Evolución del Marco Normativo sobre Instalaciones...

Emili Gallego Chica

Evolución del Marco Normativo sobre Instalaciones

Fotovoltaicas. Rentabilizar el Autoconsumo

TRABAJO DE FIN DE GRADO

Dirigido Hugo Valderrama Blavi

Grado en Ingeniería Eléctrica

Tarragona

2015

Agradecimientos

Tras el gran esfuerzo que me ha supuesto sacar adelante el proyecto debo agradecer la

tarea del tutor del trabajo, el Dr. Hugo Valderrama y Blavi por su dedicación, soporte y

motivación siempre que lo he necesitado. También debo agradecerles a mis padres Emilio

y Mari Carmen, a mi hermana Mari Carmen y a mi pareja Miriam su ayuda y tacto para

saber tratar conmigo en los momentos de más estrés durante la redacción del proyecto.

Muchas gracias a todos vosotros, sin vuestra ayuda esto no hubiera sido posible.

Evolución del Marco Normativo sobre Instalaciones Fotovoltaicas. Rentabilizar el Autoconsumo Índice del Trabajo

3

Índice del Trabajo

Agradecimientos .................................................................................................................... 2

Índice del Trabajo .................................................................................................................. 3

Índice de Figuras ................................................................................................................... 6

Índice de Tablas ..................................................................................................................... 8

1. Objetivo del Trabajo .................................................................................................... 12

Abstract (Català) .............................................................................................................. 13

Abstract (English) ............................................................................................................ 14

2. Introducción ................................................................................................................. 15

3. Evolución y Cambios en el Marco Normativo del Sector Eléctrico............................ 16

3.1. Evolución del Sector Eléctrico a Nivel Europeo .................................................. 16

3.2. Evolución de las Energías Renovables a Nivel Europeo ...................................... 20

3.3. Medidas Adoptadas sobre Energía Renovable a Nivel Nacional ......................... 22

3.4. Evolución del Sector Eléctrico a Nivel Estatal ..................................................... 24

3.5. Situación Actual del Sector Eléctrico a Nivel Estatal ........................................... 28

4. El Autoconsumo Eléctrico ........................................................................................... 32

4.1. El Autoconsumo Eléctrico a Nivel Europeo ......................................................... 32

4.2. El Borrador del Autoconsumo: el Golpe Final ..................................................... 34

4.3. Tipos de Instalaciones para el Autoconsumo y sus Características Definitorias .. 42

4.3.1. Instalación Aislada de la Red ........................................................................ 42

4.3.2. Instalación Asistida por la Red ...................................................................... 43

4.4. Conexionado de las Distintas Instalaciones para el Autoconsumo ....................... 44

4.5. Legalización de las Instalaciones para el Autoconsumo Dependiendo de su

Conexión .......................................................................................................................... 46

4.6. Componentes de una Instalación Solar Fotovoltaica ............................................ 47

5. Estudio de Implantación de una Instalación para el Autoconsumo en el Territorio

Español ................................................................................................................................ 49

5.1. Estudio de la Implantación de una Instalación Aislada para el Autoconsumo en

Tarragona, Cataluña......................................................................................................... 59

5.1.1. Cálculo de los Paneles Tarragona .................................................................. 59

5.1.2. Cálculo del Regulador Tarragona .................................................................. 63

5.1.3. Cálculo de las Baterías Tarragona ................................................................. 66

5.1.4. Cálculo del Inversor Tarragona ..................................................................... 68


4

5.2. Estudio de la Implantación de una Instalación Aislada para el Autoconsumo en A

Coruña, Galicia ................................................................................................................ 72

5.2.1. Cálculo de los Paneles A Coruña .................................................................. 72

5.2.2. Cálculo del Regulador A Coruña................................................................... 76

5.2.3. Cálculo de las Baterías A Coruña .................................................................. 79

5.2.4. Cálculo del Inversor A Coruña ...................................................................... 81

5.3. Estudio de la Implantación de una Instalación Aislada para el Autoconsumo en

Tenerife, Islas Canarias ................................................................................................... 85

5.3.1. Cálculo de los Paneles Tenerife .................................................................... 85

5.3.2. Cálculo del Regulador Tenerife ..................................................................... 89

5.3.3. Cálculo de las Baterías Tenerife .................................................................... 91

5.3.4. Cálculo del Inversor Tenerife ........................................................................ 93

5.4. Alternativa Propuesta al Estudio de la Implantación de una Instalación Aislada

para el Autoconsumo en Tarragona, Cataluña................................................................. 97

5.4.1. Alternativa Cálculo de los Paneles Tarragona ............................................... 97

5.4.2. Alternativa Cálculo del Regulador Tarragona ............................................... 99


para el Autoconsumo en A Coruña, Galicia .................................................................. 102

5.5.1. Alternativa Cálculo de los Paneles A Coruña ............................................. 102

5.5.2. Alternativa Cálculo del Regulador A Coruña.............................................. 104


para el Autoconsumo en Tenerife, Islas Canarias ......................................................... 106

5.6.1. Alternativa Cálculo de los Paneles Tenerife................................................ 106

5.6.2. Alternativa Cálculo del Regulador Tenerife ................................................ 108

5.7. Análisis Comparativo de las Tres Instalaciones y sus Ventajas e Inconvenientes,

Incluyendo las Propuestas de Mejora Indicadas ............................................................ 111

6. Rentabilidad del Autoconsumo ................................................................................. 114

6.1. Evolución de la Rentabilidad de la Producción de Energía Eléctrica a través del

Autoconsumo ................................................................................................................. 114

6.2. Aspectos a Tener en Cuenta para el Estudio de la Rentabilidad de una Instalación

Solar Fotovoltaica .......................................................................................................... 115

6.2.1. Evolución del Precio del kWh de la Electricidad ........................................ 115

6.2.2. Evolución del Mercado de la Electricidad, Precio de Pool ......................... 116

6.2.3. Estadísticas a Tener en Cuenta para el Correcto Cálculo de las

Amortizaciones de la Instalaciones ........................................................................... 117

6.2.4. Mantenimiento de una Instalación Fotovoltaica .......................................... 119


5

6.2.5. Presupuesto de las Distintas Instalaciones Propuestas ................................ 120

6.3. Pay-back Instalaciones Asistidas ........................................................................ 122

6.3.1. Rentabilidad Instalaciones Amparadas en el Régimen de Primas ............... 122

6.3.2. Rentabilidad Instalaciones Fuera del Régimen de Primas........................... 123

6.3.3. Rentabilidad Instalaciones Borrador Autoconsumo .................................... 123

6.4. Pay-back Instalaciones Aisladas ......................................................................... 124

6.5. Resultados Obtenidos del Estudio de Rentabilidad ............................................ 124

7. Conclusiones Extraídas del Trabajo .......................................................................... 125

8. Bibliografía y Webgrafía ........................................................................................... 129

9. Anejos de Interés ....................................................................................................... 135

Anejo I. Gráficos Evolución y Objetivos de la Comunidad Europea en Materia de

Energía Eléctrica............................................................................................................ 135

Anejo II. Factores de Funcionamiento Dependiendo de la Zona de Irradiación y

Estadísticas Meteorológicas Dependiendo de la Ubicación de cada Instalación .......... 139

Anejo III. Especificaciones Técnicas Aparamenta de las Instalaciones ........................ 143

Anejo IV. Tablas de Rentabilidad de Instalaciones de Autoconsumo .......................... 147

Evolución del Marco Normativo sobre Instalaciones Fotovoltaicas. Rentabilizar el Autoconsumo Índice de Figuras

6

Índice de Figuras

Figura 1. Consumo interior bruto Comunidad Europea, años desde 1995 hasta 2012. ..... 16

Figura 2. Consumo interior bruto por combustible Comunidad Europea, años desde 1995

hasta 2012. ........................................................................................................................... 17

Figura 3. Capacidad eléctrica instalada, años desde 1990 hasta 2012. .............................. 18

Figura 4. Energía eléctrica generada por cada combustible, años desde 1990 hasta 2012. 18

Figura 5. Coste del kWh para uso doméstico en la UE (verde) y coste del kWh para uso

industrial en la UE (azul) ..................................................................................................... 19

Figura 6. Energía eléctrica generada por fuentes de energía renovables, años desde 1990

hasta 2012. ........................................................................................................................... 20

Figura 7. Irradiación solar Europa. ..................................................................................... 20

Figura 8. Crecimiento energía eléctrica producida a partir de energía solar, años desde

1990 hasta 2012. .................................................................................................................. 21

Figura 9. Evolución potencia fotovoltaica instalada en España. ........................................ 24

Figura 10. Generación de energía eléctrica en España en el mes de abril de 2015 y en lo

que llevamos de año. ........................................................................................................... 30

Figura 11. Generación de energía eléctrica en las Islas Canarias en el mes de abril de 2015

y en lo que llevamos de año................................................................................................. 31

Figura 12. Situación actual de los países más influyentes en la Unión Europea respecto al

autoconsumo. ....................................................................................................................... 32

Figura 13. Punto de conexionado a red dependiendo de la finalidad de la instalación. ..... 44

Figura 14. Esquema unifilar conexión a red de distribución. ............................................. 45

Figura 15. Declinación solar anual. .................................................................................... 51

Figura 16. Ángulos solares. ................................................................................................ 52

Figura 17. Comparativa elevación solar. ............................................................................ 56

Figura 18. Comparativa inclinación óptima paneles. ......................................................... 56

Figura 19. Comparativa valor medio anual irradiación sup.óptima. .................................. 57

Figura 20. Comparativa horas de sol pico mensuales. ....................................................... 57

Figura 21. Comparativa temperatura diaria máxima. ......................................................... 58

Figura 22. Módulo Eco-Line 60/230 W Tarragona. ........................................................... 60

Figura 23. Regulador MorningStar Tristar Tarragona. ...................................................... 65

Figura 24. Juego de baterías Ecosafe Tarragona. ............................................................... 67

Figura 25. Regulador Victron Phoenix C24/1600 Tarragona. ........................................... 69

Figura 26. Gráfica de consumo y producción mensual al largo de un año Tarragona. ...... 71

Evolución del Marco Normativo sobre Instalaciones Fotovoltaicas. Rentabilizar el Autoconsumo Índice de Figuras

7

Figura 27. Regulador StecaTarom 235 A Coruña. ............................................................. 78

Figura 28. Gráfica de consumo y producción mensual al largo de un año A Coruña. ....... 84

Figura 29. Gráfica de consumo y producción mensual al largo de un año Tenerife. ......... 96

Figura 30. Disposición paneles Tarragona alternativa. .................................................... 100

Figura 31. Gráfica de consumo y producción mensual al largo de un año Tarragona

alternativa. ......................................................................................................................... 101

Figura 32. Disposición paneles A Coruña alternativa. ..................................................... 104

Figura 33. Gráfica de consumo y producción mensual al largo de un año A Coruña

alternativa. ......................................................................................................................... 105

Figura 34. Disposición paneles Tenerife alternativa. ....................................................... 109

Figura 35. Gráfica de consumo y producción mensual al largo de un año Tenerife

alternativa. ......................................................................................................................... 110

Figura 36. Evolución precio kWh últimos años en España. ............................................. 115

