Gestión de almacenamiento para integrar eficientemente paneles fotovoltaicos y vehículos eléctricos en recintos comerciales

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 Fin de Grado Grado en Ingeniería de las Tecnologías Industriales Gestión de Almacenamiento para Integrar Eficientemente Paneles Fotovoltaicos y Vehículos Eléctricos en Recintos Comerciales Autor: Miriam Cárdenas Durán Tutor: Manuel Barragán Villarejo Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de las Tecnologías Industriales Gestión de Almacenamiento para Integrar Eficientemente Paneles Fotovoltaicos y Vehículos Eléctricos en Recintos Comerciales Autor: Miriam Cárdenas Durán Tutor: Manuel Barragán Villarejo Profesor Ayudante Doctor Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 Trabajo Fin de Grado: Gestión de Almacenamiento para Integrar Eficientemente Paneles Fotovoltaicos y Vehículos Eléctricos en Recintos Comerciales Autor: Miriam Cárdenas Durán Tutor: Manuel Barragán Villarejo 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 Ll egado ya el final tengo que agradecer mucho y a muchos, en primer lugar a mis padres, gracias a su apoyo he conseguido estar donde estoy y ser quien soy, a mis hermanos y compañeros por compartir juntos tantas tardes de estudio y a mis amigos por ayudarme a desconectar cuando hacía falta. Miriam Cárdenas Durán Sevilla, 2020 I Resumen Es te proyecto tiene como objetivo la gestión de un sistema de almacenamiento de energía para la integración eficiente de una instalación fotovolcaica en un recinto comercial y una serie de puntos de recarga para vehículos eléctricos, teniendo en cuenta para esto último dos tipos de recarga: lenta y rápida. Todo ello de manera que se consiga obtener el máximo beneficio con la venta de energía para recarga de vehículos eléctricos. Sin embargo, teniendo en cuenta el consumo del centro comercial, no es posible cubrir los costes del mismo. Por tanto se buscará la reducción de los costes por energía y potencia de las instalaciones. Durante el estudio se tienen en cuenta diversos escenarios donde se contemplará cómo varían los costes de consumo de energía en el recinto comercial al hacer uso de los distintos sistemas arriba mencionados. Asimismo se considerará la opción de venta de excedente energético y la venta de la energía para la recarga de los vehículos eléctricos. Una buena integración del sistema fotovoltaico es importante ante la visión de un futuro con mayor protagonismo de las energías renovables, en la que será de vital importancia una buena gestión de los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica. En resumen, la idea principal consiste en gestionar la carga y descarga de la batería para reducir los costes asociados al consumo del centro comercial. III 1 Introducción La generación distribuida es un nuevo concepto que llega de la mano de las energías renovables, y que se va a implementar cada vez más en los sistemas eléctricos. Esto supondrá la descarbonización del sector, pero también va a plantear nuevos retos en la operación del sistema, ya que las energías renovables son intermitentes y difíciles de predecir. Por otro lado, se prevée haya más vehícuos eléctrico y que su integración supondrá un gran impacto en la red ya que su recarga puede ser bastante impredecible. Por esto, es necesario hacer que su integración sea adecuada para una buena operación del sistema. Para la impementación de la generación distribuida y los vehículos eléctricos será muy importante el uso de sistemas de almacenamiento que ayuden a gestionar la energía. Además, los centros comerciales y grandes superficies pueden ayudar a la integración de ambos conceptos ya que son lugares que disponen de una gran extensión y cuentan con una gran afluencia de personas. Al tener mucho espacio disponible es posible instalar sistemas de generación de energía renovable y además puntos de recarga de veículos eléctricos a los que se puede acceder públicamente. 1.1 Generación distribuida La generación de energía eléctrica está formada por el sistema de producción, transporte y generación de la energía, así como los correspondientes mecanismos de control, protección y seguridad. La estructura actual de nuestro sistema de generación de energía eléctrica consiste en grandes puntos de generación, ya que es más beneficioso económicamente. Sin embargo, con el paso de los años y gracias al desarrollo tecnológico existe la posibilidad de obtener pequeñas unidades de generación cercanas a los puntos de consumo. Gracias a este cambio la inversión en elementos de transporte es menor, ya que las conexiones pueden hacerse directamente a nivel de disntribución y poder generar cerca de los lugares donde se hará el consumo. Asimismo, el flujo de energía dejará de ser unidireccional para ser bidireccional. Esta nueva estructura abre paso a la integración de energías renovables, ya que éstas necesitan ser consumidas de manera casi inmediata a su producción si no se tiene acceso a sistemas de almacenamiento. Del mismo modo, se introduce el concepto de autogeneración y autoconsumo, ya que el consumidor puede generar su propia energía para su consumo total o parcial [40]. 1.1.1 Concepto de generación distribuida Según [ 12 ] este concepto se basa en el suministro de energía eléctrica pasando de un sistema de generación centralizado a otro con pequeños puntos de generación instalados cerca del consumo. La definición más consensuada es la de Ackermann que considera la generación distribuida como una fuente activa de potencia eléctrica, conectada a la red de distribución o a baja tensión y que 1 2Capítulo 1. Introducción comprende una potencia nominal de entre 1W y 300MW. Esta definición tiene en cuenta la conexión y la localización [43]. La importacia de este nuevo concepto reside en el beneficio económico que se obtendría al disminuir gastos en estructuras de transporte de energía, pero la generación distribuída también puede generar un nuevo punto de vista en la planificación para los operadores de sistemas, que tendrán que enfrentarse a un nuevo sistema de generación mucho más diverso e imprevisible. En la Figura 1.1 se observan nuevos puntos de generación de energía renovable a lo largo de la red de transporte, distribución y consumo. Figura 1.1 Modelo de Generación Distribuida [36]. 