Proyecto de autoconsumo colectivo de carácter público y social a partir de energía fotovoltaica en Linares (Jaén)

Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de Telecomunicación Formato de Publicación de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería Autor: F. Javier Payán Somet Tutor: Juan José Murillo Fuentes Dep. Teoría de la Señal y Comunicaciones Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2013 Trabajo de Fin de Grado Grado en Ingeniería de las Tecnologías Industriales Proyecto de autoconsumo colectivo de carácter público y social a partir de energía fotovoltaica en Linares (Jaén) Autor: Pedro Martínez Patón Tutor: Manuel Silva Pérez Dpto. Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2022 Trabajo de Fin de Grado Grado en Ingeniería de las Tecnologías Industriales Proyecto de autoconsumo colectivo de carácter público y social a partir de energía fotovoltaica en Linares (Jaén) Autor: Pedro Martínez Patón Tutor: Manuel Silva Pérez Profesor Titular Dpto. Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2022 Trabajo de Fin de Grado: Proyecto de autoconsumo colectivo de carácter público y social a partir de energía fotovoltaica en Linares (Jaén) Autor: Pedro Martínez Patón Tutor: Manuel Silva Pérez El tribunal nombrado para juzgar el trabajo arriba indicado, compuesto por los siguientes profesores: Presidente: Vocal/es: Secretario: acuerdan otorgarle la calificación de: El Secretario del Tribunal Fecha: Agradecimientos A mi familia, por apoyarme, motivarme y haberme permitido estudiar y aprender. A mis amigos, por quererme, acompañarme y confiar en mí. A mí mismo, por insistir y pelear contra las piedras del camino. A Linares, mi musa política, ciudad que me ha visto crecer y que sueño con ver mejorar. Al Ayuntamiento de Linares y sus funcionarios públicos, por su estrecha colaboración. I Resumen La economía y la sociedad están afrontando exigentes retos y profundas transformaciones que serán analizados en este Trabajo. La crisis medioambiental lleva años señalando la necesidad de tomar medidas urgentes y efectivas para avanzar hacia la descarbonización de la vida y de la actividad económica. Las sanciones recíprocas entre la Unión Europea y Rusia por la invasión de Ucrania han supuesto, junto a otros factores, un inédito aumento de los precios de los combustibles fósiles que ha puesto en jaque la recuperación económica tras la pandemia de COVID-19 con dinámicas inflacionarias sin precedentes, dado el insostenible grado de dependencia fósil hacia el exterior de España y de la UE. Con este panorama económico, el incremento del precio de la vida para los ciudadanos, y en particular el de la factura eléctrica, supone un golpe especialmente duro para aquellas familias que ya venían sufriendo serias dificultades económicas para poder sufragar unos servicios energéticos mínimos, como mantener una temperatura adecuada en su hogar. Este fenómeno es conocido como pobreza energética y tiene graves consecuencias para la salud física y mental, el desarrollo humano y la inclusión social, laboral o educativa de aquellos que la padecen. Por tanto, se trata de un problema real que afecta, al menos, a 9.000 linarenses, a 7 millones de personas a nivel nacional (15% de la población) y, de forma más grave que en el resto del país, a 1,7 millones de personas en Andalucía (el 20% de su población). Así, se muestra necesario luchar contra la pobreza energética desde los servicios públicos, aliviando la situación de estos hogares vulnerables y garantizando de forma efectiva el acceso a un bien tan básico como la energía. En este Trabajo se propone un rentable proyecto público de autoconsumo colectivo a partir de energía fotovoltaica con carácter social en Linares (Jaén) que trata de participar en la solución a algunos de los retos que debemos afrontar. Por un lado, proporciona a 35 suministros eléctricos de la Administración Pública municipal el autoconsumo de energía eléctrica propia, barata y autóctona, generada en una instalación fotovoltaica ubicada en la cubierta de un edificio público e integrada en el entorno urbano. Con este proyecto, el Ayuntamiento de Linares podrá ver reducida en 24.000 euros su factura eléctrica anual mientras participa de forma activa en la descarbonización de la institución evitando la emisión de 2.344 toneladas de CO2. Además, los excedentes energéticos del autoconsumo municipal serán cedidos gratuitamente a 250 hogares en situación de pobreza energética próximos a la instalación fotovoltaica, quienes podrán ver reducidas sus facturas eléctricas en algo más de 100 euros al año. Así, formarían parte activa de la transición energética y de los beneficios de las energías renovables, avances que suelen percibirse desde la lejanía cuando se trata de ciudadanos pobres o vulnerables. La ubicación del proyecto supondría un significativo impacto social al tratarse de la ciudad con mayor tasa de paro de España (31%) y al contar con dos Áreas Estadísticas Vulnerables y una Zona con Necesidad de Transformación Social dentro de su radio de acción de 500 metros. III XÍndice 6 Resultados y conclusiones ......................................................... 157 Bibliografía .............................................................................. 161 Índice de Figuras ........................................................................ 165 Índice de Tablas ......................................................................... 169 Anexo A Modelado 3D del proyecto ................................................... 1 A.1 Dimensiones de un subcampo fotovoltaico .......................................... 12 Anexo B Mapas de ubicación del proyecto............................................ 15 Anexo C Informe de diseño PVsyst ................................................... 19 Anexo D Detalles técnicos sobre equipos............................................. 31 D.1 Comparativa entre módulos fotovoltaicos ........................................... 31 D.2 Hoja técnica paneles REC Alpha Pure 405Wp ....................................... 33 D.3 Hoja técnica inversores Fronius Symo 3M 12,5kW ................................... 36 1 Introducción 1.1 Objetivos 1.1.1 Objetivo general El objetivo principal de este Trabajo de Fin de Grado es la propuesta de un proyecto de autoconsumo colectivo como herramienta de transformación para el Ayuntamiento de Linares destinada al ahorro de dinero público, a la lucha contra la pobreza energética y a la apuesta por un futuro tecnológico y sostenible en el que se proteja el medio ambiente. Especialmente dirigido a Ayuntamientos y Administración Pública, se trata de hacer ver el potencial de la colectivización del autoconsumo de energía fotovoltaica, en sus diferentes modalidades y fórmulas, como vector estratégico en la transición a un modelo energético justo, sostenible, descentralizado, innovador y respetuoso con el planeta en el que habitamos. 1.1.2 Objetivos específicos Tomar un papel consciente y activo sobre los problemas sociales, económicos y medioambientales relacionados con la electricidad y el sistema energético. Describir los distintos marcos y contextos que engloban este proyecto y el autoconsumo colectivo. Vincular el objeto y los resultados de este trabajo a la voluntad política actual y los planes, a nivel nacional e internacional, para avanzar hacia una transición energética justa, verde y sostenible y al desarrollo sostenible de las sociedades. Realizar un análisis en profundidad del fenómeno de la pobreza energética, recopilando trabajos previos, recogiendo sus causas y factores de riesgo, estudiando sus consecuencias y analizando la incidencia que tiene en las sociedades española, andaluza y linarense. Otorgar visibilización y protagonismo a los consumidores vulnerables, acercándoles los avances de la ingeniería y ofreciéndoles protección y un papel activo en el nuevo sistema eléctrico. Fomentar un papel activo y emprendedor por parte de Ayuntamientos y Administraciones Públicas en la transición energética y el autoconsumo colectivo, así como en la innovación social. Describir adecuadamente el diseño técnico de la instalación fotovoltaica del proyecto, así como la optimización de los resultados y el análisis de éstos. Diseñar y describir de forma óptima el reparto de la energía producida para alcanzar el máximo impacto económico y social en una zona de actuación con importantes necesidades. 1 2Capítulo 1. Introducción Demostrar la viabilidad económica de la inversión, analizando la rentabilidad del proyecto y su potencial subvencionable. 1.2 Alcance Para la elaboración de este Trabajo se abordarán los siguiente aspectos, los que se tratará de profundizar, explorar y analizar de forma adecuada y pertinente para una correcta contextualización, diseño, análisis y estudio del proyecto. Se analizarán los distintos planes y objetivos políticos en términos de desarrollo sostenible, transición energética, protección del medio ambiente y financiación pública que atañan a los objetivos y resultados de este proyecto, especialmente relevantes al tratarse de un proyecto de iniciativa pública y con un importante carácter político y social. Se recopilará y trabajará con la literatura especializada, los planes estratégicos, los análisis y los trabajos de otros autores sobre la pobreza energética como fenómeno socioeconómico y manifestación de la pobreza general. Asimismo, se tratará de definir adecuadamente el fenómeno, sus causas y sus consecuencias para las personas y las sociedades que lo padecen. Para una correcta contextualización del problema y justificar la necesidad de actuación, se analizará y se visibilizará la incidencia de la pobreza energética en la realidad social de España, de Andalucía y de Linares. Además, se aproximará, en la medida de lo posible, el impacto social que tendría el proyecto de llevarse a cabo en relación al alivio y la lucha contra la pobreza energética. Se realizará un diseño técnico de la instalación fotovoltaica que vertebra este proyecto que permita demostrar la viabilidad técnica de este, así como la descripción de sus elementos técnicos fundamentales y la justificación de las elecciones y cálculos realizados. Se buscará el máximo aprovechamiento energético, económico y social en sus distintas etapas de cálculo, diseño y toma de decisiones. Para ello, será de especial relevancia la adecuada recopilación de normativa en lo relativo a las instalaciones de autoconsumo colectivo, así como sus distintas modalidades, características y particularidades. Se realizarán las estimaciones pertinentes en el análisis técnico y económico de la instalación, tratando de que estas sean lo más cercanas posible a la realidad operativa del proyecto. Por tanto, se partirá de numerosos datos reales y se justificarán y detallarán las previsiones y estimaciones realizadas. Será de especial interés el análisis de la rentabilidad del proyecto, así como la estimación adecuada de los costes e ingresos que este proporcionará al Ayuntamiento de Linares. 1.3 Justificación Este Trabajo propone un proyecto de energías renovables en el que la Administración Pública municipal toma un papel activo y emprendedor en la transición energética, la descarbonización del sector público, la lucha contra la pobreza energética y la apuesta por las energías renovables y el autoconsumo colectivo. Además, se hace en un momento de gran auge del sector y de disponibilidad de cuantiosos programas de inversión pública destinados a cumplir los objetivos anteriormente mencionados. En primer lugar, la lucha contra la pobreza energética se hace más necesaria que nunca en un contexto de crecimiento desorbitado de los precios de la energía para el consumidor final. Millones de ciudadanos ya venían arrastrando la vulnerabilidad y la pobreza energéticas, fenómenos con terribles consecuencias para la salud física y mental de aquellos que los padecen, además del lastre que implica para su adecuado desarrollo humano, personal, laboral, social o educativo. La 1.3 Justificación 3 incapacidad económica para satisfacer unas necesidades energéticas básicas de tantas familias en nuestro país, con especial incidencia en Andalucía, hace de la lucha contra la pobreza energética una imperante necesidad para que el estado de bienestar, la sociedad y la economía avancen. Por otro lado, la crisis medioambiental, cuyos efectos ya se están experimentando, exige medidas urgentes y efectivas en el control del cambio climático y el amortiguamiento de las consecuencias que este tendrá en el futuro sobre personas, economías y ecosistemas. En este sentido, la generación eléctrica distribuida a partir de fuentes de energía renovables, así como la expansión del autoconsumo, tanto colectivo como individual; juegan un papel fundamental en los objetivos de descarbonización que se han marcado España y la Unión Europea. El sector público, como motor de transformación política, debe participar como un actor emprendedor y protagonista en la transición energética, la concienciación de la ciudadanía y el reparto distribuido de la riqueza de un sector que promete abrir nuevas y grandes oportunidades. Por tanto, este proyecto resulta de interés ya que propone medidas para el autoconsumo de forma colectiva de energía limpia y renovable por parte de la Administración Pública y consumidores vulnerables, conllevando un considerable ahorro en la factura eléctrica para los participantes y una excelente rentabilidad de la inversión pública. Así, se reducirán las facturas de aquellas familias que más gravemente están experimentando la escalada de precios de la energía y las dinámicas inflacionarias de la economía, aliviando, en la medida de lo posible, el lastre que supone la pobreza energética para sus miembros. 2 Metodología Ac ontinuación, se describe el marco metodológico en el que se ha desarrollado este Trabajo y los diferentes elementos que lo componen. Recopilación, revisión y análisis de documentación, planes estratégicos y normativa sobre transición energética, clima, pobreza energética, instalaciones de autoconsumo colectivo y financiación pública. Búsqueda, recopilación y estudio de información estadística demográfica, social, laboral y económica a distintos niveles territoriales. Entrevistas con actores locales que participan en la atención social y la lucha contra la pobreza energética, como Cruz Roja Linares, así como la revisión y el análisis de la información aportada por estos. Entrevistas con funcionarios públicos del Ayuntamiento de Linares para el acceso, la recopilación y el análisis de información real sobre demanda eléctrica, suministros y facturación municipales. Análisis, cálculo, representación gráfica y caracterización individualizada horaria de la demanda eléctrica municipal, el reparto de la energía y los resultados en autoconsumo municipal, acción social contra la pobreza energética y rentabilidad mediante hojas de cálculo de Microsoft Office Excel. Diseño, cálculo, simulación, análisis y estudio de viabilidad de la instalación fotovoltaica mediante el software PVsyst 7.2. Modelado y representación gráfica de la instalación fotovoltaica y del edificio donde se ubicará el proyecto mediante SketchUp Pro. Ubicación de los actores participantes y del radio de acción del proyecto, así como su representación, mediante Google My Maps. 5 3 Antecedentes En este Capítulo, se tratará de dar una visión analítica y global del contexto en el que nace este Trabajo. Para ello, se estudiarán los diferentes factores que han influido en su elaboración y que vertebran la justificación y la necesidad del proyecto. Por un lado, la economía española, junto a la del resto de la Unión Europea, experimenta una inédita escalada de la inflación, íntimamente ligada al aumento de los precios de los combustibles fósiles y su insostenible grado de dependencia hacia ellos en el marco de la crisis energética internacional que está teniendo lugar, como se analizará en el punto 3.1. En 2022, hemos visto surgir una nueva guerra en Europa a raíz de la invasión rusa de Ucrania y, con ella, numerosas sanciones económicas de doble sentido entre la Unión Europea y su principal proveedor de gas natural, Rusia. Esta crisis bélica y humanitaria ha puesto de manifiesto la problemática dependencia que tiene la economía comunitaria hacia los combustibles fósiles, cuyos proveedores no siempre son actores democráticos y fiables. El uso geopolítico de estas materias primas, junto a otro factores influyentes, como el aumento de la demanda asiática o la crisis medioambiental, han supuesto la tormenta perfecta para que se desencadene un aumento de los precios de la energía sin precedentes. Además, los efectos del cambio climático y del calentamiento global parecen ser ya inevitables, aunque, en función de las medidas que se tomen ante la crisis medioambiental, estos podrán ser de mayor o menor magnitud. España es un país con un alto grado de dependencia energética (un 73%) y, también, uno de los países al que la UE señala por su alto riesgo a sufrir de forma severa las consecuencias de la crisis medioambiental. Si, además, sumamos el gran potencial en recursos energéticos renovables con el que cuenta la Península Ibérica, se ilumina el camino por el que debe avanzar el país. En este sentido, los objetivos del Estado español, en línea con los de la Unión Europea y los ODS de la Agenda 2030 de la ONU, van dirigidos hacia la transición ecológica y la descarbonización de la economía, donde las energías renovables y el autoconsumo juegan un papel indispensable. Así, se pretende conseguir una profunda transformación de la sociedad y la economía que las haga más sostenibles y respetuosas con el medio ambiente, a la vez que se mejora en seguridad e independencia energética y se abren nuevas oportunidades de crecimiento y desarrollo tecnológico, laboral y económico. La crisis que experimentamos pone en jaque la recuperación tras la pandemia de COVID-19 y castiga, de forma especialmente grave, a los más débiles de la sociedad, aquellos que ya venían sufriendo problemas económicos y serias dificultades para sufragar los bienes y servicios más esenciales, como los suministros energéticos. En este sentido, se analizará la pobreza energética como fenómeno socioeconómico y su incidencia en España y en Andalucía a través de la información estadística y los indicadores disponibles. Podrá comprobarse en el punto 3.3 que esta es una problemática extendida y que sufren millones de personas en nuestro país, en sus diferentes formas de expresión. Así, una vez expuestas las negativas consecuencias de la pobreza energética en la 7 8Capítulo 3. Antecedentes salud y la integración social de las personas, en la economía y en el medio ambiente; se analizará la imperiosa necesidad de atajarla y desplegar acciones sociales como la de este proyecto en la lucha contra este fenómeno de pobreza. En particular, se tratará de aproximar la realidad social de la pobreza energética en la localidad del proyecto, Linares, y en dos de sus barrios más vulnerables que quedan dentro del radio de acción de 500 metros desde la instalación. De esta manera, se estimarán los posibles hogares beneficiarios del autoconsumo gratuito. Se podrá comprobar que la situación social, económica y laboral de la ciudad es grave y que posee una necesidad urgente de inversión y nuevas oportunidades que aprovechen los grandes recursos humanos y tecnológicos con los que la ciudad cuenta y que garanticen un futuro más digno para sus vecinos. Así, Linares se torna como uno de los mejores destinos para este proyecto, en el que se combina la protección social contra la pobreza energética con la generación de recursos para la Administración local. Es una cuestión de justicia, redistribución de la riqueza y desarrollo sostenible de nuestro país que esta ciudad cuente con el apoyo de los distintos niveles de la Administración y se inviertan los recursos suficientes para que su población pueda optar a las nuevas oportunidades que se abren a raíz de la transición energética . Además, se analizará el papel democratizador dentro del sistema eléctrico de las comunidades energéticas y el autoconsumo colectivo, así como su relevancia en el objetivo de situar al consumidor en el centro del sistema mientras se alcanza una descarbonización completa. Siguiendo esta línea, se describirán las distintas posibilidades que se abren con el autoconsumo colectivo, así como su encaje administrativo y legal, en el cual se basará la elaboración de este proyecto. 3.1 Marco político del proyecto: el Pacto Verde Europeo y la Agenda 2030 en España En el seno de la Unión Europea nace la necesidad de dar una respuesta decidida ante los retos planetarios que actualmente se presentan en materia de clima y medio ambiente, con la consciencia de que el futuro de Europa depende de la salud del planeta en el que habitamos, además de las razones económicas y geopolíticas que veremos más adelante. Así, la UE se torna como uno de los actores internacionales más comprometidos en la lucha contra el cambio climático y la ejecución de la transición ecológica, con el fin último de alcanzar la neutralidad climática antes de 2050, cumpliendo de este modo sus compromisos en el marco del Acuerdo de París. Para conseguir este objetivo, la UE se marca la necesidad de que se dé una transformación rentable, equitativa y socialmente equilibrada de la sociedad y la economía europeas. Para situar a la UE en la senda de la transición ecológica, surge en 2019 el Pacto Verde Europeo como un paquete de iniciativas políticas para un desarrollo sostenible e inclusivo que abarcan el clima, el medio ambiente, la energía, el transporte, la industria, la agricultura y las finanzas sostenibles. Los principales objetivos que define la Unión Europea a través del Pacto Verde Europeo son: • La neutralidad climática en 2050. Para ello, plantea un objetivo europeo para 2030 de una reducción del 55% de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) respecto a niveles de 1990. • Garantizar el suministro y la generación de energía a partir de fuentes limpias, autóctonas, asequibles y seguras. En este sentido, las instalaciones de generación distribuida y de autoconsumo deberán jugar un papel clave. • Fomentar una industria sostenible y circular. Esta estrategia se enfoca en la transformación verde y digital de la industria europea y en el estímulo de la economía circular, desarrollando productos y servicios climáticamente neutros. Además, cobra vital importancia el ámbito 3.1 Marco político del proyecto: el Pacto Verde Europeo y la Agenda 2030 en España 9 local y regional en el desarrollo de nuevas oportunidades económicas y el reparto territorial del empleo y la riqueza. • Una movilidad sostenible e inteligente. Para lograr la neutralidad climática, es necesaria la reducción del 90% de las emisiones procedentes del transporte de aquí a 2050 mediante el estímulo del ferrocarril, la desaparición de las subvenciones a los combustibles fósiles y la oferta en el mercado de vehículos y buques de emisión cero y de baja emisión, entre otras medidas. Para 2025, la UE estima que se necesitarán 1 millón de estaciones públicas de recarga y repostaje para 13 millones de vehículos sostenibles europeos. • Eficiencia en el uso de los recursos energéticos, con especial atención en la construcción y la renovación de los edificios públicos y residenciales, donde se localiza el 40% de la energía consumida. • Otros objetivos son: el fomento de la producción ecológica de alimentos sanos de circuitos cortos ("de la granja a la mesa") y la reducción del desperdicio alimentario que supone un derroche de los recursos y la generación innecesaria de residuos; la preservación y el restablecimiento de los ecosistemas y la biodiversidad, fomentando las oportunidades asociadas a la bioeconomía; y la eliminación total de las sustancias tóxicas en el aire, agua y suelo. En esta transición a un modelo justo y respetuoso con el medio ambiente y el clima, cobran especial importancia las medidas planteadas en materia de descarbonización de la economía y eficiencia energética, como el empleo de fuentes de energía renovables, la ampliación y el encarecimiento de los derechos de emisión de GEI bajo el principio de "quien contamina, paga", la generación eléctrica distribuida, el autoconsumo energético y la protección de los consumidores vulnerables a través de la lucha contra la pobreza energética. Mediante dicha normativa europea, se insta a los países miembros a diseñar planes nacionales de energía y clima que garanticen el desarrollo de sus propias medidas nacionales y la consecución de los objetivos marcados a nivel comunitario. Así pues, España ha desarrollado el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) en el que diseña la hoja de ruta del país para la próxima década en el marco de la transición ecológica y el Pacto Verde Europeo. Junto al PNIEC, se ha realizado un conjunto de normativas, estrategias y planes específicos que forman los pilares esenciales que, según el Gobierno de España, "garantizan que España cuente con un marco estratégico estable y certero para la descarbonización de su economía". Dichos pilares son la Ley de Cambio Climático y Transición Energética, el PNIEC, la Estrategia de Transición Justa, la Estrategia de Pobreza Energética (ENPE) y la próxima Estrategia a Largo Plazo para la Modernización, Innovación y Neutralidad Climática de la Economía Española en 2050, Los contenidos y objetivos políticos principales serán recogidos en este Trabajo y se verán bien encajados en las características técnicas, sociales y políticas del proyecto que se diseña sobre una instalación pública, de generación distribuida, integradora de las energías renovables en el entorno urbano, productora de energía fotovoltaica no contaminante para autoconsumo colectivo de la Administración Pública Municipal y de consumidores en situación de pobreza energética, que recibirán energía eléctrica en sus hogares de manera gratuita. 3.1.1 Objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) El PNIEC, aprobado en el BOE del 31 de marzo de 2021 (MITECO, 2021b), nace en el seno del Pacto Verde Europeo y el objetivo de la descarbonización de la economía europea, y por tanto, también de la economía española en 2050. En este camino, el Gobierno de España ha diseñado este Plan estratégico, político y normativo para "sentar las bases para la modernización de la economía española, la creación de empleo, el posicionamiento de liderazgo de España en las energías y tecnologías limpias que dominarán la próxima década, el desarrollo del medio rural, la mejora de la 16 Capítulo 3. Antecedentes generación de energía eléctrica limpia y renovable. Es decir, si se consigue electrificar los distintos sectores de la economía pero la generación eléctrica depende de forma considerable de la quema de combustibles fósiles, no se consigue ni la descarbonización ni la independencia energética. Así pues, en la Figura 3.10 puede consultarse la distribución de la producción eléctrica en España en el año 2021 en función de las fuentes de energía primaria. En esta gráfica se puede observar que el 32% de la energía eléctrica producida en el país se ha obtenido a partir de combustibles fósiles, tal y como se adelantaba antes. Si bien es cierto que en la actualidad el gas está siendo utilizado para satisfacer la demanda que no se es capaz de cubrir mediante las energías renovables y la energía nuclear instaladas, el porcentaje que ocupa este podría reducirse considerablemente en los próximos años con la expansión de las energías renovables, que ya producen casi la mitad de la demanda eléctrica, y las tecnologías de almacenamiento. Figura 3.9 Distribución del consumo final de energía en el sector residencial en función del tipo de energía (% sobre toneladas equivalentes de petróleo) en España y en 2019. Fuente: IDAE y elaboración propia. Figura 3.10 Distribución de la generación de energía eléctrica en función de la fuente de energía primaria en España y en 2021. Fuente: REE y elaboración propia. 