Figura 37. Evolución precios pool España últimos 16 años. ............................................ 116

Figura 38. Evolución precios pool día entre semana España mes de abril de 2015. ........ 116

Figura 39. Evolución precios pool fin de semana España mes de abril de 2015. ............ 117

Figura 40. Curva demanda energía invierno (DW) y verano (DS) a nivel doméstico. ... 118

AI. Figura 1. Objetivo de los países pertenecientes a la Unión Europea en materia de

generación de energía renovable. ...................................................................................... 135

AIII. Figura 1. Especificaciones técnicas paneles Luxor Ecoline 60/230 W. ................. 143

AIII. Figura 2. Especificaciones técnicas regulador MorningStarTristar. ....................... 144

AIII. Figura 3. Especificaciones técnicas regulador Steca Tarom 235 PWM. ................ 144

AIII. Figura 4. Dimensiones batería Ecosafe TYS-12. .................................................... 145

Evolución del Marco Normativo sobre Instalaciones Fotovoltaicas. Rentabilizar el Autoconsumo Índice de Tablas

8

Índice de Tablas

Tabla 1. Medidas en el campo de la generación eléctrica con energías renovables. .......... 22

Tabla 2. Medidas específicas en el sector solar. ................................................................. 23

Tabla 3. Medidas específicas en el sector solar. ................................................................. 33

Tabla 4. Peajes de respaldo para baja y alta tensión. .......................................................... 38

Tabla 5. Tarifas de acceso existentes para baja y alta tensión. ........................................... 38

Tabla 6. Formulario inscripción Registro Autoconsumo (Parte 1/2). ................................ 39

Tabla 7. Formulario inscripción Registro Autoconsumo (Parte 2/2). ................................ 40

Tabla 8. Legalización instalación autoconsumo menos de 10 kW conectada a la red. ...... 46

Tabla 9. Consumo tipo vivienda familiar. .......................................................................... 49

Tabla 10. Valor parámetros instalación. ............................................................................. 50

Tabla 11. Porcentaje de consumo por mes. ........................................................................ 51

Tabla 12. Colección de parámetros tres ciudades. Parte 1/2. ............................................. 54

Tabla 13. Colección de parámetros tres ciudades. Parte 2/2. ............................................. 55

Tabla 14. Parámetros técnicos módulo Luxor Tarragona. .................................................. 60

Tabla 15. Resumen disposición paneles Tarragona. ........................................................... 62

Tabla 16. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor Tarragona. .......................... 63

Tabla 17. Parámetros técnicos regulador MorningStar Tristar Tarragona. ........................ 65

Tabla 18. Parámetros para el dimensionado batería Tarragona. ......................................... 66

Tabla 19. Parámetros técnicos batería Ecosafe TYS-12 Tubular Plate Tarragona............. 67

Tabla 20. Parámetros para el dimensionado batería Tarragona. ......................................... 67

Tabla 21. Consumo tipo vivienda familiar Tarragona. ....................................................... 68

Tabla 22. Datos necesarios para el dimensionado del regulador Tarragona. ..................... 69

Tabla 23. Parámetros para el dimensionado regulador Tarragona. .................................... 69

Tabla 24. Resumen elementos instalación Tarragona. ....................................................... 70

Tabla 25. Consumo y producción mensual durante un año Tarragona. ............................. 70

Tabla 26. Factor de funcionamiento horario para cada mes en la zona III. ........................ 71

Tabla 27. Parámetros técnicos módulo Luxor A Coruña. .................................................. 73

Tabla 28. Resumen disposición paneles A Coruña. ........................................................... 75

Tabla 29. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor A Coruña. ........................... 76

Tabla 30. Parámetros técnicos regulador StecaTarom 235 A Coruña. ............................... 78

Tabla 31. Parámetros para el dimensionado batería A Coruña. ......................................... 79


9

Tabla 32. Parámetros técnicos batería Ecosafe TYS-12 Tubular Plate A Coruña. ............ 80

Tabla 33. Parámetros para el dimensionado batería A Coruña. ......................................... 80

Tabla 34. Consumo tipo vivienda familiar A Coruña......................................................... 81

Tabla 35. Datos necesarios para el dimensionado del regulador A Coruña. ...................... 82

Tabla 36. Parámetros para el dimensionado regulador A Coruña. ..................................... 82

Tabla 37. Resumen elementos instalación A Coruña. ........................................................ 83

Tabla 38. Consumo y producción mensual durante un año A Coruña. .............................. 83

Tabla 39. Factor de funcionamiento horario para cada mes en la zona I. .......................... 84

Tabla 40. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor Tenerife. ............................. 86

Tabla 41. Resumen disposición paneles Tenerife............................................................... 88

Tabla 42. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor Tenerife. ............................. 89

Tabla 43. Parámetros técnicos regulador StecaTarom 235 Tenerife. ................................. 90

Tabla 44. Parámetros para el dimensionado batería Tenerife............................................. 91

Tabla 45. Parámetros técnicos batería Ecosafe TYS-12 Tubular Plate Tenerife. .............. 92

Tabla 46. Parámetros para el dimensionado batería Tenerife............................................. 92

Tabla 47. Consumo tipo vivienda familiar Tenerife. .......................................................... 93

Tabla 48. Datos necesarios para el dimensionado del regulador Tenerife. ........................ 94

Tabla 49. Parámetros para el dimensionado regulador Tenerife. ....................................... 94

Tabla 50. Resumen elementos instalación Tenerife. .......................................................... 95

Tabla 51. Consumo y producción mensual durante un año Tenerife. ................................ 95

Tabla 52. Factor de funcionamiento horario para cada mes en la zona V. ......................... 96

Tabla 53. Parámetros técnicos módulo Luxor Tarragona alternativa. ................................ 97

Tabla 54. Resumen disposición paneles Tarragona alternativa. ......................................... 98

Tabla 55. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor Tarragona alternativa. ........ 99

Tabla 56. Parámetros técnicos regulador MorningStarTristar Tarragona alternativa. ..... 100

Tabla 57. Resumen elementos instalación Tarragona alternativa. ................................... 100

Tabla 58. Consumo y producción mensual durante un año Tarragona alternativa. ......... 101

Tabla 59. Parámetros técnicos módulo Luxor A Coruña alternativa. .............................. 102

Tabla 60. Resumen disposición paneles A Coruña alternativa......................................... 103

Tabla 61. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor A Coruña alternativa. ....... 104

Tabla 62. Parámetros técnicos regulador MorningStar Tristar A Coruña alternativa. ..... 104

Tabla 63. Resumen elementos instalación A Coruña alternativa. .................................... 105

Tabla 64. Consumo y producción mensual durante un año A Coruña alternativa. .......... 105


10

Tabla 65. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor Tenerife alternativa. ......... 106

Tabla 66. Resumen disposición paneles Tenerife alternativa. .......................................... 107



Tabla 69. Resumen elementos instalación Tenerife alternativa. ...................................... 109

Tabla 70. Consumo y producción mensual durante un año Tenerife alternativa. ............ 110

Tabla 71. Comparativa diferentes soluciones instalación Tarragona. .............................. 111

Tabla 72. Comparativa diferentes soluciones instalación A Coruña. ............................... 112

Tabla 73. Comparativa diferentes soluciones instalación Tenerife. ................................. 113

Tabla 74. Evolución precio kWh últimos años en España. .............................................. 115

Tabla 75. Días despejados, nubosos y cubiertos en las tres ubicaciones dentro del territorio

español. .............................................................................................................................. 117

Tabla 76. Porcentaje de energía autoconsumida y adquirida de la red en las tres

instalaciones. ..................................................................................................................... 119

Tabla 77. Coste inversión instalación solar fotovoltaica Tarragona................................. 120

Tabla 78. Coste inversión instalación solar fotovoltaica A Coruña. ................................ 121

Tabla 79. Coste inversión instalación solar fotovoltaica Tenerife. .................................. 121

Tabla 80. Resumen años amortización instalaciones. ...................................................... 124

AI. Tabla 1. Consumo energía eléctrica interno procedente de fuentes renovables en la

Unión Europea y en cada uno de los países integrantes. ................................................... 136

AI. Tabla 2. Capacidad energía eléctrica instalada en la Unión Europea desde el año 1995

hasta el año 2012 y en cada uno delos países integrantes. ................................................ 136

AI. Tabla 3. Energía eléctrica instalada en materia de renovables en la Comunidad

Europea y por país. ............................................................................................................ 137

AI. Tabla 4. Generación de energía eléctrica en materia de renovables en la Comunidad

Europea y por país. ............................................................................................................ 137

AI. Tabla 5. Capacidad energética instalada en instalaciones solares fotovoltaicas en la

Comunidad Europea y por país. ........................................................................................ 138

AI. Tabla 6. Capacidad energética instalada en diferentes alternativas de producción de la

misma en la Comunidad Europea y por país. .................................................................... 138

AII. Tabla 1. Factores de funcionamiento zonas I, III y V para un perfil horario de una

instalación fotovoltaica. ..................................................................................................... 139

AII. Tabla 2. Número de días cubiertos por región, estación, años y meses. ................. 140

AII. Tabla 3. Número de días nubosos por región, estación, años y meses. ................... 141

AII. Tabla 4. Número de días despejados por región, estación, años y meses................ 142

AIII. Tabla 1. Tabla de especificaciones técnicas baterías Ecosafe. ................................ 145


11

AIII. Tabla 2. Tabla de especificaciones técnicas inversor Victron Phoenix. ................. 146

AIV. Tabla 1. Datos genéricos para el estudio de la rentabilidad de las instalaciones

fotovoltaicas. ..................................................................................................................... 147

AIV. Tabla 2. Rentabilidad de la instalación de Tarragona con el peaje de respaldo. .... 148

AIV. Tabla 3. Rentabilidad de la instalación de Tarragona sin peaje de respaldo. ......... 148

AIV. Tabla 4. Rentabilidad de la instalación de Tarragona con el régimen de primas. .. 148

AIV. Tabla 5. Rentabilidad de la instalación de A Coruña con el peaje de respaldo. .... 148

AIV. Tabla 6. Rentabilidad de la instalación de A Coruña sin peaje de respaldo........... 148

AIV. Tabla 7. Rentabilidad de la instalación de A Coruña con el régimen de primas. .. 148

AIV. Tabla 8. Rentabilidad de la instalación de Tenerife con el peaje de respaldo. ....... 148

AIV. Tabla 9. Rentabilidad de la instalación de Tenerife sin peaje de respaldo. ............ 148

AIV. Tabla 10. Rentabilidad de la instalación de Tenerife con el régimen de primas. ... 148

AIV. Tabla 11. Rentabilidad de la instalación de Tarragona aislada. ............................. 148

AIV. Tabla 12. Rentabilidad de la instalación de A Coruña aislada. .............................. 148

AIV. Tabla 13. Rentabilidad de la instalación de Tenerife aislada. ................................ 148

Evolución del Marco Normativo sobre Instalaciones Fotovoltaicas. Rentabilizar el Autoconsumo Objetivo del Trabajo

12

1. Objetivo del Trabajo

El objetivo de este trabajo de fin de grado es recoger la evolución del marco normativo del

sector eléctrico, pero concretando en las instalaciones solares fotovoltaicas ya que se

pretende llegar a la conclusión de la viabilidad o no viabilidad de la tecnología de

producción para el autoconsumo de energía eléctrica y por lo tanto rentabilizar nuestra

instalación teniendo en cuenta todos los factores que recoge el marco normativo vigente y

que son necesarios para la correcta implantación de nuestra instalación autosuficiente.