1.1.2 Autoconsumo El autoconsumo es un caso particular de generación distribuida, donde una parte o la totalidad de la energía eléctrica se genera en el punto donde va a ser consumida. La electricidad se produce en 1.1 Generación distribuida 3 pequeños generadores o microgeneradores implantados en viviendas, naves industriales, edificios comercales, o incluso farolas y señales de tráfico, reduciéndose así los gastos por pérdidas en el transporte de energía. Estos microgeneradores pueden ser paneles fotovolcaicos o aerogeneradores de pequeño tamaño. De este modo se consigue un sistema de producción de energía más independiente y más respetuoso con el medio ambiente. El IDAE [ 17 ] ha redactado una versión actualizada de su Guía profesional de Tramitación del Autoconsumo, donde se resumen los trámites ha realizar ante la Administración y la compañía distribuidora. Esta guía se basa en el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, en el que se regula el autoconsumo fomentado por el Real Decreto-ley 15/2018 que derogó el llamado "impuesto al sol". En el RD 244/2019 se desarrollan: •Condiciones administrativas, técnica y económicas. •Definición de instalaciones próximas relativas al autoconsumo. •Desarrollo del autoconsumo individual y colectivo. •Establecimiento de un sistema de compensación simplificada entre déficits y excedentes. •Organización del registro administrativo de autoconsumo Se puede hacer una distinción entre distintos tipos de modalidades de autoconsumo en función del excedente: •Sin excedentes . Se usan sistemas antivertido para impedir la inyección de la energía sobrante a la red. Así, se favorece el uso de sistemas de almacenamiento y se reduce la explotación de la red de distribución, controlándose así los picos de demanda con mayor facilidad. •Con excedentes . En este caso la energía producida puede ser consumida por el usuario y además en posible verter el excedente a la red. Asimismo, se pueden distinguir dos variantes: – Acogidos a compensación . El excedente inyectado a la red se verá compensado en la factura del consumidor al final del periodo de facturación. A esta modalidad pueden acogerse las viviendas y las industrias de potencia inferior a 100kW. – No acogidos a compensación . El excedente inyectado a la red se vende al precio del mercado eléctrico. Esta modalidad está pensada para las industrias de potencia mayor a los 100kW. 1.1.3 Ventajas e inconvenientes del autoconsumo •Ventajas Gracias al autoconsumo se pueden abastecer eléctricamente zonas de difícil acceso o alejadas de los puntos de suministro eléctrico. Al hacer uso de las energías renovables para el autoconsumo se contribuye a la descarbonización del sistemas de generación de energía y a la reducción del vertido de CO2a la atmósfera. Otra ventaja es la reducción de las pérdidas en transporte, al estar conectado en instalaciones cercanas al consumo, esto se traduce en un ahorro tanto energético como económico y en un mayor eficiencia. •Inconvenientes Uno de los retos que aparecen con el autoconsumo es la operación del sistema ya que el control deja de estar centralizado y es mucho más imprevisible, ya que depende de cada usuario. 4Capítulo 1. Introducción Figura 1.2 Evolución de costes de generación de PV [41]. Una solución a este problema sería la implantación de redes inteligentes (Smart Grids), se trata de redes donde la energía no va en un solo sentido, sino que el flujo es bidireccional, consiguiendo así terner un sistema de comunicación entre el operador del sistema y los pequeños puntos de generación de cada usuario [31]. 1.1.4 Evolución esperada de las instalaciones fotovoltaicas Respecto a la perpectiva mundial, en términos de coste la energía solar ya compite con las plantas de carbón en países como Alemania y Estados Unidos, y se prevee que pase lo mismo en paises de potencial desarrollo como China y la India. En 2040, se espera que la eólica y la solar representen el 50% de la capacidad de generación mundial, frente al 12% actual. Desde la aprobación de la estrategia de la Unión de la Energía y el acuerdo de París por parte de la Unión Europea ha cambiado el panorama renovable a nivel europeo. Esto se debe, además de a la reducción de costes de la fotovoltaica, al fomento del vehículo eléctrico y del almacenamiento de energía. Esto ha provocado que el objetivo marcado en las estrategias antes mencionada se haya quedado corto, la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA), ha considerado que el objetivo adecuado a 2030 sería 34%. A nivel nacional, en cuanto a los nuevos proyectos, analizando la información publicada periódicamente por REE sobre los proyectos en tramitación con solicitud de acceso y conexión tanto a las redes de transporte, como a las redes de distribución con afección sobre la red de transporte, se sabe que, a fecha de 31 de marzo de 2018, se trata de más de 24085 MW de potencia solar fotovoltaica en tramitación, de la que se espera que un alto porcentaje se traduzca en potencia instalada en funcionamiento en los próximos años. Por otro lado, en la Figura 1.2 se puede ver la evolución de costes del sector fotovoltaico. 1.2 Integración del vehículo eléctrico La necesidad de la integración del vehículo eléctrico (VE) en la actualidad surge de la inminente necesidad de reducir las emisiones de CO2 , ya que los vehículos convencionales son responsables 1.2 Integración del vehículo eléctrico 5 Figura 1.3 Volumen de ventas de VEs hasta abril de 2019 [35]. de más del 30% de las emisiones, según el Parlamento Europeo [ 11 ]. Además, el agotamiento del petróleo conduce a buscar recursos energéticos alternativos para el sector de la movilidad. Por ello, se plantea un estudio sobre el efecto que tienen los VEs en el entorno energético, y así comprobar si la tecnología actualmente existente puede abarcar la implementación del VE en la red eléctrica. 1.2.1 Contexto actual del VE Según Red Eléctrica de España [ 7 ] (REE) el sistema de transporte y operación del sistema están preparados para abarcar la aparición del VE, para ello se ha creado el Centro de Control de Vehículos Eléctricos (Cecovel), mediante el cual se hace un seguimiento y control de la demanda de electricidad para la recarga de VE. Así, las recargas pueden hacerse de forma segura y eficiente. Sin embargo, según la Asociación Española de Fabricantes de Automóviles y Camiones [ 4 ] (ANFAC) España está muy por debajo de otros países en cuanto a movilidad eléctrica se refiere, atendiento a varios objetivos propuestos para medir la eficacia de la integración de VE, tales como: conseguir un 10% de cuota de mercado de VE; que un 70% de los vehículos sean puramente eléctricos con respecto a los híbridos; llegar a tener un volumen mínimo de puntos de recarga y que el 30% de estas infraestructuras sean de recarga rápida o superápida. Durante el año 2018 se matricularon en España un total de 13.176 vehículos entre coches y furgonetas eléctricos e híbridos enchufables. Las matriculaciones contabilizadas hasta abril de 2019 fueron de 6.329, aumentando en un 80% las matriculaciones de 2018 en el mismo periodo (3.514). En la Figura 1.3 se aprecia la evolución de ventas de los últimos años. Sin embargo, la venta de VE representa el 1.3% respecto al mercado total de vehículos de diferentes combustibles, un porcentaje muy por debajo del país líder en ventas de VE, Noruega, cuyo volumen de ventas de dicho vehículos representa una tercera parte del total del mercado (32.1%). A nivel mundial, la venta de VE e híbridos enchufables ha crecido un 64% en 2018. En la Figura 1.4 se puede observar el crecimiento global de ventas en los últimos años. En España, el VE más vendido durante los primeroso meses de 2019 es el Nissan LEAF (que supone el 15% de la cuota de mercado) recuperando así el liderazgo arrebatado en 2018 por el Renault ZOE, que representa el 7% del total de VE vendidos en el acumulado del año [35]. El Nissan LEAF cuenta con una batería de 40kWh tiene una autonomía de unos 350 km, frente al Renault ZOE, que con una capacidad de batería similar puede llegar hasta casi 400 km de autonomía. Otros modelos de VE más relevantes en el mercado son el BMW i3 con una atonomía de 300 km y el Tesla Model 3 que puede llegar hasta lo 530 km de autonomía. 