3.1 Marco político del proyecto: el Pacto Verde Europeo y la Agenda 2030 en España 17 3.1.2.2 Dependencia energética exterior de España La dependencia energética de un país puede definirse como la cantidad de energía primaria que necesita importar de terceros países para abastecer su consumo. Así mismo, el porcentaje de energía primaria que un Estado tiene que importar para satisfacer sus necesidades energéticas suele ser el indicador que representa el grado de dependencia energética que este tiene hacia el exterior. Estas importaciones, en el caso español, consisten fundamentalmente en combustibles fósiles (gas natural, petróleo y sus derivados), ya que España no cuenta con este tipo de recursos energéticos. Un grado de dependencia alto puede suponer consecuencias nocivas para el sistema energético y para la economía y el desarrollo del país, como son la vulnerabilidad del suministro energético o los efectos económicos provocados por la fluctuación del precio en el mercado internacional de la energía importada. Así, si en la actualidad el precio de los combustibles fósiles aumenta, como lo ha hecho de forma desorbitada en los años 2021 y 2022, la economía de los países altamente dependientes, como España, se ve gravemente expuesta a la inflación, al aumento de los precios y a la consecuente pérdida de poder adquisitivo de la población. Según los últimos datos proporcionados por el INE (2020), España experimenta una dependencia exterior en fuentes de energía primaria de, aproximadamente, un 73%. Esto se traduce en que el país únicamente produce un cuarto de la energía primaria que necesita para cubrir las necesidades energéticas de la población y la economía españolas, importando en 2021 productos energéticos por un valor de 46.575 millones de euros (Figura 3.11). Siendo la dependencia energética media de la Unión Europea, según Eurostat, de un 57,5% en el año 2020, España se sitúa más de 15 puntos porcentuales por encima de esta, lo que evidencia una situación especialmente vulnerable y dependiente del mercado internacional de la energía y de la voluntad de terceros países a la hora de abastecer las necesidades energéticas españolas. Figura 3.11 Importaciones de productos energéticos realizadas en España entre enero y diciembre de 2021 (millones de euros), la tasa de variación anual* con respecto a las cifras de 2020 y el porcentaje que supone sobre las importaciones totales del comercio exterior del país. Fuente: www.lainformacion.com a partir de datos del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo. Como puede consultarse en la Figura 3.11, sobre las importaciones de productos energéticos que hubo en España en 2021, cabe destacar que más del 70% (34.000 millones de euros) se trataba de productos asociados al petróleo y sus derivados, cifra insostenible en el marco del agotamiento de los recursos fósiles disponibles en la naturaleza, los problemas medioambientales asociados a la quema de estos y la evolución alcista del precio del barril de crudo. Por otro lado, debido al crecimiento de los precios del petróleo y del gas natural en el mercado internacional, España ha reforzado las importaciones de este tipo de productos procedentes de países como Rusia y Emiratos 18 Capítulo 3. Antecedentes Árabes Unidos, con crecimientos del 134,6% y del 170,5%, respectivamente, entre 2020 y 2021. La situación de dependencia hacia países productores de petróleo y gas limita enormemente la acción exterior de España y de la Unión Europea en la defensa de los Derechos Humanos y la democracia, dándose condiciones de extrema dependencia energética hacia estos socios comerciales en situaciones geopolítica y humanitariamente críticas, como la invasión rusa de Ucrania en 2022. Por lo tanto, es crucial para España, y para la Unión Europea en su conjunto, alcanzar un mayor grado de independencia energética a la hora de reforzar y proteger su peso geopolítico en el panorama internacional y erigirse como un actor referente e independiente en el fomento de la democracia y la protección de los Derechos Humanos en el mundo, así como se plantea la necesidad de dejar de alimentar económicamente regímenes dictatoriales, desiguales, opresores o con tendencias imperialistas cuya supervivencia e impunidad se basan en la venta de los combustibles fósiles pertenecientes a los países a los que oprimen. 3.1.2.3 Vulnerabilidad asociada de la economía española Como se ha analizado en los puntos anteriores, la economía española sufre de una gran dependencia hacia los combustibles fósiles que puede resumirse en tres puntos claves: • Los combustibles fósiles suponen el 69% del consumo total de energía final, siendo el desglose: 52% productos petrolíferos, 16% gas natural y 1% carbón. • España genera el 28% de su energía eléctrica a partir de gas natural y el 4% a partir de otros combustibles fósiles. • El país experimenta una dependencia energética del exterior del 73%, importando productos petrolíferos y gas natural por valor de 43.300 millones de euros en 2021. Esta situación de dependencia supone que la economía española sea muy vulnerable ante la eventual inestabilidad del mercado internacional de los combustibles fósiles. El aumento de los precios del petróleo y del gas natural que se lleva produciendo desde 2021 hasta el día de hoy afecta muy considerablemente a los precios de la economía española, ya que el encarecimiento producido multiplicado por el volumen que España necesita importar para satisfacer sus necesidades energéticas resulta en un gran impacto económico para el país. Antes de detallar los efectos económicos de la crisis internacional de los precios de la energía que se viene produciendo, se analizarán algunas de las claves de esta crisis. En cuanto al petróleo, como se puede comprobar en la Figura 3.12, el precio del barril de crudo de la OPEP ha superado los 100 euros en marzo de 2022, más del doble que en enero de 2021. Por otro lado, el gas natural ha multiplicado por cinco su precio en el mercado mayorista español (MIBGAS) en el mismo periodo, pasando de 27€el MWh en enero de 2021 a 124 euros en marzo de 2022 (Figura 3.13). En este insólito aumento de los precios tiene mucho que ver, en primer lugar, el contexto de agotamiento de las reservas petrolíferas mundiales por el que han bajado los ritmos de producción, disminuyendo la oferta, y se han multiplicado los costes de extracción; tanto del propio petróleo como del gas procedente de este. En segundo lugar, los pulsos geopolíticos han jugado un papel fundamental en esta crisis. Por un lado, la ruptura de relaciones diplomáticas entre Marruecos y Argelia ha supuesto el cierre del mayor gaseoducto con el que cuenta España, afectando gravemente al suministro de gas natural del país al ser Argelia su principal proveedor. Además, el año 2022 ha venido marcado por la invasión rusa de Ucrania, la consecuente guerra y las sanciones económicas recíprocas entre la Unión Europea y Rusia. La UE, fuertemente dependiente del gas natural ruso (un 44% del total en 2020), ha sufrido el aumento de precios provocado por Moscú en un intento de demostrar su poder geopolítico, financiar la guerra y amortiguar los efectos de las sanciones europeas. Una de las soluciones para disminuir la dependencia europea del gas ruso sería aumentar 3.1 Marco político del proyecto: el Pacto Verde Europeo y la Agenda 2030 en España 19 las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL), pero este sistema requiere de una infraestructura suficiente con la que no cuenta la UE y, además, la demanda china de GNL se ha multiplicado al empezar esta potencia asiática a sustituir el empleo del carbón por esta fuente de energía menos contaminante. Finalmente, en este aumento de los precios también ha influenciado el incremento del precio a las emisiones de gases de efecto invernadero en el mercado energético de la UE. Como es fácil concluir, se ha producido "la tormenta perfecta" en el seno de la crisis energética que experimenta la UE que ha agravado considerablemente las consecuencias de un modelo económico fuertemente dependiente de los combustibles fósiles procedentes de países terceros, como sucede en el caso de España. Figura 3.12 Evolución del precio del barril de petróleo de la OPEP (euros) desde enero de 2021 hasta marzo de 2022. Fuente: elaboración propia a partir de datos de datosmacro.expansion.com. Figura 3.13 Evolución del precio del gas natural en el mercado mayorista español (MIBGAS) desde enero de 2021 hasta marzo de 2022 (euros/MWh). Fuente: MIBGAS y elaboración propia. 20 Capítulo 3. Antecedentes Una vez analizadas las claves que rodean la crisis energética que vive España y Europa en el año 2022, veamos las consecuencias económicas que están experimentando los españoles. Como se ha analizado en el apartado anterior, el 52% de la energía final que se consume en España son productos petrolíferos, de los que el 80% va destinado al sector del transporte. Esta fuerte dependencia hacia el petróleo, sumada a que el precio de este se ha duplicado desde enero de 2021, hace que los gastos de transporte crezcan en proporción, lo que, en el caso del transporte de mercancías, se traduce en el aumento de los precios de todo tipo de productos; y en el caso del transporte personal, que se incremente el coste de desplazamiento y viaje de la inmensa mayoría de la población. Por otro lado, que el gas natural haya multiplicado por cinco su valor repercute directamente en el precio de la energía eléctrica (recordemos que el 28% de esta se produce a partir del gas), el cual se ha multiplicado por ocho desde febrero de 2021 hasta alcanzar un precio promedio mensual en el mercado mayorista de casi 300 euros/MWh en marzo de 2022, tal y como se puede consultar en la Figura 3.14. Además, también ha aumentado el coste para los hogares que alimentan sus calefacciones, cocinas y calentadores de agua con gas natural. Gastos, todos los mencionados, transversales, necesarios y cotidianos para toda la población y las distintas actividades económicas, que verán notablemente aumentados los costes de vida y los costes operativos de sus empresas. Tanto es así, que como se puede comprobar en la Figura 3.15, la inflación económica española leída a través de la tasa anual del IPC (Índice de Precios de Consumo) ha rozado las dos cifras en marzo de 2022, alcanzando el 9,8%, ritmo inflacionario nunca visto en los últimos 30 años. Figura 3.14 Evolución del precio de la energía eléctrica (€/MWh) en el mercado mayorista español comparada con la evolución del precio del gas natural en el MIBGAS (€/MWh). Fuente: OMIE, MIBGAS y elaboración propia. Sin duda, desde enero de 2021 España y la Unión Europea están experimentando serias dificultades económicas y energéticas que ponen en jaque su posición geopolítica y la recuperación económica tras la recesión derivada del COVID-19. Cabe señalar que los problemas relacionados con dicha crisis energética están asociados a una economía dependiente de la importación y la quema de combustibles fósiles, con especial gravedad en el caso de España. Por lo tanto, está claro cuál es la dirección a transitar desde un punto de vista geopolítico, económico y medioambiental: un sistema energético independiente y sustentado en las energías renovables, que han demostrado ser más baratas y fiables además de imprescindibles para la continuidad del ser humano en el planeta. 3.1 Marco político del proyecto: el Pacto Verde Europeo y la Agenda 2030 en España 21 Figura 3.15 Evolución mensual de la tasa anual del IPC de la economía española comparada con la evolución del precio de la energía eléctrica (€/MWh) y del precio del barril de petróleo de la OPEP (€). Fuente: INE y elaboración propia. 3.1.2.4 Crisis medioambiental Además de las razones económicas o geopolíticas que hemos visto anteriormente, una de las principales motivaciones para la transición a un modelo energético respetuoso con el medio ambiente y bajo en emisiones de gases de efecto invernadero (en adelante GEI) es la insostenibilidad medioambiental del modelo actual basado en los combustibles fósiles. Tal y como lleva alertando la comunidad científica desde hace décadas, el cambio antropogénico del clima terrestre es una realidad que se está comenzando a materializar en nocivas consecuencias para los ecosistemas, la biodiversidad y los propios seres humanos. Asimismo, estas consecuencias se agravarán, sin duda, en el futuro, aunque la magnitud de estas dependerá de la efectividad y el ritmo con los que se lleve a cabo el cambio de modelo económico y, especialmente, el cambio de modelo energético. El clima de la Tierra está caracterizado por tres variables interconectadas: la precipitación, el viento y la temperatura. El cambio en las dos primeras se está manifestando mediante más frecuentes e intensas lluvias torrenciales, inundaciones, sequías, huracanes y ciclones. La importante capacidad destructiva de estos fenómenos está afectando a millones de seres humanos y poblaciones, así como a ecosistemas y a especies animales y vegetales. Aún así, la variable climatológica que más se ha visto afectada por la emisión humana de GEI es la temperatura, cuyo cambio provocado por los humanos se denomina "calentamiento global". Los GEI presentes en la atmósfera son los responsables del efecto invernadero, fenómeno natural y fundamental en la habitabilidad del planeta mediante el que se retiene en forma de calor la energía que llega del Sol a la Tierra. No obstante, el problema surge cuando el ser humano comienza a quemar combustibles fósiles a partir de la Revolución Industrial, emitiendo desde entonces tal cantidad de GEI que su concentración en la atmósfera se eleva por encima de los niveles naturales y deseables. Entonces, el planeta experimenta un efecto invernadero antropogénico y excesivo que supone el aumento provocado de la temperatura terrestre. Según el Met Office College del Reino Unido, la temperatura media de la Tierra ha aumentado a un ritmo notablemente superior al natural desde el inicio de la época industrial hasta alcanzar en la última década una temperatura media global 1,1 grados centígrados superior a la temperatura promedio del periodo preindustrial 1850-1900, tal y como puede observarse en la Figura 3.16. Como se adelantaba antes, este aumento de la temperatura global, o calentamiento global, se trata de un fenómeno antropogénico íntimamente ligado al efecto invernadero y, por lo tanto, a la concentración de GEI en la atmósfera. Siendo el dióxido de carbono (CO2) el principal GEI resultante de la 22 Capítulo 3. Antecedentes actividad humana, podemos comprobar la relación de causalidad anterior en la Figura 3.17, donde se recoge la evolución de la concentración atmosférica de este gas desde antes de la Revolución Industrial hasta nuestros días, produciéndose un incremento de esta del 50%. Si las emisiones de GEI continuaran al mismo ritmo, a finales de siglo se podría alcanzar un calentamiento de 4,4 grados centígrados con respecto a la temperatura preindustrial, haciendo más severas todas las consecuencias. Como dato, la última vez que la Tierra tuvo una temperatura media superior a 2,5 grados por encima de la temperatura preindustrial fue hace tres millones de años, cuando ni siquiera había aparecido el homo hábilis. Figura 3.16 Evolución del incremento de la temperatura media de la Tierra en comparación a la temperatura promedio del periodo 1850-1900. Fuente: Met Office College. Figura 3.17 Evolución de la concentración (ppm) de dióxido de carbono (CO2) en la atmósfera terrestre. Fuente: Met Office College. 3.1 Marco político del proyecto: el Pacto Verde Europeo y la Agenda 2030 en España 23 Una vez comprobada la certeza del calentamiento global, dentro del fenómeno global del cambio climático, y su vinculación con la concentración de GEI en la atmósfera, se enunciarán a continuación algunas de las consecuencias. En primer lugar, los resultados sobre el medio ambiente son múltiples y variados para los ecosistemas y los seres humanos. El aumento de la temperatura global supone también el aumento de la temperatura del mar, la pérdida de los glaciares y el hielo marino (se espera que el Ártico se quede sin hielo en verano antes de 2050) y que, al sumarse las sequías, se produzcan incendios más intensos y frecuentes. Estos fenómenos adversos supondrán una gran pérdida de biodiversidad y ecosistemas, como es el caso del ecosistema marino, con especies muy sensibles y frágiles ante el cambio de temperatura del agua, la deforestación o la proliferación de especies invasoras, entre otras; por los que el 35% de las especies terrestres podrían estar en peligro de extinción para 2050. No obstante, las consecuencias no son más laxas para los seres humanos, que tendríamos que soportar fenómenos meteorológicos extremos con más frecuencia e intensidad, como sequías, olas de calor o lluvias torrenciales; que supondrán la escasez de agua potable, inundaciones, destrucción material, pérdida de cosechas, falta de alimentos, la proliferación de plagas y enfermedades y, por tanto, grandes pérdidas económicas y personales. La ONU estima que actualmente se producen 7 millones de muertes al año por la contaminación del aire que respiramos y que el cambio del clima podría suponer que en 2050 hubiera 216 millones de refugiados climáticos huyendo de sus lugares de origen, lo que, junto a la falta de recursos esenciales como el agua potable o los alimentos, conllevaría un aumento de la inseguridad y los conflictos entre las poblaciones. La UE, en sus planes de contingencia contra los posibles efectos del cambio climático, señala a España como uno de los miembros más vulnerables, en especial, toda la cuenca mediterránea y Andalucía. De hecho, ya se manifiestan algunas consecuencias en nuestro país: la AEMET asegura que los veranos se han alargado 5 semanas desde la década de 1970, se ha extendido el clima semiárido, las olas de calor son más intensas, largas y frecuentes; ha disminuido el caudal de los ríos de la cuenca mediterránea y han proliferado especies invasoras como el mosquito tigre, el mejillón cebra o las medusas, con la consecuente pérdida de biodiversidad. Según las estimaciones a futuro: se podrían producir importantes sequías y que el 75% del suelo se viera en un proceso de desertización, sufriendo una gran pérdida de suelo fértil, y si el nivel del mar continúa aumentando, para finales de siglo ciudades como Málaga, Barcelona, A Coruña o Santander podrían sufrir inundaciones y ecosistemas tan valiosos como Doñana, las Rias Baixas y el Delta del Ebro podrían desaparecer parcial o totalmente bajo el mar (Garay, 2017). Visto lo anterior, la comunidad científica señala la imperiosa necesidad de tomar medidas inmediatas y urgentes para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero si se quiere cumplir el principal objetivo del Acuerdo de París: que el calentamiento del planeta se mantenga entre 1,5 y 2 grados centígrados por encima de la temperatura preindustrial. Para ello, todos los escenarios previstos en el informe del IPCC (Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático) de 2022 pasan por alcanzar el máximo de emisiones de GEI en 2025 y lo que ocurra a partir de ahí decidirá en qué punto del intervalo nos encontraremos a final de siglo. Según recoge Planelles (2022), para quedarse por debajo de los 2 grados, las emisiones en 2030 deberán ser un 27% menores y un 63% en 2050, tomando como referencia las de 2019. Si se quiere cumplir con 1,5 grados, esa reducción debe ser del 43% en 2030 y del 84% en 2050. En este sentido, es importante señalar los principales sectores económicos responsables históricamente de la emisión de GEI: la producción eléctrica, la industria y el transporte acumulan el 73% del total. Por eso, el IPCC establece rutas de reducción concretas: para cumplir con la meta del 1,5 grados, en 2050 el uso global de carbón, petróleo y gas tendrá que haberse reducido un 100%, un 60% y un 70%, respectivamente, en comparación con 2019. En línea con lo anterior, es primordial descarbonizar la generación de energía eléctrica, responsable del 50% de las emisiones procedentes de la quema de combustibles 24 Capítulo 3. Antecedentes fósiles en el mundo en 2014 según el Banco Mundial, senda en la que participa el proyecto que se diseña en este Trabajo a través del uso de energías no emisoras de GEI. 3.1.2.5 El papel de las energías renovables Así pues, la principal herramienta que España y la Unión Europea tienen a su alcance en la consecución de un horizonte descarbonizado y menos dependiente del exterior es la mayor electrificación posible de todos los sectores económicos y nutrir el sistema de energía eléctrica procedente de energías renovables, no contaminantes, rentables y autóctonas. Aparte de la electrificación, la investigación y el impulso de otras fuentes de energía renovables, como los biocarburantes y el hidrógeno verde, juegan un papel muy importante en la descarbonización de sectores más dificiles de electrificar, como el del transporte por carretera. En el caso de España, al país se le abre una gran oportunidad dado el notable potencial de la Península Ibérica en el ámbito fotovoltaico, eólico, hidroeléctrico y de la biomasa, además del de otras tecnologías renovables en desarrollo e investigación, como la termosolar, la mareomotriz o el almacenamiento de energía mediante hidrógeno verde. Por lo tanto, las principales ventajas que ofrecen las tecnologías renovables, como la energía fotovoltaica en este Trabajo, son las siguientes: • No emiten gases de efecto invernadero. En el contexto de la crisis medioambiental que estamos experimentando, la UE y España se han marcado el objetivo de tener una economía descarbonizada en 2050, por lo que la implantación de tecnologías energéticas limpias se hace imprescindible. En la Figura 3.18, se puede consultar las emisiones de CO2 evitadas y el ahorro económico asociado en el periodo 2011-2018 gracias a la sustitución de combustibles fósiles por energías renovables en la producción eléctrica, alcanzando las 40 millones de toneladas de CO2 equivalente y los 623 millones de euros en 2018 (APPA, 2018). • Son fuentes de energía autóctonas, reduciendo la dependencia a la compra a terceros países de combustibles fósiles y mejorando la seguridad energética del sistema. Esto se hace crucial para la situación de España, con un 73% de dependencia energética exterior, muy superior a la media de la UE. Se puede comprobar la relación entre el ahorro en importaciones de combustibles fósiles y la implantación de energías renovables en la Figura 3.19, donde se analiza el impacto económico en España que ha tenido este tipo de sustitución debido a la generación eléctrica renovable en los últimos años. En 2018, las tecnologías renovables eléctricas evitaron la importación de 14,5 millones de toneladas equivalentes de petróleo con un ahorro asociado de 2.466 millones de euros (APPA, 2018). • Los precios de la energía eléctrica de origen renovable son más baratos, competitivos, estables y seguros. En concreto, una instalación fotovoltaica no tiene apenas costes de operación y mantenimiento, por lo que a través del autoconsumo nos proporcionará un precio bajo, fijo y estable de la energía producida a lo largo de su vida útil a partir de la amortización de los costes iniciales, cada vez menores con la evolución de la tecnología. Esto proporciona a cualquier empresa y consumidor una estabilidad y una capacidad de previsión de costes que mejora su competitividad, especialmente en el marco de la escalada desproporcionada de los precios de la electricidad, como se ha visto en el apartado anterior. A nivel mayorista, la implantación de las energías renovables en el mix de generación eléctrica español, ha repercutido en el abaratamiento generalizado del precio de la energía eléctrica en el Mercado Diario de OMIE, tal y como podemos comprobar para el periodo 2011-2018 en la Figura 3.20 en la que APPA (2018) afirma que la producción eléctrica renovable supuso un ahorro de 7.100 millones de euros en 2014 o de 4.700 millones de euros en 2018. Pese a no ser recogido en la gráfica, el impacto ha sido especialmente positivo desde 2021, dado el encarecimiento de la generación eléctrica a partir de los combustibles fósiles, lo que convierte a las tecnologías renovables eléctricas en la apuesta económica más favorable para la UE y para España. 3.1 Marco político del proyecto: el Pacto Verde Europeo y la Agenda 2030 en España 25 Figura 3.18 Toneladas de CO2 equivalente evitadas y ahorro económico (millones de euros) por la producción de energía eléctrica renovable. Fuente: APPA (2018). Figura 3.19 Evolución de la sustitución de importaciones de combustibles fósiles (toneladas equivalentes de petróleo) y el ahorro económico asociado (millones de euros) debido a la generación eléctrica renovable. Fuente: APPA (2018). Visto lo anterior, las energías renovables juegan un papel fundamental e inevitable en la descarbonización de la generación eléctrica en España y la UE. Ante la crisis climática y medioambiental, las energías renovables evitan la emisión de millones de toneladas de GEI, avanzando hacia la descarbonización con su implantación. Además, mejora la seguridad energética de la UE y de España, reduciendo la dependencia hacia los combustibles fósiles que importan del exterior. Por 32 Capítulo 3. Antecedentes la conciencia ciudadana sobre las virtudes de las energías renovables. Además, uno de los mecanismos de actuación será la participación local en proyectos de generación renovable. • Medida 1.14. Promoción del papel proactivo de la ciudadanía en la descarbonización. En este punto se tiene como uno de los objetivos empoderar a la ciudadanía y promover su participación en la transición energética. Asimismo, se prevén mecanismos para favorecer la diversidad de actores en el sistema y la existencia de proyectos ciudadanos participativos, el fomento de mecanismo de actuación en el ámbito municipal, llegando a erigirse el propio municipio como operador de infraestructuras. • Medida 1.16. Contratación pública de energía renovable. Se establecen como objetivos la descarbonización del suministro eléctrico de todas las AA.PP. y la promoción de nuevas instalaciones de energías renovables en el ámbito público. • Medida 2.12. Sector público: responsabilidad proactiva y contratación pública eficiente energéticamente. Se confiere a las AA.PP. una responsabilidad proactiva en la promoción de la eficiencia energética y de las energías renovables, marcando como mecanismo de actuación el fomento del autoconsumo y la utilización de las energías renovables en los edificios públicos. • Medida 4.11. Lucha contra la pobreza energética. En este Trabajo se participa de los ejes que articula la ENPE: mejorando el conocimiento y el seguimiento de la pobreza energética y sus indicadores en la ciudad de Linares y dos de sus barrios más vulnerables; creando una respuesta ante la necesidad social actual para paliar la pobreza energética y sus efectos; participa en formular medidas de protección a los consumidores y de concienciación social. Así como se ofrece una herramienta para su ejecución a uno de los organismos responsables: las Administraciones Locales. 3.1.6 Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030 implicados en el proyecto La Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible es un plan de acción a favor de las personas y el planeta que surge como continuación de los Objetivos del Milenio y que aprobaron los 193 Estados miembros de la ONU en el año 2015. Está vertebrado por los 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) que establecen la hoja de ruta que debe seguir la humanidad hasta 2030 para afrontar los problemas globales a los que se enfrenta como especie. Este ambicioso plan busca alcanzar una prosperidad respetuosa con el planeta y sus habitantes, siendo la lucha contra la pobreza, la desigualdad y la destrucción del medio ambiente algunos de sus ejes principales. Este proyecto participa en cinco de estos ODS de forma directa y en otros cuatro de forma indirecta. Aquellos en los que actúa de forma directa, ordenándolos de mayor a menor grado de implicación, son: ODS 1: Poner fin a la pobreza en todas sus formas. Este proyecto cuenta con una vertiente de protección social de los consumidores en situación de pobreza energética, por la que se les cede gratuitamente los excedentes generados en la instalación fotovoltaica, reduciendo de forma directa su factura eléctrica y aliviando la situación de vulnerabilidad y pobreza energéticas de distintos hogares de dos barrios vulnerables de la ciudad. Así, participa directamente en la lucha contra la pobreza energética, una de las manifestaciones de la pobreza, lo que se recoge como eje de acción de este ODS en el Plan de Acción de España para la Agenda 2030. 3.1 Marco político del proyecto: el Pacto Verde Europeo y la Agenda 2030 en España 33 ODS 7: Garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna para todos. Esta instalación le proporciona la posibilidad de autoconsumir energía renovable fotovoltaica, gratuita, moderna y sostenible a hogares vulnerables que de otra manera no podrían permitírselo económicamente, dada su baja o nula capacidad de inversión en este tipo de infraestructuras. De esta manera, se acerca el avance tecnológico y los beneficios de las energías renovables a muchos consumidores en situación de pobreza energética. ODS 13: Adoptar medidas urgentes para combatir el cambio climático y sus efectos. Ante la crisis medioambiental que estamos padeciendo en la actualidad y los retos de futuro que nos plantea, existe una necesidad real de acometer proyectos de energías renovables no contaminantes. En este sentido, el autoconsumo de energía fotovoltaica y la descarbonización de parte del suministro eléctrico del Ayuntamiento de Linares y de los hogares atendidos son medidas reales y efectivas en la consecución de este ODS. ODS 3: Garantizar una vida sana y promover el bienestar para todos en todas las edades. Como veremos más adelante, la pobreza energética tiene una serie de negativas consecuencias para la salud, el bienestar y la inclusión social de los que la padecen, por lo que la lucha contra este fenómeno constituye una acción directa en el logro de este ODS. ODS 11: Lograr que las ciudades y los asentamientos humanos sean inclusivos, seguros, resilientes y sostenibles. A través de los múltiples proyectos de autoconsumo colectivo que puede albergar la ciudad de Linares, se puede conseguir un municipio más sostenible, descarbonizado y consciente de su huella de carbono, lo que desde luego constituye el futuro de las ciudades y los asentamientos humanos. Por otro lado, los ODS en los que el impacto del proyecto incide de forma indirecta son: ODS 8: Fomentar el crecimiento económico sostenido, inclusivo y sostenible, el empleo pleno y productivo, y el trabajo decente para todos. En España, la ejecución de este ODS persigue reducir el desempleo y, particularmente, el desempleo juvenil. Linares se situó como la ciudad española con mayor tasa de paro en 2019, 2020 y 2021 (30,9% frente al 13,5% nacional) y cuenta con una tasa de desempleo juvenil de más del 50%. Frente a esta situación sociolaboral, un proyecto de energías renovables y autoconsumo colectivo pionero en la ciudad puede servir de impulso de la economía local en un sector en auge en una de las ciudades con mayor necesidad de empleo e inversión de toda la Unión Europea. 