Será conveniente recoger la legislación cronológicamente desde la Ley 54/1997, de 27 de

noviembre, del Sector Eléctrico hasta la actualidad dónde un borrador de real decreto

referente al autoconsumo ha hecho que prácticamente nadie apueste por este tipo de

tecnología por el miedo a lo que pueda pasar en un futuro cercano. Estudiaremos el porqué

de todo esto, intentando entender los cambios y modificaciones en la normativa.

Consiguiendo entender la evolución de la normativa nos centraremos en el autoconsumo y

las posibilidades que éste ofrece. Tendremos en cuenta para nuestro estudio teórico el tipo

de instalación que es más conveniente dependiendo de nuestra situación geográfica dentro

del territorio español (escogeremos tres puntos distintos dentro del territorio para hacer el

estudio comparativo) y fijando unos parámetros base para los tres estudios intentaremos

encontrar la rentabilidad y la posible implantación o no de nuestra instalación.

El objetivo que persigo con este trabajo es llegar a tener una visión general del marco

normativo vigente y como ha ido evolucionando, así como estudiar las posibilidades que

nos ofrece la tecnología de producción de energía eléctrica a través del autoconsumo

doméstico y su viabilidad o inviabilidad dependiendo del tipo de instalación y de la

situación geográfica que ocupe nuestra instalación dentro del territorio español.


13

Abstract (Català)

L'objectiu d'aquest treball de fi de grau és recollir l’evolució del marc normatiu del sector

elèctric, però concretant en les instal·lacions solars fotovoltaiques ja que es pretén arribar a

la conclusió de la viabilitat o no viabilitat de la tecnologia de producció per l’autoconsum

d'energia elèctrica i per tant rendibilitzar la nostra instal·lació tenint en compte tots els

factors que recull el marc normatiu vigent i que són necessaris per a la correcta implantació

de la nostra instal·lació autosuficient.

Serà convenient recollir la legislació cronològicament des de la Llei 54/1997, de 27 de

novembre, del Sector Elèctric fins a l'actualitat on un esborrany de reial decret referent a

l’autoconsum ha fet que pràcticament ningú aposti per aquest tipus de tecnologia per la por

al que pugui passar en un futur proper. Estudiarem el perquè de tot plegat, intentant

entendre els canvis i modificacions en la normativa.

Aconseguint entendre l'evolució de la normativa ens centrarem en l’autoconsum i les

possibilitats que aquest ofereix. Tindrem en compte per al nostre estudi teòric el tipus

d'instal·lació que és més convenient depenent de la nostra situació geogràfica dins del

territori espanyol (escollirem tres punts diferents dins del territori per fer l'estudi

comparatiu) i fixant uns paràmetres bàsics per als tres estudis intentarem trobar la

rendibilitat i la possible implantació o no de la nostra instal·lació.

L'objectiu que persegueixo amb aquest treball és arribar a tenir una visió general del marc

normatiu vigent i com ha anat evolucionant, així com estudiar les possibilitats que ens

ofereix la tecnologia de producció d'energia elèctrica a través de l’autoconsum domèstic i

la seva viabilitat o inviabilitat depenent del tipus d'instal·lació i de la situació geogràfica

que ocupi la nostra instal·lació dins del territori espanyol.


14

Abstract (English)

The objective of this degree final-work is to analyze the evolution of the regulatory

framework for the electricity sector, and specifically about photovoltaic solar installations

to evaluate the feasibility of this energetic technology for a self-consumption installation,

and therefore to design our installation taking into account all factors given by the existing

regulatory framework, and which of them are necessary for the correct implementation of

our self-supporting installation.

It will be convenient to review the different regulatory frameworks, chronologically from

the Law 54/1997 on the Electricity Sector of 27th November 1997, up to the present-day

projected regulation, where a draft of a royal decree RD concerning self-consumption has

made that practically no one bet for this type of technology, both for economic yield, and

also fearing of what might happen in the near future. We will study the reason for all of

this, trying to understand the changes and legislation modifications.

After, understanding the evolution of the regulatory framework, we will focus at self-

consumption and the possibilities it offers. In our theoretical analysis, we will consider the

type of installation that is more convenient depending on the geographical situation within

the Spanish territory (choosing three different points, with a very different climate

conditions, to make the comparative study) and also, considering some basic parameters

for this three sites to find the profitability and consequently to deliver advise about its

possible implementation or not.

The aim of this work is to have an overview of the existing regulatory framework and its

evolution, as well as studying the possibilities offered by the technology of production of

electrical energy through domestic self-consumption investigating its feasibility or not

depending on the installation type and the location of our installation site within the

Spanish territory.

Evolución del Marco Normativo sobre Instalaciones Fotovoltaicas. Rentabilizar el Autoconsumo Introducción

15

2. Introducción

La situación de la energía eléctrica en el sistema peninsular e insular ha sufrido múltiples

cambios en las últimas décadas, reflejado en la cantidad de normativas que han salido a la

luz para intentar complementar a las anteriores en algunos de los aspectos que dejaban en

el aire o que posteriormente se comprobaban que no tenían la respuesta esperada. Esto es

un reflejo de la falta de rigor del marco normativo que engloba al sector eléctrico, y la

energía solar fotovoltaica no es una excepción.

Es una paradoja que uno de los países que más partido podría sacarle a la energía solar sea

el que más trabas haya establecido a esta tecnología emergente a finales de la primera

década del siglo XXI, pero que ha sufrido un descenso notable a causa de la cantidad de

dificultades que se han ido imponiendo a los productores de electricidad a través de este

tipo de tecnología y al cambio abismal del panorama futuro, muy prometedor hace unos

años con unas primas excelentes que hicieron que una parte de la población se aventurara

en este tipo de energía más respetuosa con el medio ambiente y a la vez más económica

para el productor, pero que en la actualidad, con la supresión del régimen de primas y los

nuevos peajes de respaldo en el caso de tener una instalación asistida o con vertido a la red

hacen prácticamente inviable su rentabilización a corto plazo como en el pasado, e incluso

a largo plazo.

El sector eléctrico español debería tener un marco normativo mucho más compacto, dónde

se recogiera todo lo que atañe a la producción, transporte, distribución y consumo de

energía eléctrica y no tener que estar indagando por infinidad de reales decretos, leyes,

directivas europeas y órdenes ministeriales que hacen prácticamente ininteligible su

contenido. Reales decretos que derogan artículos o disposiciones de anteriores, o que

directamente derogan todo el contenido de uno previo; algunos hasta el punto de ser

vigentes tan solo poco más de un mes. Con situaciones como esta se refleja la fragilidad de

nuestro marco normativo.

Por lo tanto la normativa referente al sector eléctrico necesita un cambio considerable para

tener un nivel óptimo dentro del marco normativo español, aunque es complicado en

tiempos de crisis como en el que estamos inmersos.

Primero haremos una visión general de la situación de los últimos años hasta la actualidad

a nivel europeo y estatal en relación al sector eléctrico, analizando la normativa a tener en

cuenta por lo que hace al marco normativo del sector. Una vez situados en contexto

estudiaremos el significado de autoconsumo y todo lo que rodea a esta modalidad de

producción de energía eléctrica a partir de energía solar fotovoltaica, y para entender en

que consiste observaremos tres ejemplos diferentes de instalaciones de autoconsumo y

estudiaremos su rentabilización estando conectadas en las diferentes modalidades

existentes.

Evolución del Marco Normativo sobre Instalaciones Fotovoltaicas. Rentabilizar el Autoconsumo

Evolución y Cambios en el Marco Normativo del Sector Eléctrico

16

3. Evolución y Cambios en el Marco Normativo del

Sector Eléctrico

3.1. Evolución del Sector Eléctrico a Nivel Europeo

El sector eléctrico ha cambiado considerablemente en el marco europeo en los últimos

años. El petróleo, el gas y los combustibles fósiles continúan ocupando un lugar de

privilegio entre las fuentes de energía más utilizadas por los países europeos. Desde el

1995 hasta el 2012 se ha producido un aumento significativo de la energía procedente de

fuentes renovables, que poco a poco se van abriendo hueco en el mercado de la energía

situándose ya prácticamente a la altura de la energía nuclear. Los combustibles fósiles sí

que han sufrido un descenso considerable, prácticamente el mismo valor de aumento que

ha experimentado la energía renovable. En el siguiente gráfico se pueden observar estos

cambios:

Figura 1. Consumo interior bruto Comunidad Europea, años desde 1995 hasta 2012.

Fuente: EU Statistical Pocketbook 2014.

Desde el año 2012 hasta la actualidad esta tendencia se mantiene pero con un crecimiento

de la energía obtenida a partir de las renovables más pausado.

La Unión Europea, como organismo colectivo, y cada país perteneciente a ella como

estado individual tienen marcados una serie de objetivos. La Unión Europea se marca

como objetivo para el año 2020 haber aumentado en más del 5% la producción de energía

renovable global de la comunidad, y como países individuales destaca la zona norte

europea que prácticamente no tienen que aumentar el porcentaje de energía obtenido a

través de la energía renovable ya que gran parte de su energía ya proviene de esa fuente, y

en cambio los países de la vertiente occidental europea, sin considerar aquí a Suecia y

Finlandia que prácticamente ya han alcanzado sus objetivos, sí que se marcan unos

objetivos1 más exigentes de cara al 2020.

1 Consultar la gráfica 1 en el Anejo I del documento.



17

España, que había experimentado un crecimiento abismal en los últimos años, debido a los

problemas y dificultades que impone el Gobierno, verá mermado su intento a alcanzar el

objetivo de 2020, a pesar de disponer de empresas experimentadas en el sector y de una

ubicación y condiciones climatológicas envidiables.

Dentro de las energías renovables más productivas en la Unión Europea2 se sitúa

claramente en cabeza la energía hidráulica (donde destacan países como Suecia, Francia,

Austria e Italia), seguida ya de lejos de la energía eólica (donde destacan Alemania y

España como los mayores productores de este tipo de energía) y la energía proveniente de

la biomasa (donde destaca la aportación alemana). La energía solar ocupa la cuarta plaza a

pesar de que está en crecimiento (Alemania se sitúa en cabeza, seguida por Italia y España,

a pesar que su producción se verá mermada), y ya muy lejos quedan las producciones de

energía eléctrica procedentes de la energía geotérmica y de la energía mareomotriz.

En la siguiente figura observamos cómo ha evolucionado el consumo de los combustibles

en la Unión Europea durante los últimos 25 años y vemos como la energía renovable cada

vez crece más, y de manera más rápida, en la misma proporción que disminuye el consumo

de petróleo y subproductos del mismo (objetivo que persigue el consumo de energías

renovables). Los otros combustibles se mantienen en una línea más o menos constante

durante este periodo y su previsión es de seguir en esa dinámica.