6Capítulo 1. Introducción Figura 1.4 Evolución global del volumen de ventas de VEs [24]. 1.2.2 Impacto del Vehículo Eléctrico en la red eléctrica La introducción masiva de VEs supondría un cambio importante de las características de la demanda eléctrica, provocando así un gran impacto tanto técnico como económico. La complejidad de la integración del VE no se encuentra en el impacto que supondría en términos de enérgia anual consumida, sino en la forma en la que se produzca dicho consumo (cuándo y cómo), lo que sí supondría un gran impacto en el perfil de demanda del sistema [16]. Existen diferentes estudios científicos que proponen un crecimiento exponencial del número de VE. Según un artículo de Universidad Pontificia Comillas [ 39 ] se plantea que en 2020 el número de VE en España podría alcanzar los 250.000 llegando hasta los 2’5 millones en el año 2030. Los VE tendrán baterías cada vez de mayor tamaño, en función de su autonomía, que necesitarán ser recargadas a través de la red eléctrica. La entrada de VE tendrá un gran impacto tanto en la operacion del sistema como en los posibles refuerzos que sean necesarios en la actual infraestructura eléctrica. La magnitud de este impacto dependerá del cómo, cuándo y dónde se realice la recarga del VE. En un principio, las baterías serán recargadas cuando el VE no esté en uso y sea necesario tenerlo listo para su próximo uso. Este momento del día suele corresponderse con la llegada al lugar de trabajo o la vuelta a casa después de la jornada laboral. La batería del VE puede recargarse de forma lenta o rápida, abarcando tiempos desde varias horas a media hora. Dependiendo del tipo de recarga la potencia instantánea consumida será mayor o menor. El lugar donde se realice la recarga dependerá de la infraestructura donde se encuentre el punto de conexión, pueden ser el propio domicilio, parkings públicos o privados o las llamadas electrolineras. En el caso de que las recargas de los VEs se produzca a última hora de la tarde, con la vuelta de la jornada laboral, coincidiendo con las horas punta del consumo eléctrico. Así, las redes actuales no pueden hacer frente a las recargas no controladas. Por ello es importante hacer un análisis de las posibles estrategias para optimizar la gestión de la recarga, como puede ser decidir el momento en el que se realiza la recarga, así como localizar los puntos de recarga. Normalmente las inversiones se realizan en la construcción de nuevas líneas para abastecer las necesidades de los puntos de recarga [39]. En el ejemplo propuesto en el artículo "Evaluación del impacto de la integración del coche eléctrico en las redes de distribución de energía eléctrica" [10], se propone el estudio de una red de distribución en una zona de unos 400 km2 y con 170.000 consumidores domésticos e industriales. Sobre este escenario se ha supuesto un alto grado de penetración de VE, previsto para el año 2030, con una flota de 30.000 VEs. Se considerarán distintos tipo de VE, sacando un promedio de potencia de recarga de 3kW de 1 a 8 horas diarias. Para abarcar dicho estudio se consideran distintos tipo de recarga: 1.2 Integración del vehículo eléctrico 7 Figura 1.5 Curva agregada de la demanda eléctrica diaria para 3 tipos de recarga: sin control en horas punta, sin control en horas valle y recarga inteligente en horas valle [39]. •Recarga en horas punta. Recarga no controlada, realizada entre las 8 y las 10 de la noche. •Recarga en horas valle . Realizada entre las 4 y las 6 de la mañana. Requiere un cierto control, que podría conseguirse con un temporizador. Este tipo de recargas podría estar incentivada por la reducción del coste de la energía en dicha franja horaria. •Recarga inteligente . Se requiere un control coordinado de la recarga para aplanar la curva de demanda lo máximo posible. Sería necesario un sistema de control coordinado, capaz de distribuir las órdenes de recarga entre los VEs para garantizar la carga antes de su uso. Como se puede observar en la Figura 1.5 la recarga en horas punta y valle generan sendos picos de consumo. La recarga en horas punta da lugar a un aumento considerable del pico de consumo diario. Y la recarga inteligente da lugar a una curva de demanda prácticamente plana, que facilita la operación del sistema y la hace más eficiente. El la Figura 1.6 se aprecia el incremento del coste de la red de distribución de baja tensión para cada estrategia, referidos al coste de la red de distribución sin VE. Se ha dividido este coste en coste de la red de media tensión, centro de transformación media/baja tensión y red de baja tensión. Como se observa, en el caso de que la recarga sea no controlada en horas pico los costes de los refuerzos de la red de baja tensión supondrían un 13% del coste de la red. Mientras que si se adopta una estrategia de recarga controlada el coste de los refuerzos sería inferior al 2%. Sin la estrategia de recarga coordinada se tendría que aumentar la potencia de los centros de transformación media/baja tensión y reforzar la red de media tensión, lo que aumentaría los costes un 31% y un 13% respectivamente. Con el uso de un control de recarga de VE, se puede trasladar el consumo a las horas valle, minimizando así la necesidad de refuerzos, siendo precisa una pequeña repotenciación de los centros de transformación. Con la recarga inteligente, se vuelven innecesarios los refuerzos en las redes aguas arriba de la baja tensión. 8Capítulo 1. Introducción Figura 1.6 Incremento de los costes de inversión debido a la penetración de VE en la red de distribución según la estrategia de control [39]. En cuanto a la situación de los puntos de recarga de VE podemos distiguir dos casos: recarga distribuida en baja tensión, donde los puntos de recarga se encuentran en los puntos de consumo a nivel doméstico en la red de baja tensión; y recarga concentrada en media tensión, donde dichos puntos estarían en pocos nudos de la red eléctrica, coincidiendo con parkings, centros comerciales, etc. Como se puede apreciar en la Figura 1.7, la recarga concentrada en media tensión hace innecesarios los refuerzos en la red de baja tensión y en los centros de transformación de media/baja tensión, los refuerzos necesarios para la red de media tensión estarían en los puntos de recarga y no afectarían a la red de distribución. Por tanto, con la estrategia de recarga no controlada, los refuerzos serían menores en este caso y usando un cierto control de la recarga los refuerzos en la red de media tensión sería mínimos. Baterías recargables para vehículos eléctricos Las baterías, con mayor capacidad y menor peso y tiempo de carga, han hecho posible la mayor insercción de VE. Esto también permitirá aumentar la autonomía y la potencia. Actualmente, las baterías más utilizadas en los VE es la de Ión-Litio ( LiCoO2 ), una de las mayores ventajas es su ciclo de vida, ya que permiten un gran número de recargas. Su tamaño y autonomía 1.2 Integración del vehículo eléctrico 9 Figura 1.7 Incremento del coste asociado a la penetración de VE en la red de distribución según localización de la recarga [39]. son suficientes para los desplazamientos más habituales. Cada vez son menores los tiempos de recarga y se sigue trabajando en la evolución de esta tecnología [22]. Los inconvenientes de esta técnica son el alto coste de producción y la fragilidad que presentan, ya que pueden explotar por sobrecalentamiento, teniendo así que ser almacenadas en lugares fríos y a carga parcial. Sin embargo, los costes de producción tienden a bajar, reduciéndose considerablemente en 2030. Asimismo, al ser una tecnología en desarollo tiene un gran margen de mejora. Otra tecnología conocida como Post litio permiten más capacidad en el mismo peso y espacio, lo que se traduce como un aumento de la autonomía [ 22 ]. El desarrollo de esta batería es más complejo tanto técnica como químicamente. Una de las tecnologías más novedosas es el uso del grafeno, con el que se ha conseguido una mayor autonomía y menor tiempo de recarga. La nueva generación de baterías está constituída por la tecnología Zinc-Aire o Aluminio-Aire, son baterías muy eficientes pero admiten muy pocos ciclos de carga [22]. 