUZFIT, 2021) el coste de la instalación de 1.000 kWp es de 0,6 €/kWp, como se ha estado viendo durante el escrito, pero mediante disminuye el tamaño va aumentando este precio. Por ejemplo, se obtuvo el precio de 100 kWp, el cual es de 0,78 €/kWp. En este proyecto se estudiará esta variación del precio de manera lineal, de manera que en el caso de 525 kWp el precio es de 0,69 €/kWp. Fig 31 : TIR según el tamaño de la instalación fotovoltaica Fig 32 : VAN según el tamaño de la instalación fotovoltaica En las figuras 31 y 32 podemos observar la evolución del proyecto según el tamaño de la instalación. La TIR disminuye cuanto más tamaño instalemos, aun siendo el precio menor por más tamaño. Sin embargo, se observa una disminución del TIR menor que el aumento del VAN. Como podemos observar, entre instalar 500 y 1000 kWp existe solo una variación del 0,8% del TIR, mientras que el VAN aumenta unos 400.000 €. Esto se puede observar mejor en el siguiente gráfico. 68 Fig 33 : VAN y TIR según el tamaño de la instalación fotovoltaica Se percibe un gran aumento del VAN en comparación con el TIR. Las cifras del VAN están expresadas en diez miles de euros para facilitar la visualización. Aunque es cierto que es lógico que la variación del TIR sea menos visible a primera vista, tras el estudio se deduce que 0,8 % de bajada de TIR con una diferencia de 500 kWp no es una cifra muy significante. Con estos resultados concluimos que la decisión estaría en manos del inversor. Si el inversor desea un retorno lo más rápido posible, se le recomienda optar por instalar 500 kWp, donde obtendría un TIR máximo. Por otra parte, si lo que está buscando es un beneficio mayor en el proyecto, aunque el TIR disminuya algo, se le recomienda optar por 1.000 kWp, donde el VAN es mucho mayor que a los 500. 69 10. CONCLUSIONES Tras haber expuesto los resultados pertinentes podemos llegar a la conclusión de que un sistema fotovoltaico con los precios actuales de instalación y los precios actuales de la energía es un proyecto muy rentable. Cabe destacar además que los cálculos efectuados se han llevado a cabo con un precio de la energía de 2020, actualmente los precios de la energía en septiembre de 2021 son un 300% más caros que en 2020, lo que haría que el proyecto fuese aún más rentable. En el caso del sistema fotovoltaico sin baterías, gracias al análisis de sensibilidad vemos que, aunque las placas fotovoltaicas sufran una mayor degradación de la esperada, nos encontramos un TIR en la franja entre 14,6 y 16,3%. El Payback no sube de 6,47 años, siendo aún así un Payback muy atractivo para inversores ya que nos encontramos en un proyecto de 25 años de duración, es decir, serían unos 18 años obteniendo beneficios de la generación del sistema fotovoltaico. Como se comentó anteriormente las baterías actualmente nos aportaban menos de lo que nos costaban anualmente por lo que no nos ofrecían rentabilidad positiva. Sin embargo, el precio está bajando, y la tecnología está mejorando, favoreciendo de esta manera que la rentabilidad se alcance de aquí a muy poco tiempo. En concreto, se ha calculado que para este sistema de 1.000 kWp, con el consumo correspondiente, el precio de las baterías con el cual el VAN de estas empezaría a ser positivo es de 221,5 €/kWh, que no es muy lejano al precio actual. Nótese que, aunque las baterías sean rentables, es decir, obtengamos un VAN positivo aunque pequeño y un TIR bajo, a esta rentabilidad le falta mucho para alcanzar los números de la rentabilidad de las placas fotovoltaicas. Más en detalle, si el TIR del sistema fotovoltaico es de 15% aproximadamente, hasta que las baterías no alcancen esa cifra, estarán perjudicando un proyecto fotovoltaico haciendo, por ejemplo, que disminuya su TIR. En concreto se ha calculado el precio de la batería para que su TIR fuese del 15% y es de 117,5 ,5 €/kWh, precio al cual según Bloomberg llegaremos en 2026. Sin embargo, con la visión medioambiental, de utilizar más energía verde, y con la visión eléctrica de estabilizar la red, puede que haga que las baterías se empiecen a utilizar antes de que tengan una rentabilidad parecida a la de las placas fotovoltaicas. Se hace a continuación una comparación de los distintos casos de estudio presentados: 70 1.000 kWp sin baterías 1.000 kWp con baterías TIR [%] 14,7 13,8 Payback [años] 6,44 6,67 Contribución monetaria anual [€] 97.000 103.143. Tabla 15 : Comparación de índices económicos de los distintos casos Podemos observar como aunque el TIR sea menor la contribución anual del sistema con baterías es mayor, sin embargo habíamos observado que no era lo suficiente como para obtener rentabilidad de estas. Y como hemos visto en la Figura 33, a medida que aumentamos el tamaño de la instalación, la TIR irá disminuyendo, aunque su VAN aumente de forma mas significativa, por lo que la decisión quedaría en manos del inversor, dependiendo si le interesa un retorno más rápido de la inversión, u obtener un mayor volumen de beneficios. Por último, es de importancia comentar que actualmente se están facilitando muchas ayudas por parte del Estado para instalar placas fotovoltaicas, lo que lo hace todavía más atractivo para los particulares. Sumándole la visión medioambiental está claro que de aquí a no muchos años el crecimiento de este sector será una realidad incuestionable. 71 11. BIBLIOGRAFÍA Agencia Internacional de la Energía. (2020). Obtenido de https://www.iea.org/reports/energy-storage Ambientum. (s.f.). Obtenido de https://www.ambientum.com/enciclopedia_medioambiental/energia/el_sol_fuent e_basica_de_energia.asp Arbeloa Fortunato, N., & Pérez Soler, E. (2020). 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