34 Capítulo 3. Antecedentes ODS 4: Garantizar una educación inclusiva y equitativa de calidad y promover oportunidades de aprendizaje permanente para todos. Como se recoge en el apartado sobre impactos de la pobreza energética sobre la salud, los niños y adolescentes que la padecen suelen ver afectado su progreso y continuidad escolar al habitar en un hogar con condiciones no propicias para el estudio y el aprendizaje, así como suelen desarrollar problemas emocionales y psicológicos relacionados con la falta de bienestar material que, sin duda, supone un reto a la hora de conseguir igualdad de oportunidades en la educación de todos los niños. Por tanto, la lucha contra la pobreza energética en hogares con niños y adolescentes en edad escolar supone, indirectamente, la posibilidad de crear un ambiente más propicio al estudio y a la educación equitativa. ODS 2: Poner fin al hambre, lograr la seguridad alimentaria y la mejora de la nutrición y promover la agricultura sostenible. Veremos más adelante como la falta de recursos económicos para afrontar el pago del suministro eléctrico puede llegar a afectar negativamente a otros aspectos básicos para la vida digna, como la alimentación (fenómeno eat or heat), en el que los hogares deben priorizar unos aspectos básicos sobre otros. La lucha contra la pobreza energética, indirectamente, supone un avance en este ODS al aliviar la carga económica de las familias en este concepto, que contarán con mayores recursos para una alimentación digna y nutritiva. ODS 10: Reducir la desigualdad. La pobreza energética supone un lastre para los hogares que la padecen en materia de inclusión social, suponiendo circunstancias de desigualdad en ámbitos como el escolar, el laboral o el social. Luchando contra la vulnerabilidad en un aspecto tan básico para la vida humana como la energía, estaremos indirectamente avanzando en la reducción de desigualdades en la sociedad y hacia un horizonte más igualitario en cuanto a oportunidades. 3.2 Democratización del sistema eléctrico Uno de los ejes principales del Pacto Verde Europeo y del PNIEC es proporcionar a los consumidores un papel central en el sistema energético al que se aspira. En la normativa que se diseña a nivel europeo, se establece la necesidad de que la ciudadanía perciba directamente los beneficios del despliegue de las energías renovables, situándola en el centro de la transición energética. En este sentido, según recoge el PNIEC, "incluir la perspectiva social en el conjunto de medidas planteadas y promover un papel proactivo de la ciudadanía en la transición energética es necesario". Asimismo, en la Directiva UE 2018/2001, sobre el fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, se establece que los Estados miembros deben garantizar a los consumidores el derecho a producir, consumir, almacenar y vender su propia energía renovable; y evaluar tanto las barreras como el potencial de desarrollo de las comunidades de energía renovable. Por lo tanto, en el PNIEC 2021- 2030 "se proponen instrumentos y medidas para facilitar y reforzar el papel de las Comunidades Energéticas locales y el papel de nuevos actores en la transición energética, así como garantizar el derecho al acceso a la energía". 3.2 Democratización del sistema eléctrico 35 Así, en el horizonte de la transición energética aparecen nuevas oportunidades para la ciudadanía, las corporaciones y las entidades locales, que podrán pasar de ser únicamente consumidores en el modelo convencional a convertirse en agentes proactivos, conscientes y partícipes del nuevo sistema energético, más democratizado y descentralizado, fruto del modelo basado en las energías renovables hacia el que transita España y la Unión Europea. Según se afirma en el PNIEC, "esta participación de nuevos actores y el desarrollo del autoconsumo favorecen nuevas fuentes de inversión en la descarbonización, una mejor integración y aceptación de las infraestructuras energéticas en el territorio, la reducción de pérdidas por transporte y distribución, el aprovechamiento del espacio urbano para la generación renovable, una mayor concienciación energética y climática en la sociedad y el surgimiento de nuevos modelos de negocio". Se espera así que, como resultado de las medidas del Plan, se incremente la diversidad de actores y la aparición de proyectos participativos en la generación de energía renovable y en el conjunto del sistema energético. Se le proporciona así a los consumidores la capacidad de producir y gestionar su propia energía eléctrica a través del autoconsumo, además de poder asociarse entre ellos para disfrutar de los derechos y los beneficios de forma colectiva a través del autoconsumo compartido y las Comunidades Energéticas. También, el derecho al acceso a la energía es otro eje fundamental del cambio de modelo energético, por lo que destaca el potencial de los sistemas de autoconsumo, especialmente los de autoconsumo colectivo, en la lucha y la mitigación de las situaciones de vulnerabilidad y pobreza energética. Visto lo anterior, el autoconsumo participa notablemente en la descarbonización de la economía, la mejora de la eficiencia energética y la lucha contra la pobreza energética. Este proyecto transita de manera decidida hacia estos objetivos y a través del nuevo camino abierto por el cambio de modelo energético, ofreciéndole al Ayuntamiento de Linares la oportunidad de autoconsumir colectivamente su propia energía eléctrica en 35 puntos distintos de suministro eléctrico, generada a partir de energías renovables en una única instalación fotovoltaica en la cubierta de uno de sus edificios. Además, con este mismo proyecto, el Ayuntamiento podría asistir socialmente a cientos de vecinos en situación de pobreza energética de dos de los barrios más vulnerables de la ciudad, acercando los beneficios del nuevo modelo energético renovable a aquellos sin capacidad de inversión y que, normalmente, se encuentran más alejados de la evolución tecnológica. 3.2.1 Autoconsumo colectivo Como veíamos, el autoconsumo juega un rol fundamental en el nuevo paradigma energético. Su vinculación con las energías renovables, la generación distribuida y la democratización del sistema energético hacen de él un vector de cambio único hacia la transición energética. El fomento, el incentivo y las facilidades administrativas por parte de las instituciones corresponde con los objetivos comunitarios de neutralidad climática y la protección del ejercicio real de los derechos de los consumidores a gestionar y producir su propia energía. De la colectivización de estos derechos surge el autoconsumo compartido o colectivo, que permite que diversos consumidores de una misma comunidad puedan beneficiarse colectivamente de las mismas instalaciones de producción eléctrica por proximidad, lo que lleva a un mejor aprovechamiento de las instalaciones generadoras y de la inversión a realizar. En cumplimiento con la normativa europea para la regulación de este nuevo fenómeno asociativo en el marco del fomento de las energías renovables y el autoconsumo, nace el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica en España, donde se definen las bases para el desarrollo del autoconsumo colectivo en el país. Entre las características técnicas y económicas que hacen del autoconsumo colectivo una elección ventajosa para los consumidores, destacan las siguientes: 36 Capítulo 3. Antecedentes • Menor inversión inicial por participante. Se reducen los costes iniciales aprovechando la economía de escala (inversores, costes de instalación, elementos eléctricos y estructurales comunes) y, al repartirse entre los distintos participantes, habilita la inversión de muchos consumidores con una capacidad económica limitada. • Mayor rentabilidad. Al tratarse de una menor inversión inicial por participante y al haber una reducción de los excedentes al contar con una mayor demanda agregada, el ahorro específico es mayor y se recupera antes la inversión realizada. • No hay que contar con un espacio propio para la instalación de autoconsumo. Millones de personas viven en pisos en los que no disponen de un espacio propio para la instalación de paneles fotovoltaicos. Mediante el autoconsumo colectivo, se puede autoconsumir energía renovable, rentable y sostenible generada en la cubierta de otro edificio. Así, se aprovechan mejor los espacios urbanos y las superficies disponibles en edificios que, de instalar autoconsumo individual, no ocuparían la totalidad de su cubierta. •El autoconsumo colectivo cuenta con más cantidad y mayores ayudas y subvenciones. • Al realizar una instalación renovable de forma colectiva, estas suelen ser de gran potencia y el impacto sobre la protección del medio ambiente es mayor. • Las facilidades que aporta el autoconsumo colectivo al ciudadano medio que cuenta con una capacidad de inversión limitada y, en muchos casos no dispone de cubierta propia, hacen que la participación de estos pueda ser mucho mayor, extendiendo el uso de las energías renovables en la población y alcanzando una mayor democratización del Sistema Eléctrico. 3.2.1.1 Definiciones y roles de la instalación Así pues, el autoconsumo colectivo se define en el RD 244/2019 como: "Se dice que un sujeto consumidor participa en un autoconsumo colectivo cuando pertenece a un grupo de varios consumidores que se alimentan, de forma acordada, de energía eléctrica que proviene de instalaciones de producción próximas a las de consumo y asociadas a los mismos". En cuanto a los conceptos definidos en el RD 244/2019 a considerar en este Trabajo: Energía horaria consumida individualizada: energía neta horaria total consumida individualmente por cada uno de los consumidores asociados a una instalación próxima a través de la red. Para el cálculo de la misma se utilizará el equipo de medida en el punto frontera. Esta será la energía total horaria consumida por el consumidor asociado a la instalación, sin aplicar aún ningún tipo de autoconsumo relacionado con la instalación. Energía horaria neta generada individualizada: será la energía resultante de multiplicar el coeficiente de reparto horario asignado al consumidor asociado a la instalación de autoconsumo colectivo, en virtud del acuerdo de reparto, por la energía total horaria inyectada a la red por dicha instalación de generación. Es decir, será la parte de la energía horaria total generada en la instalación que le corresponda al consumidor asociado en cuestión para su autoconsumo por parte de este. Energía horaria autoconsumida individualizada: será la energía horaria que se autoconsuma por parte del consumidor asociado a la instalación de la energía horaria neta generada individualizada que le corresponda a este. Se corresponderá, por tanto, con la energía horaria consumida individualizada que ha sido cubierta con la energía horaria neta generada individualizada. Es decir, cuando, de forma horaria, la energía consumida sea mayor que la energía generada por el consumidor asociado, la energía autoconsumida será igual a la energía generada. Por el contrario, si la energía generada es mayor que la energía consumida por el usuario, la energía autoconsumida será igual a 3.2 Democratización del sistema eléctrico 37 la energía consumida. Energía horaria consumida de la red individualizada: esta energía se calculará como la diferencia entre la energía horaria consumida individualizada por cada consumidor y la energía horaria autoconsumida individualizada, cuando esta última sea mayor que cero. En todo caso se considerará cero cuando el valor sea negativo. Es decir, esta energía será mayor que cero, de forma horaria, cuando la energía consumida sea mayor que la energía generada por el consumidor asociado, siendo la energía consumida de la red la diferencia entre ambas. Si la energía generada es mayor que la energía consumida por el consumidor asociado, la energía consumida de la red será nula. Energía horaria excedentaria individualizada: esta energía se calculará como la diferencia entre la energía horaria neta generada individualizada y la energía horaria consumida individualizada por cada consumidor. En todo caso se considerará cero cuando el valor sea negativo. Es decir, la energía horaria excedentaria de un consumidor asociado a la instalación de autoconsumo colectivo será la parte de la energía horaria generada que no ha sido autoconsumida por este. En la modalidad de autoconsumo colectivo con excedentes acogidos a compensación, la compensación económica por la inyección de esta energía a la red le corresponderá al consumidor asociado. Por el contrario, en la modalidad de autoconsumo colectivo con excedentes no acogidos a compensación, la energía excedentaria de todos los consumidores asociados a la instalación y su venta le corresponderá al productor de la instalación, no a los consumidores asociados. En la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico se definen los roles o sujetos que participan en el sistema, siendo de interés en el autoconsumo colectivo: Productores: aquellas personas físicas o jurídicas que tienen la función de generar energía eléctrica, así como de construir, operar y mantener las instalaciones de producción. Este rol se ejercerá por los propietarios de la instalación de autoconsumo colectivo. Los consumidores de dichas instalaciones podrán ser los propios productores u otras personas físicas o jurídicas con quienes hayan llegado a un acuerdo económico, existiendo en este caso dos roles diferenciados y ejercidos por usuarios distintos. Consumidores: personas físicas o jurídicas que adquieren la energía para su propio consumo. En el caso de las instalaciones de autoconsumo colectivo, serán aquellos que participan en estas autoconsumiendo la parte acordada de la energía generada en la instalación. No tienen por qué ser los productores de la instalación. Son los responsables de transmitir a sus empresas comercializadoras el acuerdo de reparto de la energía producida en la instalación y la modalidad de autoconsumo acogida, que deberán ser comunes para todos los consumidores asociados a una misma instalación. Comercializadores: son aquellas sociedades mercantiles, o sociedades cooperativas de consumidores y usuarios, que, accediendo a las redes de transporte o distribución, adquieren energía para su venta a los consumidores. Serán los encargados de restar la energía horaria autoconsumida individualizada en la factura eléctrica de los consumidores asociados a una instalación de autoconsumo colectivo próxima a través de red y de compensar los excedentes en aquellas instalaciones acogidas a esta modalidad. La empresa comercializadora y las condiciones económicas que tengan contratadas los consumidores asociados a una misma instalación colectiva son individuales e independientes. 3.2.1.2 Tipos de instalaciones En primer lugar, dependiendo del tipo de red al que se conecte, las instalaciones de autoconsumo colectivo pueden ser de dos tipos, según el RD 244/2019: 1. Instalaciones próximas de red interior: los consumidores asociados a la instalación están conectados a esta a través de una red interior o de líneas directas. Un ejemplo de este tipo de instalación sería la de una comunidad de vecinos que comparten una instalación fotovoltaica en 38 Capítulo 3. Antecedentes la cubierta de su edificio. Este tipo de instalaciones pueden acogerse a cualquiera de las tres modalidades de autoconsumo colectivo que se verán más adelante, tanto sin excedentes como con excedentes. 2. Instalaciones próximas a través de red: los consumidores asociados a la instalación autoconsumen la energía producida a través de la red pública, sin tener que estar conectados directamente a la instalación. Este tipo de instalaciones solo podrán acogerse a las dos modalidades de autoconsumo colectivo con excedentes. Puede agrupar distintos consumidores asociados a la instalación que cumplan alguna de las siguientes condiciones: • Estén conectados a cualquiera de las redes de baja tensión derivada del mismo centro de transformación que la instalación. • Se encuentren conectados a una distancia inferior a 500 metros de la instalación de autoconsumo. A tal efecto se tomará la distancia entre los equipos de medida en su proyección ortogonal en planta. Este es el caso del proyecto de este Trabajo. • Estén ubicados, tanto la generación como los consumos, en una misma referencia catastral según sus primeros 14 dígitos. 3.2.1.3 Modalidades de autoconsumo colectivo En el RD 244/2019 se establecen las tres modalidades de autoconsumo colectivo a las que podrá acogerse una instalación de este tipo y todos sus consumidores asociados: a. Autoconsumo colectivo sin excedentes: modalidad solamente disponible para instalaciones de autoconsumo colectivo de red interior. En esta modalidad, las instalaciones deberán contar con un mecanismo antivertido que impida la inyección de energía excedentaria a la red de transporte o de distribución. Solo existirá un rol en las instalaciones de este tipo, común a todos los sujetos asociados, que será el de sujeto consumidor. b. Autoconsumo colectivo con excedentes: en estas dos modalidades, las instalaciones de autoconsumo colectivo podrán, además de suministrar energía para autoconsumo a través de la red interior o a través de la red pública, inyectar los excedentes a las redes de transporte y distribución. En estos casos, existirán dos roles posibles para los sujetos asociados a la instalación, que serán el de consumidor y el de productor. En función del tratamiento que reciban los excedentes inyectados en la red, se diferencian las dos modalidades posibles: b.1. Autoconsumo colectivo con excedentes acogido a compensación: pertenecerán a esta modalidad las instalaciones en las que consumidores y productores opten voluntariamente por acogerse a un mecanismo de compensación de excedentes, mediante el que recibirán, individualmente, un descuento en sus facturas eléctricas por este concepto en los términos económicos acordados con sus empresas comercializadoras. Esta opción solo será posible en aquellos casos en los que la fuente de energía sea de origen renovable y la potencia total de las instalaciones de producción no sea superior a 100 kW, entre otras condiciones administrativas recogidas en el RD 244/2019. b.2. Autoconsumo colectivo con excedentes no acogido a compensación: pertenecerán a esta modalidad todas las instalaciones de autoconsumo con excedentes que no cumplan con alguno de los requisitos para acogerse al mecanismo de compensación de excedentes o los que voluntariamente se acojan a esta modalidad. En esta modalidad, los excedentes vertidos a la red pueden venderse en el pool del mercado mayorista o a través de contratos de venta, también conocidos como power purchase agreements (PPAs). 3.2 Democratización del sistema eléctrico 39 Cabe señalar que, según el RD-ley 29/2021, los consumidores podrán estar asociados a instalaciones de autoconsumo a través de red que se encuentren conectadas a cualquier nivel de tensión (baja, media o alta). 3.2.1.4 Reparto de la energía El reparto de la energía producida viene regulado en la Orden TED/1247/2021, para la implementación de coeficientes de reparto variables en autoconsumo colectivo, mediante la que se modifica el anexo I del RD 244/2019. En esta norma se establece que la energía horaria producida en la instalación de autoconsumo colectivo será repartida entre los consumidores asociados en función del coeficiente de reparto que le corresponda a cada uno de estos consumidores en cada hora del año, teniendo que ser uno la suma de los coeficientes horarios de todos ellos. En los términos que se recogen en la Orden: La energía horaria neta generada individualizada de aquellos sujetos i que realicen autoconsumo colectivo o consumidores asociados a una instalación próxima a través de la red, ENGh,i, será: ENGh,i=βh,i·ENGh Siendo: ENGh: energía neta horaria total producida por el generador o generadores βh,i : coeficiente de reparto horario en la hora h que le corresponde al consumidor i de entre los consumidores que participan del autoconsumo colectivo de la energía generada en la hora h El valor de estos coeficientes podrá determinarse en función del criterio que se estime oportuno, como por ejemplo, la aportación económica de cada consumidor, las necesidades energéticas o la minimización de los excedentes. El coeficiente tomará el valor que conste por escrito en un acuerdo firmado por todos los consumidores participantes del autoconsumo colectivo y será notificado a la empresa distribuidora como encargada de la lectura de los consumos. Estos coeficientes de reparto tendrán 6 decimales en los ficheros que se remitan a la empresa distribuidora y se especificará para cada hora del año qué coeficiente le corresponde a cada CUPS asociado a la instalación, y la suma de todos los coeficientes de cada hora deberá ser la unidad. Estos coeficientes vendrán definidos con carácter previo o ex ante y serán modificables varias veces al año, por lo que habrá que realizar una previsión adecuada de la demanda eléctrica para la obtención de unos coeficientes de reparto correctos. También, existe la posibilidad de establecer coeficientes de reparto constantes, habilitando el uso de instalaciones de autoconsumo colectivo como si de autoconsumo individual se trataran. En una instalación que se busque maximizar el rendimiento energético y financiero, se deberán optimizar los coeficientes de reparto con el objetivo de minimizar la energía excedentaria y maximizar el autoconsumo, ya que el precio de compensación o venta de los excedentes siempre será menor que el ahorro que supone autoconsumirlos. Este es el caso de la instalación que aquí se diseña, ya que la propiedad de esta será del Ayuntamiento de Linares, a quien le interesa maximizar el ahorro y el rendimiento financiero de la instalación con independencia de qué suministros de los 35 asociados sean los que autoconsuman. El futuro de la normativa parece pasar por permitir en este tipo de instalaciones la implantación de unos coeficientes de reparto totalmente dinámicos ex post, es decir, establecidos de forma posterior al consumo para hallar el máximo aprovechamiento del autoconsumo colectivo. 40 Capítulo 3. Antecedentes 3.2.1.5 Barrio Solar de Zaragoza El Barrio Solar de Zaragoza es una iniciativa pionera de colaboración público-privada entre la empresa energética EDP, la Fundación ECODES y el Ayuntamiento de Zaragoza para el desarrollo de dos instalaciones de autoconsumo colectivo de energía fotovoltaica ubicadas en las cubiertas de los edificios Siglo XXI y Actur V, cedidas por el consistorio de la ciudad para este proyecto. Pretenden que el “Barrio Solar” se convierta en un innovador concepto de generación distribuida de energía, con un enfoque sostenible y solidario con los ciudadanos vulnerables, que se extienda en el futuro a otras ciudades y pueblos de España. Figura 3.24 Ubicación y área de acción de las dos instalaciones, (ECODES, 2021). Los comercios, asociaciones y vecinos que se encuentren a menos de 500 metros de las placas solares podrán beneficiarse del autoconsumo de energía fotovoltaica sin necesidad de realizar ninguna obra, instalación o adecuación en su vivienda. Tampoco tendrán que realizar una inversión inicial, ya que el régimen de participación es alquiler mediante el pago de una cuota mensual de 6,90 euros que les dará derecho a autoconsumir la energía generada por 0.5 kWp, entre 650 y 750 kWh anuales (ECODES, 2021). Al cabo de un año completo, el usuario abonará 82,80 euros en concepto de cuotas y verá reflejado en su factura eléctrica un ahorro económico estimado de 115 euros, obteniendo un ahorro neto por autoconsumidor de 32,20 euros anuales sin realizar inversión alguna y recuperando, mes a mes, el pago de sus cuotas. Este proyecto contará con 200 participaciones, de las cuáles, el 10% se destinarán de manera gratuita a 20 familias vulnerables energéticamente, exentas del pago de la mensualidad, que se beneficiarán íntegramente del ahorro de 115 euros anuales, además de una auditoría energética gratuita y de medidas de eficiencia energética en su vivienda. (Ayto. Zaragoza, 2021) Con una potencia instalada total de 100 kWp, entre las dos instalaciones, haciendo uso de 222 módulos solares de 450 Wp de la marca LONGI y modelo LR4-72HPH-450M; ECODES y EDP estiman un coste inicial del proyecto de 100.000 euros y unos costes anuales de gestión y mantenimiento de 3.900 euros, según Boj Pérez (2021). La compañía energética EDP, como inversor del proyecto, recuperaría la inversión realizada en 9 años, teniendo en cuenta los costes operativos y los ingresos a través de las cuotas mensuales de 180 participantes. Como sabemos, una instalación de paneles fotovoltaicos cuenta con una vida útil de entre 25 y 30 años. Por otro lado, el proyecto tendrá un impacto positivo en la protección del medio ambiente y en la mejora de la calidad del aire de la ciudad, evitando la emisión a la atmósfera de 40 toneladas de 3.2 Democratización del sistema eléctrico 41 dióxido de carbono al año, efecto similar al que generarían 240 nuevos árboles. (Ayto. Zaragoza, 2021) De este modo, los agentes implicados afirman haberse adelantado al Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR) aprobado por el Gobierno de España en el año 2021, al estar ya trabajando en dos de las líneas estratégicas definidas por esta hoja de ruta: el despliegue de las renovables y en la democratización del sistema energético (Ayto. Zaragoza, 2021). Así mismo, este proyecto también coincide con múltiples Objetivos de Desarrollo Sostenible establecidos para 2030 por la Organización de las Naciones Unidas, como la lucha contra la pobreza, la acción por el clima o la energía asequible y no contaminante; que a día de hoy se encuentran en el foco de la inversión de la Unión Europea en el marco de los fondos Next Generation. Debido a esto, el Ayuntamiento de Zaragoza espera que en el futuro cercano proyectos como éste se beneficien de diferentes fondos y financiaciones gubernamentales, con el objetivo de que la capital aragonesa cuente con siete barrios solares y se convierta en la ciudad europea con mayor número de éstos (Abad, 2021). Figura 3.25 Red de negocios sostenibles y solidarios de Barrio Solar (ECODES, 2021). Con la mirada puesta en el futuro verde de Zaragoza, se están realizando acciones complementarias, como promover el reconocimiento de los comercios que participan en el Barrio Solar mediante el distintivo de “comercio comprometido con el clima y solidario con las personas vulnerables”, además de la difusión y la publicidad sobre éstos y regalos sostenibles para sus clientes con el logo de Barrio Solar. Paralelamente, se ha creado la “Oficina Actur Barrio Solar” con la meta de crear una comunidad en torno a la cultura energética y la sostenibilidad en el barrio de Actur-Rey Fernando. Se trata de un espacio para ayudar en la gestión de la energía a todos los vecinos, realizar actividades periódicas de sensibilización, formación, asesoramiento sobre energías renovables, mejora de la eficiencia energética o ayudar en el acceso al Bono Social de los vecinos vulnerables. (ECODES, 2021) 48 Capítulo 3. Antecedentes establece 3,6 puntos porcentuales por encima del nacional y se hace notar claramente la influencia de la pandemia de COVID-19, el confinamiento de la población española en sus hogares y las dificultades económicas causadas por la crisis sanitaria, circunstancias que, sin duda, afectaron a las familias andaluzas y españolas a la hora de afrontar el pago de las facturas de los suministros de sus hogares. Figura 3.27 Población que afirma haber tenido retrasos en el pago de las facturas de la electricidad, agua, gas, etc. en los 12 meses anteriores a la encuesta. Fuente: elaboración propia a partir de datos del INE y MITECO (2019 y MITECO (2019 y 2021a). 