1.2.3 Propagación del Vehículo Eléctrico: Objetivo 2050 Un análisis de la Agencia Europea de Medio Ambiente (AEMA) señala que si el uso de vehículos eléctricos alcanza el 80% en 2050, se necesitarán otros 150 gigavatios de electricidad para cargarlos. El consumo total de electricidad de los vehículos eléctricos en Europa aumentaría de aproximadamente el 0,03% en 2014 al 9,5º% en 2050 [19]. 16 Capítulo 2. Caracterización de la Curva de Consumo Comercial, Vehículo y generación fotovoltaica Figura 2.4 Perfil de carga de la batería de VE [33]. Figura 2.5 Perfil de carga rápida [13]. 2.4 Curva de Generación Fotovoltaica El uso de la irradiación solar como fuente de energía supone un beneficio para el medio ambiente. Además, es un recurso inagotable de energía, lo cuál es una característica que afianza su importancia. Para conocer la potencia que puede dar un panel solar antes debe estudiarse la irradiación horaria en el punto geográfico donde irá instalado el campo fotovoltaico. Este dato se puede obtener mediante PVGIS [ 18 ] que es una aplicación oficial desarrollada por la Unión Europea que permite calcular tu producción fotovoltaica en cualquier zona de Europa, Asia y América. 2.4 Curva de Generación Fotovoltaica 17 Figura 2.6 Incidencia solar durante el año [23]. En este caso se ha elegido un panel fotovoltaico de 360 W de potencia pico, de silicio monocristalino y una eficiencia del 16%. Las celdas de silicio monocristalino son más eficientes, por lo que se puede obtener una mayor potencia de un panel con dicha tecnología que de otro que posea una tecnología diferente. Los rayos solares inciden de forma diferente en la superficie terrestre dependiendo de la estación del año. Como se observa en la Figura 2.6 en invierno los rayos llegan de forma más oblicua que es verano, cuando estos inciden más perpendicularmente. Para una instalación eficiente de los paneles fotovoltaicos es necesario tener en cuenta tanto la inclinación de dichos paneles como la orientación de los mismos. Los rayos solares deben incidir sobre las placas de manera perpendicular, por ello la inclinación de los paneles no debe superar los 45 º , considerandose óptima una inclinación de 30 º . Además, para una mayor eficacia de la instalación las placas deben estar orientadas hacia el sur (ángulo acimutal = 180º). Lo ideal para obtener una mayor eficiencia de la instalación sería usar paneles que hicieran un seguimiento del movimiento del sol. Sin embargo, este sistema es mucho más costoso y requiere un mayor mantenimiento, por tanto se supondrán soportes fijos. Mediante la aplicación PVGIS, con los datos seleccionados y teniendo en cuenta el número de paneles de los que se dispondrá, se obtiene la potencia de la instalación durante cada hora del año. En la Figura 2.7 se muestra un ejemplo de la radiación de un día de primavera. 18 Capítulo 2. Caracterización de la Curva de Consumo Comercial, Vehículo y generación fotovoltaica Figura 2.7 Radiación obtenida por PV un día de primavera [18]. 3 Dimensionamiento del recinto comercial con Vehículo Eléctrico, Parque Fotovoltaico y Sistema de Almacenamiento de Energía En este punto se realizará el dimensionamiento de cada sección que compone este proyecto. El objeto de estudio será un recinto comercial dotado de puntos de recarga para VE, en concreto 52 puntos de recarga lenta y 10 punto de recarga rápida. Además se considerará la conexión de una instalación fotovoltaica en las marquesinas de los aparcamientos. Y todo ello se gestionará con la ayuda de un sistema de almacenamiento de enrgía. 3.1 Selección del Centro Comercial Con la información citada en el capítulo 2 se puede realizar el dimensionamiento del recinto comercial objeto de estudio. Como se observa los datos de la curva de consumo vienen dados mediante un dato porcentual basada en la potencia media consumida por el establecimiento, por tanto es necesario estimar una potencia base del sector comercial. Como se dijo anteriormente la corriente base para este tipo de instalaciones de de 350 A para cada 12000-14000 m2 [ 25 ]. El área de estudio tiene una superficie de 31600 m2 por tanto se necesita una corriente base de aproximadamente 800 A. En la Figura 3.1 se tiene la ubicación y la superficie del centro comercial seleccionado para el proyecto, extraída de Google Earth [ 15 ]. Con una tensión nominal de 400 V la potencia necesaria para abastecer este establecimiento sería de unos 555 kW. Por tanto esta sera la potencia base utilizada para el cálculo del perfil de consumo comercial. Este dato de consumo de 24 horas se puede extender a lo largo del año debido a que los consumos comerciales serán prácticamente iguales. Con esto se puede obtener la curva de demanda del área comercial estudiada en este proyecto, la cuál se representa en la Figura 3.2 obtenida de [ 42 ]. Aquí se observa que las horas de mayor consumo son en horario de tarde y que por las noches el consumo es menor, aunque se sigue consumiendo ya que algunos elementos como la refrigeración deben estar en funcionamiento incluso fuera del horario comercial. 19 20 Capítulo 3. Dimensionamiento del recinto comercial con Vehículo Eléctrico, Parque Fotovoltaico y Sistema de Almacenamiento de Energía Figura 3.1 Ubicación y superficie del centro comercial [15]. Figura 3.2 Consumo diario del recinto comercial [42]. 3.2 Dimensionamiento de la Recarga de los Vehículos Eléctricos 21 Figura 3.3 Ubicación de los puntos de recarga rápida y lenta [15]. 