Figura 2. Consumo interior bruto por combustible Comunidad Europea, años desde 1995 hasta 2012.


La capacidad eléctrica instalada en la Unión Europea3 cada vez crece más y su tendencia es

de continuar creciendo en la misma proporción que lo ha ido haciendo estos últimos 25

años donde ha pasado de prácticamente los 620.000 MW instalados en el año 1995 a los

cerca de 1.000.000 MW instalados en la actualidad.





18

En la siguiente gráfica observamos el progreso notorio de la capacidad eléctrica instalada

en la Comunidad Europea:

Figura 3. Capacidad eléctrica instalada, años desde 1990 hasta 2012. Fuente: EU Statistical Pocketbook 2014.

La producción de energía eléctrica de la Comunidad Europea sigue siendo

mayoritariamente a través de los combustibles fósiles y la energía nuclear, a pesar que el

gas natural seguía una tendencia creciente hasta el año 2008 donde después de muchos

años de crecimiento empieza a decrecer. Una tendencia muy parecida a la del gas natural

sigue las energías renovables pero, en cambio, no han sufrido ningún retroceso en su

carrera ascendente para situarse a estas alturas prácticamente a la par con las dos energías

dominantes. Estas tendencias las podemos observar en la siguiente figura:

Figura 4. Energía eléctrica generada por cada combustible, años desde 1990 hasta 2012.


Observemos ahora los diferentes precios del kWh en céntimos de euro en la Unión

Europea en el último trimestre del año 2014 para uso doméstico (el precio ya incluye las

tasas). Observamos que Dinamarca se sitúa en cabeza con el precio más elevado, seguida

de Alemania en segundo lugar y la última posición del pódium la ocupa Irlanda. España se

sitúa en la cuarta posición.



19

Por lo que hace al precio industrial del kWh observamos que la cosa cambia, y ahora se

sitúa en cabeza Malta, seguida de Italia y en tercer puesto Alemania. Por lo tanto abrir una

empresa en cualquiera de estos tres países es mucho más caro que abrirla, por ejemplo en

España.

Podemos observar los diferentes precios en la siguiente figura:

Figura 5. Coste del kWh para uso doméstico en la UE (verde) y coste del kWh para uso industrial en la UE (azul), en el

último trimestre del año 2014. Fuente: EU Statistical Pocketbook 2014.



20

3.2. Evolución de las Energías Renovables a Nivel Europeo

Las energías renovables empiezan a ocupar un papel importante en la producción de

energía eléctrica a nivel europeo. La producción de energía a partir de fuentes renovables

siempre ha venido sostenida por la energía hidráulica, hasta que en el año 2000 empezaron

a crecer la energía eólica y la biomasa.

No es hasta el año 2009 donde se empieza a contemplar un crecimiento de la energía solar,

que sigue ahora la tendencia de la eólica y la biomasa, creciendo la producción de

electricidad a partir de esa energía renovable poco a poco más en el territorio europeo.

Figura 6. Energía eléctrica generada por fuentes de energía renovables, años desde 1990 hasta 2012.


La generación de energía eléctrica a través de la energía solar4 ha crecido en los últimos

años, sobre todo en países como Alemania que se coloca en cabeza en este tipo de energía

renovable a pesar que España es un país más rico en cuanto a irradiación solar, pero tan

solo se sitúa en una discreta tercera plaza por detrás de Italia.

Figura 7. Irradiación solar Europa. Fuente: JRC European Comission.




21

En la siguiente figura vemos la ampliación de la línea ascendente de la producción de

energía eléctrica por medio de la energía solar que hemos podido observar en conjunto con

el otro tipo de energías renovables en la figura 5:

Figura 8. Crecimiento energía eléctrica producida a partir de energía solar, años desde 1990 hasta 2012.


Después de hacer este análisis de los últimos años en cuanto a producción de energía

eléctrica en la Unión Europea está claro que es una necesidad para cualquier país y que

todos ellos han sufrido un gran progreso en producción de energía eléctrica.

La verdad es que muchos de ellos confían plenamente en las energías renovables como

método de producción de energía más limpia y con resultados excelentes, y es una energía

perfecta para reducir las emisiones de CO2 de los países después del Protocolo de Kyoto

con el que se limitaron las emisiones de dicho contaminante y que ha incentivado este tipo

de instalaciones.

Los objetivos que se marcaron los países de la Unión Europea en cuanto a la producción de

energía eléctrica a partir de fuentes renovables es toda una motivación y un modelo a

seguir globalmente, y poco a poco va obteniendo frutos con la dedicación que le están

ofreciendo países potentes de la Unión como Alemania, Francia, Italia y España, a pesar

que España ha visto reducida su tendencia ascendente debido a la crisis que está sufriendo

el país en los últimos años.



22

3.3. Medidas Adoptadas sobre Energía Renovable a Nivel Nacional

En el Plan de Acción Nacional de Energías Renovables de España (PANER) 2011-2020 se

establecen una serie de medidas para alcanzar los objetivos fijados a nivel europeo sobre la

producción de energía eléctrica a través de fuentes renovables. En las siguientes tablas se

recogen las más importantes en materia de energía renovable y, dentro de las renovables,

en materia solar.

Tabla 1. Medidas en el campo de la generación eléctrica con energías renovables. Fuente: PANER.

Respecto a las medidas en el campo de la generación eléctrica con energías renovables

merece la pena destacar los puntos 2 y 3, donde se hace referencia a las instalaciones de

generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables destinadas al autoconsumo y

al establecimiento de un marco retributivo estable, predecible, flexible, controlable y

seguro para promotores y sistema eléctrico. Con estas dos medidas se espera limitar la

demanda energética sobre el sistema y una evolución hacia una mejor gestión de la

demanda y fomentar las inversiones en el sector, respectivamente.



23

España, como país perteneciente a la Unión Europea y siguiendo su política de fomento de

la energía procedente de fuentes renovables, adoptó en la Directiva 2009/28/CE una serie

de medidas para incentivar el crecimiento de las energías renovables:

Tabla 2. Medidas específicas en el sector solar. Fuente: PANER.

Prácticamente buscan el mismo objetivo las cuatro medidas: dar a conocer la energía solar

y sus ventajas tanto a la Administración Pública, como a los instaladores, promotores y

usuarios finales para que empiecen a tener en cuenta este tipo de instalaciones como

alternativa a las actuales. Con el objetivo de aumentar la producción de energía eléctrica

procedente de la energía solar se pretende aumentar el porcentaje de energía proveniente

de esta modalidad de energía renovable y así lograr alcanzar el objetivo final de cara a

2020.



24

3.4. Evolución del Sector Eléctrico a Nivel Estatal

Estudiando la evolución del marco normativo estatal cabe destacar que la evolución de la

potencia instalada en el territorio no ha sido constante ni mucho menos. Podemos observar

en el siguiente gráfico como prácticamente toda la inversión en instalaciones de tipo

fotovoltaico se realizaron entre los años 2007 y 2008, donde se pasó de 691 MW de

potencia fotovoltaica instalada en 2007 a 3.398 MW en tan solo un año.

Figura 9. Evolución potencia fotovoltaica instalada en España. Fuente: UNEF.

El sector fotovoltaico empieza a crecer con la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector

Eléctrico y con el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, que establece las primas

que es lo que ha incentivado desde su creación a las instalaciones de este tipo de tecnología

limpia como es la tecnología solar fotovoltaica. El Real Decreto 1663/2000, de 29 de

septiembre, simplifica los procedimientos de conexión de instalaciones y esto también

ayuda a que la población se aventure a intentarlo con esta tecnología creciente, igualmente

pasa con la publicación del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, que recoge las

primeras tarifas.

Hasta aquí la tecnología fotovoltaica había sufrido un gran incremento debido a todas las

ventajas que suponía su instalación pero es con el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo,

con el que se dispara su instalación gracias a las tremendas condiciones de inversión que

establece en su redacción. Y si todavía no era suficiente con esto, tan solo un año después

aparece el Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, concediendo primas muy

atractivas para el rango de potencias de 5 a 100 kW, concretamente 0.34 €/kWh. No fue

tan solo bueno para los pequeños consumidores domésticos sino que también los grandes

productores con este tipo de tecnología aprovecharon y construyeron grandes parques

fotovoltaicos que después aprovechaban para venderlos en parcelas de hasta 100 kW, que

era el límite para recibir este tipo de prima tan atractivo. Pero todo cambió con la llegada

del Real Decreto 1/2012, de 27 de enero, que cierra el procedimiento de pre-asignación de



25

retribución y suprime los incentivos económicos de nuevas instalaciones de generación por

medio de fuentes renovables.

Intentemos entender a qué se deben todos estos cambios en la legislación de este tipo de

instalaciones. Es cierto que hasta la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico,

el mercado se basaba en empresas verticalmente integradas y fue con su aprobación

cuando se liberalizó el mercado eléctrico nacional.

Esta Ley ha sufrido innumerables retoques a lo largo de su vigencia y por su insuficiencia

para la correcta regulación del mercado se hizo necesaria la redacción de otra ley del sector

eléctrico. Fue en 2013 cuando se redactó la Ley 24/2013, de 26 de diciembre,

precipitadamente y de nuevo sin poner al sector eléctrico español en la posición que le

pertenece ya que esta nueva ley deja mucho que desear. Se esperaba que con la nueva ley

se pusiera fin a los recortes producidos en 2010 pero establece, si cabe, aún más trabas para

las instalaciones de tipo fotovoltaico y su futuro empieza a peligrar seriamente.

El año 2013 fue un año donde se intentó arreglar la legislación correspondiente al sector

eléctrico con la redacción de tres leyes y dos reales decretos insuficientes para poner fin a

este desaguisado. La Ley 15/2013, de 17 de octubre, que concedía un crédito

extraordinario para estabilizar así el déficit del sistema eléctrico tuvo una vida de un mes.

Con acciones como esta queda reflejado y en evidencia la falta de rigor, de previsión y de

seriedad para la redacción y publicación de nuevas aportaciones al marco normativo

fotovoltaico español.

Resulta prácticamente imposible en cada momento conocer el marco normativo vigente

para la instalación de sistemas fotovoltaicos, por este motivo conviene recoger todas las

normativas que han ido modificando este sector desde la Ley 54/1997, de 27 de noviembre,

hasta el borrador de autoconsumo que saldrá a la luz en los próximos meses.

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico recoge en el capítulo II del

título IV referente a la producción de energía eléctrica, la producción de energía eléctrica

en régimen especial. En dicho capítulo se autoriza la producción en régimen especial, igual

que el destino de dicha energía y las obligaciones y derechos que tienen los productores

que se vinculan a este tipo de instalaciones de producción de energía eléctrica. También se

establece que dichas instalaciones deben inscribirse en el registro administrativo de

instalaciones de producción de energía eléctrica.

El Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica

por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y

cogeneración. En este real decreto se desarrolla, en lo que se refiere al régimen especial, de

la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, lo relativo a los requisitos y procedimientos para

acogerse al régimen especial, los procedimientos de inscripción en el registro

correspondiente, las condiciones de entrega de energía y el régimen económico.