3.3.2.2 Temperatura inadecuada en el hogar durante los meses de invierno Al igual que en el indicador anterior, este indicador se elabora a partir de las respuestas de los hogares encuestados en la ECV en base a la autopercepción que tienen sobre la temperatura de su hogar en los meses invernales. En la Tabla 3.3 se puede consultar, tanto para España como para Andalucía, el porcentaje de población que vive en un hogar que responde negativamente a la pregunta del módulo HH050: ¿Puede el hogar permitirse mantener la vivienda con una temperatura adecuada durante los meses de invierno?; en el año 2008 y en el periodo 2014-2020. Cabe señalar que este indicador no estudia la magnitud o gravedad del fenómeno, ya que no se recoge la diferencia entre la temperatura real del hogar y la temperatura que debería tener. De forma análoga al indicador sobre los retrasos, se toman directamente los indicadores elaborados por MITECO (2019 y 2021) para el 2008 y el periodo 2014-2020 a nivel nacional y para el periodo 2017-2020 a nivel autonómico. Se recurre a la elaboración propia de los indicadores andaluces a partir de los microdatos ECV (INE) para el año 2008 y el periodo 2014-2016. A continuación, se hacen algunas observaciones sobre la evolución de este indicador en el periodo estudiado. La crisis económica que sufrió España entre 2008 y 2014 tuvo un impacto evidente en la capacidad de los hogares para mantener un confort térmico en invierno. En este año, según la elevación poblacional de los resultados de la ECV, hubo 2,3 millones de afectados a nivel nacional y 330 mil a nivel andaluz, situándose el indicador autonómico 2 puntos porcentuales por debajo del dato nacional. Tras seis años de crisis, en 2014: el indicador nacional crece un 88%, alcanzando esta manifestación de pobreza energética a 5,25 millones de españoles; en el caso de Andalucía, al igual que ocurría en el indicador sobre retrasos, este territorio se ve especialmente afectado por la 3.3 Pobreza energética 49 crisis, experimentando el indicador un crecimiento del 338%, situándose 6 puntos porcentuales por encima del nacional y 1,45 millones de andaluces afectados (27% del total nacional). Se puede apreciar una tendencia a la baja a nivel nacional en el periodo 2014-2017, interrumpiéndose en 2018 y recuperándose en 2019, aunque 1,7 puntos porcentuales por encima del dato previo a la recesión de 2008. En cambio, en Andalucía no se observa una tendencia clara del indicador, ya que se experimenta una fluctuación de subidas y bajadas en todo el periodo 2014-2019, siendo la población andaluza afectada en 2019 (770 mil) más del doble que en 2008 (330 mil), por lo que se podría afirmar que en 2019 aún no se habían disipado los efectos de la crisis financiera en Andalucía ni en España. Tabla 3.3 Población que vive en un hogar sin capacidad para mantener una temperatura adecuada en invierno (% de población y millones de personas). Fuente: elaboración propia a partir de datos del INE y MITECO (2019 y 2021a). 2008 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 España 5,9% 11,1% 10,6% 10,1% 8,0% 9,1% 7,6% 10,9% Población total 2,8 5,3 5,0 4,8 3,8 4,3 3,6 5,2 Andalucía 3,9% 17,1% 10,2% 11,1% 7,3% 13,4% 9,1% 11,3% Población total 0,3 1,4 0,9 0,9 0,6 1,1 0,8 1,0 s/ total nacional 11,8% 27,5% 17,3% 19,7% 16,3% 26,4% 21,4% 18,6% Figura 3.28 Población que vive en un hogar sin capacidad para mantener una temperatura adecuada en invierno. Fuente: elaboración propia a partir de datos del INE y MITECO (2019 y 2021a). Las consecuencias derivadas de la crisis sanitaria de COVID-19 son palpables en el año 2020. A nivel nacional, se pierde el descenso conseguido tras la recesión económica de 2008 en el periodo 2014-2019, con un incremento de 1,56 millones de españoles afectados de 2019 a 2020, alcanzando los 5,16 millones. En Andalucía, la crisis que golpea el país en 2020 impacta con menor magnitud, 50 Capítulo 3. Antecedentes alcanzando en este año un término medio entre el indicador en 2014 y el de 2008, aunque se mantiene 0,4 puntos porcentuales por encima del dato nacional y 7,4 puntos porcentuales por encima del indicador de 2008. Dadas las condiciones climáticas de Andalucía, en esta región los inviernos son históricamente menos fríos que en otras zonas de España, lo que hace que, por un lado, normalmente se esté menos expuesto a temperaturas muy bajas y se necesiten menos servicios térmicos en el hogar; y por otro lado, las viviendas estén peor preparadas que en otras zonas del país para olas de frío o inviernos más fríos. Las malas condiciones de las viviendas para temperaturas bajas podrían explicar la fluctuación en el indicador, ya que conlleva una mayor vulnerabilidad y exposición ante las condiciones invernales de cada año, viéndose más afectados los andaluces por los inviernos más fríos que en otras zonas de España. Por lo general y a pesar de fluctuaciones puntuales, el porcentaje de población andaluza afectada por este fenómeno de falta de confort térmico en el hogar es mayor que en el caso nacional en el periodo 2014-2020, variando entre los 620 mil y los 1,45 millones de andaluces afectados. Indicadores basados en la Encuesta de Presupuestos Familiares (EPF) 3.3.2.3 Gasto desproporcionado (2M) Este indicador es propuesto por el EPOV con la intención de detectar y recoger el porcentaje de hogares cuyo gasto real en energía doméstica sobre los ingresos totales del hogar supera el doble de la mediana nacional (2M). Para la confección de este indicador, se recurre a la información sobre los gastos e ingresos de los hogares españoles que se recopilan en la Encuesta de Presupuestos Familiares que realiza el INE anualmente. En concreto, se elaboran a partir de los datos de gasto de los hogares encuestados en el subconcepto de 3 dígitos de la clasificación europea ECOICOP: 04.5. Electricidad, gas y otros combustibles; y los ingresos netos anuales del hogar. A partir de estos microdatos, se obtiene el porcentaje de ingresos que destina el hogar al gasto energético, se calcula la mediana nacional del dato anterior y se detectan los hogares que se encuentran por encima del doble de la mediana. A continuación, se recoge el porcentaje de hogares españoles y andaluces cuyo gasto energético relativo sobre los ingresos totales supera el doble de la mediana nacional durante distintos años del periodo 2008-2020. En cuanto al origen de la información, los indicadores recopilados en la Tabla 3.4 han sido tomados directamente de la ENPE y su actualización (MITECO, 2019 y 2021a), quiénes lo han elaborado a partir de los microdatos de la EPF (INE). Esta vez, a pesar de que no hay indicadores elaborados para Andalucía para el mismo periodo, la complejidad estadística para trabajar con la base de microdatos de EPF ha hecho descartar la elaboración propia de estos. Aun así, se cuenta con el dato andaluz para los años 2017, 2019 y 2020, lo que nos permitirá tener una visión sobre el estado actual, la comparación frente al indicador nacional y su evolución desde 2017 hasta hoy. Tabla 3.4 Indicador 2M: hogares que tienen un gasto energético superior al doble de la mediana anual nacional. Fuente: MITECO, 2019 y 2021a. 2008 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 España 15,9% 16,6% 16,6% 16,7% 17,3% 16,9% 16,7% 16,8% Andalucía n.d. n.d. n.d. n.d. 23,3% n.d. 23,0% 22,9% s/ total nacional n.d. n.d. n.d. n.d. 24,1% n.d. 24,6% 24,4% 3.3 Pobreza energética 51 Figura 3.29 Indicador 2M: hogares que tienen un gasto energético sobre sus ingresos totales superior al doble de la mediana anual nacional. Fuente: MITECO, 2019 y 2021a. No se observan grandes cambios en la evolución de este indicador en el periodo 2014-2020 a nivel nacional, afectando el gasto energético desproporcionado entorno al 17% de los hogares del país, equivalente a 8,1 millones de personas afectadas, dato superior al 15,9% que se daba en 2008 (MITECO, 2019). En cuanto a Andalucía, únicamente se tienen los indicadores 2M de los años 2017, 2019 y 2020 y se mantienen por encima del 23% de los hogares de la Comunidad, 7 puntos porcentuales por encima del indicador nacional y afectando a, aproximadamente, 2 millones de andaluces (24% del total nacional). Es fácil concluir que esta manifestación de la pobreza energética afecta más frecuentemente a los hogares andaluces que al resto de hogares de España, evidenciando la especial vulnerabilidad que sufren los andaluces en este aspecto frente al resto de españoles. El porcentaje de hogares que experimentaban el fenómeno del gasto energético desproporcionado sufre un ligero aumento coincidiendo con la recesión económica de 2008 y alcanzando su valor máximo en 2017, 1,4 puntos porcentuales por encima de 2008. Finalmente y al contrario que en otros indicadores, no se aprecia apenas impacto de la crisis sanitaria de COVID-19 que comenzó en 2020, manteniéndose en valores similares a los indicadores de 2019, tanto a nivel nacional como andaluz. El bajo impacto de las crisis económicas que se aprecia en el indicador se debe al método de cálculo, que al emplear la mediana anual como umbral de pobreza energética, prácticamente elimina las diferencias entre años. Por ejemplo, si de forma generalizada disminuyen los ingresos de los hogares y se mantiene el mismo gasto energético absoluto, el umbral aumentará y hogares que se encuentran en la misma situación de pobreza energética que en el año anterior no serán recogidos por el indicador. Para observar este fenómeno, ACA propone utilizar el promedio de las medianas anuales de gasto energético como línea de pobreza energética del indicador 2M para el periodo 2006-2016 a nivel nacional, tal y como se refleja en la Figura 3.30. Desde este nuevo punto de vista, sí que se observa el crecimiento del indicador entre 2008 y 2013, coincidiendo con la crisis económica que sufrieron los españoles en ese periodo. Por otro lado, en la Tabla 3.5 se observa cómo la mediana ha descendido gradualmente durante el período 2014-2020, lo que en principio explica el empeoramiento del indicador: los hogares que deben realizar un mayor gasto energético en proporción a sus ingresos o bien no han mejorado su situación económica o han tenido que destinar una misma proporción de sus ingresos adicionales a la factura energética (MITECO, 2019). 52 Capítulo 3. Antecedentes Figura 3.30 Indicador 2M: hogares que tienen un gasto energético sobre sus ingresos totales superior al doble de la mediana anual nacional. Comparación entre distintos umbrales de referencia. Fuente: elaboración de Tirado Herrero et al. (2018). Tabla 3.5 Mediana nacional anual de gasto energético relativo sobre ingresos de los hogares. Fuente: MITECO, 2019 y 2021a. (% s/ ingresos) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 España 3,0% 3,0% 2,7% 2,7% 2,7% 2,7% 2,6% 3.3.2.4 Pobreza escondida (HEP) El indicador sobre pobreza energética escondida, HEP por sus siglas en inglés, recoge el porcentaje de población que vive en hogares cuyo gasto energético absoluto es inferior a la mitad de la mediana nacional. Este indicador surge como complementario al de gasto desproporcionado (2M). Mientras que el último detecta los hogares que destinan un porcentaje desproporcionado de sus ingresos al gasto energético, el HEP detecta los hogares cuyo gasto absoluto en suministros energéticos es tan bajo que hace improbable la satisfacción de los servicios energéticos básicos para los miembros del hogar. No obstante, también podría detectar casos de hogares con alta eficiencia energética o que cuenten con autoconsumo energético. Tabla 3.6 Indicador HEP: hogares que tienen un gasto energético absoluto inferior a la mitad de la mediana anual nacional. Fuente: MITECO, 2019 y 2021a. 2008 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 España 14,6% 13,2% 12,2% 12,6% 10,7% 11,0% 10,6% 10,3% Andalucía n.d. n.d. n.d. n.d. 15,3% 16,6% 15,5% 15,8% s/ total nacional n.d. n.d. n.d. n.d. 25,6% 27,1% 26,3% 27,4% De forma similar al caso del gasto desproporcionado, los indicadores recopilados en la tabla Tabla 3.6 han sido tomados directamente de la ENPE y su actualización (MITECO, 2019 y 2021a), 3.3 Pobreza energética 53 quiénes los han elaborado a partir de los microdatos de la EPF (INE). Esta vez, a pesar de que no hay demasiados indicadores elaborados para Andalucía, la complejidad estadística para trabajar con la base de microdatos de EPF ha hecho descartar la elaboración propia de estos. Aun así, se cuenta con el dato andaluz para el periodo 2017-2020, lo que nos permitirá tener una visión sobre el estado actual, la comparación frente al indicador nacional y su evolución desde 2017 hasta hoy. En el caso de la pobreza energética escondida, se observa un descenso gradual durante el periodo 2014-2020 con valores por debajo del que hubo en 2008 pero sin bajar de los 5 millones de personas afectadas a nivel nacional. En el caso de Andalucía, no se observa una tendencia clara en el periodo disponible, pero podemos observar que se mantiene en el entorno del 15,5%, equivalente a 1,3 millones de andaluces, y 5 puntos por encima del indicador nacional. En el periodo 2016-2020, 1 de cada 4 hogares españoles afectados es andaluz mientras que Andalucía representa el 18% de la población de España, mostrando, una vez más, que Andalucía sufre especialmente la pobreza energética en comparación con el resto del país. Como ocurría con el indicador de gasto desproporcionado, el indicador HEP no refleja adecuadamente los efectos de las crisis económicas. Tal y como se indica en la ENPE, es preciso analizar de forma más profunda si los hogares más vulnerables según este indicador han mejorado la situación de su vivienda aumentando el gasto energético o si, por el contrario, ha sido la mediana nacional que se emplea como umbral la que ha descendido. Utilizando como ejemplo el periodo 2013-2017 y suponiendo que las familias mantuvieran un gasto energético constante, el descenso de la mediana que puede observarse en la tabla Tabla 3.7 como consecuencia de la recesión económica habría hecho que algunos hogares quedaran fuera de la detección de este indicador. (MITECO, 2019) Tabla 3.7 Mediana nacional anual de gasto absoluto en energía por hogar (euros). Fuente: MITECO (2019). (€/hogar) 2013 2014 2015 2016 2017 España 900,0 843,3 847,2 867,3 905,0 Figura 3.31 Indicador HEP: hogares que tienen un gasto energético absoluto inferior a la mitad de la mediana anual nacional. Fuente: MITECO, 2019 y 2021a. 54 Capítulo 3. Antecedentes 3.3.2.5 Análisis de los indicadores EPOV de 2020 Tal y como se introducía anteriormente, en la Tabla 3.8 se recogen los cuatro indicadores propuestos por el EPOV elaborados para el año 2020, junto a la población afectada por las distintas circunstancias de pobreza energética asociadas, para los dos niveles territoriales estudiados hasta ahora: España y la Comunidad Autónoma de Andalucía. Además, se ha calculado el solapamiento de los dos indicadores ECV, sobre retrasos y temperatura inadecuada en invierno, mostrando la población que se ve afectada por alguno de los dos y por ambos simultáneamente. Como sabemos, los indicadores basados en la ECV se obtienen en porcentaje de población, por lo que la elevación poblacional será directa empleando la población oficial de España en 2020 (47.326.687 personas) y la de Andalucía (8.476.718 personas), que supone el 18% de los habitantes del país. Por otro lado, los indicadores nacidos de la EPF, 2M y HEP, se indican en porcentaje de hogares, por lo que en primer lugar se realizará la elevación poblacional de estos a número de hogares y después a número de personas afectadas, haciendo uso de una equivalencia basada en el tamaño medio de los hogares en España (2,5 personas por hogar) y en Andalucía (2,6 personas por hogar). Lo anterior supone una aproximación de la población afectada que podrá proporcionar la visión global que se pretende en este proyecto, mientras que el método más acertado sería obtener la elevación poblacional directamente de la información recogida en la EPF (INE) sobre el número de miembros de los hogares detectados por los indicadores. Tabla 3.8 Indicadores EPOV en España y Andalucía para el 2020 (%) y población detectada por ellos (millones de personas). Fuente: elaboración propia a partir de datos del INE y MITECO (2019 y 2021a). España Andalucía 2020 % pers. Nºpers. % pers. Nºpers. % s/ total Ret. 9,6% 4,54 13,2% 1,12 25% Temp. 10,9% 5,16 11,3% 0,96 19% 2M 16,6% 7,88 22,9% 1,94 25% HEP 10,2% 4,83 15,8% 1,34 28% Ret. y Temp. 2,8% 1,32 3,4% 0,29 22% Ret. o Temp. 15,0% 7,10 19,9% 1,69 24% A nivel nacional, 4,5 millones de personas han sufrido algún retraso en el pago de las facturas de los suministros básicos de su hogar (electricidad, agua, gas, etc.) en los 12 meses anteriores a la última encuesta ECV del INE. En Andalucía, 1,1 millones de personas han experimentado este mismo fenómeno. En lo que respecta a esta situación de pobreza energética, se puede afirmar que los andaluces son más vulnerables que el resto de españoles, ya que suponen el 25% de los casos del país mientras que Andalucía conforma el 18% de la población española. No es de extrañar que esto ocurra al estar estas circunstancias íntimamente ligadas a la capacidad económica de los hogares, siendo la renta media por hogar en Andalucía (25.909 euros) menor que en el cómputo nacional (30.690 euros). (INE, 2020) En cuanto a tener una temperatura adecuada en el hogar durante los meses de invierno, 5,2 millones de españoles viven en hogares que afirman no ser capaces de conseguirlo, siendo el segundo indicador más alto a nivel nacional. En Andalucía, son 1 millón de ciudadanos los que viven esta situación en los meses invernales, suponiendo el 19% del total de afectados del país. En 3.3 Pobreza energética 55 este caso, los andaluces no se ven tan severamente golpeados en comparación con el resto del país, siendo el indicador autonómico solo 0,4 puntos porcentuales superior al nacional. No parece una explicación plausible que esto suceda porque en Andalucía los hogares tengan una mayor capacidad económica o material para calentar sus viviendas, sino que esto ocurra por razones climatológicas al ser los inviernos menos fríos en esta región del sur. No obstante y a pesar de las, a priori, ventajas climáticas de Andalucía, este indicador no se muestra favorable en comparación al resto de España. En cuanto a la capacidad material de los andaluces para hacer frente al frío en sus hogares, como se comentaba en el punto 3.3.2.2 en relación a la evolución oscilante del indicador autonómico, sería razonable pensar que las viviendas andaluzas se encuentran peor preparadas para las bajas temperaturas que las del resto de España, siendo vulnerables a los inviernos más fríos de lo habitual. En lo que respecta al solapamiento de los dos indicadores ECV, 1,3 millones de españoles, de los que 0,3 son andaluces, afirman no poder mantener una temperatura adecuada en invierno y también tener algún retraso en el pago de las facturas de los suministros básicos de su hogar. Esta situación supone una doble vulnerabilidad energética que, sin duda, agrava las consecuencias y el lastre que supone la pobreza energética para las familias y sus miembros. El gasto desproporcionado en suministros energéticos sobre los ingresos totales del hogar (superior al doble de la mediana nacional – 2M) es el fenómeno de pobreza energética que más se da en España y en Andalucía. A nivel nacional, afecta a casi 8 millones de personas, es decir, al 17% de la población. En Andalucía, afecta a 2 millones de personas, siendo andaluz 1 de cada 4 españoles afectados. Que esta manifestación de la pobreza energética se de más frecuentemente en Andalucía puede deberse a los menores ingresos que tienen los hogares andaluces, lo que a un igual gasto absoluto en energía supone un mayor gasto relativo sobre el total de ingresos, y también a las peores condiciones materiales de los hogares, incluida la eficiencia energética, que suponen un mayor gasto energético. El indicador de pobreza energética escondida (HEP) detecta los hogares que tienen un gasto energético absoluto inferior a la mitad de la mediana nacional, lo que haría muy difícil satisfacer las necesidades energéticas básicas, si bien, en algún caso, podría tratarse de un hogar altamente eficiente. En España, 4,8 millones de personas viven actualmente en un hogar con estas circunstancias de pobreza energética. A nivel andaluz, esta cifra es de 1,3 millones de personas, equivalente al 16% de la población andaluza. Cabe pararse ante este indicador ya que es el que marca más diferencias entre Andalucía y el resto de España, suponiendo los andaluces afectados el 28% del total nacional, dato que comparado con el porcentaje que supone Andalucía en la población española (18%) y unido al resto de indicadores evidencia un claro desequilibrio territorial en el Estado español en esta materia. Como se adelantaba en la introducción, en 2010 hubo un módulo en la EPF destinado al bienestar de la sociedad que encuestaba a los hogares sobre las cuestiones relativas a los cuatro indicadores propuestos por el EPOV, incluidos los que habitualmente se recogen en la ECV. Esto da la oportunidad de estudiar el solapamiento de los cuatro indicadores en los hogares españoles para una misma muestra estadística, tal y como se realiza en la Tabla 3.9, original del Informe sobre Pobreza Energética de ACA (Tirado Herrero et al., 2018). En el informe publicado por ACA, se realiza un análisis en torno a los datos que recoge la Tabla 3.10 en el que merece la pena detenerse: “Aquí se aprecian solapes relativamente importantes entre los dos indicadores de temperatura inadecuada y retraso en el pago de recibos entre sí y con el indicador de gastos desproporcionados 2M. Pero más allá de eso, el resultado clave de este análisis conjunto es que, si se considera que todos los hogares afectados según los cuatro indicadores están padeciendo condiciones asociadas a la pobreza energética, se obtiene para el año 2010 una cifra agregada de 19,1 millones de personas afectadas, equivalente al 41% de la población residente en 56 Capítulo 3. Antecedentes España” (Tirado Herrero et al. (2018), p.50). En la elaboración de este estudio de solapamiento, aseguran haber evitado la doble contabilización de hogares y personas que se ven afectados por dos o más indicadores. Tabla 3.9 Número de hogares y personas (millones) y porcentaje de personas que experimentan condiciones asociadas a la pobreza energética en España (2010) según los cuatro indicadores propuestos por el EPOV y las posibles combinaciones entre ellos. Fuente: Elaborado por ACA a partir de microdatos de la EPF (Tirado Herrero et al., 2018). Tabla 3.10 Número de hogares y personas (millones) y porcentaje de personas afectadas según uno o varios indicadores principales de pobreza energética; España 2010. Fuente: Elaborado por ACA a partir de microdatos de la EPF (Tirado Herrero et al., 2018). Aunque estos resultados correspondan al año 2010, una vez iniciada la recesión económica de 2008 y los consecuentes efectos negativos en la capacidad económica de las familias, podemos comprobar como el solapamiento de los indicadores sobre retrasos y temperatura inadecuada se mantiene cercano a los 1,3 millones de personas que los padecen simultáneamente en 2020, así como se parecen sendos indicadores por separado para 2010 y 2020. En el caso de los indicadores 3.3 Pobreza energética 57 EPF, el de gasto energético desproporcionado y el de pobreza energética escondida, la situación en 2020 es unos 3 puntos porcentuales más favorable que en 2010. Visto esto, lo más seguro es que el total de personas que sufren alguna de las manifestaciones de pobreza energética que detectan los indicadores EPOV sea menor en 2020 que en 2010, pero dada la crisis económica derivada del COVID-19 que sigue afectando a las familias españolas en 2022, los indicadores de 2020 de los que se parte, la escalada del precio de la energía que viene ocurriendo desde 2021 y la crisis del mercado energético europeo derivada de la invasión militar rusa de Ucrania en 2022; es de esperar que la pobreza energética haya golpeado fuertemente a la sociedad española en 2021 y lo haga también en 2022. Para analizar de forma más detallada la vulnerabilidad de aquellas personas detectadas por los indicadores ECV en 2020 como posibles consumidores en situación de pobreza energética, se ha trabajado con otros datos del hogar recogidos en la encuesta. Como resultado del cruzamiento de algunas variables con los hogares detectados por los dos indicadores ECV, sobre retrasos en el pago de facturas y temperatura inadecuada en el hogar durante el invierno, se han obtenido las Tablas 3.11 y 3.12. En estas tablas se recoge el porcentaje de las personas detectadas por cada indicador cuyos hogares cumplen cada una de las variables a estudiar, tanto para España como para Andalucía, en el año 2020. De entre todas las variables disponibles, se han escogido algunas que indican una mayor vulnerabilidad u otros síntomas de pobreza que pudieran agravar la situación de vulnerabilidad o de pobreza energética en el hogar: 1. Módulo vhPobreza: hogar en riesgo de pobreza. Umbral de pobreza: 60% de la mediana de los ingresos anuales por unidad de consumo. 2. Módulo vhMATDEP: hogar en carencia material severa. Son los hogares con carencia en al menos cuatro conceptos de una lista de nueve. Los conceptos considerados son: •No puede permitirse ir de vacaciones al menos una semana al año. •No puede permitirse una comida de carne, pollo o pescado al menos cada dos días. •No puede permitirse mantener la vivienda con una temperatura adecuada. •No tiene capacidad para afrontar gastos imprevistos. • Ha tenido retrasos en el pago de gastos relacionados con la vivienda principal (hipoteca o alquiler, recibos de gas, comunidad...) o en compras a plazos en los últimos 12 meses. •No puede permitirse disponer de un automóvil. •No puede permitirse disponer de teléfono. •No puede permitirse disponer de un televisor en color. •No puede permitirse disponer de una lavadora. 3. Módulo HS021 (indicador): ¿Se han producido retrasos en el pago de las facturas de la electricidad, agua, gas, etc. en los últimos 12 meses? 4. Módulo HH050 (indicador): ¿Puede el hogar permitirse mantener la vivienda con una temperatura adecuada durante los meses de invierno? 5. Módulo HY060G: ingresos por asistencia social en el año anterior al de encuesta. En este caso, si reciben o no algún ingreso de este tipo. En el caso del indicador sobre retrasos en el pago de facturas, en la Tabla 3.11 se puede comprobar que más de la mitad de las personas que sufren este fenómeno en España (2,3 millones) y en Andalucía (630 mil) se encuentran en un hogar en riesgo de pobreza y alrededor del 40% viven en uno con carencia material severa, lo que equivale a 1,9 millones de españoles y 430 mil andaluces. Además, el 35% de los españoles y el 28% de los andaluces afectados también declaran no ser capaces de mantener una temperatura adecuada en su hogar durante el invierno, fenómeno asociado 64 Capítulo 3. Antecedentes como se explicaba en el punto 3.3.1.1, así como también varían las consecuencias de este en la población y en la sociedad. Visto esto, en este apartado se recogerán las consecuencias observadas por distintos académicos en sus trabajos, así como las principales víctimas que las padecen y los efectos secundarios que suponen. Figura 3.32 Mapa político del mundo según el consumo de energía per cápita de cada país (GWh por persona). Fuente: datosmacro.expansion.com. “La energía es un bien común esencial, debido a su papel indispensable en todas las actividades cotidianas, que permite a cada ciudadano tener una vida digna, mientras que carecer de él provoca dramas. La pobreza energética mata física y socialmente” (Coulon y Hernández Bataller, 2013). De manera análoga, la energía es un bien indispensable y fundamental en el desarrollo de los territorios, sus economías y el bienestar de sus ciudadanos, por lo que la lucha contra la pobreza energética se torna realmente necesaria para el desarrollo humano, social, económico y tecnológico de las personas y los países. 