3.2 Dimensionamiento de la Recarga de los Vehículos Eléctricos En cuanto al dimensionamiento del consumo de los VE, se contará con 52 puntos de recarga lenta con una potencia de 3.2 kW y 10 de recarga rápida de 50 kW.En la Figura 3.3 se muestra la ubicación de los puntos de recarga ràpida y lenta. Para estimar la frecuencia con la que se conectan los VEs a la carga lenta, así como el momento en el que lo hacen, se ha tomado como referencia el estudio de Luis Ochoa, "Model Validation and Data Analysis" [ 44 ]. En dicho proyecto se realiza un análisis del perfil de carga del VE basado en datos reales, historigramas para el tiempo de conexión, obtenidos a lo largo del estudio. Aunque los datos hayan sido obtenidos para Reino Unido, estos pueden usarse de forma general para otros países. La demanda de los VEs de muchos factores, como son el tamaño de la batería, los hábitos de coducción, el estado de carga inicial y final del VE, el momento en que se carga y las características de la carga. De este estudio se ha podido obtener la Figura 3.4 donde se muestra la probabilidad de carga de los VEs según su estado de carga inicial. Para ello se divide el estado de carga en 12 unidades, siendo 0 un nivel bajo de SOC y 12 cuando la batería está cargada al 110%. Como se observa la probabilidad de conexión de un VE a la red cuando su nivel de carga está a la mitad es mayor. Los datos usados en este proyecto son los correspondientes a "Non-Managed EVs", que asume que la conexión y desconexión de los VEs es arbitraria. Así, se han obtenido unos perfiles de carga lenta representados en la Figura 3.5. Para la recarga rápida, se ha supuesto que se repartirán desde las horas próximas al inicio del día y las horas de vuelta del trabajo, llegando a estar los 10 puntos de recarga rápida funcionando al mismo tiempo en dos periodos distintos del día correspondientes a las 5:00 de la mañana y a las 14:00. Por último, en la Figura 3.6 se representan las curvas de recarga lenta, rápida, el consumo del recinto comercial, así como la curva de demanda agregada, donde se puede ver donde se encuentras los picos de consumo debido a la conexión de VE para recarga rápida. 22 Capítulo 3. Dimensionamiento del recinto comercial con Vehículo Eléctrico, Parque Fotovoltaico y Sistema de Almacenamiento de Energía Figura 3.4 Probabilidad de conexión de VE según su nivel de carga [44]. Figura 3.5 Perfil de recarga lenta del recinto comercial. 3.3 Dimensionamiento del parque fotovoltaico Como se ha comentado anteriormente, para optimizar el coste asociado al consumo de energía del recinto comercial, se instalará un parque fotovoltaico. 3.4 Dimensionamiento del Sistema de Almacenamiento de Energía 23 Figura 3.6 Curva de consumo agregado. Para dimensionar dicha instalación se realiza un estudio del espacio disponible para la implementación de las placas. El recinto comercial cuenta con una amplia superficie de la cual solo se tomará la correspondiente a las marquesinas de los aparcamientos, esto se corresponde con un área de unos 3400 m2 . La placa seleccionada para este estudio tiene unas dimensiones de 1.6307 m2 y una potencia por placa de 360 W, cuyo rendimiento es del 16%, como ya se comentó en el capítulo 3. Por tanto, se usarán un total de 2450 placas de este tipo. Haciendo uso del PVGIS [18] se obtiene la potencia obtenida por la instalación fotovoltaica para cada hora del año en la región seleccionada. A modo de ejemplo se muestra la Figura 3.7 donde se ve la potencia que se consigue con esta instalación un día de primavera. El precio de una placa solar en 2016 oscilaba entre 0.90 y 1.45 € por vatio [ 29 ], el coste promedio por vatio pico es de 1.2 € . Sin embargo, en los lugares que están acogidos a subvenciones e incentivos este precio se reduce un 35%, 0.8 € por vatio. Con estos datos, el precio de la placa seleccionada para el estudio sería de 432 € sin tener en cuenta subvenciones, si se hiciera el precio sería de 288 € . En este trabajo se supondrá que la instalación no está sujeta a niningún tipo de subvención ni incentivo para poder estudiar el caso más desfavorable. 3.4 Dimensionamiento del Sistema de Almacenamiento de Energía Como primera estimación se ha elegido un pack de dos sistemas de almacenamiento de 300 kWh de capacidad cada uno, es decir, estarán disponibles 600 kWh de almacenamiento. Con esto se pretende, sobre todo, tener la posibilidad de almacenar la energía generada por la instalación fotovoltaica y poder hacer uso de ella en el momento más propicio, tanto para el consumo del centro comercial como para la recarga de los VE. Para estimar el precio de la batería de litio se ha tenido en cuenta los datos del artículo de BloomberNEF [ 1 ], el precio actual de la batería de litio ronda los 176 $/kWh (unos 155.5 € /kWh). Sin embargo, este precio se reducirá en el futuro, como se observa en la Figura 3.8 el precio de la batería de lítio en 2024 será de 94 $/kWh (unos 83 € /kWh) mientras que en 2030 será de 62 $/kWh (alrededor de 55 € /kWh). Como el estudio se realizará en un horizonte temporal de 20 años y la vida 24 Capítulo 3. Dimensionamiento del recinto comercial con Vehículo Eléctrico, Parque Fotovoltaico y Sistema de Almacenamiento de Energía Figura 3.7 Potencia obtenida por la instalación un día de primavera. Figura 3.8 Precio futuro de la batería de litio [1]. útil de los sistemas de almacenamiento de energía rondan los 10 años, serán necesarias dos baterías cuyo coste variará en función del año de adquisición, como se verá reflejado en el Capítulo 4. Para estimar la potencia necesasia de este sistema de almacenamiento será necesario hacer un estudio del mercado actual. Estudiando las distintas capacidades y potencias de cada una se puede estimar una relación entre capacidad y potencia. Estos datos se ha recogido en la Tabla 3.1. Se ha establecido que la potencia permite que la batería trabaje durante 3 horas, ya que se da que la relación E P=3 , en la mayoría de las marcas. Por esto, la potencia de la batería elegída será de 100 kW, en este caso como se tienen dos sistemas de almacenamiento se contará con una potencia de 200 kW. 3.4 Dimensionamiento del Sistema de Almacenamiento de Energía 25 Tabla 3.1 Principales baterías del mercado según capacidad y potencia. Capacidad (E) [kWh] Potencia (P) [kW] E/P Tesla 200 50 4 SonnenBatterie 5 - 15 máx. 5.5 3 LG Chem [5, >100] Indeterminado 3 Varta Element 13 4 3 32 Capítulo 5. Resultados Figura 5.1 Precio de compra de un día de mayo [30]. Figura 5.2 Precio VE de un día de mayo [3]. Tabla 5.2 Resultado situacion inicial. Coste de la Energía (€) Año 133666.59 En la Tabla 5.2 se presentan el resultado para esta versión de la simulación, el coste de la energía para este caso. 5.2 Situación inicial con SAE y sin PV 33 Tabla 5.3 Parámetros Situación 5.2. Venta de Energía Potencia Contratada Instalación PV SAE No Fijo No Fijo 5.2 Situación inicial con SAE y sin PV Ahora se pasa a estudiar qué ocurre con los costes asocioados a la energía consumida añadiendo a la situación anterior un sistema de baterías. En la Tabla 5.3 se representan las variables a tener en cuenta para esta situación. Para esta sección no se tiene en cuenta el coste de amortizzación del SAE. En este apartado se estudia el impacto de implementar un sistema de almacenmiento de energía que la acumule en las horas del día en el que el precio sea más bajo y pueda ser utilizada tanto para el consumo del propio recinto como para abastecer la recarga de los VEs en las horas donde el precio de la energía sea mayor. Para ello, existe un modelo de optimización creado para la optimización de la carga y la descarga del SAE. Observando la Figura 5.3 y la Figura 5.1 se aprecia como la batería se carga en los momentos donde el precio de la energía es menor para descargarse cuando el precio es mayor. Figura 5.3 Potencia de carga y descarga de un día genérico. De ese modo, el coste de energía se reduce, como se puede observar en la Tabla 5.4. Se aprecia como el ahorro frente a la situación inicial supone un 1’34%. 