26

El Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones

fotovoltaicas a la red de baja tensión y que efectúa el desarrollo reglamentario de la Ley

54/1997, de 27 de noviembre, mediante el establecimiento de las condiciones

administrativas y técnicas básicas de conexión a la red de baja tensión de las instalaciones

fotovoltaicas, estableciendo así una regulación para este tipo de instalaciones.

El Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, regula las actividades de transporte,

retribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones

de energía eléctrica. En definitiva desarrolla el marco normativo en el que se han de

desarrollar las actividades relacionadas con el sector eléctrico que ha establecido

anteriormente en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico.

El Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, establece la metodología para la actualización

y sistematización del régimen jurídico y económico de las actividades de producción de

energía eléctrica en régimen especial. En dicho real decreto se pretende unificar la

normativa de desarrollo iniciada ya con la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector

eléctrico y con las modificaciones iniciadas por el Real Decreto 2818/1998, de 23 de

diciembre, para con el actual real decreto conseguir aprovechar la estabilidad que ha

proporcionado la normativa anterior y conseguir crear un marco normativo sólido, con un

objetivo bien definido y transparente con el que se consiga la apuesta de nuevos

productores de energía eléctrica a través de régimen especial.

El Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, regula la actividad de producción de energía

eléctrica en régimen especial. Mantiene un sistema análogo al del Real Decreto 436/2004,

de 12 de marzo, donde el titular de la instalación podía optar por vender su energía a una

tarifa única o vender la energía en el mercado diario, mercado a plazo o a través de un

contrato bilateral, ganando así la posibilidad de ser primado. En éste último caso, se

introducen unos límites inferiores y superiores para la suma del precio horario del mercado

diario, más una prima de referencia, de forma que la prima a percibir en cada hora, puede

quedar acotada en función de dichos valores. Este nuevo sistema protege al promotor

cuando los ingresos derivados del precio del mercado fueran excesivamente bajos, y

elimina la prima cuando el precio del mercado es suficientemente elevado para garantizar

la cobertura de sus costes.

El Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, establece la retribución de la actividad

de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para

instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real

Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología.

El Real Decreto-Ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas

urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico. Teniendo en cuenta el

enorme crecimiento de las instalaciones fotovoltaicas, y conservando el principio de

suficiencia de su retribución, por el desvío y la falta de previsión de la producción de dicha

tecnología, se establece la posibilidad de limitar las horas equivalentes de funcionamiento

con derecho a prima. De este manera se fijan unos valores de referencia de acuerdo con los

valores utilizados para el cálculo de su retribución establecidos en el Plan de Energías



27

Renovables 2005-2010 y los reflejados en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo por el

que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, teniendo

en cuenta la zona solar climática donde se encuentre la instalación, de acuerdo con la

clasificación de zonas climáticas según la radiación solar media en España establecidas en

el. Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la

Edificación. También se amplía a 28 años para las instalaciones de tipo b.1.1 las

referencias en el plazo a los primeros 25 años establecidas en el Real Decreto 661/2007, de

25 de mayo.

El Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican

aspectos relativos a la producción de energía eléctrica en régimen especial. Se define el

concepto de modificación sustancial de una instalación a efectos de renovación del

régimen económico, se establece la necesidad de instalación de equipos de medida en

bornes de los grupos de generación cuando sea condición necesaria y se agilizan los

procedimientos mediante la utilización de medios electrónicos, en la medida de lo posible.

El Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red

de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia. El presente real

decreto deroga el Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de

instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, ampliando el ámbito de aplicación de la

nueva regulación y manteniendo la estructura básica de su contenido. Se simplifican los

requisitos para las instalaciones de pequeña potencia que pretendan conectarse en puntos

donde exista ya un suministro. También se excluyen del régimen de autorización

administrativa las instalaciones de producción con potencia nominal no superior a 100 kW

y se anuncia la futura y próxima regulación del suministro de la energía eléctrica producida

en el interior de la red de un consumidor para su propio consumo que incentivará el

autoconsumo. Con estas medidas se pretende el desarrollo de la generación distribuida, que

presenta beneficios para el sistema como son la reducción de pérdidas en la red, la

reducción de necesidades de inversiones en nuevas redes y, en definitiva, una

minimización del impacto de las instalaciones eléctricas en su entorno.



28

3.5. Situación Actual del Sector Eléctrico a Nivel Estatal

El Real Decreto 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los

procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos

económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de

cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos. Este es el golpe más fuerte que ha

sufrido hasta la fecha la tecnología solar fotovoltaica y con el que se ha conseguido que ya

prácticamente nadie se atreva a construir sus propias instalaciones de producción a partir

de esta tecnología. Este recorte de retribución se debe a la no reducción del déficit tarifario

que obliga a establecer esta decisión si se pretende acabar o como mínimo reducir en un

periodo cercano.

El Real Decreto-Ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el sistema eléctrico

y en el sector financiero. Se establece que todas aquellas metodologías de actualización de

retribuciones que se encuentren vinculadas al IPC, sustituyan éste por el Índice de Precios

de Consumo a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos.

Y también establece la necesidad que el régimen económico primado se sustente

únicamente en la opción de tarifa regulada, sin perjuicio de que los titulares de las

instalaciones puedan vender su energía libremente en el mercado de producción sin

percibir prima.

La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la

Competencia. La situación en España debe evolucionar hacia los modelos que se están

implantando en los países de nuestro entorno. La presencia de entidades que controlan el

mercado, pero de forma separada, con sus respectivos órganos de gobierno y medios

materiales, exige una reforma profunda teniendo en cuenta su semejanza, que haría posible

su ejercicio en una sola institución. Por ello, el objeto de esta Ley es la creación de la

Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, que velará por el correcto

funcionamiento de los mercados y sectores supervisados por la Comisión Nacional de

Energía, la Comisión del Mercado de las Telecomunicaciones, la Comisión Nacional de la

Competencia, el Comité de Regulación Ferroviaria, la Comisión Nacional del Sector

Postal, la Comisión de Regulación Económica Aeroportuaria y el Consejo Estatal de

Medios Audiovisuales.

El Real Decreto-Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para

garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. Desde hace una década, el sistema

eléctrico español genera un déficit tarifario que, debido a que los costes reales asociados a

las actividades reguladas y al funcionamiento del sector eléctrico resultan superiores a la

recaudación por los peajes que fija la Administración y que pagan los consumidores se ha

convertido en insostenible. Entre los años 2004 y 2012 los ingresos del sistema eléctrico

por peajes de los consumidores se han incrementado en un 122 por ciento, mientras que el

aumento de los costes regulados del sistema en dicho periodo ha sido de un 197 por ciento.

Este incremento de los costes del sistema es debido en gran parte a las primas del régimen

especial y las anualidades de déficits acumulados.



29

A causa de estas cifras y viéndose necesario un cambio el presente real decreto-ley articula

una serie de medidas, equilibradas, proporcionadas y de amplio alcance, destinadas a

garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico y dirigidas a todas las actividades

del sector eléctrico.

La Ley 15/2013, de 17 de octubre, por la que se establece la financiación con cargo a los

Presupuestos Generales del Estado de determinados costes del sistema eléctrico,

ocasionados por los incentivos económicos para el fomento a la producción de energía

eléctrica a partir de fuentes de energías.

Dado que la solución mediante un nuevo incremento de los peajes de acceso penalizaría a

las economías domésticas y los costes de las empresas, el Gobierno para fomentar las

energías renovables ha optado por la alternativa de una medida temporal para cubrir los

costes del sistema mediante transferencias específicas de los Presupuestos Generales del

Estado financiados mediante un crédito extraordinario. Así se evita un nuevo esfuerzo a los

consumidores, que afectaría a su capacidad de consumo e inversión. Todo ello con el

objetivo principal de aminorar el impacto de la factura eléctrica sobre los consumidores y

contribuir a la mejora de la competitividad de las empresas y al desarrollo de la actividad

económica.

La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. A causa de los cambios

fundamentales en el sector eléctrico que han provocado la continua actuación del legislador

se hace necesario un nuevo marco normativo para el sector eléctrico. Un elemento

determinante para acometer esta reforma ha sido la acumulación de desequilibrios anuales

entre ingresos y costes del sistema eléctrico y que ha provocado la aparición de un déficit

tarifario que ha impedido garantizar un marco regulatorio estable.

La presente Ley tiene como finalidad regular el sector eléctrico garantizando el suministro

eléctrico con los niveles necesarios de calidad y al mínimo coste posible, asegurar la

sostenibilidad económica y financiera del sistema y permitir un nivel de competencia

efectiva en el sector eléctrico.

Para las actividades con retribución regulada, la ley refuerza y clarifica los principios y

criterios para el establecimiento de los regímenes retributivos que permitirán la obtención

de rentabilidades adecuadas en relación con el riesgo de la actividad. Para los sistemas

eléctricos no peninsulares se tienen en consideración los extracostes que suponen estos

sistemas al estar aislados. El régimen retributivo de las energías renovables, cogeneración

y residuos se basará en su participación en el mercado, complementado los ingresos de

mercado con una retribución regulada específica que permita a estas tecnologías competir

en nivel de igualdad con el resto de tecnologías en el mercado.

El 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.

Durante los últimos veinte años se ha producido un desarrollo muy importante de las

tecnologías de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables,

cogeneración y residuos. Este crecimiento se debe a la aparición de marcos normativos de



30

apoyo que establecían incentivos económicos a la producción eléctrica con estas

tecnologías. De acuerdo con este nuevo marco, las instalaciones podrán percibir durante su

vida útil regulatoria, adicionalmente a la retribución por la venta de la energía valorada al

precio del mercado, una retribución específica compuesta por un término por unidad de

potencia instalada que cubra los costes de inversión y un término a la operación que cubra

la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el

mercado de producción. Este real decreto determina la metodología del régimen retributivo

específico, que será de aplicación a las instalaciones de producción a partir de fuentes de

energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos a las que les sea otorgado.

En este nuevo marco normativo con el que se pretende encontrar solución al mayor

rompecabezas del sector eléctrico que es el déficit tarifario, vemos que lo que se busca es ir

reduciendo las primas que se establecieron años atrás en muchas actividades del sector y

que pueden verse afectadas en la actualidad debido a la bajada de su rentabilidad a causa

de estos recortes.

A pesar de todo eso la electricidad es un bien necesario en cualquier sociedad y es por ello

que su consumo ya sea a nivel doméstico o industrial se ve levemente minimizado a causa

de los recortes en retribuciones y la crisis profunda que está viviendo el país.

Por lo que hace a la generación de energía eléctrica por medio de fuentes renovables sigue

siendo una cifra muy significativa, y como vemos en la siguiente figura, supone

prácticamente la mitad del total de producción de energía eléctrica del país. Podríamos

afirmar que la producción de energía eléctrica a nivel español se basa en la energía nuclear

y la energía eólica, las dos fuerzas más importantes dentro de la generación del país, de

caracteres no renovable y renovable, respectivamente.

Figura 10. Generación de energía eléctrica en España en el mes de abril de 2015 y en lo que llevamos de año.

Fuente: REE.