3.3.3.1 Impacto sobre la salud Es indudable la importancia que tiene la energía en el desarrollo humano y en el bienestar de las personas. También es incuestionable la diferencia experimental que supone la pobreza energética entre los países menos desarrollados y los países del Norte. En los países del Sur, la pobreza energética se materializa directamente en la falta de acceso a fuentes de energía modernas, como la electricidad o el gas natural, viéndose la población obligada a recurrir a la biomasa para actividades tan básicas como cocinar o calentarse y al trabajo manual o animal para desarrollar su actividad económica. En cambio, en los países más ricos el acceso a múltiples fuentes de energía está garantizado, así como el abastecimiento, siendo enfocado el problema de la pobreza energética hacia la incapacidad para satisfacer unos servicios energéticos mínimos en el hogar. Así pues, al haber distintas circunstancias que constituyen la pobreza energética en función del país del que se hable, lo mismo ocurrirá con el impacto que esta tiene sobre la salud de las personas. A nivel global, se han estudiado efectos como la existencia de una mortalidad directa atribuible a la pobreza energética, la mayor tendencia a padecer problemas circulatorios y respiratorios o el impacto sobre la salud mental. Por ejemplo, no ser capaz de mantener una temperatura adecuada en el hogar durante los meses más fríos del año puede llegar a afectar gravemente a nivel físico y psicológico a las personas, 3.3 Pobreza energética 65 además del riesgo de exclusión social que plantea esta situación de vulnerabilidad. Las familias en situación de pobreza energética se ven afectadas por distintas circunstancias que afectan directamente a su vida cotidiana. Como se han recopilado anteriormente, las manifestaciones de este fenómeno en España están relacionadas con la incapacidad económica, siendo las más frecuentes: bajas temperaturas en la vivienda, un gasto energético desproporcionado sobre los ingresos del hogar que dificulta el consumo de otros bienes y servicios esenciales (fenómeno eat or heat), una mala habitabilidad de la vivienda, como la presencia de hongos y humedades; mayor riesgo de impago y corte de suministro, entre otras. En 2012, Tirado Herrero et al. afirman en su Informe sobre Pobreza Energética en España que “se estima que la pobreza energética es responsable en España de entre 2.300 y 9.300 muertes prematuras al año, una cifra más elevada que la de víctimas mortales de accidentes de tráfico en carretera (1.480 personas en 2011)”. En este informe también se recogen las conclusiones de Marmot Review Team yFriends of the Earth (2011) sobre el impacto observado de la pobreza energética sobre la salud de las personas: • Los niños que viven en una vivienda con una temperatura inadecuada ven afectados su progreso escolar, su bienestar o su resiliencia emocional, además de duplicar la probabilidad de que sufran problemas respiratorios. En los de menor edad, se han detectado también mayores tasas de hospitalización, mayor incidencia y severidad de problemas asmáticos y problemas para ganar peso en los primeros años de vida. • En el caso de los adolescentes, hay evidencia clara sobre el impacto de la vulnerabilidad energética en su salud mental. Tanto es así que 1 de cada 4 adolescentes que viven en un hogar con una temperatura inadecuada sufre algún tipo de problema mental, mientras que en los hogares con confort térmico esta cifra cae al 5%. • En el resto de la población, habitar en una vivienda con temperaturas bajas en invierno es causa de gripes y resfriados y empeora la situación de personas con artritis y reumatismo. Además, esta situación está relacionada con un mayor riesgo de sufrir enfermedades respiratorias y cardiovasculares, así como con una incidencia de la mortalidad adicional de invierno en los hogares más fríos tres veces superior a la registrada en los hogares más cálidos. • Estos hogares pueden llevar asociados cuadros médicos de ansiedad, depresión y otros problemas de salud mental relacionados con el estrés, la falta de luz o la temperatura inadecuada. • Un gasto energético desproporcionado sobre el nivel de ingresos afecta negativamente a otros aspectos básicos de la vida, como la alimentación, ya que se reduce el presupuesto del hogar para estos (fenómeno eat or heat). Los estudios médicos y los impactos detectados sobre la salud de las personas que padecen la pobreza energética en los países desarrollados, especialmente en el caso de la temperatura inadecuada en la vivienda, se evidencia que el fenómeno de la pobreza energética no es únicamente una cuestión de desigualdad social en las condiciones de bienestar material, sino que afecta gravemente a aspectos fundamentales de las condiciones de vida de estas personas, como la esperanza de vida o el padecimiento de ciertas enfermedades. Por otro lado, estas consecuencias en la salud de las personas afectan también al conjunto de la sociedad con unos mayores costes sanitarios y atencionales, además del coste humano y personal y el lastre que supone para el estado de bienestar. No obstante, las consecuencias de la pobreza energética pueden llegar a ser notablemente más dramáticas, siendo las más graves y frecuentes fuera de las fronteras de los países desarrollados. En los hogares más pobres, los ciudadanos recurren a la combustión tradicional de biomasa, como madera, carbón, residuos o estiércol; para cocinar y calentarse, así como se emplean velas o lámparas de combustible para la iluminación. Estos combustibles suelen quemarse en el interior de los hogares en cocinas de barro, ladrillo o metal, lo que normalmente lleva asociada una gran contaminación atmosférica de interior debido a la combustión ineficiente y la escasa ventilación de los hogares. 66 Capítulo 3. Antecedentes Los efectos sobre la salud de esta contaminación interior son importantes dada la presencia de monóxido de carbono, compuestos aromáticos y partículas en suspensión en una concentración mayor a la aconsejada. Aunque en España, como país rico y occidental, lo anterior no ocurra de forma mayoritaria no significa que no se dé este problema dentro de nuestras fronteras. Es el caso de la Cañada Real Galiana, situada a pocos kilómetros de la ciudad de Madrid, en la que cerca de 4.000 vecinos, de los que 1.800 son niños, llevan desde octubre de 2020 sin suministro eléctrico (López Trujillo, 2021), viéndose obligados a recurrir a la madera, las velas y otros combustibles para cocinar, calentar o iluminar sus hogares. La OMS estima que la concentración en estos hogares de PM10, partículas que al ser inhaladas penetran con facilidad en el sistema respiratorio, puede llegar a ser hasta 50 veces superior que la concentración que se da en las ciudades más contaminadas del planeta, como Nueva Delhi o Beijing. Además, al pasar más horas en el hogar, la exposición a este tipo de contaminación se concentra en mujeres, niños, ancianos y enfermos. Según recoge González-Eguino (2014): “Actualmente se sabe que las partículas finas son responsables de numerosas enfermedades respiratorias, cardiovasculares y casos de cáncer de pulmón. La OMS considera que la contaminación interior duplica el riesgo de neumonía y otras infecciones agudas de las vías respiratorias en niños menores de 5 años. En las mujeres es tres veces más probable sufrir enfermedades pulmonares obstructivas, como la bronquitis crónica y el enfisema de pulmón y duplica el riesgo de sufrir cáncer de pulmón”. Aunque en los países con rentas altas la incidencia de la contaminación interior es nula, la OMS cifraba en 2009 en 2 millones de muertes al año las generadas por este fenómeno, con una incidencia superior a otros factores de riesgo ambientales, como la falta de agua potable y saneamiento o la contaminación urbana exterior. En la Figura 3.33 se puede consultar la comparación entre las muertes anuales prematuras causadas por la contaminación y por otras enfermedades, estimadas en 2008 y proyectadas para 2030. (González-Eguino, 2014) Figura 3.33 Millones de muertes anuales prematuras por la contaminación interior y por otras enfermedades (2010). Fuente: González-Eguino (2014). 3.3.3.2 Impacto sobre la economía Siempre que un Estado avanza en desarrollo, también aumenta su consumo de energía. Es lógico que esto ocurra teniendo en cuenta que los procesos industriales, la inmensa mayoría de las actividades económicas modernas, las tecnologías de la información y la educación, el acceso a internet o el alumbrado público dependen necesariamente de la energía. Tanto es así, que las estadísticas muestran que las poblaciones con mayor acceso a la electricidad y mejores servicios de alumbrado público tienen mejores tasas de alfabetización, menos abandono escolar y dedican 3.3 Pobreza energética 67 más horas a la lectura y al estudio (Khandker et al., 2012). Por lo tanto, es lógico que la pobreza energética afecte a todos los sectores productivos al limitar sus posibilidades de desarrollo. Por ejemplo, en el sector primario, la falta de acceso a fuentes de energía modernas o de los recursos necesarios para emplearlas conlleva, en el peor de los casos, al uso de tecnologías manuales o animales para los trabajos propios de la agricultura y la ganadería en lugar del empleo de maquinaria o de procesos industriales, lastrando el rendimiento de la actividad económica, el desarrollo del sector y su competencia con países que no experimentan esta problemática energética. Es difícil medir el impacto de las infraestructuras energéticas en la economía, aunque, dado su papel elemental en la mayoría de actividades económicas modernas, se puede afirmar que este impacto es absolutamente decisivo. El acceso a internet y a las tecnologías de la comunicación y la información modernas resulta fundamental en el desarrollo de nuevos negocios, la formación y el acceso al conocimiento, la conexión con el mundo globalizado y con los avances de la humanidad, así como el empoderamiento de la sociedad y de los individuos. Figura 3.34 Relación entre el Índice de Desarrollo Humano y el consumo de energía per cápita de algunos países. Fuente: www.totalenergies.es. 3.3.3.3 Impacto sobre el medio ambiente En primer lugar, hay una relación estrecha entre la pobreza energética y las viviendas con baja eficiencia energética. Se trata de dos fenómenos que se retroalimentan y que pueden ser tanto causa como efecto. Por ejemplo, una vivienda poco eficiente unida a una baja capacidad económica lleva a la falta de rehabilitación energética de la vivienda y, por ende, a un mayor gasto energético y un agravamiento de la situación de pobreza que se vive en el hogar. Por lo tanto, no es de extrañar que la pobreza energética vaya acompañada de unas peores condiciones materiales en el hogar y una menor eficiencia energética. Por otro lado, el problema se agrava en nuestro país, que suspende en materia de eficiencia energética en la edificación. Según las declaraciones de Alberto Coloma, gerente de la Fundación La Casa que Ahorra, recogidas por Fernández Muerza (2014); este asegura que más de 15 millones de viviendas en España son auténticos "agujeros energéticos". Lo anterior supone un gran impacto sobre el medio ambiente, ya que una menor eficiencia energética supone un mayor gasto de energía en el hogar que, siendo un problema frecuente en el conjunto de España, se traduce en la necesidad de generar energía cuya demanda es innecesaria y evitable, con las consecuentes emisiones de gases de efecto invernadero y el impacto negativo en la contaminación de la atmósfera y, en definitiva, en el medio ambiente. 68 Capítulo 3. Antecedentes Se analizaba antes la necesidad que tienen los hogares más pobres de recurrir a la combustión de biomasa para cocinar y calentar sus viviendas ante la falta de acceso a fuentes de energía modernas, con el impacto que conlleva esto para la salud de los miembros del hogar al estar expuestos a la contaminación interior. Esta necesidad también implica determinados usos del suelo con grandes impactos en el medio ambiente. Dada la consecuente demanda de madera y otras biomasas, la sobreexplotación de estas lleva a la deforestación y la destrucción de bosques y ecosistemas, normalmente ubicados en países pobres y con baja capacidad de protección de los bosques y de lucha contra la tala ilegal. La pérdida de los bosques tiene importantes consecuencias para el medio ambiente y las poblaciones cercanas, ya que los servicios que proporcionan los ecosistemas y el papel que juegan en el equilibrio natural también desaparecen con ellos, destruyendo numerosas fuentes de alimentos y agua, lo que fuerza la migración de las poblaciones; acabando con el hábitat de las diversas especies que habitan en él y eliminando la capacidad de estos para ejercer su función como “pulmones” de la Tierra y absorber de la atmósfera el dióxido de carbono que tanta influencia tiene en el calentamiento del planeta. En resumen, el fenómeno de pobreza energética suele ir ligado a viviendas con una baja eficiencia energética, lo que supone grandes pérdidas de energía en el conjunto del país y se traduce en la emisión de gases de efecto invernadero que podrían evitarse de haber una mayor eficiencia en las edificaciones. Para estas familias, un mayor gasto energético significa una factura mayor y el agravamiento de la carga económica que suponen los suministros energéticos en su presupuesto familiar, ahondando su situación de pobreza y haciendo imposible la inversión propia en la rehabilitación energética de la vivienda. Este gasto innecesario de energía conlleva a su vez un perjuicio evitable sobre el medio ambiente y la atmósfera terrestre. Por otro lado, los hogares más pobres, que son mayoría en el mundo, se ven obligados a recurrir a fuentes de energía tradicionales y menos sostenibles para cocinar o calentar su hogar. Aparte de poder suponer graves consecuencias para la salud de estos hogares, la demanda excesiva de madera o biomasa lleva a la sobreexplotación de estos recursos que, al no contar con una protección eficaz de los bosques, se traduce en la deforestación y la destrucción de los ecosistemas, con graves consecuencias para el medio ambiente y las poblaciones humanas. 3.3.3.4 Otros impactos sobre las personas Según el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico del Gobierno de España en la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética 2019-2024: “La pobreza energética conlleva otros elementos de aislamiento y exclusión social que dificultan la integración de las personas y familias en esta situación en diversos ámbitos de la vida personal, laboral y social”. En este sentido, la Cruz Roja recoge en la Tabla 3.18 la distribución de la población atendida que pasa frío y/o calor (49,7% del total) según las posibles consecuencias que generan dicho problema. 3.3.4 La pobreza energética en Linares En los apartados anteriores, se ha estudiado el estado actual de los indicadores principales de pobreza energética propuestos por el EPOV en la población española y en la andaluza, así como la evolución de estos en los últimos años; se han analizado las influencias y las situaciones sociales que existen realmente detrás de los datos; y además, se han señalado los factores de riesgo y las circunstancias de vulnerabilidad adicional que llevan asociados los distintos fenómenos de pobreza energética estudiados. También, se han recogido los objetivos políticos en la lucha contra este problema y, por otro lado, las consecuencias que tiene la pobreza energética en la salud de las personas y su inclusión social, así como en la economía y en el medio ambiente. Una vez visto lo anterior, en este apartado se procederá a analizar e intentar realizar una aproximación de la situación de la pobreza energética en la ciudad de Linares, donde se emplaza este proyecto. Además, se 3.3 Pobreza energética 69 Tabla 3.18 Distribución de la población que pasa frío y/o calor (49,7% del total) según las posibles consecuencias que generan estos problemas. Fuente: Cruz Roja Española (2018). tratará de analizar la situación de este fenómeno en los dos barrios vulnerables donde este proyecto interviene y cuyos vecinos podrían beneficiarse de la protección social y energética que ofrece esta iniciativa. Por lo tanto, esta se plantea como una parte fundamental del Trabajo, donde se justificará la necesaria vertiente social del proyecto y se estimarán los posibles beneficiarios. Para ello, se recogerá información demográfica y socioeconómica disponible sobre Linares y los barrios de actuación que, junto a los indicadores elaborados para distintos niveles territoriales y distintas características municipales, nos ayudarán a formar una visión local sobre la población afectada por la pobreza energética en Linares. En primer lugar, en la ENPE (MITECO, 2021a) se analiza la incidencia de los indicadores en función de las distintas zonas climáticas que hay en España. En el caso de Linares, según el DBHE (2019) del Ministerio de Fomento, esta ciudad se encuentra en la zona climática C, al encontrarse en la provincia de Jaén y a una altitud mayor de 350 metros sobre el nivel del mar. De cara a aproximarnos a las características de Linares en el análisis de los indicadores, en la Tabla 3.19 pueden consultarse los principales indicadores particularizados en la zona climática C para el año 2020. En dicha tabla puede observarse que los indicadores de pobreza energética en esta zona climática, por lo general, son inferiores al resto de España y de Andalucía, circunstancia que se verá reflejada en la estimación de los indicadores para la ciudad de Linares. Por otro lado, se procederá a recoger algunas de las características demográficas de Linares que serán usadas en la elevación poblacional de los indicadores, así como en la elaboración propia de los indicadores pertinentes a partir de las encuestas del INE. Según SIMA (Instituto de Estadística y Cartografía de Andalucía, 2021), Linares cuenta con una población total de 56.525 habitantes y una densidad poblacional de 288 habitantes por kilómetro cuadrado, lo que, según especifica la metodología del INE para la ECV, corresponde a un grado de urbanización de “Zona semiurbana o intermedia”. Así pues, en la Tabla 3.20 se pueden consultar los indicadores sobre retrasos en el 70 Capítulo 3. Antecedentes pago de facturas de suministros y sobre temperatura inadecuada en el hogar, elaborados a partir de las encuestas ECV del año 2020, para aquellos hogares que se encuentran en zonas semiurbanas, tanto en Andalucía como a nivel nacional. Tabla 3.19 Indicadores primarios EPOV (% de población) elaborados para la zona climática C de España y el año 2020. Fuente: elaboración propia a partir de datos de MITECO (2021a). (% población) Zona climática C Algún retraso 9,7% Temperatura inadecuada 10,2% Gasto desproporcionado (2M) 8,7% Pobreza escondida (HEP) 16,4% Tabla 3.20 Indicadores primarios ECV (% de población) elaborados para las zonas semiurbanas de España y de Andalucía en el año 2020. Fuente: elaboración propia a partir de microdatos de la ECV (INE). Zonas semiurbanas (% población) España Andalucía Algún retraso 8,0% 12,6% Temperatura inadecuada 9,6% 11,4% Además, ante el riesgo de que los indicadores anteriores no representen adecuadamente la realidad linarense por sí mismos, se ha procedido a la estimación de los indicadores para Linares promediando indicadores elaborados para determinadas características territoriales, climáticas o urbanas que cumple esta ciudad. A nivel territorial, sería razonable pensar que la pobreza energética, al igual que el resto de fenómenos asociados a la pobreza general, golpea más duramente a los linarenses que al resto de andaluces y españoles. Esta observación no es gratuita, ya que, como podemos observar en la Tabla 3.21, en el año en el que se realiza este análisis (2020) la tasa de población activa en paro en Linares (INE, 2021) se situó casi 17 puntos porcentuales por encima de la nacional y 10 puntos porcentuales por encima de la andaluza, siendo el desempleo un factor de riesgo determinante en el padecimiento de los fenómenos de pobreza energética, como se concluía en el punto 3.3.2.6. La diferencia entre la situación socioeconómica de Linares y la de Andalucía o España continua siendo considerable en 2021, siendo la tasa de desempleo linarense más de 16 puntos porcentuales superior a la nacional y más de 9 puntos superior a la andaluza. A raíz de lo anterior, se decide excluir del método aproximativo los indicadores elaborados a nivel nacional, ya que estos podrían distorsionar el diagnóstico e invisibilizar los casos linarenses de pobreza energética, dadas las notables diferencias socioeconómicas entre la ciudad de Linares y el resto del país. Por tanto, se emplearán los cuatro indicadores a nivel autonómico andaluz elaborados en el punto 3.3.2, así como el solapamiento que se produce entre los indicadores sobre retrasos y/o temperatura inadecuada (haciendo uso de los porcentajes sobre la suma de casos de sendos indicadores); que serán promediados junto a los indicadores de la zona climática C y los indicadores para zonas semiurbanas en Andalucía, resultando los indicadores que serán aplicados para aproximar la realidad social linarense en torno a la pobreza energética, recogidos todos en la Tabla 3.22. Cabe remarcar 3.3 Pobreza energética 71 que este método es aproximativo y fruto de la no disponibilidad de encuestas localizadas en esta población, pero que, no obstante, se trata de una aproximación, a todas luces, conservadora, ya que la incidencia del desempleo es notablemente mayor en Linares que en el conjunto de Andalucía y esto se traduciría en una mayor incidencia de la pobreza energética en Linares y un mayor número de casos reales que los aproximados mediante este método. Para mayor certeza en esta hipótesis, los dos barrios linarenses donde actúa este proyecto, La Zarzuela y San José, contaban en 2011 con una tasa de desempleo del 49,7% y del 43,0%, respectivamente (Ministerio de Fomento y UPM, 2011a), tal y como se puede consultar en la Tabla 3.23. En virtud de lo anterior, no solo cabría esperar que de elaborar los indicadores reales para la ciudad, estos fueran superiores a los elaborados para el conjunto de España o de Andalucía, sino que esto ocurriría con especial agravamiento en los dos barrios vulnerables de actuación, siendo la situación socioeconómica y laboral de las familias que viven en ellos peor que las del resto de Linares. Tabla 3.21 Tasa de desempleo (% de población activa) en 2020 y en 2021. Fuente: EPA e Indicadores Urbanos INE (2021). Tasa de desempleo (% población activa) 2020 2021 España 15,5% 14,8% Andalucía 22,3% 21,7% Linares 32,5% 30,9% Tabla 3.22 Indicadores empleados en la aproximación de los indicadores para la ciudad de Linares, estos últimos (% de población) y su elevación poblacional en la ciudad. Andalucía LINARES (% población) General Zonas semiurb. Zona clim. C % población Total Algún retraso 13,2% 12,6% 9,7% 11,8% 6.689 Temp. inadecuada 11,3% 11,4% 10,2% 11,0% 6.206 Gasto desp. (2M) 22,9% n.d. 8,7% 15,8% 8.943 Pob. escondida (HEP) 15,8% n.d. 16,4% 16,1% 9.094 Retraso Y temp. 3,4% n.d. n.d. 3,1% 1.741 Retraso O temp. 19,9% n.d. n.d. 16,7% 9.414 De esta manera, en la Tabla 3.22 se recogen los indicadores elaborados para los distintos niveles territoriales y variables particulares tenidos en cuenta. En esta misma tabla, se pueden observar los indicadores que se emplearán finalmente como aproximación a la situación de la pobreza energética en Linares, resultantes de promediar los indicadores en las distintas categorías disponibles y aplicables, como se explicaba anteriormente: indicadores generales a nivel andaluz, indicadores de la zona climática C y los indicadores para zonas semiurbanas en Andalucía. Por lo tanto, de la elevación poblacional recogida en la Tabla 3.22 a partir de los indicadores resultantes para Linares, se puede realizar una serie de observaciones acerca de la situación de la pobreza energética en la ciudad y las circunstancias asociadas a dichos indicadores con el objetivo de alcanzar una visión local del fenómeno, siempre según los resultados del método aproximativo explicado, con las 72 Capítulo 3. Antecedentes reservas que este pudiera suponer. En paralelo, se analizarán los resultados de la Tabla 3.24 donde se recoge la elevación poblacional realizada para los dos barrios vulnerables en los que actúa el proyecto, La Zarzuela y San José, según el censo poblacional de 2011 recogido en las fichas de las correspondiente Áreas Estadísticas Vulnerables (Ministerio de Fomento y UPM, 2011a) de 3.605 y 5.175 vecinos, respectivamente, y a partir de los mismos indicadores que se aplican para el conjunto de la ciudad. • En primer lugar, en torno a 6.700 linarenses (12% del total) vivirían en un hogar que ha sufrido algún retraso en el pago de las facturas de los suministros básicos (agua, electricidad, gas...) en los últimos 12 meses. En el caso de los barrios de interés, en La Zarzuela serían 430 las personas afectadas por este fenómeno de pobreza energética y en San José se verían afectados más de 600 vecinos. Cabe recordar el estrés que puede suponer este fenómeno para los miembros del hogar, el riesgo al corte del suministro o el impacto sobre la inclusión social de estas personas. • En cuanto a la incapacidad para mantener una temperatura adecuada en la vivienda durante los meses de invierno, algo más de 6.200 personas la sufrirían en sus hogares, con el impacto en la salud y la mortalidad adicional que puede llegar a tener asociados este fenómeno, como se recoge en el apartado 3.3.3. Si se observan los solapamientos que se producen entre los dos indicadores anteriores, más de 1.700 linarenses experimentarían ambos fenómenos simultáneamente, con el consecuente agravamiento de la vulnerabilidad, y más de 9.400 vecinos convivirían con alguno de los dos, suponiendo el 16,7% de la población de la ciudad. • Los indicadores económicos asociados a la EPF destacan por encima de los autodeclarados en la ECV. En el caso del gasto energético desproporcionado (2M), casi 9.000 habitantes de la ciudad (15,8%) vivirían en un hogar cuyo gasto en suministros energéticos sobre los ingresos totales es superior al doble de la mediana nacional, siendo este dato en el barrio de La Zarzuela de 570 personas afectadas y en el de San José de 820 vecinos. Cuando observamos la incidencia del fenómeno de pobreza escondida (HEP), en el que se mide el porcentaje de personas que vive en un hogar cuyo gasto energético absoluto es inferior a la mitad de la mediana nacional, encontramos que en Linares habría casi 9.100 personas que experimentan este fenómeno, siendo casi 600 las que viven en La Zarzuela y más de 800 las que viven en San José. Tabla 3.23 Características sociodemográficas en el año 2011 de los dos barrios vulnerables de Linares en los que actúa el proyecto: La Zarzuela y San José. Fuente: Ministerio de Fomento y UPM (2011a). Datos 2011 Tasa desempleo Población Hogares Tamaño medio hogar Barrio La Zarzuela 49,7% 3.605 1.180 3,1 Barrio San José 43,0% 5.175 1.960 2,6 Como se ha expuesto previamente, es de esperar que los indicadores reales, así como la población afectada, sean mayores en la realidad social linarense que en la aproximación realizada. Esta hipótesis se basa, fundamentalmente, en la mayor tasa de desempleo que experimenta Linares en comparación con el conjunto de Andalucía o España (Tabla 3.21). Y es que a pesar de tener Linares un mayor porcentaje de población activa en paro que la media andaluza, todos los indicadores estimados, excepto el HEP, son inferiores a los indicadores autonómicos al ser estos promediados con los indicadores de la zona climática, generalmente más bajos. Dada la influencia que tiene el desempleo en la capacidad económica de los hogares y el estudiado factor de riesgo que supone esta situación 3.3 Pobreza energética 73 laboral para las familias, no es de extrañar que se cumpla la hipótesis anterior siendo el número real de linarenses afectados mayor que el estimado, especialmente en los barrios catalogados como “vulnerables” y “con necesidad de transformación social” de La Zarzuela y San José, cuyos vecinos experimentan una tasa de desempleo considerablemente mayor que el resto de la ciudad y que en esta aproximación conforman el 16% de los afectados, el mismo porcentaje que representan en la población total de Linares. Con el objetivo de estimar las familias que sufren algún tipo de fenómeno de pobreza energética asociado a los indicadores primarios en los dos barrios vulnerables donde actúa el presente proyecto, se procede en la Tabla 3.24 a elevar poblacionalmente en estos dos barrios los indicadores resultantes para el conjunto de la ciudad, obteniendo a partir del tamaño medio de los hogares de cada barrio el número de hogares que podrían beneficiarse de la protección social que ofrece la cesión gratuita de energía generada en la instalación fotovoltaica de autoconsumo colectivo que se plantea en este Trabajo. Como resultado, en el barrio de La Zarzuela habría en torno a 600 personas afectadas por algún fenómeno de pobreza energética y en el de San José habría entre 800 y 850 vecinos afectados. Dicho esto, podemos estimar que este proyecto tendría más de 500 posibles familias beneficiarias entre los barrios de La Zarzuela y San José. Tabla 3.24 Elevación poblacional en los barrios de actuación de los indicadores elaborados para Linares y estimación de hogares candidatos a ser beneficiarios del proyecto (nºde personas y nºde hogares). Fuente: elaboración propia a partir de datos propios y Ministerio de Fomento y UPM (2011a). Linares La Zarzuela San José Posibles beneficiarios % pob. Pob. Hogares Pob. Hogares Pob. Hogares Algún retraso 11,8% 427 140 612 232 1.039 372 Temp. inadecuada 11,0% 396 130 568 215 964 345 Gasto desp. (2M) 15,8% 570 187 819 310 1.389 497 Pob. escondida (HEP) 16,1% 580 190 833 315 1.413 505 Retraso Y temp. 3,1% 111 36 159 60 270 97 Retraso O temp. 16,7% 600 197 862 326 1.462 523 En resumen, según la aproximación realizada, entre 8.900 y 9.500 linarenses experimentan al menos un fenómeno de pobreza energética en sus hogares, siendo probable que las cifras reales sean mayores, dadas la condición conservadora del método aproximativo y la peor situación socioeconómica de los linarenses en comparación con el resto de Andalucía, siendo Linares la ciudad española con mayor tasa de paro en 2019, 2020 y 2021. Se plantea así, ante el Ayuntamiento de Linares y el resto de AA.PP., la necesidad de una voluntad política firme en la lucha contra la pobreza energética y la oportunidad de participar de forma activa en la consecución de los objetivos del Estado y de la comunidad internacional, así como en el desarrollo de la España interior hacia la protección social, el bienestar de la población y la innovación tecnológica. En el camino hacia este nuevo horizonte, el proyecto que se plantea en este Trabajo se propone como una herramienta al alcance del Ayuntamiento de Linares para paliar las consecuencias de la pobreza energética en las familias de dos de sus cuatro barrios más vulnerables, al mismo tiempo que ahorra dinero público, reduce su impacto en el medio ambiente y fomenta la innovación tecnológica y el autoconsumo energético en la ciudad de Linares. 