34 Capítulo 5. Resultados Tabla 5.4 Resultado situacion con SAE. Coste de la Energía (€) Ahorro (%) Año 131869.50 1.35 5.3 Situación inicial sin SAE y con PV En este apartado aún no se estudia la aoptimización de ninguna de las variables. Los parámetros a tener en cuenta se muestran en la Tabla 5.5. Para este caso se tiene en cuenta la instalación de paneles fotovoltaicos como la que se expone en el apartado 3.3 que ayudan a abstecer la demanda de energía del establecimiento y de la recarga de los VEs. Para esta sección no se tiene en cuenta el coste de amortizzación de los paneles fotovoltaicos. Tabla 5.5 Parámetros Situación 5.3. Venta de Energía Potencia Contratada Instalación PV SAE No Fijo Fijo No Figura 5.4 Balance de consumo de un día de mayo. Para este supuesto, el excedente de energía solar se vierte a la red sin ningún tipo de retribución, quedando el balace de energía para un día promedio de mayo con momentos del día en los que el consumo de energía es negativo, como puede apreciarse en la Figura 5.4. Así mismo, puede comprobarse que las horas del día donde se produce este valor negativo del consumo pertenece a las horas centrales del día donde la producción solar es mayor. También cabe comentar que este balance negativo se produce al tratarse de un sistema fotovoltaico de gran tamaño. Así, para dichas 5.4 Situación inicial con SAE y PV 35 horas del día tanto la recarga de vehículos eléctricos, como el consumo de las instalaciones queda abastecido por energía renovable. Finalmente, es muy importante comentar la disminución del coste de energía al incluir la producción solar, como se aprecia en la tabla de resultados. Gracias a la implementación del sistema fotovoltaico se consigue reducir los costes en un 60’26% respecto a la situación inicial. Tabla 5.6 Resultado situacion con PV. Coste de la Energía (€) Ahorro (%) Año 52407.36 60.26% 5.4 Situación inicial con SAE y PV En esta sección se hace un estudio conjunto de los dos apartados anteriores, para ello se tiene en cuenta que la potencia del sistema de almacinamiento de energía es de 200 kW y su capacidad de 600 kWh. Tabla 5.7 Parámetros Situación 5.4. Venta de Energía Potencia Contratada Instalación PV SAE No Fijo Fijo Fijo Figura 5.5 Curvas de carga y descarga de la batería en función del PV. Haciendo un análisis del comportamiento del SAE en función de la radiación solar y en función del precio de la energía, como se aprecia en la Figura 5.5 y en la Figura 5.6, se puede ver cómo la batería se carga tanto en las horas donde el precio de la energía es menor, como ocurre en las horas de la madrugada, como cuando la producción solar es muy alta y excede el consumo necesario 36 Capítulo 5. Resultados para abastecer el edificio y los centros de recarga de VEs, este es el caso de las horas centrales del día. Y se descarga cuando el precio de la energía es mayor y además la producción solar no puede suministrar toda la energía que se consume, esto suele aparecer en las últimas horas del día. Figura 5.6 Curvas de carga y descarga de la batería en función del precio de la energía. Además, en la Figura 5.7, se puede ver la variación del estado de carga de la batería para cada momento. Figura 5.7 Curva del SOC. También puede observase que la energía producida por el sistema fotovoltaico es mucho mayor 5.5 Venta del Excedente de Energía a la Red Eléctrica 37 que la energía que puede acumularse en la batería, el estudio de la optimización de la potencia del sistema de alamacenamiento de energía se estudiará en posteriores apartados. Por último, en lo referente a la nueva situación económica se puede observar en la Tabla 5.8, que los costes de energía consumida han bajado con respecto a la situación en la que sólo se tiene en cuenta una de las dos opciones. Al combinar ambos elementos el ahorro frente a la situación inicial es de un 60’8%. Para esta sección no se ha tenido en cuenta el coste de amortizzación de los equipos. Tabla 5.8 Resultado situacion con PV y SAE. Coste de la Energía (€) Ahorro (%) Año 47479.43 60.8 5.5 Venta del Excedente de Energía a la Red Eléctrica Los parámetros a estudiar en este apartado se encuantran reflejados en la Tabla 5.9. Tabla 5.9 Parámetros a optimizar con venta de enrgía. Venta de Energía Potencia Contratada Instalación PV SAE Sí Fijo Fijo Fijo El Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, completa el marco regulatorio sobre autoconsumo, además se distinguen varias modalidades de autoconsumo. Figura 5.8 Comparativa precio compra y venta de energía. En la modalidad de autoconsumo con excedentes la energía que no se autoconsuma de forma instantánea se vuelca a la red de manera que al final del periodo de facturación (como máximo un 38 Capítulo 5. Resultados mes) el valor de esa energía excedentaria se compensará en la factura del consumidor [5]. Figura 5.9 Potencia Neta Red. Figura 5.10 Potencia carga y descarga del SAE y potencia aportada por PV. El precio al que se retribuye la energía excedentaria es publicado por Red Eléctrica de España (REE), dicho precio es inferior al de compra de energía, como se ve en la Figura 5.8 que representa un día tipo de primavera. Esta diferencia se debe a que no incluye tasas por peajes. Como esta normativa es relativamente nueva no se conocen los datos de precio anual al que se compensa el excedente de energía, por ello se ha hecho un estudio de un día tipo sobre la diferencia entre el precio al que se compra la energía y el precio al que se paga el excedente. Con estos datos es posible extraer un coeficiente horario que relacione ambos precios y extrapolando se obtiene un precio horario del precio de retribución del excedente de energía por autoconsumo para el año completo. 5.5 Venta del Excedente de Energía a la Red Eléctrica 39 Figura 5.11 Potencia carga y descarga del SAE y precio de la energía. Figura 5.12 Estado de la batería con venta de energía. Resulta de interés visualizar la potencia neta aportada por la red al incluir la la venta de excedente. Como se observa en la Figura 5.9, hay días en los que no hay ni compra ni venta de energía, esto se debe a que la potencia consumida se abastece con la potencia generada por la instalación fotovoltaica y por la potencia dada por la batería. Esto puede observarse en la Figura 5.10 y en la Figura 5.11, donde se representa la potencia de carga y de descarga de la batería en función de la energía fotovoltaica producida y del precio de compra de la energía respectivamente. Además puede observarse el estado de la batería en la Figura 5.12. Finalmente se hace un estudio económico con los efectos de incluir la venta de energía excedentaria de la instalación fotovoltaica, los resultados se recogen en la Tabla 5.10. Al añadir la venta de energía excedentaría supone una reducción de costes del 3’9% respecto a la situación anterior sin venta de energía y un 64’5% respecto a la situación inicial. Para esta sección sigue sin tenerse en cuenta el 40 Capítulo 5. Resultados coste de amortizzación de los equipos adquiridos. A la vista de los resultados puede afirmarse que la venta de energía no supone beneficio frente a la inyección de energía a la red sin retribución, ya que la mayor parte del excedente se alamacena en el SAE para su posterior uso en las horas donde el precio de la energía es mayor. Tabla 5.10 Resultado situacion con PV y SAE con venta de exdecente. Coste de la Energía (€) Ahorro (%) Año 47479.41 64.5 5.6 Comparativa de casos sin amortización Llegado este punto resulta de interés realizar una comparativa entre los diferentes casos vistos hasta ahora sin tener en cuenta la amortización de los equipos adquiridos. Figura 5.13 Comparativa costes sin amortización. En la Figura 5.13 se aprecia como la reducción significativa de los costes ocurre al implementar el sistema de generación fotovoltaica que se encarga de abastecer parte del consumo del centro comercial y de los puntos de recarga de VEs. Los siguientes apartados se realizarán teniendo en cuenta la venta de energía excedentaria. 