31

Como es de esperar, esto no ocurre en las Islas Canarias ya que la generación de energía

eléctrica es mucho más compleja al tenerse que generar in-situ y a la dificultad que supone

la interconexión entre las islas (solo ha sido posible establecer interconexión entre las islas

de Fuerteventura y Lanzarote a través de cable submarino), al igual que ocurre en las Islas

Baleares y en las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla.

La energía generada en los territorios insulares y en las ciudades autónomas de Ceuta y

Melilla es prácticamente en su totalidad de carácter no renovable, pero proveniente de

motores, turbinas y centrales de ciclo combinado que es la fuente predominante de energía.

Por lo que hace a las energías renovables, vemos como la energía eólica sigue dominando

en dichos territorios pero seguida más de cerca de la energía solar fotovoltaica que se sitúa

como segunda fuerza en el panorama de energías renovables. Podemos observar la

generación en las Islas Canarias en la siguiente figura:

Figura 11. Generación de energía eléctrica en las Islas Canarias en el mes de abril de 2015 y en lo que llevamos de año.

Fuente: REE.


El Autoconsumo Eléctrico

32

4. El Autoconsumo Eléctrico

4.1. El Autoconsumo Eléctrico a Nivel Europeo

Permitir a los países de la Unión Europea la posibilidad de autoconsumir su propia energía

supondrá unos grandes beneficios para sus países y para Europa en sí. Pero el autoconsumo

se ha sucedido ya alrededor del mundo, no solo en el territorio europeo.

La Unión Europea es muy exigente en cuanto a niveles objetivos de producción de energía

a partir de fuentes renovables y el autoconsumo es una de las claves para aumentar la

penetración de la energía renovable en pequeños consumidores consiguiendo así la

aceptación pública de este tipo de instalaciones y la expansión de la red.

Pero este tipo de modalidad sufre aún barreras legales que hacen difícil su implantación

por diferentes motivos en muchos de los países más importantes de la Unión Europea. En

cada uno de ellos el autoconsumo se encuentra en una situación diferente y esto lo

podemos observar en la siguiente figura:

Figura 12. Situación actual de los países más influyentes en la Unión Europea respecto al autoconsumo.

Fuente: SunEdison.

Observamos que las pequeñas instalaciones del Reino Unido son las que se encuentran en

cabeza por lo que hace a facilidades de implantación de sistemas de autoconsumo, seguidas

de cerca por el sistema italiano, que también establece políticas de desarrollo de esta

modalidad de generación de energía eléctrica, y ya un poco más atrás encontramos a

Alemania. Preparadas para situarse en cabeza están las instalaciones más grandes del

Reino Unido a pesar que aún se tienen que solucionar barreras económicas, y ya como

países que se encuentran lejos de un marco de incentivación para el autoconsumismo se

encuentran Francia y España, aún fuera de la carrera para que esta modalidad sea integrada

en el sector de la forma adecuada.



33

Por lo tanto, una vez observada la situación actual de estos cinco países veamos que

políticas de fomento del autoconsumo existen en cada uno de los países, las barreras

legales que hacen que no ocupe la posición deseada y por lo tanto el porqué de la situación

actual.

Alemania

Francia

Reino Unido

España

Italia

Políticas para

fomentar el

autoconsumo

fotovoltaico.

Régimen de

ayuda dedicado

al autoconsumo.

Retribución

para el

autoconsumo en

función de la

cuota de la

generación

total.

Autoconsumo

permitido

legalmente.

No hay respaldo

para

autoconsumo.

Autoconsumo

permitido

legalmente.

Se remunera

por la energía

generada

independiente-

mente de si la

instalación está

asistida o

autoconsu-

miendo.

Sin incentivos

para el

autoconsumo.

Autoconsumo

permitido

legalmente.

Alta

financiación

con incentivos

por

autoconsumo y

la existencia de

balance neto

con la red.

Barreras legales

al autoconsumo.

Válido sólo si el

sistema está

conectado en la

parte superior

de edificios o

de paredes de

protección de

ruido.

Apoyo

disponible para

instalaciones de

hasta 500 kW.

Sin

remuneración

por

autoconsumo.

Reventa a

cualquier otra

persona jurídica

no se considera

autoconsumo y

por lo tanto no

está autorizado.

Inseguridad

jurídica en

relación con la

venta directa a

inquilinos.

Sistema de

retribución para

instalaciones de

hasta 5 MW.

El autoconsumo

está permitido

pero tiene un

marco

normativo muy

complejo.

Un productor

que inyecte

energía a la red

no recibirá

bonificación

pero después

podrá consumir

hasta el mismo

valor sin tener

que abonarlo.

Esto solo es

válido hasta 200

kW

Evaluación

general

Marco

normativo muy

bueno y claro,

pero no es

aplicable para

grandes

instalaciones.

Situación de

discusión/revi-

sión.

Desincentivo

para

autoconsumo.

Definición

estrecha de

autoconsumo

sin incluir

inquilinos.

Marco legal que

da soporte al

autoconsumo

Después de la

redacción del

borrador del

autoconsumo el

futuro de esta

modalidad de

producción de

energía

eléctrica se

complica

Se da soporte a

este tipo de

instalaciones

pero el marco

que las regula

es complejo y

lo limita a

instalaciones

domésticas o de

pequeñas

empresas.

Tabla 3. Medidas específicas en el sector solar. Fuente: SunEdison. Modificado.

El autoconsumo de energía renovable debe ser reconocido como una política que

contribuye con un alto potencial para alcanzar los objetivos de política energética de la

Unión Europea, pero se deberían reducir las barreras legales a este tipo de instalaciones

para que lleguen a competir con fuerza en el mercado eléctrico. Nos centraremos a partir

de aquí a explicar en la situación actual que se encuentra el autoconsumo en España.



34

4.2. El Borrador del Autoconsumo: el Golpe Final

El autoconsumo eléctrico es una tecnología que estaba en plena alza desde el

establecimiento de las primas tan llamativas para este tipo de productores de energía

eléctrica, que tenían las posibilidad de producir energía suficiente para ser autosuficientes

y encima poder vender el excedente a la compañía obteniendo así un mayor beneficio ya

que el precio al cual vendían el kWh era mayor que el precio en el que se situaba en el

mercado.

Todo eran ventajas hasta que apareció el Real Decreto 1/2012, de 27 de enero, con el que

se ponía fin al régimen retributivo de este tipo de instalaciones y con el que prácticamente

dejaba de ser una tecnología rentable. Si esto no es poco, el autoconsumo eléctrico aún se

ve menos viable con el nuevo borrador de Real Decreto por el que se establece la

regulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades

de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo. En

este borrador se establece un nuevo concepto, el peaje de respaldo, que obliga al productor

de energía eléctrica a tener que pagar las tasas de mantenimiento de la red de distribución

por el simple hecho de estar conectado por en caso de emergencia adquirir la energía

eléctrica de la red.

El borrador fue redactado en julio del 2013 y se preveía su publicación oficial a principios

de este año, pero parece ser que su publicación verá luz en los próximos meses.

El Real Decreto- ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para

garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico, crea en el Ministerio de Industria,

Energía y Turismo, el Registro de autoconsumo para tener así un seguimiento de los

consumidores acogidos a modalidades de suministro con autoconsumo y aquellos que

estén asociados a instalaciones de producción de energía eléctrica que estén conectadas en

el interior de su propia red o a través de una línea directa.

El concepto de autoconsumo abarca diversas modalidades de consumo de energía

procedente de instalaciones generadoras conectadas en el interior de la red del consumidor

o a través de una línea directa, con consumo total o vertiéndose a la red los excedentes de

producción de la instalación generadora.

Esta modalidad de producción y consumo ayuda a que la generación de electricidad

distribuida se integre correctamente en la red aportándole así eficiencia, producción y

gestión, y no una simple conexión para la entrega de la energía eléctrica producida.

Recordemos que la generación distribuida es beneficiosa para el sistema ya que reduce las

pérdidas de energía a través de la red y minimiza el impacto que suponen las grandes

instalaciones en su entorno.

Pero aquí es donde aparece el problema, el kit de la cuestión, cuando hablamos de

generación distribuida y el borrador de Real Decreto establece que no reduce los costes de

mantenimiento de las redes de transporte y distribución ni los costes ajenos al suministro

que se encuentran imputados a los peajes de acceso y que podría aumentar los costes de



35

inversión en las redes para adecuarlas a las necesidades derivadas de la generación

distribuida.

También debemos tener en cuenta el precio pagado por los consumidores al adquirir

energía de la red, que incluye costes debidos al respaldo que requiere el sistema para

garantizar el balance entre generación y demanda. Si un consumidor está acogido a una

modalidad de autoconsumo, si su red se encuentra conectada al sistema, se estará

beneficiando de dicho respaldo aun cuando este autoabasteciéndose, al contrario de si se

encontrara aislado completamente del sistema eléctrico. Por lo tanto aparece aquí el

denominado peaje de respaldo para hacer frente a este coste que no se tenía en cuenta pero

que existe ya que en caso de necesidad puede adquirir o verter su energía en la red de

distribución.

La implantación de pequeñas instalaciones de generación de energía eléctrica,

prácticamente invisibles para el operador del sistema y para los gestores de la red de

distribución, hace que se deba llevar a cabo un seguimiento continuo de la incidencia que

suponen sobre la operación del sistema.

Se trata pues de avanzar hacia un sistema de generación distribuida con venta de

excedentes de producción y abasteciéndose instalaciones con su propia producción

autoconsumiendo su propia energía eléctrica generada. Este aspecto es muy interesante en

los sistemas eléctricos insulares ya que la producción de energía eléctrica en las islas es

mucho más costosa que lo que puede llegar a ser en el sistema peninsular, y la

implantación de pequeñas instalaciones para uso doméstico o de pequeñas industrias

podría reducir notablemente el coste de generación a gran escala en dichos territorios.

El borrador de Real Decreto establece en el objeto que cualquier parte de la instalación de

generación o de consumo que mantenga una conexión con la red, tanto la instalación como

los titulares estarán sujetos a las obligaciones y derechos previstos en la Ley 54/1997, de

27 de noviembre y en su normativa de desarrollo, pero esto no es cierto ya que en la

actualidad tenemos otra regulación del sector eléctrico más moderna, que salió a la luz en

el mismo año de la redacción de este borrador, que es la Ley 24/2013, de 26 de diciembre,

del sector eléctrico que deroga prácticamente en su totalidad a la ley anteriormente

mencionada.

Se entienden como modalidades de suministro de energía eléctrica la que va directamente

para los consumidores, que sería el caso en que el productor y consumidor se encontrara en

la misma red y por lo tanto en este caso tan solo se entendería el sujeto consumidor, y

también contempla la posibilidad de suministro de energía eléctrica de los consumidores

asociados a instalaciones de producción que figuren en el registro correspondiente y que

estén conectadas en el interior de su red o a través de una línea directa, que en este caso

dispondríamos de un sujeto consumidor y el otro sujeto productor. Por lo tanto la

diferencia entre los dos tipos de modalidad de autoconsumo es el registro o no de su

instalación, que vendría a ser el autoconsumo aislado o asistido por la red. En el segundo

caso también se encarga de establecer una serie de condiciones económicas para la venta

de los excedentes al sistema, excedentes que se producen debido a la diferencia entre la



36

energía eléctrica producida por nuestra instalación y la energía que consumimos en un

momento puntual.