80 Capítulo 3. Antecedentes cuenta con 40 millones de euros para impulsar la innovación social y la participación ciudadana en energías renovables, así como la eficiencia energética o la movilidad eléctrica. Las ayudas cubren hasta el 60% de los costes subvencionables del proyecto. Aunque en este Trabajo no se haya planteado la constitución de una Comunidad Energética como entidad jurídica propia, esta opción sería más que viable y beneficiosa para el Ayuntamiento y sus vecinos. 3.5 Marco normativo Este Trabajo y el proyecto que se diseña se enmarcan en la siguiente normativa vigente: Resolución 70/1 "Transformar nuestro mundo: la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible" aprobada por la Asamblea General de la ONU el 25 de septiembre de 2015. Directiva UE 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables. Directiva UE 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad. Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, así como su modificación en el RD-ley 23/2020 sobre Comunidades de Energías Renovables. Ley 7/2021, de 20 de mayo, de cambio climático y transición energética. Real Decreto-ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores. Real Decreto-ley 29/2021, de 21 de diciembre, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito energético para el fomento de la movilidad eléctrica, el autoconsumo y el despliegue de energías renovables. Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (REBT) aprobado en el Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, y la Instrucción Técnica Complementaria ITC-BT-40 sobre Instalaciones generadoras de baja tensión. Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica. Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. Real Decreto 477/2021, de 29 de junio, por el que se aprueba la concesión directa a las comunidades autónomas y a las ciudades de Ceuta y Melilla de ayudas para la ejecución de diversos programas de incentivos ligados al autoconsumo y al almacenamiento, con fuentes de energía renovable, así como a la implantación de sistemas térmicos renovables en el sector residencial, en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia. Orden TED/1247/2021, de 15 de noviembre, por la que se modifica, para la implementación de 3.5 Marco normativo 81 coeficientes de reparto variables en autoconsumo colectivo, el anexo I del Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica. Resolución de 25 de marzo de 2021, conjunta de la Dirección General de Política Energética y Minas y de la Oficina Española de Cambio Climático, por la que se publica el Acuerdo del Consejo de Ministros de 16 de marzo de 2021, por el que se adopta la versión final del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030. Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética 2019-2024, aprobada por el Consejo de Ministros en 5 de abril de 2019. Circular 1/2021, de 20 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las especificaciones de detalle para la determinación de la capacidad de acceso de generación a la red de transporte y a las redes de distribución. 4 Descripción del proyecto El gran motor del cambio: la tecnología. Alvin Toffler En el presente Capítulo, se detallarán las diferentes etapas y características de cálculo y diseño que han vertebrado la elaboración de este proyecto. Se desarrollarán los detalles de un proyecto de energías renovables para el autoconsumo colectivo y el ahorro por parte de la Administración municipal y vecinos en situación de pobreza energética en Linares. Se buscará alcanzar el mayor grado de aprovechamiento de la instalación y, por tanto, de la inversión realizada. Para ello, las pérdidas energéticas serán estudiadas y minimizadas y se diseñará un reparto de la energía producida que minimize los excedentes y maximize el autoconsumo por parte de los participantes, siendo preferente el autoconsumo municipal. Además, el proyecto se ubica en un entorno urbano privilegiado, con una amplia cubierta pública disponible para la instalación fotovoltaica y que reúne en un radio de 500 metros a numerosos suministros municipales y vecinos que residen en barrios vulnerables de la ciudad. Por tanto, se podrá apreciar la intención de buscar el máximo impacto social y económico del proyecto, tanto para el ciudadano como para la Administración. A su vez, se acercará un proyecto de ingeniería y energías renovables, innovador y tecnológico, a la ciudadanía y, en particular, a personas en situación de vulnerabilidad que no tienen la capacidad de inversión para disfrutar de los beneficios de la transición energética y que suelen ver estos avances desde la lejanía y la incapacidad económica. 4.1 Condiciones de partida 4.1.1 Localización y descripción del edificio El presente proyecto está localizado en la ciudad de Linares, la segunda con mayor población de la provincia de Jaén. La instalación fotovoltaica que se describe en los apartados posteriores se ubicará en la cubierta del edificio principal del actual Parque Comarcal de Bomberos de Linares, propiedad del Ayuntamiento de Linares y sito en la avenida Andrés Segovia, número 19, de la misma ciudad. Este recinto aloja al Cuerpo de Bomberos de la ciudad, quienes desde aquí realizan los servicios de extinción de incendios y de salvamento, entre otros, en 7 municipios distintos y atendiendo a más de 100.000 ciudadanos en un radio aproximado de 45 kilómetros. (López, 2020) El edificio en cuestión cuenta con un primer módulo de base semicircular y cubierta cónica y una posterior nave de base rectangular y cubierta de tipo industrial con 4 dientes de sierra en los 83 84 Capítulo 4. Descripción del proyecto que irán ubicados los módulos fotovoltaicos (véase Figura 4.1 y Anexo A). También, se halla un pequeño módulo anexo a la nave, en su lado norte, con cubierta horizontal y que pudiere servir para ubicar máquinas e instalaciones eléctricas o auxiliares. En cuanto a los dientes de sierra, cada uno cuenta con una superficie inclinada de 1164,4 metros cuadrados, con un ángulo de inclinación de 15,5 grados respecto a la horizontal y un ángulo acimutal de 46 grados hacia el Oeste respecto al Sur geográfico, siendo sendos parámetros adecuados y muy relevantes en lo relativo al rendimiento y la producción eléctrica de la instalación. Así mismo, estas dependencias municipales están completamente integradas en la ciudad y disponen de acceso y acometida a la red eléctrica de baja tensión, así como capacidad de conexión a la red de media tensión. Figura 4.1 Vista aérea del modelado 3D del edificio del Parque de Bomberos de Linares (véase Anexo A). Figura 4.2 Ubicación y radio de actuación del proyecto y delimitación de las dos áreas vulnerables: La Zarzuela-San Antonio-Belén (amarillo) y San José-Miranda (verde). Veáse Anexo B. 4.1 Condiciones de partida 85 Estas instalaciones municipales se encuentran al norte del centro urbano, muy próximas a la orilla sur del arroyo Periquito Melchor. Este arroyo constituye una barrera física muy importante en la ciudad, aislando y segregando a la población que habita en los barrios de La Zarzuela, El Cerro, San José, San Antonio y Arrayanes, catalogados por el Gobierno de España como Áreas Estadísticas Vulnerables (Ministerio de Fomento y UPM, 2011b) y por la Junta de Andalucía como dos Zonas con Necesidades de Transformación Social (ZNTS) (Ayto. Linares, 2016). Este proyecto posee un ligado enfoque social hacia los hogares vulnerables que se encuentran en un radio de 500 metros de la instalación, ofreciéndoles formar parte de la iniciativa y autoconsumir parte de la electricidad generada de manera gratuita. Como se puede observar en la Figura 4.2, la elección del Parque de Bomberos se torna especialmente interesante por su ubicación entre dos de las Áreas Estadísticas Vulnerables y con necesidades de transformación: el área de La Zarzuela-San Antonio-Belén (amarillo) y el área de San José-Miranda (verde). De este modo, el Ayuntamiento de Linares dispondría de una herramienta innovadora y transformadora para la lucha contra la pobreza energética y sus agravadas consecuencias en zonas de especial vulnerabilidad, en cuyos hogares confluyen distintos factores de riesgo de pobreza y exclusión. Así pues, cientos de familias en situación de pobreza energética podrían verse beneficiadas de esta iniciativa, aliviando desde la Administración el lastre que supone la vulnerabilidad y la pobreza para estos hogares. Figura 4.3 Ubicación de los 35 puntos de suministro municipales dentro del radio del proyecto: diurnos (azul) y nocturnos (gris). Veáse Anexo B. No obstante, desde un punto de vista económico y para garantizar la viabilidad del proyecto, es importante señalar que dentro del radio de actuación de la instalación existen 35 suministros municipales que podrán autoconsumir la energía eléctrica producida y garantizar el máximo ahorro para las arcas del Consistorio. Las ubicaciones de dichos puntos de suministro pueden observarse en la Figura 4.3 y en más detalle en el Anexo B. 86 Capítulo 4. Descripción del proyecto En resumen, habiendo estudiado otras opciones de ubicación, como el Teatro Cervantes o el Parque Polideportivo de San José, se ha concluido que el Parque de Bomberos es la mejor opción para la primera instalación fotovoltaica de autoconsumo colectivo de la ciudad, la primera de muchas que pudieran venir en el futuro. En estas instalaciones municipales se dispone de una extensa cubierta con inclinación y orientación adecuadas, sin sombras externas, con una zona de actuación de autoconsumo a través de la red que permite maximizar el impacto social y el ahorro económico del proyecto. A modo de curiosidad, el Parque de Bomberos de Linares cuenta con su propio patrimonio artístico. En sus muros se encuentra una de las primeras obras profesionales de Belin, artista urbano internacional y natural de Linares. Se podrá observar más adelante la incorporación de una parte de su obra en el modelado 3D del proyecto que se recoge en el Anexo A. Figura 4.4 Detalle parcial de la obra de Belin para el Cuerpo de Bomberos de Linares. 4.1.2 Meteorología La ciudad de Linares se encuentra al norte de la provincia de Jaén y es la capital de la comarca de Sierra Morena, que sirve de puerta de entrada a Andalucía desde Castilla-La Mancha por el desfiladero de Despeñaperros. Linares se ubica a 425 metros de altitud sobre el nivel del mar, a una latitud de 38,097 grados hacia el Norte desde el Ecuador y a una longitud de 3,634 grados hacia el Oeste desde el Meridiano de Greenwich. La ciudad que acoge este proyecto cuenta con un clima mediterráneo continentalizado de una elevada amplitud térmica, con una variación general de la temperatura media entre los 6 y los 27 grados centígrados. La temperatura mínima suele llegar a los 0ºC y la máxima de los últimos 15 años se registró en agosto de 2012: 42,3 oC . Los veranos son cortos, cálidos, secos y mayormente despejados, mientras que los inviernos suelen ser fríos y parcialmente nublados. Linares se encuentra en la región que más radiación solar global recibe (zona V) de las cinco zonas climáticas en las que el CTE divide España en función de este parámetro, como puede consultarse en el mapa de la Figura 4.5. Como es lógico, este parámetro climatológico es muy relevante en el rendimiento de una instalación fotovoltaica, por lo que la ubicación de este proyecto en Linares es muy interesante en este aspecto. Para obtener la mayor precisión posible en los cálculos realizados con el software PVSyst, se ha empleado la base de datos meteorológicos Meteonorm 8.0 para Linares, promediando los datos mensuales del periodo 2005-2017 de irradiación horizontal global, irradiación horizontal difusa, ratio difusa/global y el índice de turbidez atmosférica Linke; que pueden consultarse en la Tabla 4.1. La irradiación horizontal global alcanzó su valor máximo en mayo de 2020 llegando a los 1033 W/m2 , mientras que el valor mínimo suele posicionarse en los 90 W/m2. Por lo tanto, se trata de unas condiciones de radiación solar favorables para la producción de 4.1 Condiciones de partida 87 energía fotovoltaica, tanto en la irradiación recibida como en la turbidez de la atmósfera. En cambio, la temperatura en los meses de verano puede alcanzar valores muy altos, por lo que las pérdidas en el fenómeno fotovoltaico asociadas a la temperatura de la célula solar, dependiente de la temperatura ambiente, podrían ser desfavorables. Teniendo en cuenta este hecho, que el cociente de pérdida por temperatura sea lo menor posible será uno de los criterios tenidos en cuenta en la elección de los paneles fotovoltaicos. La temperatura media mensual y otros parámetros meteorológicos empleados, como la velocidad del viento y la humedad relativa, son recogidos en la Tabla 4.2. Además, en la Figura 4.6 se muestra el diagrama de las trayectorias solares a lo largo del año, según la hora legal, en Linares. Figura 4.5 Zonificación climática de España en función de la radiación solar global media diaria anual. Fuente: CTE. Figura 4.6 Trayectorias solares en Linares a lo largo del año según la hora legal. Fuente: PVSyst. 88 Capítulo 4. Descripción del proyecto Tabla 4.1 Datos meteorológicos mensuales promedio del periodo 2005-2017 sobre irradiación solar en Linares (Jaén). Variabilidad anual de la irradiación horizontal de 2,7%. Fuente: elaboración propia a partir de los datos de Meteonorm 8.0. Irradiación Irradiación Ratio Índice horizontal global horizontal difusa difusa/global turbidez atm. (kWh/m2/mes) (kWh/m2/mes) Linke Enero 66,7 31,7 0,48 2,478 Febrero 87,3 35,7 0,41 2,737 Marzo 135,8 52,2 0,38 3,179 Abril 168,1 59,0 0,35 3,151 Mayo 203,2 82,1 0,40 3,317 Junio 225,8 74,9 0,33 3,487 Julio 233,0 64,9 0,28 3,310 Agosto 204,7 63,8 0,31 3,349 Septiembre 153,0 54,5 0,36 3,166 Octubre 110,5 47,4 0,43 3,015 Noviembre 70,2 29,7 0,42 2,666 Diciembre 60,5 27,5 0,45 2,522 Anual 1718,8 623,4 0,38 3,031 Tabla 4.2 Datos meteorológicos generales mensuales de Linares (Jaén) promediados para el periodo 2005-2017. Fuente: elaboración propia a partir de los datos de Meteonorm 8.0. Temperatura Velocidad del Humedad media (ºC) viento (m/s) relativa (%) Enero 6,3 1,6 79,0 Febrero 8,0 2,1 72,8 Marzo 11,4 2,3 66,2 Abril 14,2 2,4 62,7 Mayo 18,8 2,3 53,2 Junio 24,0 2,4 43,10 Julio 27,0 2,3 37,1 Agosto 26,6 2,2 41,4 Septiembre 21,5 1,9 54,8 Octubre 16,8 1,7 66,0 Noviembre 10,0 1,7 76,5 Diciembre 7,0 1,6 80,9 Anual 16,0 2,0 61,1 4.1 Condiciones de partida 89 4.1.3 Tarifas eléctricas del Ayuntamiento de Linares Los suministros del Ayuntamiento de Linares que participan en esta instalación de autoconsumo colectivo tienen dos tarifas eléctricas de acceso: la tarifa 2.0TD y la tarifa 3.0TD. A continuación, se detallan las distintas características de facturación de dichas tarifas y las condiciones económicas suscritas por el Ayuntamiento de Linares con su empresa comercializadora de suministro eléctrico. Se plasmarán, por tanto, los términos de facturación de la energía activa de sendas tarifas, los que serán esenciales en el cálculo del ahorro municipal en facturación eléctrica por la energía activa autoconsumida de la instalación de este proyecto. Ambas tarifas tendrán periodos de facturación con diferentes términos de facturación de potencia y energía activa. Una parte de esos términos de facturación, viene regulada por la Administración, quien establece distintos peajes de acceso y consumo. Dichos periodos serán diferenciados en función de los términos de facturación y el horario regulados por el Gobierno, siendo el periodo valle el más barato y el periodo punta el más caro. Lo anterior se justifica en la intención de desplazar la demanda eléctrica de los consumidores españoles, concentrada en los horarios de periodo punta, hacia periodos con menor demanda, consiguiendo así una curva de demanda nacional más plana y distribuida. Aunque no tiene por qué, por lo general, los periodos P1 también coincidirán con mayores precios en el mercado mayorista, ya que a mayor demanda, mayor precio. 4.1.3.1 Tarifa 2.0TD Esta tarifa de acceso posee tres periodos de facturación para todo el año: periodo punta (P1), periodo llano (P2) y periodo valle (P3). Estos periodos tienen distintos horarios de aplicación para los días de lunes a viernes laborables (entresemana), habiendo los sábados, domingos y festivos solo un periodo de facturación, el periodo valle. En la Figura 4.7, pueden consultarse los horarios a tener en cuenta en la facturación de los nueve suministros PC1 y los catorce PC3, que poseen esta tarifa. En el caso del Ayuntamiento de Linares, este cuenta con un contrato de suministro con términos de facturación fijos, no indexados al precio del mercado mayorista. En la Tabla 4.3, se recogen las condiciones económicas de los términos de facturación de la energía eléctrica del contrato de suministro suscrito entre el Ayuntamiento de Linares y su comercializadora (antes de impuestos). Figura 4.7 Horarios de los tres periodos de facturación de la tarifa 2.0TD. Tabla 4.3 Términos de facturación de energía activa de la tarifa municipal 2.0TD. Precio (céntimos/kWh) Tarifa 2.0TD P1 (punta) P2 (llano) P3 (valle) 20,311800 10,635500 6,317900 96 Capítulo 4. Descripción del proyecto •Máxima relación potencia fotovoltaica instalada / potencia inversor: 1,5. •Dimensiones: 725 x 510 x 225 mm. •Peso: 43,4 kg. •Certificado de protección IP66 para instalaciones exteriores y protecciones de clase I. •Múltiples interfaces digitales y vía internet de control, información y aviso en tiempo real. •Precio unitario (sin IVA) de 1.779 €y precio específico de 118,6 €/kW. 4.2.4 Potencia de la instalación Con el objetivo de aprovechar toda la cubierta disponible en un enclave privilegiado en el interior de la ciudad, maximizando el impacto económico y social para el Ayuntamiento de Linares y la lucha contra la pobreza energética, se decide instalar el máximo número de paneles fotovoltaicos posible. Por tanto, teniendo en cuenta las dimensiones del modelo elegido, en cada una de las cuatro superficies disponibles se podrían instalar 13 filas de 11 módulos solares en posición horizontal, formando cuatro subcampos fotovoltaicos rectangulares de 13,21 x 20,03 metros y una superficie ocupada de 264,6 metros cuadrados (el 90,1% de la superficie disponible), cuyas dimensiones y representación se recogen en el Anexo A.1. Lo anterior supone un subtotal de 143 módulos (57,9 kWp) en cada uno de los cuatro subcampos fotovoltaicos y un total de 572 módulos en el conjunto de la cubierta que ocuparían 1058,3 metros cuadrados. La instalación resultante tendrá una potencia máxima instalada de generación fotovoltaica de 231,7 kWpico. Aún así, esta potencia no correspondería con la potencia oficial de la instalación, ya que tras las modificaciones introducidas por el Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, el artículo 3 del Real Decreto 413/2014 define la potencia instalada de una instalación fotovoltaica como la menor de entre la suma de las potencias máximas unitarias de los módulos fotovoltaicos y la suma de las potencias de los inversores que configuran la instalación. Por tanto, la suma de las potencias de los inversores, que normalmente será menor que la de los módulos fotovoltaicos, definirá la potencia instalada de nuestra instalación. Esto sucede porque es de esperar que los módulos fotovoltaicos no trabajen habitualmente en condiciones STC de irradiación (1000 W/m2 ) y temperatura (25 oC ), es decir, en condiciones operativas de la máxima potencia especificada. Según la hoja técnica del inversor FRONIUS SYMO de 15 kW, este modelo podría trabajar con una potencia de generación fotovoltaica máxima de 22,5 kWp, siendo la relación entre la potencia de generación fotovoltaica y la potencia del inversor de 1,5. No obstante, un valor deseable, seguro y adecuado para este parámetro está en el orden de 1,2. Lo que, para una potencia instalada de módulos fotovoltaicos de 232 kWp, se traduciría en una potencia de inversores del orden de 193 kW. Así pues, para nuestro caso, supondrá la instalación de 13 inversores de 15 kW, resultando una potencia oficial instalada de 195 kW, según la normativa vigente. 4.2.5 Distribución del array fotovoltaico La distribución del generador fotovoltaico estará determinada por la composición del array o agrupación de paneles fotovoltaicos. Un array fotovoltaico se caracteriza por un número de strings o cadenas en paralelo compuestas de un cierto número de paneles conectados en serie. Por lo tanto, se propone el siguiente diseño del array fotovoltaico, así como el conexionado asociado de los inversores de la instalación: 4.2 Diseño de la instalación fotovoltaica 97 • 52 strings conectados en paralelo de 11 módulos fotovoltaicos conectados en serie cada uno. Así, cada string coincidirá con una fila horizontal de paneles. • Cada inversor, que cuenta con 2 MPPTs, tendrá conectado 4 strings de módulos fotovoltaicos. • Así, cada MPPT tendrá conectados dos strings fotovoltaicos en paralelo que, físicamente, se corresponderán con dos filas horizontales de paneles que se encuentren en superficies inclinadas contiguas y distintas y que ocupen la misma posición en dichas superficies. Al ocupar posiciones equivalentes, tendrán sombreados similares y se aprovechará al máximo la función de seguimiento del punto de máxima potencia del MPPT y se minimizarán las pérdidas. 4.2.5.1 Criterios eléctricos Para garantizar la viabilidad técnica y operativa de esta distribución del generador fotovoltaico, así como su seguridad y adecuación a los límites de operación establecidos por los fabricantes de los equipos, se procede a calcular la tensión máxima, la tensión mínima, la intensidad máxima y la intensidad de cortocircuito de salida del generador fotovoltaico para comprobar que se encuentren dentro de los límites operativos de los inversores de nuestra instalación. En primer lugar, la tensión de salida del generador fotovoltaico, y por tanto la de entrada al inversor, vendrá definida por la tensión operativa de cada panel fotovoltaico multiplicada por el número de estos que se encuentran conectados en serie (11). Entonces, se procede a calcular los valores de tensión máxima ( Upanel max ) y mínima ( Upanel min ) que alcanzará cada panel fotovoltaico en la operación de la instalación. Estos valores se han obtenido mediante las siguientes expresiones: Uinv ent =Ustring =Upanel ·Npaneles en serie Ient inv =Ipanel ·Nstrings en paralelo Upanel max =Unom −β·(25 −Tpanel min ) Upanel min =Unom +β·(Tpanel max −25) Tpanel max =Tamb max +TONC −20 800 ·Emax Tpanel min =Tamb min +TONC −20 800 ·Emin En segundo lugar, los valores de tensión e intensidad obtenidos a la entrada del inversor, así como a la entrada de los MPPT individualizados, deberán cumplir los siguientes criterios: Ustring max <Uent inv,max Ustring min >Uent inv,min IMPPT ent =Ipanel nom ·2<IMPPT max Iinv ent =Ipanel nom ·4<Iinv max IMPPT CC =Ipanel CC ·2<IMPPT CC,max 98 Capítulo 4. Descripción del proyecto Siendo: Uinv ent : tensión a la salida del generador fotovoltaico y de entrada al inversor. IMPPT : intensidad a la entrada de un mismo MPPT del inversor. Iinv: intensidad total a la entrada de un mismo inversor. ICC: intensidad de cortocircuito. Npaneles en serie : número de paneles conectados en serie formando un string o cadena. Nstrings en paralelo: número de strings o cadenas que se conectan en paralelo a un mismo inversor. Unom: tensión nominal del panel fotovoltaico. Inom: intensidad nominal del panel fotovoltaico. β : coeficiente de variación de la tensión a circuito abierto del panel ( UOC ) con el cambio de temperatura de la célula fotovoltaica, respecto a 25 oC. Tpanel: temperatura operativa de la célula fotovoltaica. Tamb: temperatura del ambiente. TONC: temperatura de operación nominal del panel. E: irradiación horizontal global recibida (W/m2). Los datos necesarios, obtenidos de las hojas técnicas del panel fotovoltaico y del inversor, así como los datos meteorológicos obtenidos de la base de datos Meteonorm 8.0 son los siguientes: Panel REC405AA Pure Inversor Fronius Symo 15kW Meteorología β(%UOC /oC) -0,24 Uent min (V) 200 Tamb max (oC) 42,3 UOC (V) 48,9 Uent max (V) 800 Tamb min (oC) 0 Unom (V) 42,4 Ient max (A) 51 Emax (W/m2) 1033 TONC (oC) 44 ±2IMPPT max (A) 27 Emin (W/m2) 90 Inom (A) 9,56 IMPPT CC,max (A) 40,5 ICC (A) 10,3 Si sustituimos los datos obtenidos en las ecuaciones anteriores, obtenemos los siguientes resultados: Tpanel max =42,3+46 −20 800 ·1033 =75,9oC Tpanel min =0+42 −20 800 ·90 =2,5oC β=−0,24 %/oC·UOC =−0,24/100 ·48,9V=−0,11736 ∆V/oC Upanel max =42,4+0,11736 ·(25 −2,5) = 45,04 V Upanel min =42,4−0,11736 ·(75,9−25) = 36,43 V 4.2 Diseño de la instalación fotovoltaica 99 Comprobando que se cumplan los criterios de operabilidad en los MPPTs y los inversores: Uent,inv max =Ustring max =45,04 ·11 =495,44 V<800 VSe cumple. Uent,inv min =Ustring min =36,43 ·11 =400,73 V>200 VSe cumple. IMPPT ent =Ipanel nom ·2=9,56 ·2=19,12 A<27 ASe cumple. Iinv ent =Ipanel nom ·4=9,56 ·4=38,24 A<51 ASe cumple. IMPPT CC =Ipanel CC ·2=10,3·2=20,6A<40,5ASe cumple. 4.2.6 Conexión a la red de transporte y distribución Al ser una instalación de autoconsumo a través de red, la conexión a la red de distribución y transporte es un elemento operativo relevante a tener en cuenta. Como se ha explicado en lo relativo al modelo de autoconsumo colectivo, la energía generada es vertida a la red en lugar de ser consumida por los usuarios asociados a través de una red interior. Asimismo, los consumidores asociados obtendrán su demanda eléctrica de la red y la energía que les corresponda de la generada en la instalación les será descontada de su consumo, tal y como si la hubieran autoconsumido físicamente. El RD-ley 29/2021 permite que los consumidores conectados en baja tensión puedan asociarse a una instalación de autoconsumo a través de red conectada a cualquier nivel de tensión, lo que introduce una mayor flexibilidad ante la ausencia de líneas de baja tensión cerca de la instalación o la falta de capacidad de acceso de estas. Al ser una instalación generadora de potencia instalada superior a 100 kW, el RD 1183/2020, sobre acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, establece la obligatoriedad de solicitar los correspondientes permisos de acceso y de conexión a la empresa distribuidora para un nudo o tramo de línea concreto de la red. En esta solicitud, se deberá justificar la existencia de capacidad en la línea en cuestión y garantizar que la conexión de la instalación no pone en riesgo la seguridad y la calidad del suministro, según lo establecido en la Circular 1/2021 de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Por lo general, en las redes de tensión inferior a 36 kV, se podrán conectar instalaciones generadoras cuya potencia máxima a inyectar no supere el 70% de la capacidad de la línea en la que se ubique el punto de conexión o la capacidad de transformación de la subestación o centro de transformación, si estos fueran los puntos de conexión. A raíz de lo anterior, esta instalación ha sido diseñada para su conexión a la red de baja tensión, por lo que, para la eventual solicitud de permiso y acceso, habrá que estudiar la capacidad de la línea de baja tensión en la que se halle el punto de conexión elegido y justificar ante la distribuidora la viabilidad técnica de la conexión. A pesar de que la potencia de nuestra instalación no sea lo significativamente alta como para suponer la inviabilidad técnica de la conexión a la red de baja tensión de un denso entorno urbano con múltiples opciones de conexión, existe la posibilidad de que la empresa distribuidora deniegue la conexión de esta instalación a la red de baja tensión, justificando la falta de capacidad en las líneas disponibles. En dicha situación, la solución sería la instalación de un centro de transformación de 200 kVA que elevara la energía eléctrica producida hasta los niveles de la red de distribución de media tensión, es decir, hasta 22 kV. Para la conexión en media tensión, se dispone de hasta cinco centros de transformación existentes en un radio de 300 metros de la instalación que podrían solicitarse a la distribuidora como punto de conexión a la red, como los C.T. número 91.982 y número 111.901 que se encuentran a 15 y 40 metros, respectivamente, del Parque de Bomberos. 