5.7 Amortización de PV y SAE 41 5.7 Amortización de PV y SAE En los apartados anteriores se ha visto una reducción del coste asociado a la energía consumida por la instalación comercial con respecto a la situación inicial en la que no se tenía en cuenta ni la implementación de una instalación fotovoltaica ni del sistema de almacenamiento de energía. Sin embargo, estos equipos tienen un coste de adquisición inicial, este coste no se ha tenido en cuenta en los anteriores capítulos, pero para realizar un análisis que se asemeje más a la realidad en cuanto a la reducción de costes, es necesario tener en cuenta este coste y su amortización. La determinación del tiempo de amortización de los equipos se realizará a partir de la vida útil de dichos equipos. La vida útil de una instalación fotovoltaica oscila entre 20 y 25 años. Mientras que para un sistema de almacenamiento de energía será de unos 10 años aproximadamente. A partir de estos datos, se ha decidido hacer un cálculo de la amortización para 20 años, teniendo en cuenta que se necesitará sustituir el sistema de almacenamiento de energía al transcurrir los 10 primero años de la instalación. Para el cálculo de la amortización es necesario conocer el coste inicial de la instalación fotovoltaica y del sistema de almacenamiento de energía, dichos datos fueron especificados en los Capítulos 3.3 y 3.4, respectivamente. Con todo esto se vuelve a hacer un estudio de optimización de costes, los resultados se muestran en Tabla 5.11. Tabla 5.11 Resultado incluyendo amortización de equipos. Coste de la Energía y Amortización (€) Ahorro (%) Año 135178.64 -1.13 Se puede observar que al añadir la amortización, el coste asociado tanto a la energía consumida por la instalación como a la amortización de los nuevos equipos adquiridos, es incluso superior al coste asociado a la energía consumida en la situación inicial, concretamente este coste aumenta en un 1’13%. En posteriores secciones se estudiará la posibilidad de optimizar diferentes parámetros con el objetivo de seguir minimizando el coste de la energía consumida por las instalaciones comerciales incluyendo la amortización de equipos. 5.8 Optimización de la Potencia Contratada En la Tabla 5.12 se muestran los parámetros a optimizar en este apartado. Tabla 5.12 Parámetros a optimizar en punto 5.8. Venta de Energía Potencia Contratada Instalación PV SAE Sí A optimizar Fijo Fijo En esta sección se buscará un valor óptimo para la potencia contratada. Este valor afecta al coste de la energía a través del término de potencia, esto es el precio que debe abonarse por potencia contratada (€/kW). La potencia contrada debe abastecer tanto el consumo del centro comercial como los puntos de recarga de vehículos eléctricos, los de recarga rápida y los de recarga lenta. El pico de potencia consumida por las instalaciones es alrededor de 560 kW, como puede apreciarse en Figura 5.14. En cuanto a la potencia necesaria para abastecer los puntos de recarga de los VE, se tienen 10 puntos 48 Capítulo 5. Resultados Figura 5.23 SOC con escenario óptimo. 6 Conclusión y Trabajos Fututros En este trabajo se ha hecho un estudio de la integración de los VEs en recintos dedicados al comercio con una instalación fotovoltaica y un sistema de almacenamiento de energía que de soporte a dicha integración. Para ello, se ha implementado un algoritmo de optimización que reduzca el coste de la energía consumida por el establecimiento comercial. La primera parte de este estudio se hizo sin tener en cuenta los costes de amortización de los equipos. Con ello, al añadir un sistema de baterías al sistema incial sin equipos, los costes energéticos se redujeron en un 1’34%. Esta disminución no es muy significativa, por tanto se pasó a estudiar la situación al añadir un sistema de generación fotovoltaica, con ello sí se produjo una importante reducción de costes, concretamente del 60’8% respecto a la situación inicial. Y al combinar ambos sistemas, la disminución de costes respecto al caso base es del 64’5%. Finalmente se propuso vender el excedente de energía a la red, lo que supondría un mayor descenso de los costes, sin embargo, este sistema no cuenta con mucho excedente de energía, por tanto la disminución de costes respecto al caso inicial sigue siendo del 64’5%. En la Tabla 6.1 se hace una comparativa de la reducción de costes entre el caso base y el resto de casos sin amortización. Tabla 6.1 Comparativa de casos sin amortización. Coste (€/año) Caso base (%) Caso Base 133666.60 Con SAE 131869.5 1’34 Con PV 52407.36 60’8 SAE + PV 47479.43 64’5 Venta de energía 47479.41 64.5 Luego se pasó a hacer un estudio de los costes teniendo en cuenta la amortización de los equipos obtenidos. En primer lugar, se usaron dos baterías de 100 kW de potencia y una capacidad de 300 kWh, por tanto se disponía en total de una potencia de 200 kW y una energía de 600 kWh. Al añadir los equipos de almacenamiento de energía y del sistema fotovoltaico a la situación inicial, se tiene un aumento de los cotes de un 1’13%, debido al coste de amortización de ambos sistemas. Por tanto, se decide optimizar la capacidad del sistema de almacenamiento de energía, con ello se consigue reducir el aumento del coste con respecto al caso base en un 0’63%. Sin embargo, sigue sin ser rentable la implementación de ambos sistemas debido a su coste de amortización. Al optimizar la potencia contratada se consigue reducir los costes de energía en un 5’79%. Finalmente, se hace una búsqueda del escenario óptimo, intentando conseguir los valores de potencia contratada y capacidad del SAE que reduzcan al máximo los costes de energía del recinto comercial con respecto a la situación inicial, con ello, se obtiene una reducción del coste de un 7’8%. En la Tabla 6.2 se hace 49 50 Capítulo 6. Conclusión y Trabajos Fututros un resumen de la comparativa antes descrita, y además se compara la reducción de costes entre sistemas teniendo en cuenta la amortización de equipos. Tabla 6.2 Comparativa de casos con amortización. Coste (€/año) Caso base (%) Caso amortizado (%) Caso Base 133666.60 Añadiendo PV y SAE 135178.64 -1’13 Optimización SAE 134509.71 -0’63 6.85 Optimización Potencia Contratada 125924.64 5’79 0.5 Escenario óptimo 123237.16 7’80 8.83 Hay que tener en cuenta que en un futuro esta rentabilidad será superior, ya que la tecnología usada será cada vez más avanzada. Del mismo modo, la tendencia a implementar dichas tecnologías será mayor, por tanto al haber más demanda los costes de estos equipos serán menores. Además, al añadir el sistema de generación fotovoltaico y el almacenamiento de energía ayudan una mejor integración del VE, ya que además de ayudar a que no se