Solo se entenderá por autoconsumo y le será de aplicación este borrador de Real Decreto

aquellas instalaciones que no superen los 100 kW de potencia contratada y posean una

potencia instalada igual o inferior a esos 100 kW, pudiéndose conectar únicamente en la

modalidad de autoconsumo aislado, y serán aquellos consumidores de energía eléctrica con

independencia de su potencia contratada que estén conectados a una instalación de

producción (ya sea en su red interior o a través de una línea directa) los que deberán

inscribir sus instalaciones como instalaciones de producción dentro del Registro

administrativo de instalaciones de producción creado para este mismo objetivo, y por lo

tanto, serán instalaciones recogidas en la modalidad de autoconsumo asistido de la red de

distribución.

Como dice la propia palabra auto, significa a sí mismo, y por lo tanto entendiendo

autoconsumo como consumo propio, la persona física o jurídica consumidora de la energía

eléctrica deberá ser la misma que la haya producido. Si no es cierto no estaremos hablando

de autoconsumo de energía eléctrica y sería un mero sistema compra-venta de electricidad.

Mantiene que las instalaciones de generación de potencia no superiores a 100 kW como es

el caso de las viviendas domésticas y las pequeñas industrias lo previsto en el Real Decreto

1699/2011, de 18 de noviembre, que establece la conexión a red de instalaciones de

producción de energía eléctrica de pequeña potencia. Por lo referente a los equipos de

medida que debe poseer la instalación estos vienen determinados por el Real Decreto

1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de

medida del sistema eléctrico.

El consumidor acogido a una modalidad de autoconsumo deberá disponer de los equipos

de medida necesarios para la correcta facturación y cálculo del consumo y producción que

ofrezca su instalación. En los puntos más próximos a la frontera del sistema dispondrá de

dos equipos de medida independientes y sincronizados para calcular ambas direcciones de

la energía eléctrica en nuestra instalación. Dependiendo del tipo de instalación que sea se

deberán cumplir unos requisitos u otros a la hora de instalar dispositivos de medida y su

ubicación dentro del sistema.

El servicio que debe ofrecer el productor de energía eléctrica a través de la modalidad de

autoconsumo debe satisfacer la calidad de servicio dispuesta en el capítulo V del Real

Decreto por el que se regula la actividad de comercialización y las condiciones de

contratación y suministro de energía eléctrica.

Después de definir todos los parámetros citados anteriormente, el presente Real Decreto

establece las obligaciones y los aspectos a tener en cuenta por los consumidores adheridos

a este tipo de modalidad de consumo de energía eléctrica.



37

El Peaje de Generación

La instalación de producción deberá satisfacer los peajes de acceso a la red de distribución

establecidos en el Real Decreto 1544/2011, de 31 de octubre, por el excedente vertido a la

red.

El borrador de Real Decreto de autoconsumo deja claro que a pesar que el productor de

energía eléctrica y el consumidor sea la misma persona física o jurídica deberán establecer

una serie de contratos. El productor de energía eléctrica deberá formalizar un contrato de

suministro para sus servicios auxiliares de generación y, por otro lado, el consumidor de

energía eléctrica deberá suscribir un contrato de suministro que refleje que consume

energía procedente de una instalación de generación a través de la modalidad de

autoconsumo a su empresa comercializadora.

El productor acogido a la modalidad de autoconsumo podrá ceder al sistema el excedente

producido y en caso de estar ligado a un régimen económico primado se aplicará al

excedente vertido.

Asimismo, la energía adquirida por el consumidor será obtenida a partir de los saldos netos

horarios que se obtengan como sumas parciales de las medidas horarias de producción y

consumo.

Productor y consumidor de la electricidad se pondrán de acuerdo y pactaran un precio

fijado por la energía suministrada, pero si productor y consumidor están conectados a

través de una línea directa o en la misma red, el consumidor deberá pagar el peaje de

respaldo, que ha sido la gran modificación que ha establece este borrador ya que obliga al

consumidor de energía procedente del autoconsumo a pagar por algo que no debería pagar

ya que no se beneficia de la ayuda del estar conectado al sistema pero como consideran que

en algún momento podrías obtener energía de la red debes pagar por el mantenimiento de

la misma, que es lo que no deja de ser este peaje de respaldo creado tan solo para este tipo

de instalaciones para el autoconsumo.

El peaje de respaldo será facturado por la empresa comercializadora, igual que la totalidad

del suministro con modalidad de autoconsumo.

Es en el artículo 16 donde le dedica protagonismo íntegro al peaje de respaldo y lo define

como: “…el pago a realizar por la función de respaldo que el conjunto del sistema eléctrico

realiza para posibilitar la aplicación del autoconsumo.” No deja de ser un importe

entendido como ingreso liquidable del sistema, del mismo modo que lo es el peaje de

acceso a la red.

En el mismo artículo explica el modo de calcularlo y dice así: “El peaje de respaldo se

calculará, para cada categoría de peaje de acceso, considerando el término variable de los

peajes de acceso, el valor de los pagos por capacidad que corresponda y el precio estimado

de los servicios de ajuste en cada periodo correspondientes a la demanda nacional.”



38

Por lo tanto aquí queda evidenciado que mientras más coste le suponga la instalación

conectada en la modalidad de autoconsumo al sistema en el caso de estar abasteciéndose

del mismo, mayor será su cuantía a pagar debido al desgaste que le supone a la red del

sistema hacer llegar la energía al punto de la instalación y por eso considera en el momento

de cobrar el peaje la capacidad de nuestra instalación, además de términos variables como

el peaje de acceso y el ajuste dela red en cada periodo.

El valor que tomará el peaje de respaldo que dependerá de la categoría de peaje de acceso a

las redes de transporte y distribución, son los siguientes:

Tabla 4. Peajes de respaldo para baja y alta tensión. Fuente: Borrador RD Autoconsumo.

Tabla 5. Tarifas de acceso existentes para baja y alta tensión. Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Turismo.

Por lo tanto para una instalación doméstica estaremos sujetos a una tarifa 2.0 A, y

podríamos escoger una tarifa con discriminación horaria o discriminación horaria

supervalle pero eso haría que nuestro peaje de respaldo también aumentase

considerablemente así que consideramos la tarifa 2.0 A sin ningún tipo de discriminación

horaria.

La creación del Registro Administrativo de autoconsumo obliga a todas las instalaciones,

independientemente de su modalidad de conexión (sea aislada, asistida o interconectada), a

inscribirla en el registro y a comunicar cualquier tipo de modificación en la modalidad de



39

conexión al mismo. De saltarse este artículo se estaría incumpliendo el correspondiente

control del autoconsumo y se habría cometido una falta catalogada como muy grave.

Para inscribirnos en el Registro Administrativo de autoconsumo de energía eléctrica

deberemos hacerlo únicamente por medios telemáticos y enviar la documentación a la

Dirección General de Política Energética y Minas.

La documentación a presentar es el certificado del instalador autorizado o el cumplimiento

de lo dispuesto en el Reglamento de Centrales, Subestaciones y Centros de

Transformación, dependiendo si nuestra instalación figura o no en el registro

correspondiente.

A parte de ese documento también deberán presentar el siguiente, cumplimentado

adecuadamente:

Tabla 6. Formulario inscripción Registro Autoconsumo (Parte 1/2). Fuente: Borrador RD Autoconsumo.



40

Tabla 7. Formulario inscripción Registro Autoconsumo (Parte 2/2). Fuente: Borrador RD Autoconsumo.

Con el objetivo de evitar la producción fraudulenta la Administración General del Estado,

en colaboración con las administraciones competentes podrán realizar inspecciones y

programas de seguimiento, y evidentemente, de detectarse una situación fraudulenta le

sería inmediatamente interrumpido el suministro eléctrico y podría ser sancionado como

una falta muy grave.

El borrador de Real Decreto del autoconsumo recoge también que se dispondrá de dos

meses para actualizar a dicho Real Decreto aquellas instalaciones que estuvieran

abasteciéndose de una modalidad de autoconsumo y en el caso de no cumplir este periodo

se considerará falta muy grave.

En su disposición transitoria tercera establece la reducción del peaje de respaldo hasta el 31

de diciembre de 2019 a los consumidores acogidos a una modalidad de autoconsumo en los

sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

Calcula el nuevo peaje de respaldo a partir de la siguiente fórmula:

𝑃𝑅𝑆𝐸𝐼𝐸−𝑖 = 𝑃𝑅 − (𝑃𝐸𝑖 − 𝑃𝐸𝑝) · 𝐶 (1)

Dónde:

𝑃𝑅𝑆𝐸𝐼𝐸−𝑖: Peaje de respaldo en el sistema eléctrico aislado i.

𝑃𝑅: Peaje de respaldo previsto para dicha instalación.

𝑃𝐸𝑖: Cociente entre el coste variable de generación anual a efectos de liquidación y la

demanda en barras de central en el sistema eléctrico aislado i.



41

𝑃𝐸𝑝: Media anual del precio final horario peninsular.

𝐶: Coeficiente que tomará el valor de 0,15.

El Real Decreto de Autoconsumo debería haber sido publicado en el primer trimestre del

2015, pero estamos a mediados de año y aún no ha salido a la luz, quizá por culpa del

cuestionado peaje de respaldo, que haciendo un símil de la situación sería lo mismo que

hacerle pagar a un agricultor los tomates que recolecta de su huerta al precio del tomate en

el mercado.

Lamentablemente aún parece que deberemos esperar unos cuantos meses más para conocer

el contenido de dicho real decreto, a pesar que ya en el Real Decreto 1699/2011, de 18 de

noviembre, se dejó clara la necesidad de una regulación de la modalidad de autoconsumo

eléctrico, pero pasan los años y la situación sigue sin variar. Quizá más que disfrutar de un

marco normativo claro en esta materia, a causa del déficit tarifario, se han reducido las

retribuciones a las instalaciones renovables y esto puedo poner en jaque este tipo de

instalaciones autosuficientes y hacerlas prácticamente insostenibles.

Antiguamente la electricidad era producida en grandes centrales y tenía que recorrer

kilómetros para llegar a los hogares, en la actualidad se estaba caminando hacia un sistema

de generación distribuida con pequeños productores conectados a la red, y lo se habla en

pasado ya que hasta que no sea publico el Real Decreto del Autoconsumo no sabremos si

la generación distribuida se abrirá camino como venía haciendo o permanecerá en el

recuerdo.



42

4.3. Tipos de Instalaciones para el Autoconsumo y sus

Características Definitorias

Si observamos la normativa vigente española por lo que hace al tipo de conexión de

nuestras instalaciones de generación de energía eléctrica a partir de módulos fotovoltaicos

vemos que establece tres tipos de conexiones de nuestra instalación: asistida, aislada o

interconectada con la red. Observemos que significa cada una de las tres modalidades y sus

características más significativas que las diferencia una de las otras.