100 Capítulo 4. Descripción del proyecto Aun así, la conexión a media tensión queda recogida como una solución ante la eventual imposibilidad de conectar la instalación a las líneas de baja tensión, suponiendo durante el diseño que se realiza en este Trabajo la existencia de capacidad en la red de baja tensión cercana sin la necesidad de contar con un centro de transformación. En lo relativo a la conexión con la red de transporte, la instalación deberá contar con un cuadro de interconexión con la red que albergue los dispositivos de protección definidos por la normativa y el contador de medición de la energía inyectada a la red. En este punto de la instalación, se reúnen las conexiones derivadas de los diferentes inversores eléctricos y cada una de ellas debe contar con un seccionador automático (contactor-magnetotérmico) y un interruptor diferencial, además de un seccionador manual y un interruptor magnetotérmico general de cabecera. 4.2.7 Estudio de pérdidas 4.2.7.1 Pérdidas por sombras La instalación ha sido diseñada y simulada a través del software PVSyst, el cual permite analizar y calcular de modo exhaustivo las pérdidas de irradiación y energía que tendrán lugar en nuestra instalación. Una de las herramientas de este programa de diseño y cálculo es la construcción de la escena de sombreados a partir de la ubicación, los elementos externos y los de nuestra propia instalación. En este caso, no hay ningún edificio ni elemento externo que proyecte sombra sobre la cubierta del Parque de Bomberos. No obstante, al haber ocupado prácticamente la totalidad de las superficies inclinadas, estas proyectan sombra las unas sobre las otras en ciertas posiciones solares. Por ello, es importante recoger las pérdidas de irradiación por sombras que se ven representadas en el diagrama solar resultante de la simulación (Figura 4.15). Asimismo, se ha tenido a bien mostrar la máxima superficie sombreada que se daría en nuestra instalación durante los últimos momentos de los dos solsticios anuales: el de 21 de junio (Figura 4.13) y el de 21 de diciembre (Figura 4.14). Figura 4.13 Superficie sombreada el 21 de junio a las 20:00 horas (factor de sombra 0,183). Figura 4.14 Superficie sombreada el 21 de diciembre a las 17:30 horas (factor de sombra 0,653). 4.2 Diseño de la instalación fotovoltaica 101 Figura 4.15 Horizonte solar con representación de pérdidas por sombras. Figura 4.16 Diagrama de Sankey con flujos de pérdidas de la instalación según la simulación de PVSyst. 102 Capítulo 4. Descripción del proyecto 4.2.7.2 Diagrama de Sankey Según el diagrama de Sankey resultante del estudio de pérdidas detallado simulado mediante PVSyst (Figura 4.16), las pérdidas de irradiancia debido a las sombras son de 6,65%, así como la pérdida eléctrica en el fenómeno fotovoltaico por sombreados parciales es de 1,69%. Asimismo, cabe destacar las pérdidas producidas en la conversión fotovoltaica de la energía solar debido a la alta temperatura de la célula (5,47%), aunque estas serían mucho mayores de tratarse de paneles con otro tipo de unión entre células y con mayor coeficiente de pérdida por temperatura que el modelo de panel elegido. Además, estas pérdidas son especialmente relevantes en la ubicación de este proyecto, ya que se alcanzan muy altas temperaturas en verano. El resto de pérdidas por otros conceptos se mantienen en valores normales y muy aceptables, como la pérdida del 3,45% en el proceso de inversión de la corriente o las pérdidas de irradiancia por el proceso de reflexión óptica en el panel (1,85%). Por tanto, se pueden apreciar los esfuerzos por reducir las pérdidas, como en la elección del modelo de panel fotovoltaico o en la elección de los strings con condiciones de operación lo más similares posibles para el conexionado a los MPPTs de los inversores, maximizando el efecto del seguimiento del punto de máxima potencia. 4.2.8 Estructura soporte La estructura que soportará los paneles fotovoltaicos de nuestra instalación será fija de tipo coplanar e irá anclada a la cubierta de la nave central del Parque de Bomberos, anteriormente descrita. La estructura contará con rieles continuos paralelos a la inclinación de la cubierta y al lado corto del panel (Figura 4.17) y abrazaderas para la fijación riel-panel. 4cubiertas x22 rieles x13,5m=1.188 metros de riel Figura 4.17 Disposición y ubicación de los rieles respecto a los paneles fotovoltaicos (izquierda) y detalle del perfil del riel (derecha). En búsqueda de la máxima ligereza, el material de los elementos de la estructura soporte serán de aluminio, evitando además problemas relacionados con la corrosión. La sujeción de los rieles a la cubierta deberá realizarse mediante tornillería autorroscante o rosca-chapa ( ?? ), uno de los métodos más apropiados en la fijación de estructuras auxiliares a cubiertas metálicas laminares de tipo industrial. Esta tornillería será de acero inoxidable de tipo A2, de gran resistencia y carácter anticorrosivo. Además, los rieles contarán con juntas de estanqueidad de EPDM (caucho de etileno propileno dieno) que servirán para evitar las filtraciones de agua al interior de la nave y de amortiguación ante dilataciones y contracciones de los componentes metálicos de la estructura. • Estructura fija de tipo coplanar mediante rieles continuos y abrazaderas, ambos de aluminio. 4.2 Diseño de la instalación fotovoltaica 103 •Tornillería de sujeción rieles-cubierta de tipo autorroscante de acero inoxidable A2. •Juntas de estanqueidad rieles-cubierta de EPDM. 4.2.8.1 Montaje de los paneles Asimismo, el montaje de los paneles fotovoltaicos sobre los rieles de la estructura se realizará mediante abrazaderas y según las instrucciones del fabricante: • Sujeción del panel al riel mediante abrazaderas adecuadas que cumplan las especificaciones (Figura 4.18) y no superen el límite del marco del panel. • Fijación del panel a la abrazadera mediante los 4 orificios de montaje del lado mayor del marco en la cara inferior del panel (véase Figura 4.19). • Uso de arandela de espesor mayor de 1,5 mm y diámetro mayor de 18 mm entre el marco y el riel. •Empleo de pernos de anclaje M6 en forma de T y contratuerca hexagonal con reborde M6. •Garantizar la conexión de toma a tierra. •No cubrir los orificios de drenaje del panel. Figura 4.18 Las abrazaderas y sus especificaciones. Figura 4.19 Ejemplo de instalación de los orificios de montaje. 104 Capítulo 4. Descripción del proyecto 4.3 Diseño del sistema de autoconsumo colectivo 4.3.1 Modelo público y social de autoconsumo colectivo En este proyecto se diseña una instalación fotovoltaica de autoconsumo colectivo cuya promoción y propiedad recae en el Ayuntamiento de Linares y que tiene como consumidores asociados preferentes los 35 puntos de suministro municipales que se encuentran a menos de 500 metros de ella. Además, también serán consumidores asociados a la instalación 250 hogares en situación de pobreza energética que se encuentren próximos a la instalación (menos de 500 metros) y que serán seleccionados por el Ayuntamiento de Linares. Estos recibirán la energía excedentaria del autoconsumo municipal, estimada ex ante a partir de la demanda eléctrica real en 2021 de los suministros municipales. Así, el proyecto generará recursos económicos para el Ayuntamiento en dos conceptos: un importante ahorro en sus facturas de suministro eléctrico y recursos de atención social a partir de la cesión gratuita de energía eléctrica a numerosos hogares vulnerables de la ciudad. Estos hogares verán así reducida su factura eléctrica, aliviando las circunstancias y consecuencias del padecimiento de la pobreza energética, además de ser participantes activos en un proyecto novedoso sobre energías renovables y gestión de la demanda. 4.3.1.1 Modalidad La modalidad de autoconsumo colectivo, de las vistas en el punto 3.2.1.3, bajo la que operará nuestra instalación será la correspondiente a instalaciones de autoconsumo colectivo con excedentes no acogidas al mecanismo de compensación. Al tratarse de una instalación de autoconsumo a través de red de una potencia instalada de inversión mayor de 100 kW, esta es la única modalidad recogida en el RD 244/2019 a la que puede acogerse. Por tanto, todos los consumidores asociados a ella autoconsumirán la energía producida bajo las condiciones administrativas y económicas establecidas para esta modalidad. No obstante, para el suministro eléctrico del Parque de Bomberos cabría la posibilidad de conectarse mediante red interior a la instalación. Algunas de las condiciones y trámites administrativos a realizar, en lo relativo al autoconsumo colectivo, son: • Modificación del contrato de suministro de los consumidores asociados a la instalación, reflejando la modalidad de autoconsumo elegida. • Inscripción en el Registro administrativo de instalaciones de producción eléctrica, según lo establecido en los artículos 39 y 40 del RD 413/2014. • El titular de la instalación deberá darse de alta como productor del mercado eléctrico, siendo usual la operación en el mercado y sus actividades asociadas mediante una empresa representante, según lo establecido en el artículo 53 del RD 413/2014. • Todos los consumidores asociados a la instalación de autoconsumo colectivo deberán firmar un acuerdo de reparto de la energía producida en la instalación y remitirlo a la compañía distribuidora, quien deberá recibir también un fichero con los coeficientes de reparto horarios como encargada de las lecturas, en virtud de lo establecido en la Orden TED/1247/2021. 4.3.1.2 Actores En esta instalación de autoconsumo colectivo existirán dos tipos de actores, de los recogidos en el punto 3.2.1.1: Productor: este rol será ejercido por el Ayuntamiento de Linares, quien se encargará de la construcción, operación y mantenimiento de la instalación fotovoltaica. Asimismo, ejercerá como 4.3 Diseño del sistema de autoconsumo colectivo 105 promotor y propietario de la instalación. Consumidores: serán aquellos que adquieren la energía generada, o parte de ella, para su propio consumo. Este rol de la instalación será ejercido por el propio productor, el Ayuntamiento de Linares, y por los 250 hogares vulnerables seleccionados por la Administración municipal. 4.3.2 Análisis de la demanda municipal Para la realización de este Trabajo, el Ayuntamiento de Linares ha colaborado aportando toda la información relativa a cada uno de sus puntos de suministro eléctrico: CUPS, ubicación, tarifa de acceso, condiciones económicas de cada tarifa y datos horarios de demanda eléctrica real durante 2021. Esta información ha sido imprescindible para la previsión de la demanda en 2023 (y años futuros) y, por tanto, en el dimensionamiento, el cálculo y la optimización de la instalación y del autoconsumo colectivo, así como para la elaboración de los estudios que componen este proyecto. A partir de ella, se han podido ubicar todos sus puntos de consumo eléctrico, detectar aquellos que se encuentran en el área de acción del proyecto y conocer la demanda eléctrica horaria real de cada uno. Esta instalación de autoconsumo compartido tendrá como consumidores asociados preferentes los 35 suministros eléctricos municipales que se encuentran a menos de 500 metros del Parque de Bomberos. Una vez cubierta la demanda eléctrica de dichos suministros, en el caso de que hubiere energía eléctrica excedentaria, esta será cedida gratuitamente a los hogares en situación de pobreza energética beneficiarios de la protección social que ofrece este proyecto. Por lo tanto, se realizará el análisis de las curvas de demanda eléctrica de los suministros municipales y se obtendrán los diferentes perfiles de consumo que participarán en el autoconsumo colectivo. En el caso de los hogares vulnerables, no será necesario el estudio pormenorizado de sus perfiles de demanda, ya que se espera que el consumo de la energía cedida sea máximo dada, por un lado, la baja cantidad de energía eléctrica horaria que se cederá a cada hogar y, por otro, el hecho de que se produzca la cesión en las horas centrales del día y, mayoritariamente, los fines de semana. 4.3.2.1 Perfiles de consumo Los 35 puntos municipales de suministro eléctrico serán divididos en cuatro categorías en función de la franja del día en la que concentran su demanda, diurnos o nocturnos, y la tarifa de acceso a la que están acogidos, 2.0TD ó 3.0TD. La primera distinción es importante a la hora de tener en cuenta si la demanda eléctrica coincide en el horario de la producción fotovoltaica y la segunda será relevante para optimizar económicamente el autoconsumo colectivo, calculando los coeficientes de reparto óptimos para maximizar el ahorro económico en función del término de facturación de energía activa de cada tarifa. Para la obtención de los perfiles de consumo de cada una de las cuatro categorías, se obtendrá la demanda agregada de energía eléctrica de los suministros correspondientes para cada hora de un día promedio de dos periodos anuales distintos: verano (abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre) e invierno (enero, febrero, marzo, octubre, noviembre y diciembre). Así, para cada perfil de consumo, obtendremos dos curvas de demanda agregada de energía eléctrica de un día promedio completo. Así pues, las cuatro categorías y sus perfiles de consumo serán los siguientes: Perfil de consumo 1 (PC1): demanda principalmente diurna y acogido a la tarifa de acceso 2.0TD. Nueve suministros: un complejo educativo, edificios municipales, semáforos y otros equipamientos. En verano, experimenta un pico de demanda de 11 a 12 horas, hora muy apropiada para la producción de energía fotovoltaica. En cambio, durante el invierno, este conjunto de suministros consume más energía eléctrica que en verano y suele tener dos picos similares de demanda eléctrica al día: uno de 11 a 12 horas y otro de 19 a 20 horas. Este último, posiblemente correspondiente a calefacción, 112 Capítulo 4. Descripción del proyecto (E Grid). De ella, cabe señalar que en la instalación se producirán 327 MWh de energía eléctrica durante el primer año, a lo que habrá que aplicar el coeficiente de degradación de los paneles fotovoltaicos (-0,25% / año) para los siguientes años de la vida útil de la instalación. Los meses de máxima producción serán junio y julio, siendo esta más del triple que la que se produce en los meses de enero o diciembre. Lo anterior se plasma claramente en la gráfica de la izquierda de la Figura 4.25, donde se representa la producción eléctrica total en cada mes del año. Tabla 4.6 Tabla del informe de diseño y cálculo de la instalación en PVSyst (véase Anexo C). Figura 4.25 Producción eléctrica mensual (izquierda). Producción y demanda eléctrica diurna diaria según la quincena (derecha). En la gráfica de la derecha de la Figura 4.25, podemos analizar la producción eléctrica diaria por quincenas, del mismo modo que se representa la demanda diurna media. En general, los valores de producción diaria se encuentran al nivel o por debajo de los valores de demanda diurna. Durante los meses de junio y julio se alcanza una producción de casi 1.400 kWh diarios, valor que se encuentra muy cercano al de la demanda eléctrica diurna. No obstante, este hecho no significa que vaya a cubrirse toda la demanda eléctrica diurna con el autoconsumo de la energía producida, ya que este se produce de forma horaria y, por tanto, el grado de autoconsumo dependerá de la distribución 4.3 Diseño del sistema de autoconsumo colectivo 113 horaria de la demanda diurna, siendo mayor cuanto más se asemeje la curva de demanda a la curva de producción de la Figura 4.26. Así, en el mes de julio se producirá, con seguridad, energía excedentaria que no sea autoconsumida por los suministros municipales, dada la distribución de la demanda vista en la Figura 4.22. Estos excedentes serán destinados a su consumo por parte de los hogares vulnerables asociados a la instalación, por lo que no se desaprovechan los recursos sino que se destinan a otras actividades de la Administración municipal. Figura 4.26 Producción eléctrica horaria de un día promedio de los meses de verano, de uno de los meses de invierno (barras) y producción horaria máxima y mínima del año (líneas). En cuanto a la producción horaria plasmada en la Figura 4.26, se observa que el horario de máxima producción eléctrica durante los meses de invierno será entre las 12 y las 14 horas, mientras que en verano será entre las 13 y las 15 horas. Se aprecia también que el promedio de la producción horaria en el periodo abril-septiembre se acerca bastante a la producción horaria máxima de todo el año, por lo que se prevé un buen comportamiento productivo de la instalación durante estos seis meses. Para los estudios realizados en este Trabajo, se supondrá que la producción eléctrica horaria en el futuro será la obtenida de la simulación en PVSyst para un año típico, aplicando el coeficiente de degradación anual de los paneles fotovoltaicos que supondrá una disminución de la producción a lo largo de su vida útil. Lo anterior, junto a las demandas quincenales según los dos tipos de día, caracterizarán la demanda y la producción eléctrica del año 2023 y años posteriores, curvas fundamentales en el cálculo de los coeficientes de reparto y en el estudio de rentabilidad del proyecto. 4.3.4 Diseño de coeficientes de reparto Como se ha mencionado en repetidas ocasiones a lo largo del Trabajo, esta etapa de diseño de la instalación de autoconsumo colectivo es fundamental para obtener el máximo aprovechamiento de los recursos energéticos que se producen en nuestra instalación. Un correcto cálculo de estos coeficientes significará una adaptación óptima a las curvas características de demanda de los 35 puntos de suministro municipales, las cuales han sido resultado de la caracterización de la demanda eléctrica horaria real de estos en el año 2021. Es en este aspecto donde destaca el autoconsumo colectivo frente al individual. El diseño variable de los coeficientes de reparto para cada una de las 8760 horas del año permite que lo que sería energía excedentaria en una instalación de autoconsumo individual de uno de los suministros, ante la falta de demanda horaria de este, se autoconsuma por otros suministros que sí demanden esa energía eléctrica. Así, mediante el autoconsumo colectivo surge una herramienta para la minimización 114 Capítulo 4. Descripción del proyecto de los excedentes de las instalaciones fotovoltaicas, lo que se traduce en una mayor rentabilidad económica de la instalación al aprovechar una mayor parte de la energía producida a un precio mayor, el que cobraría la comercializadora si se consumiera de la red. Por tanto, el autoconsumo colectivo es especialmente interesante para organismos y usuarios que deban afrontar las facturas de distintos suministros que se encuentren próximos entre sí, como es el caso de los Ayuntamientos y otras AA.PP.. Cabe recordar que los coeficientes de reparto serán calculados a partir de la previsión de generación eléctrica horaria de nuestra instalación para un año típico completo y las 48 curvas de demanda horaria de cada uno de los 35 suministros obtenidas a partir de la caracterización de su demanda eléctrica real en 2021 por quincenas (24) y tipo de día (entresemana y fin de semana). Como se explicaba en el punto 4.3.2.2, esta caracterización se traduce en unos coeficientes de reparto horarios similares para una misma quincena y tipo de día. Así, se obtiene, para cada suministro, curvas de energía disponible para autoconsumo de fácil interpretación y seguimiento para los usuarios de dichos suministros. Así, además de obtener una previsión de demanda que, posiblemente, se aproxime a la demanda real futura, se incentiva la gestión de la demanda por parte de los trabajadores y organismos municipales para obtener el mayor grado de autoconsumo posible, consiguiendo pautas de consumo más sostenibles. 4.3.4.1 Prioridad municipal En el cálculo horario de los coeficientes de reparto se priorizará el autoconsumo por parte de los suministros municipales, cubriendo en primer lugar la demanda eléctrica de estos. Una vez cubierta, si hubiera energía excedentaria, esta será destinada, en su mayor parte, a la cesión gratuita a hogares en situación de pobreza energética, como se detallará en el punto 4.3.4.3. En la cobertura de la demanda eléctrica municipal, si esta fuera mayor que la energía generada, se repartirá esta última de forma proporcional a la demanda que tenga cada uno de los suministros, consiguiendo así reducir las posibilidades de existencia de excedentes. No obstante, en el reparto anterior, se aplicará el criterio de prioridad entre tarifas que se detalla en el siguiente punto. 4.3.4.2 Prioridad entre tarifas Como sabemos, entre los distintos puntos de suministro municipales asociados a esta instalación, existen dos tarifas de acceso distintas, la 2.0TD y la 3.0TD. Cada tarifa eléctrica posee temporadas, periodos y términos de facturación de la energía activa distintos, como se recoge en el punto 4.1.3. Así pues, se ha decidido establecer un criterio para priorizar, en el reparto horario de la energía producida, la cobertura de la demanda eléctrica de aquellos suministros que, en la hora en cuestión, tengan un término de facturación de energía activa más alto. Mediante este criterio, se conseguirá, de forma horaria, cubrir con autoconsumo aquella energía eléctrica más cara, maximizando el ahorro económico para las arcas municipales en este aspecto del reparto. Cabe señalar, que este criterio será de aplicación en aquellas horas en las que la demanda total municipal sea mayor que la energía generada. Si en dicha situación, la demanda eléctrica del conjunto de suministros de la tarifa prioritaria es mayor que la energía generada, esta será repartida entre los suministros de tarifa prioritaria en proporción a su demanda sobre la demanda total de su conjunto tarifario, sin destinar energía alguna al autoconsumo de los suministros de tarifa no prioritaria. Si, en cambio, la demanda del conjunto tarifario con prioridad es menor que la energía generada, la energía sobrante, una vez cubierta dicha demanda, será repartida entre los suministros de tarifa no prioritaria en proporción a su demanda sobre la demanda total de su conjunto tarifario. En base a los precios vistos en el punto 4.1.3 para cada uno de los periodos de facturación de las dos tarifas eléctricas municipales, y que se vuelven a recoger en la Tabla 4.7, se ha decidido el 4.3 Diseño del sistema de autoconsumo colectivo 115 siguiente criterio de prioridad tarifaria: •El periodo P1 (punta) de la tarifa 2.0TD sobre los seis periodos de la tarifa 3.0TD. •El periodo P2 (llano) de la tarifa 2.0TD sobre los periodos P3, P4, P5 y P6 de la 3.0TD. •El periodo P3 (valle) de la tarifa 2.0TD sobre el periodo P6 de la 3.0TD. •Cuando la tarifa 2.0TD no tenga prioridad, en base a lo anterior, la tendrá la tarifa 3.0TD. Tabla 4.7 Términos de facturación de energía activa de las tarifas eléctricas contratadas por el Ayuntamiento de Linares. Precio (céntimos/kWh) P1 (punta) P2 (llano) P3 (valle) Tarifa 2.0TD 20,311800 10,635500 6,317900 P1 P2 P3 P4 P5 P6 Tarifa 3.0TD 15,281000 12,900800 9,410200 8,182100 7,101600 6,227200 4.3.4.3 Tratamiento de los excedentes En este punto es de vital importancia diferenciar dos conceptos asociados a los excedentes de la instalación. Por un lado, en la instalación existirá la denominada energía excedentaria horaria que, según se definía en el punto 3.2.1.1, será la parte de la energía neta generada en la instalación que no sea autoconsumida por los consumidores asociados, en correspondencia con el reparto de esta según los coeficientes establecidos. En la modalidad de esta instalación, la de autoconsumo colectivo con excedentes no acogida a compensación, el conjunto de toda la energía excedentaria de la instalación pertenecerá al productor, en este caso el Ayuntamiento de Linares, quien podrá venderla a una empresa comercializadora o en el mercado eléctrico. Por tanto, esta energía excedentaria se produce en tiempo operativo de la instalación. Por otro lado, las referencias que se hacen en este Trabajo a los excedentes de la instalación corresponden con otro concepto distinto al anterior. En este sentido, se entiende como excedentes horarios de la instalación la diferencia entre la energía generada y la demanda total municipal, cuando la primera es mayor que la segunda en una hora determinada, estimándolos de forma previa durante el diseño de la instalación y el reparto de la producción eléctrica. Una vez previstos estos excedentes, serán los que se destinen, mayoritariamente y también de forma previa, a los hogares vulnerables seleccionados por el Ayuntamiento. Por tanto, es importante no confundir ambos conceptos, no existiendo todavía la fórmula legal y administrativa para el desvío de la energía excedentaria horaria, definida en primer lugar, a otros consumidores distintos a los destinatarios originales, correspondiéndole al productor la venta de esta en el mercado eléctrico. Visto lo anterior, se han calculado los excedentes que habría en cada hora del año 2023 a partir de la caracterización realizada de la demanda de los suministros municipales y la previsión de generación eléctrica horaria de la instalación. Existirán excedentes cuando, de forma horaria, la energía generada en la instalación sea superior a la energía total demandada por el conjunto de los suministros municipales asociados a la instalación, siendo los excedentes la diferencia entre ellas. El destino principal de los excedentes previstos serán los hogares en situación de pobreza energética seleccionados por el Ayuntamiento, quienes podrán autoconsumir dicha energía y ver 116 Capítulo 4. Descripción del proyecto así reducidas sus facturas eléctricas. Cabe señalar que, de forma horaria, la energía asignada a uno de estos hogares que no sea autoconsumida por este, pasará a ser energía horaria excedentaria para la venta por parte del Ayuntamiento de Linares. No obstante, se ha tenido en cuenta esta situación y, de cara a maximizar el impacto social del proyecto y el ahorro de estos hogares en sus facturas, se ha decidido repartir equitativamente los excedentes entre un número considerable de hogares, 250, para que la energía horaria asignada a cada uno de estos sea lo suficientemente baja como para suponer el total autoconsumo de esta por parte de los hogares. Así pues, los hogares vulnerables recibirán el 90% de los excedentes previstos durante los días de entresemana del año 2023 y el 100% de estos durante los días de fin de semana. Se ha reservado el 10% de los excedentes previstos que se produzcan entresemana para los suministros municipales con la intención de otorgar cierto potencial añadido de ahorro a sus organismos y que los usuarios se vean incentivados a la gestión de la demanda eléctrica y su traslado a las horas de producción fotovoltaica, existiendo así la posibilidad de conseguir un todavía mayor ahorro para el Ayuntamiento y hábitos de consumo eléctrico más conscientes y sostenibles. 