sature la red eléctrica, fomenta el uso de energías renovables para el autoconsumo y con ello aplanar la curva de demanda de energía. Cabe mencionar que para realizar este estudio no se han tenido en cuenta los gastos de mantenimiento de los sistemas implementados ni sus gastos de instalación, así como tampoco se ha considerado el coste de los puntos de recarga de los VEs. Asimismo, no se han incluído en el estudio las pérdida de rendimiento de los equipos, aunque el proyecto abarca un límite de temporal de 20 años, que coincide con la vida útil de los equipos, por tanto las pérdidas de rendimiento no deberían ser muy notorias. Como posibles trabajos futuros se puede ampliar este estudio haciendo una simulación con mayor profundidad puediendo añadirse: • Hacer un estudio económico más amplio añadiendo los gastos de instalación y mantenimiento de los equipos, así como el coste asociado a los puntos de recarga de los VEs. • En este estudio se ha usado para la venta de energía para recarga de VEs el precio ofrecido por REE. Como posible trabajo futuro podría ser interesante actualizar dicho precio a un modelo de negocio cuyo objetivo sea obtener el máximo beneficio con la venta de energía para VEs. • Profundizar en el estudio económico teniendo en cuenta la inflación y la actualización del valor del dinero en el futuro con respecto al presente. • Hacer un estudio de cómo sería la variación de los costes si la instalación fotovoltaica solo se usara para la recarga de VE, junto con la batería. • Estudio del uso de los VEs como elementos FACTs. La batería de los VEs puede usarse como sistemas de almacenamiento de energía que puedan dar soporte a la red eléctrica cuando sea necesario. Para ello es necesario una implementación inteligente de los puntos de recarga de los VEs, que pueda aportar energía a la red en los momentos que sea necesario y recargar los VEs en el momento más propicio. Teniendo siempre en cuenta cuando es necesario hacer uso del VE para que esté cargado. Con esto, se ayuda a aplanar la curva de demanda, así como a dar soporte a las energías renovables, caracterizadas por ser muy impredecibles, ya que siempre habrá energía almacenada en los VEs. Como conclusión final, cada vez son más personas las que deciden adquirir un VE, tanto por motivos económicos como porque son más respetuosos con el medio ambiente, por tanto su correcta 51 implementación en la red eléctrica es muy importante, así como el incremento de puntos de recarga para los mismos, tanto de uso público como privado. Además, para que el uso del VE como medio de desplazamiento sostenible sea respetuoso con el medio ambiente, tiene sentido que la fuente de energía que se use para su recarga sea de origen renovable. Por ello, es de vital importancia una correcta implementación de de dichas fuentes de energía en el sistema actual y en este ámbito los sistemas de almacenamiento de energía desempeñan un papel primordial debido al carácter imprevisible de las energías renovables. Apéndice A Código de GAMS set t periodos / t0*t35040 / set subt(t) ; subt(t) = yes ; subt("t0") = no ; scalar nc rendimiento de carga / 0.9 / nd rendimiento de descarga / 0.9 / pBat2024 precio batria en 2024 / 82.88 / pBat2030 precio beteria en 2030 / 54.67 / pPlaca precio de una placa por cada W / 1.2 / nPlaca numero de placas / 2450 / potPlaca potencia de una placa (W) / 360 / Pcontmax potencia contratada (kW) / 1250 / Pcontmin potencia contratada mínima (kW) / 0.0001 / Pgcmax potencia comprada maxima (kW) / 10000 / Pgvmax potencia vendida maxima (kW)/ 10000 /; table * Precios en /MWh pasados a /kWh datprecios(t,*) $ondelim $include precio_kW_15.csv $offdelim; display datprecios; table * Precios de venta de excedente en /MWh datpreciosV(t,*) 53 54 Appendix A. Código de GAMS $ondelim $include Precio_venta_15.csv $offdelim; display datpreciosV; table * Precios de venta de energia de VE en /MWh datpreciosEV(t,*) $ondelim $include Precio_EV_15.csv $offdelim; display datpreciosEV; table * Precio por potencia contratasda en /kW datpotcont(t,*) $ondelim $include Precio_pot_contratada.csv $offdelim; display datpotcont; table * Radiacion pasada a kW datradiacion(t,*) $ondelim $include radiacion_15.csv $offdelim; display datradiacion; table *Datos de consumo en porcentajes sobre el consumo total pasados a kW datconsumo(t,*) $ondelim $include consumo_CC_15.csv $offdelim; display datconsumo; table datve(t,*) $ondelim 55 $include Perfil_EV_anual_15.csv $offdelim; display datve; variables coste coste total predc(t) potencia red comprada periodo t predv(t) potencia red vendida periodo t pc(t) carga SAE periodo t pd(t) descarga SAE periodo t soc(t) estado de carga periodo t Pcont potencia contratada en kW Pgn(t) potencia generada neta P potencia del SAE (kW) E capacidad del SAE (kWh); equations eq_coste coste eq_balance balance de potencia eq_soc estado de carga eq_socmax carga del soc máxima eq_socmin carga del soc mínimo eq_predvmax potencia de venta máxima eq_predcmin potencia de compra mínima eq_predcmax potencia de compra máxima eq_potcontmax potencia contratada maxima eq_potcontmin potencia ontratada minima eq_socEP relacion entre E y P del SAE eq_pcmax ecuación de carga de soc máxima eq_pdmax eciación de descarga de soc máxima ; eq_coste.. coste =e= -sum(t, (datve(t,’PEV’)/4)*(datpreciosEV(t,’ PrecioEV’)/1000)) + sum(t, (predc(t)/4)*datprecios(t,’precio’)) - sum(t, (predv(t)/4)*(datpreciosV(t,’Pventa’)/1000)) + sum(t, Pcont*datpotcont(t,’Ppcont’)) + (E*(pBat2024 + pBat2030))/20 +(pPlaca*nPlaca* potPlaca)/20; eq_balance(t)$(not sameas(t,"t0")).. predc(t)+ pd(t)+datradiacion(t,’PV ’)=e= 56 Appendix A. Código de GAMS datve(t,’PEV’)+datconsumo(t,’cons’)+predv( t)+pc(t); eq_soc(t)$(not sameas(t,"t0")).. soc(t) =e= soc(t-1)+(pc(t)/4)*nc - (pd( t)/4)/nd; eq_socmax(t)$(not sameas(t,"t0")).. soc(t) =l= E; eq_socmin(t)$(not sameas(t,"t0")).. soc(t) =g= 0; eq_predcmin(t)$(not sameas(t,"t0")).. predc(t) =g= datve(t,’PEV’) + datconsumo(t,’cons’) - datradiacion(t,’PV’) - pd(t) + pc(t) ; eq_predvmax(t)$(not sameas(t,"t0")).. predv(t) =l= pd(t)+datradiacion(t ,’PV’); eq_predcmax(t)$(not sameas(t,"t0")).. predc(t) =l= Pcont; eq_potcontmax.. Pcont =l= Pcontmax; eq_potcontmin.. Pcont =g= Pcontmin; eq_socEP.. P =e= E/3; eq_pcmax(t)$(not sameas(t,"t0")).. pc(t) =l= P; eq_pdmax(t)$(not sameas(t,"t0")).. pd(t) =l= P; predc.lo(t) = 0; # potencia mínima predv.lo(t) = 0; # potencia mínima pc.lo(t) = 0; pd.lo(t) = 0; Pcont.lo = 0.000001; 57 model opt_coste / all / ; solve opt_coste minimizing coste using nlp ; 64 Bibliografía [21] La Unión Europea también prohibirá los coches de combustión interna, el diésel, y la gasolina, en 2050 - Diariomotor. [22] Las baterías del futuro que sustituirán al petróleo - Vehículo Eléctrico. [23] Las Ventajas de los Seguidores Solares - Valldoreix Greenpower. [24] Las ventas de vehículos eléctricos en el mundo ascienden con fuerza. [25] Maxfri - Maxfri. [26] Modos de recarga. Modo 1 2 3 4 | EV coches y motos eléctricas. [27] Plan MOVALT Vehículos | IDAE. [28] Plan MOVALT Vehículos | IDAE. [29] Precio instalación placas solares :: ¿Cuánto cuesta instalar placas solares? [30] Precios mercado 2017 | CNMC. [31] Smart grid: Red de distribución inteligente. 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