4.3.4.4 Cálculo de los coeficientes de reparto Como se ha visto anteriormente, los coeficientes de reparto de la energía producida serán definidos de forma horaria a partir de la demanda eléctrica prevista de cada suministro y la generación esperada de energía eléctrica de nuestra instalación, calculada para un año típico mediante PVSyst. Por tanto, en cada hora del año, cada consumidor asociado de los 35 suministros municipales y los 250 hogares vulnerables tendrá un coeficiente de reparto individual, que, multiplicado por la energía total generada por la instalación en esa hora, determinará la energía que le corresponde a dicho consumidor para su autoconsumo. La ecuación que expresa lo anterior se definía en el punto 3.2.1.4 y se recoge a continuación: ENGh,i=βh,i·ENGh(4.1) Siendo: ENGh,i : energía horaria neta generada individualizada para el autoconsumo del consumidor asociado i. βh,i : coeficiente de reparto horario en la hora h que le corresponde al consumidor i de entre los consumidores que participan del autoconsumo colectivo de la energía generada en la hora h ENGh: energía neta horaria total generada e inyectada a red por la instalación fotovoltaica. Por tanto, para obtener los coeficientes de reparto que definirán el autoconsumo colectivo de la instalación, se realizarán cálculos pormenorizados para cada suministro y hora del año mediante el empleo de hojas de cálculo en Excel. En ellos, serán aplicados los criterios de reparto anteriormente vistos. A continuación, se detallan las distintas expresiones y etapas de cálculo que han tenido lugar en la confección de dichos coeficientes. En primer lugar, se aplicará el criterio de prioridad municipal y se calcularán los excedentes horarios que habrá en 2023 como la diferencia entre la energía generada por la instalación y la demanda total municipal, siendo cero cuando esta sea negativa. Así, se garantizará la máxima cobertura posible de la demanda eléctrica municipal y, por tanto, el máximo ahorro para las arcas municipales. Tras esto, se calculará el coeficiente que les corresponderá a cada uno de los hogares vulnerables, siguiendo las expresiones siguientes, según sea un día entresemana (de lunes a viernes laborables) o fin de semana (sábados, domingos y festivos en Linares): 4.3 Diseño del sistema de autoconsumo colectivo 117 Si ENGh>EDM tot h−→ EXCh=ENGh−EDM tot h(4.2) si no −→ EXCh=0(4.3) Días entresemana −→ βcesion h=EXCh ENGh ·90 % (4.4) Días fin de semana −→ βcesion h=EXCh ENGh (4.5) βhogar h=βcesion h/250 (4.6) Siendo: EXCh: energía horaria excedentaria prevista tras el autoconsumo municipal. EDM tot h: energía horaria total demandada por los suministros municipales. βcesion h : coeficiente de reparto horario correspondiente a la cesión de energía a hogares vulnerables. βhogar h : coeficiente de reparto horario que le corresponderá a cada uno de los 250 hogares vulnerables asociados a la instalación. En segundo lugar, se calcularán los coeficientes de reparto horarios de cada uno de los 35 suministros municipales. En dicho cálculo, se aplicará el criterio de prioridad entre tarifas que, según lo detallado en el punto 4.3.4.2, primará, de manera horaria, el autoconsumo por parte de aquellos suministros que tengan la tarifa eléctrica con mayor término de facturación de energía activa, consiguiendo así optimizar económicamente este aspecto y obtener el máximo ahorro municipal. En línea con lo anterior, durante las etapas de cálculo se ha diferenciando entre los suministros acogidos a la tarifa 2.0TD y los acogidos a la tarifa 3.0TD, así como la prioridad tarifaria que se da en cada hora y la existencia o no de excedentes. Las expresiones empleadas en cada uno de los casos han sido las siguientes: Si ENGh≥EDM tot h−→ βh,i=EDM h,i EDM tot h ·βACM h(4.7) βACM h=1−βcesion h(4.8) Si ENGh<EDM tot hy la tarifa 2.0TD tiene preferencia: Si ENGh>EDM 2.0 h: β2.0 h,i=EDM 2.0 h,i ENGh (4.9) β3.0 h,i=EDM 3.0 h,i EDM 3.0 h ·(1−EDM 2.0 h ENGh )(4.10) 118 Capítulo 4. Descripción del proyecto Si ENGh≤EDM 2.0 h: β2.0 h,i=EDM 2.0 h,i EDM 2.0 h (4.11) β3.0 h,i=0(4.12) Por el contrario, si ENGh<EDM tot hy la tarifa 3.0TD tiene preferencia: Si ENGh>EDM 3.0 h: β2.0 h,i=EDM 2.0 h,i EDM 2.0 h ·(1−EDM 3.0 h ENGh )(4.13) β3.0 h,i=EDM 3.0 h,i ENGh (4.14) Si ENGh≤EDM 3.0 h: β2.0 h,i=0(4.15) β3.0 h,i=EDM 3.0 h,i EDM 3.0 h (4.16) Siendo: βACM h: coeficiente de reparto horario disponible para el autoconsumo municipal. EDM h,i: energía horaria demandada por el suministro municipal i. EDM 2.0 h : energía horaria demandada por los suministros municipales acogidos a la tarifa 2.0TD. EDM 3.0 h : energía horaria demandada por los suministros municipales acogidos a la tarifa 3.0TD. 4.3.4.5 Análisis del reparto de la energía producida Una vez detallado el cálculo de los coeficientes que determinarán el reparto horario de la energía producida en la instalación entre los consumidores asociados, se recogerán y analizarán los resultados obtenidos. Reparto mensual Para ello, primero se muestra la producción de energía eléctrica en cada mes del año 2023, así como su composición en función del destino de esta, existiendo cinco categorías: los cuatro perfiles de consumo y los hogares vulnerables. En la Figura 4.27, se puede consultar lo anterior en términos absolutos (izquierda) y en términos relativos de% de la energía generada (derecha). En dichas gráficas, podemos observar que, con diferencia, los suministros PC2 son los que más energía reciben, tanto en términos absolutos como relativos. En cuanto a los suministros esencialmente nocturnos, la energía producida con destino a los suministros PC3 destaca entre marzo y julio, así como en el caso de los PC4, lo hace de forma puntual en el mes de octubre. Además, el autoconsumo municipal siempre es mayoritario en el reparto de energía, siendo 4.3 Diseño del sistema de autoconsumo colectivo 119 superior al 90% en noviembre y diciembre y cerca del 60% en abril y mayo. Por tanto, la cesión a hogares vulnerables es considerablemente mayor en los meses de marzo y octubre, al existir una mayor cantidad de excedentes municipales ante el aumento de la producción eléctrica de la instalación. En esta línea, se observa en la gráfica de la izquierda que la producción, efectivamente, es mayor en verano y que dicho aumento va acompañado de una mayor demanda municipal que se traduce en una mayor energía destinada al autoconsumo de los suministros del Ayuntamiento. Figura 4.27 Reparto diseñado de la energía producida para cada mes del año en términos absolutos (izquierda) y relativos (derecha). Reparto horario Como sabemos, la instalación fotovoltaica generará más energía eléctrica en las horas centrales del día, lo que conlleva, ante un aumento de la producción mayor que el de la demanda municipal, a una mayor cantidad de excedentes municipales que se destinarán a los hogares vulnerables. Lo anterior ocurrirá de forma generalizada a lo largo de todo el año, con especial incidencia entre marzo y agosto (veáse la gráfica superior de la Figura 4.28), al existir una mayor producción total, meses en los que los hogares vulnerables recibirán cerca del 60% de la energía producida entre las 14 y las 16 horas, horario coincidente con los hábitos normales de consumo de un hogar español medio que coincidirá con la vuelta a casa tras el trabajo y el colegio y con las mayores temperaturas en verano. Por otro lado, en la gráfica inferior de la Figura 4.28, puede observarse fácilmente como el% de la energía generada que se destina al autoconsumo municipal es notablemente mayor entre septiembre y febrero, con valores cercanos al 80% horario. En esta línea, podemos también observar en la gráfica superior de la Figura 4.29 que esto sucede especialmente entre las 14 y las 16 horas de los días entresemana, coincidiendo con la caída de la demanda municipal por el cierre entre la mañana y la tarde de oficinas y centros municipales. En cambio, en los días de fin de semana, al no ser laborable en dichos centros, la demanda municipal cae y con ella la energía destinada a su autoconsumo, por lo que la cesión de energía a hogares vulnerables se dará mayoritariamente en los días no laborables en Linares, tal y como puede apreciarse en la gráfica inferior de la Figura 4.29. 120 Capítulo 4. Descripción del proyecto Figura 4.28 Reparto horario en términos relativos de la energía generada en un día promedio del periodo marzo-agosto (arriba) y del periodo septiembre-febrero (abajo). Figura 4.29 Reparto horario en términos relativos de la energía generada en un día promedio entresemana -de lunes a viernes laborables- (arriba) y de uno fin de semana -sábados, domingos y festivos- (abajo). 4.3 Diseño del sistema de autoconsumo colectivo 121 En esto puede apreciarse una de las características más favorables del autoconsumo colectivo que aquí se diseña. Al caer la demanda municipal en los días no laborables, existen gran cantidad de excedentes municipales en los días de fin de semana. Mientras que en otro modelo de autoconsumo, esta energía excedentaria sería compensada o vendida a un precio menor que el de consumo, en este modelo son los hogares participantes los que suplen la falta de demanda eléctrica municipal. Con curvas de demanda que complementan los descensos de la municipal, aprovechan toda esa energía a precio de consumo en los fines de semana, obteniendo recursos sociales mucho más valiosos para el Ayuntamiento que los que podría recibir en la venta de excedentes. Coeficientes de reparto medios Para mostrar con más detalle los resultados del cálculo de los coeficientes de reparto horarios de cada suministro municipal y el disponible para la cesión de energía a los hogares vulnerables, se han recogido los coeficientes de reparto horario medios para todo el año de cada uno de ellos en la Tabla 4.8. Cabe señalar que dichos coeficientes no representan el% de la energía total generada que recibe cada uno a lo largo del año, sino el% medio de la energía generada en cada hora del año (coeficiente de reparto horario). De dicha tabla, podemos resaltar que los suministros municipales destacan sobre los hogares vulnerables. Del mismo modo, los suministros acogidos a la tarifa 3.0TD, en concreto los PC2, destacan sobre los acogidos a la tarifa 2.0TD y al resto de perfiles de consumo. En cuanto a los puntos municipales de suministro con coeficientes de reparto más altos y, por tanto, una mayor fracción asignada de energía horaria generada, destacan la Plaza del Ayuntamiento (23), el Palacio Municipal (6), el Parque de Bomberos (17), las oficinas municipales de Hernán Cortés (19), el Grupo Escolar del P ºde los Andaluces (1) y la Casa de la Cultura (8). 128 Capítulo 4. Descripción del proyecto Tabla 4.12 Desglose del autoconsumo según suministro municipal. Suministros Grado de NºDescripción autoconsumo Categoría 1 Grupo escolar P ºAndaluces 35% PC1 2 n.d. 41% PC2 3 n.d. 33% PC1 4 n.d. 32% PC1 5 n.d. 31% PC1 6 Palacio Municipal 32% PC2 7 n.d. 34% PC1 8 Casa de la Cultura 45% PC2 9 Asociación 2% PC3 10 n.d. 32% PC1 11 Semáforos 32% PC1 12 Alumbrado público 1% PC3 13 Colegio Tetuán 33% PC2 14 Alumbrado público 1% PC3 15 n.d. 62% PC1 16 n.d. 26% PC2 17 Parque de Bomberos 28% PC2 18 Fuente del Minero 37% PC2 19 Oficinas Hernán Cortés 45% PC2 20 Alumbrado público 7% PC4 21 " 1% PC3 22 n.d. 32% PC1 23 Plaza del Ayuntamiento 52% PC2 24 Alumbrado público 6% PC3 25 " 1% PC3 26 " 1% PC3 27 " 4% PC3 28 " 4% PC3 29 " 2% PC3 30 " 1% PC3 31 " 7% PC3 32 " 1% PC3 33 " 0% PC3 34 Equipamiento público 45% PC2 35 Alumbrado público 3% PC4 4.3 Diseño del sistema de autoconsumo colectivo 129 4.3.6 Previsión de la cesión a hogares vulnerables Como se ha venido explicando a lo largo del Trabajo, los excedentes previstos tras el autoconsumo de los suministros municipales serán cedidos a 250 hogares vulnerables en situación de pobreza energética, con el objetivo de luchar contra este fenómeno socioeconómico y paliar los efectos que sufren aquellos que la padecen. Así, el Ayuntamiento de Linares obtiene unos valiosos recursos en materia de bienestar social a partir de unos excedentes que, de otra manera, irían a parar al mercado eléctrico a un precio muy inferior al de consumo. Por tanto, no solo se está proponiendo un proyecto solidario y justo con los más vulnerables, sino que, a su vez, se trata de un proyecto con grandes beneficios económicos y un máximo aprovechamiento de los recursos que se generan en la instalación fotovoltaica. Así, los hogares asociados a la instalación verán reducida su factura eléctrica al autoconsumir la energía sobrante del autoconsumo municipal. Esto, por otro lado, acerca los avances y beneficios de la tecnología, las energías renovables y la transición energética a aquellos que no tendrían la capacidad de inversión para participar de ellas. Una vez explicadas las etapas y expresiones de cálculo de los coeficientes de reparto, se procederá, en los puntos sucesivos, a analizar y plasmar la cantidad energía que será cedida a cada uno de los 250 hogares, entre los que se repartirá a partes iguales. Las características principales de la cesión de energía eléctrica mediante la participación en el autoconsumo colectivo de la instalación municipal son: • Cesión total de 97 MWh de energía eléctrica, el 29,6% de la energía generada en la instalación fotovoltaica. • 250 hogares vulnerables participantes, beneficiarios de la ayuda social en forma de autoconsumo gratuito. • Cada hogar recibe 387 kWh anualmente, lo que supone el 13% de la demanda eléctrica anual de un hogar medio en España (REE, 2021). • La energía horaria asignada a cada hogar es, de media, 0,181 kWh y su valor máximo será 0,589 kWh, haciendo muy probable el autoconsumo total por parte de los hogares de la energía cedida. 4.3.6.1 Cesión mensual En la Figura 4.35, se puede apreciar a simple vista que la energía cedida a los hogares es considerablemente mayor en los meses de mayor producción fotovoltaica, concentrándose en el periodo comprendido entre los meses de abril y agosto. Por tanto, los hogares deberán ser conocedores de esta realidad para el adecuado aprovechamiento de la energía cedida. A su vez, en la gráfica de la derecha de dicha figura, podemos ver representadas la demanda eléctrica mensual de un hogar medio en España, según REE (2021), y la energía asignada a uno de los hogares atendidos por este proyecto. Para más detalle sobre los parámetros que caracterizan la cesión de energía a cada uno de los hogares, puede consultarse la Tabla 4.13. En ella, encontramos que la máxima cantidad de energía cedida se da en el mes de mayo (66,4 kWh), lo que supone un 29% de la demanda eléctrica de un hogar medio en España durante este mes. Asimismo, en abril y junio se alcanzan cotas altas en términos de cesión en el entorno de los 55 kWh/mes y un 24% de grado de autoconsumo. 130 Capítulo 4. Descripción del proyecto Figura 4.35 Energía eléctrica total cedida mensualmente (kWh) a cada hogar vulnerable participante (izquierda) y representación del autoconsumo mensual de un hogar atendido (derecha). Tabla 4.13 Parámetros mensuales relativos a la cesión de energía a un único hogar. Coeficiente de Asignación total Grado est. de Cesión horaria Cesión horaria reparto medio (kWh/hogar) autoconsumo media (kWh) máx. (kWh) Enero 0,000318 8,4 2% 0,129 0,338 Feb. 0,000417 13,2 4% 0,139 0,396 Marzo 0,000719 34,1 12% 0,211 0,579 Abril 0,000993 54,9 24% 0,251 0,558 Mayo 0,001081 66,4 29% 0,243 0,589 Junio 0,000860 56,5 24% 0,223 0,564 Julio 0,000759 52,3 17% 0,222 0,572 Agosto 0,000645 41,7 17% 0,203 0,497 Sept. 0,000539 29,8 13% 0,191 0,525 Oct. 0,000493 20,5 8% 0,138 0,379 Nov. 0,000166 5,4 2% 0,122 0,337 Dic. 0,000125 3,4 1% 0,093 0,208 Anual 0,000593 386,7 12% 0,181 0,589 4.3.6.2 Distribución horaria de la cesión de energía En las siguientes cuatro gráficas, se representa la distribución horaria media y máxima de la energía que recibe cada uno de los hogares participantes para cuatro días típicos: entresemana (de lunes a viernes laborables) y fin de semana (sábados, domingos y festivos en Linares) de dos periodos distintos, de abril a agosto y de septiembre a marzo. En ellas, se puede observar que, mientras en los meses de verano las curvas promedio y máxima son similares y de valores cercanos, esto no ocurrirá en los meses de invierno, donde se observa una gran diferencia entre ellas. Por tanto, conviene informar adecuadamente a los hogares participantes de las curvas de energía que se 4.3 Diseño del sistema de autoconsumo colectivo 131 les es asignada en cada periodo, especialmente durante los meses de invierno. Aun así, podemos comprobar que, en ningún caso, la energía horaria asignada por hogar supera los 0,6 kWh, hecho en el que se basa la suposición de que no existirán una cantidad de excedentes significativa por parte de estos hogares. No obstante, si estos existieran, cabe recordar que pertenecerían al Ayuntamiento de Linares como promotor de la instalación y no a los hogares como consumidores, al tratarse de autoconsumo colectivo con excedentes no acogida a compensación. Por tanto, los hogares únicamente se verán beneficiados si autoconsumen de forma horaria la energía concedida. En cuanto al tipo de día que se representa en las cuatro gráficas en cuestión, podemos apreciar que durante los fines de semana se darán curvas de energía asignada más regulares y homogéneas, alcanzando su máximo entre las 13 y las 15 horas. En cambio, en los días entresemana las curvas serán más irregulares, con picos notables entre las 14 y las 17 horas, coincidiendo con el horario de cierre a mediodía de oficinas y organismos municipales. Los hogares deberán conocer dicho fenómeno, aunque no será difícil su aprovechamiento ya que coincide con el horario en que las familias vuelven de trabajos y escuelas para cocinar, comer o pasar tiempo en el hogar. Figura 4.36 Curvas horarias de la energía cedida a cada hogar, medias y máximas. 5 Estudio económico En este Capítulo se analiza el proyecto en términos económicos. Una vez comprobada la viabilidad técnica del proyecto, así como se ha expuesto el adecuado encaje de este en los objetivos políticos, sociales y de desarrollo sostenible que vertebran la transición ecológica; se pretende demostrar la viabilidad económica del proyecto para el Ayuntamiento de Linares. Para ello, se recogerán los beneficios y se estimarán los ingresos que proporcionará la puesta en marcha de este proyecto, así como se realizará la estimación de los costes asociados y se analizará la rentabilidad de la inversión por parte de la Administración municipal. En primer lugar, se estimará el ahorro que supondría el autoconsumo colectivo de energía renovable para las arcas municipales en concepto de facturación por energía activa de sus 35 suministros eléctricos cercanos a la instalación. En este sentido, se podrá comprobar que el proyecto se traduce en un alto grado de ahorro económico (23.616 euros al año), optimizado durante las distintas etapas de cálculo y diseño. Así, se evidenciarán los beneficios económicos para el Ayuntamiento de Linares a raíz del autoconsumo de forma colectiva de energía renovable, barata y sostenible. También, se analizarán los ingresos por la venta de excedentes en el mercado eléctrico. Tras esto, se estudiarán los recursos sociales, en forma de autoconsumo gratuito para hogares en situación de pobreza energética, que surgen de la cesión de los excedentes previstos tras el autoconsumo municipal. Se mostrará que, destinando la energía excedentaria de la instalación a la lucha contra la pobreza energética, se maximiza el aprovechamiento de esta al hacerlo al valor del precio de consumo eléctrico residencial, considerablemente mayor que el precio de la venta en el mercado mayorista. Así, la Administración local, mediante sus competencias en bienestar y protección social, tendrá la posibilidad de reducir en algo más de 100 euros al año la factura eléctrica de 250 hogares en situación de pobreza energética y ubicados en dos barrios vulnerables de la ciudad. Una vez analizados los ingresos derivados de la actividad del proyecto, se analizarán los costes asociados al proyecto, tanto iniciales como operativos. En este sentido, se recogerá la estimación técnica realizada para el presupuesto de ejecución de la instalación fotovoltaica (243 mil euros), que supondrá el monto total de los costes iniciales estimados del proyecto. Asimismo, se estimarán los costes de operación y mantenimiento relacionados con el funcionamiento de la instalación. Por último, se recogerá el supuesto en el que el proyecto fuera objeto de subvención dentro de los programas recogidos en el punto 3.4 y se analizará la rentabilidad de la inversión pública para el Ayuntamiento de Linares, con el cálculo de distintos indicadores y variables económicas que permitirán describir la inversión y el retorno de esta a lo largo de la vida útil de la instalación fotovoltaica (25 años). 133 134 Capítulo 5. Estudio económico 5.1 Parámetros económicos empleados Como se ha introducido, en los puntos sucesivos se analizará el proyecto en términos económicos de ingresos, costes y rentabilidad. Para ello se emplearán una serie de criterios y parámetros que caracterizarán los cálculos y el comportamiento de la inversión a partir de su puesta en funcionamiento: • El horizonte temporal de la inversión será de 25 años, ya que la vida útil de una instalación fotovoltaica se estima entre los 25 y los 35 años. • Se considerará una tasa anual de aumento de los precios de consumo de electricidad del 7,6%, resultado de la variación anual media del precio de la energía eléctrica en el mercado mayorista español durante el periodo histórico 1998-2019. Por tanto, no se tienen en cuenta las importantes tendencias inflacionarias, en principio coyunturales, que han tenido lugar en el periodo 2020-2022 en el contexto de la crisis energética en Europa que podrían desvirtuar las previsiones en el horizonte temporal de la inversión al resultar una tasa de variación anual media del 18% durante el periodo 1998-2022. Todos los ingresos de este proyecto aumentarán en relación al crecimiento de los precios de la electricidad para el consumidor final. • Se empleará una tasa anual de pérdida de rendimiento equivalente al coeficiente de degradación anual de los paneles fotovoltaicos del 0,25%. • El coste de capital habitual de la inversión pública en España se encuentra entre el 4 y el 6%, por lo que se considerará una tasa de descuento del 5%. • Se considerará una tasa de aumento anual del IPC del 3% para su aplicación en el aumento de los costes de operación y mantenimiento de la instalación. Mediante un razonamiento similar al que se hiciera para los precios de la electricidad, se empleará la tasa de inflación habitual antes del 2020, excluyendo las fuertes dinámicas inflacionarias del periodo 2020-2022 que, en principio, deberían ser coyunturales y no permanentes durante el horizonte temporal de la inversión. Tabla 5.1 Resumen de los parámetros económicos empleados en este estudio. Horizonte temporal de la inversión 25 años Tasa de descuento 5,00% Tasa de aumento de los precios de la electricidad 7,60% Tasa de pérdida de rendimiento - 0,25% Tasa de variación del IPC 3,00% • No se tendrá en cuenta el Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA), tanto el soportado como el repercutido, en lo relativo a los costes e ingresos por ahorro en la facturación eléctrica para el Ayuntamiento de Linares, al tratarse de la Administración Pública. No obstante, sí se tendrá en cuenta el IVA del 21% soportado por los hogares participantes en sus facturas eléctricas en el análisis de los ingresos generados por recursos sociales. • Asimismo, será de aplicación el Impuesto Especial sobre la Electricidad (IEE) del 5,11269632% sobre el ahorro en la facturación eléctrica, tanto del Ayuntamiento de Linares como de los hogares atendidos. 5.2 Estimación de ingresos 135 • Cabe mencionar que, tanto el IVA como el IEE, han sido reducidos al 10% y al 0,5%, respectivamente, en el marco de la crisis energética actual. No obstante, al tratarse de una medida temporal en vigor hasta el 30 de junio de 2022, no se ha considerado de aplicación en este proyecto. 5.2 Estimación de ingresos Los ingresos que este proyecto generará para la Administración local serán en tres conceptos diferentes. En primer término, el autoconsumo municipal de la energía eléctrica producida se traducirá en un significativo ahorro en las facturas eléctricas de los 35 suministros municipales asociados a la instalación. En segundo lugar, existirán unos determinados ingresos por la venta de la energía excedentaria en el mercado eléctrico. Por último, como ha sido explicado a lo largo del Trabajo, los excedentes que se prevén tras el autoconsumo municipal serán cedidos gratuitamente a hogares vulnerables en situación de pobreza energética. Así, el proyecto proporciona al Ayuntamiento nuevos recursos disponibles para el ejercicio de sus competencias en materia de bienestar y protección social en forma de autoconsumo gratuito de energía renovable. El valor económico de estos recursos energéticos será aquel ahorro que proporcione a las familias atendidas por este proyecto y será tenido en cuenta como parte de los ingresos generados por el proyecto para el Consistorio. Por tanto, se desglosarán y justificarán las estimaciones realizadas de ingresos que recibirá el Ayuntamiento durante la operación de este proyecto. Pueden consultarse los resultados generales en la Tabla 5.2. Así, este proyecto generaría 49.687,62 euros de ingresos municipales durante el primer año. Al estar dichos ingresos ligados al precio de la energía eléctrica, en años sucesivos habría que aplicar la tasa anual de aumento de los precios de la electricidad (7,6%) empleada en este Trabajo, así como el coeficiente de degradación anual de los paneles fotovoltaicos del 0,25% (véase el punto 5.1). Tabla 5.2 Resultados generales de la estimación de ingresos generados por el proyecto para el Ayuntamiento de Linares. Concepto de ingreso (€/año) Ahorro municipal en la facturación eléctrica 23.616,04 Venta de energía excedentaria municipal 549,45 Recursos energéticos contra la pobreza energética 25.522,13 Ingresos totales generados por el proyecto 49.687,62 5.2.1 Ahorro en la facturación eléctrica Según las estimaciones realizadas, los 35 suministros municipales asociados a este proyecto autoconsumirán el 69% de la energía eléctrica generada en la instalación fotovoltaica, un total de 225 MWh al año. Así, el Ayuntamiento dejará de comprar toda esa energía a su empresa comercializadora al precio de su tarifa eléctrica de consumo, recogida en el punto 4.1.3, traduciéndose en un impacto 136 Capítulo 5. Estudio económico positivo desde el primer día en las cuentas municipales en concepto de ahorro en la facturación eléctrica. Los resultados anuales en esta materia pueden ser consultados en la Tabla 5.3, donde puede comprobarse que el Ayuntamiento de Linares destinará 23.616,04 euros menos al pago de las facturas eléctricas de sus 35 suministros participantes durante el primer año del proyecto. Lo anterior se traducirá en un ahorro económico del 21,2% para el conjunto de los puntos de consumo municipales. En años sucesivos, será de aplicación la tasa de incremento asociada al aumento de los precios de consumo de la electricidad, ya que cuanto más cara sea esta, mayor será el ahorro que nace del autoconsumo. Tabla 5.3 Resultados económicos del autoconsumo municipal durante el primer año del proyecto. Facturación actual por energía activa (€/año) 105.785,61 Nueva facturación por energía activa (€/año) 83.318,26 Ahorro en la facturación (%) 21,2% Subtotal ahorro estimado en la facturación (€/año) 22.467,36 Impuesto Especial sobre la Electricidad (5,1126963%) 1.148,69 Total ahorro estimado en la facturación (€/año) 23.616,04 Tabla 5.4 Resultados económicos del autoconsumo municipal desglosados por perfiles de consumo. Diurnos Nocturnos PC1 PC2 PC3 PC4 Facturación actual por energía activa (€/año) 6.189,24 46.540,48 53.378,49 5.085,90 - IEE 5,1126963% - 52.729,72 58.464,39 111.194,11 Nueva facturación por energía activa (€/año) 4.097,49 27.305,28 51.372,96 4.802,34 - IEE 5,1126963% - 31.402,76 56.175,30 87.578,06 Total ahorro estimado en la facturación 2.091,75 19.235,21 2.005,53 283,56 (€/año) 21.326,95 2.289,09 23.616,04 33,8% 41,3% 3,8% 5,6% Ahorro en la facturación (%) 40,4% 3,9% 21,2% Como puede observarse en la Tabla 5.4, el ahorro producido no es igual en todos los suministros. Naturalmente, aquellos perfiles de consumo con demanda fundamentalmente nocturna (PC3 y PC4) tendrán una participación en el ahorro muy inferior a los suministros diurnos. De hecho, los suministros PC1 y PC2 concentran el 90,3% del ahorro generado con una facturación de 21.327 5.2 Estimación de ingresos 137 euros menos durante el primer año. Así pues, conviene tener en cuenta la agregación de la demanda de los suministros nocturnos al estudio económico del conjunto, ya que en ellos se produce el 9,7% del ahorro municipal (2.289 euros anuales) mientras suponen el 55% de la demanda total. En base a lo anterior, cabría señalar con especial atención el ahorro del 40,4% que se produce en la facturación de los suministros diurnos. 5.2.1.1 Ahorro mensual A continuación, se recogen los resultados económicos municipales en materia de ahorro en la facturación eléctrica por energía activa que se producen cada mes. En la gráfica de la izquierda de la Figura 5.1, se puede ver representado el ahorro que se produce de forma mensual, así como la participación de cada uno de los perfiles de consumo en este. La información anterior puede ser consultada con mayor grado de detalle en la Tabla 5.5. En dichas figura y tabla, podremos comprobar que el ahorro municipal estará relacionado con la producción fotovoltaica, siendo mayor en los meses centrales del año. No obstante, no dependerá únicamente de este factor, sino que tanto el volumen como la distribución horaria de la demanda eléctrica influirá determinantemente en las posibilidades de autoconsumo y, por tanto, de ahorro en la factura. Además, un factor fundamental del ahorro que conlleva el autoconsumo será el precio al que se compraría la energía autoconsumida de no existir la instalación. Por tanto, en aquellos meses en los que la tarifa eléctrica del Ayuntamiento es más cara (enero, febrero, julio y diciembre) el ahorro específico por energía autoconsumida será mayor que durante el resto del año. Podemos observar la importancia de este factor en la gráfica de la derecha de la Figura 5.1, recogida anteriormente en la Figura 4.30, ya que no se corresponde, en algunos meses, el volumen de energía autoconsumida con el ahorro generado. Así, se puede apreciar que el mes con mayor ahorro para la Administración municipal será julio, con 3.830 euros, seguido de junio, agosto, marzo, febrero y septiembre. A su vez, los suministros que verán más reducida su factura eléctrica serán los de perfil de consumo 2 (PC2) con un ahorro de 19.235 euros al año. Figura 5.1 Ahorro mensual en la facturación por energía eléctrica del Ayuntamiento de Linares (izquierda) y autoconsumo municipal mensual (derecha).