4.3.1. Instalación Aislada de la Red

Una instalación aislada de la red, como su propio nombre indica, es aquella que no necesita

ningún tipo de conexión física con la red de distribución, ya que es autosuficiente. Para

poseer esta virtud de autoabastecerse una instalación tiene que ser capaz de almacenar el

excedente de energía producido durante las horas donde más producción hay para así

cargar las baterías y poder consumir de ellas en las horas donde ya no hay producción de

las placas. La conexión a los receptores precisará la instalación de un dispositivo que

permita conectar o desconectar la carga a la salida del generador e incorporarán las

protecciones generales contra sobreintensidades y contactos directos e indirectos

necesarios para la instalación que alimenten.

Este tipo de instalaciones tienen dos grandes problemas en diferencia a las demás. El

primero es la necesidad de instalar baterías para almacenar el excedente de energía

generado en las horas de producción, y al haber de tener en cuenta los días de autonomía

de la instalación (normalmente se suelen tener en consideración tres días) el dimensionado

de estas baterías es una pieza clave en el coste final de nuestro proyecto de instalación.

El otro problema que tienen estas instalaciones es en el momento que nos quedásemos sin

electricidad ya sea porque se han superado los días de autonomía de las baterías o porque

haya habido una avería importante en la instalación (desde la rotura de algunos módulos

hasta la avería del regulador de carga o de las propias baterías). En ese momento no

tendríamos la posibilidad que nos ofrecen otros tipos de modalidad de conexión de

abastecernos de la red de distribución en caso de necesidad.

Pero también es cierto que ese riesgo nos sale rentable en el caso que nuestra instalación se

encuentre en un lugar de difícil acceso o lejos de los núcleos de población.

Es la conexión más característica en viviendas o pequeñas naves industriales situadas en

las condiciones descritas anteriormente.

Este tipo de instalación no sufre ni el peaje de acceso a la red de distribución ni el peaje de

respaldo por la energía eléctrica autoconsumida ya que no le supone coste alguno al

sistema.



43

4.3.2. Instalación Asistida por la Red

Una instalación asistida por la red es aquella que está conectada directamente a la red de

distribución para consumir de ella en los momentos que no están produciendo las placas y

para vender el excedente generado cuando se produce más energía de la que se está

consumiendo en la instalación. Por lo tanto, no es habitual instalar baterías para acumular

nuestro excedente en este tipo de instalaciones, pero sí que podríamos llegar a hacerlo.

Existe una conexión con la red de distribución pública, pero sin que los generadores

puedan estar trabajando en paralelo con ella. La fuente preferente de suministro podrá ser

tanto los grupos generadores como la red de distribución pública, quedando la otra fuente

como fuente de apoyo o socorro. Para impedir la conexión simultanea de ambas fuentes, se

deben instalar los correspondientes sistemas de conmutación, aunque se permitirá la

realización de maniobras de transferencia de carga sin corte siempre que se cumplan una

serie de requisitos técnicos.

El problema de esta modalidad de conexión es el controvertido peaje de respaldo que

pretende que paguemos una cantidad por la energía que autoconsumimos simplemente por

el hecho de estar conectados a la red, alegando el mantenimiento de la misma como la

causa de este peaje.

Si bien es cierto que con este tipo de instalación jamás sufriríamos un corte en nuestra

instalación también es cierto que nos supone pagar peaje por nuestra propia energía, y el

hecho de verter el excedente generado a la red hace que tengamos que negociar con nuestra

empresa distribuidora de energía el precio por el cual nos pague el kWh, que normalmente

acaba siendo a precio de pool.

La idea perseguida por las instalaciones de autoconsumo es la de poder trabajar con la red

como si de una batería se tratara, lo definido como balance neto. Producimos energía

eléctrica a través de nuestras placas y el excedente de producción lo vertimos a la red de

forma gratuita para así poder consumir de ella cuando lo necesitemos de la misma forma,

por el hecho de haber vertido anteriormente energía de nuestra instalación. Sería la

modalidad soñada por cualquier propietario de una instalación de autoconsumo, pero

simplemente es una utopía.



44

4.4. Conexionado de las Distintas Instalaciones para el Autoconsumo

Con carácter general, los circuitos de generación y consumo serán independientes y estarán

dotados de sus correspondientes equipos de medida instalados en paralelo y en la misma

ubicación. Sólo si se pretende vender energía excedentaria, se permite la instalación de un

único equipo de medida con registros de generación y consumo independientes,

requiriéndose la suscripción de dos contratos de acceso (Art. 18.3 del RD 1699/2011).

Es decir:

- Cuando se pretenda vender toda la producción eléctrica, la conexión se realizaría entre la

CGP y el contador de la instalación de consumo, siendo equivalente a la conexión a red

clásica pero conectada en la red interior.

- Si se quiere autoconsumir, la conexión se situaría entre el contador de la instalación de

consumo y la CGMP, sustituyendo éste por un contador bidireccional que registre los

flujos de energía con la compañía distribuidora.

Figura 13. Punto de conexionado a red dependiendo de la finalidad de la instalación.

Fuente: EREN.

A y B son conexiones a red para venta.

-La producción sería pagada a precio de pool según establece el RDL 1/2012.

-El consumo sería pagado al precio de tarifa contratada en ese momento.

-El generador precisaría de su propio contador independiente del de consumo.

C y D son conexiones en red interior para autoconsumo de energía.

-La producción no autoconsumida instantáneamente sería pagada a precio de pool igual

que en el caso anterior pero en cambio la autoconsumida tendrá el hándicap del peaje de

respaldo así que también deberemos pagar por ella.

-La energía que consumiéramos de la red sería pagada al precio de la tarifa.

-El contador de consumo se sustituiría por uno bidireccional.



45

Esquema unifilar para instalaciones de producción con potencia menor a 100 kW y

tecnologías de las categorías a), b) y c) del artículo 2 del RD 661/2007 con conexión a una

red interior de un consumidor de BT (Venta de energía y consumo).

Figura 14. Esquema unifilar conexión a red de distribución. Fuente: Iberdrola.

En el caso que la compañía distribuidora fuese Iberdrola Distribución de Baja Tensión

precisarían todas las protecciones anteriores para podernos conectar y poder verter la

energía generada a su red de distribución, a pesar que con otras compañías tampoco

cambiaría demasiado el aspecto de aparamenta para que se pudiera producir el

conexionado de nuestra instalación a su red.



46

4.5. Legalización de las Instalaciones para el Autoconsumo

Dependiendo de su Conexión

Trámite Organismo A red interior de

consumo ≤ 10 kW

Punto de acceso y conexión Compañía distribuidora Comunicación

Condición de régimen especial Dirección General de

Energía y Minas Solicitud

Licencia de obras Ayuntamiento Solicitud

Ejecución de la instalación solar fotovoltaica

Certificado instalación eléctrica

(BT o AT)

Servicio Territorial de

Industria Registro

Contrato técnico de acceso Compañía distribuidora Solicitud y firma

Contrato de compra venta de energía Compañía distribuidora Solicitud y firma

Conexión a red y primera verificación Compañía distribuidora Solicitud y pago

tasas

Registro Administrativo de

instalaciones en régimen especial

definitivo

Dirección General de

Energía y Minas Solicitud

Registro establecimientos industriales Servicio Territorial de

Industria Registro

Licencia de apertura o actividad Ayuntamiento Solicitud

Registro Administrativo de

instalaciones en régimen especial

definitivo

Ministerio de Industria De oficio

Representación en el mercado Agente Representante Selección

Registro impuestos especiales Agencia Tributaria Registro

Tabla 8. Legalización instalación autoconsumo menos de 10 kW conectada a la red. Fuente: ENER.



47

4.6. Componentes de una Instalación Solar Fotovoltaica

Las instalaciones solares fotovoltaicas surgen como una necesidad de proporcionar energía

eléctrica a núcleos o elementos aislados de la red eléctrica. Las instalaciones fotovoltaicas

se componen de:

Los paneles fotovoltaicos

La generación del corriente eléctrico se produce por el efecto fotovoltaico, que consiste en

la conversión directa de la radiación solar en energía eléctrica en forma de corriente

continuo y ésta se produce en los paneles. Los paneles de silicio policristalino están

basados en secciones de una barra de silicio que se ha estructurado desordenadamente en

forma de pequeños cristales. Son los que utilizaremos para nuestra instalación ya que son

más económicos a pesar que sean un poco más voluminosos. Los parámetros de un panel

fotovoltaico son:

-Tensión de circuito abierto: es el voltaje que se puede medir con un voltímetro sin ningún

consumo conectado al panel.

-Intensidad de cortocircuito: es la intensidad medida en amperios cuando se cortocircuitan

sus bornes con un amperímetro y el valor del voltaje es de 0V.

-Potencia de pico: es la potencia en vatios que genera un panel en condiciones de radiación

solar standard. La potencia de pico es el producto de la intensidad de pico y el voltaje de

pico.

Los reguladores de carga

Los reguladores son dispositivos electrónicos encargados de la carga y descarga del

acumulador (batería), en el caso que nuestra instalación esté aislada de la red de

distribución, así como controlar que los equipos de consumo no descarguen demasiado las

baterías. Son dispositivos que funcionan automáticamente y que tienen un bajo

mantenimiento, bajo coste y una alta fiabilidad.

Las funciones de los reguladores de carga son:

- Desconectar los equipos de consumo en el caso que la descarga de las baterías sea

excesiva, en el caso que nuestra instalación esté aislada de la red de distribución.

- Protección contra cortocircuitos, sobretensiones, sobrecargas e inversiones de polaridad.

- Avisar con indicadores luminosos de los diferentes estados de funcionamiento del equipo.

Un regulador PWM es un regulador sencillo que actúa como un interruptor entre los

módulos fotovoltaicos y la batería, en el caso que nuestra instalación esté aislada de la red

de distribución. Conectados a un regulador PWM, los módulos fotovoltaicos están

forzados a trabajar a la tensión de la batería lo que resulta en pérdidas de rendimiento

respecto al punto de máxima potencia de los módulos.



48

Las ventajas de este tipo de regulador son la sencillez, reducido peso y el precio. La

desventaja principal es la pérdida de rendimiento con respecto a reguladores MPPT, es

decir un regulador PWM va a extraer menos energía de un campo fotovoltaico que un

regulador MPPT, por lo cual se necesitan más módulos fotovoltaicos para sacar la misma

producción. Pero el precio es mucho menor.

Las baterías

Las baterías son los dispositivos encargados de almacenar la energía eléctrica producida

por los paneles durante las horas de radiación solar para cederla a los equipos de consumo

en las horas donde no hay radiación solar y por lo tanto las horas en las que los paneles no

producen energía eléctrica, considerando nuestro sistema como aislado de la red, ya que de

estar conectado a red este dispositivo no sería necesario a nivel doméstico a pesar que sí

que podría tener cabida en la instalación, hecho que haría que el precio de la misma se

disparase.

Las baterías para aplicaciones fotovoltaicas son de tipo estacionario y admiten la

regeneración en caso de descarga profunda. Suelen ser de plomo ácido, y son las que

utilizaremos para nuestra instalación, conectando vasos de 2 V en serie para conseguir la

tensión deseada.

Los inversores o convertidores DC/AC

El inversor o convertidor DC/AC es un dispositivo electrónico que tiene como función

principal convertir el corriente continuo que generan los paneles a corriente alterna con la

finalidad de suministrar energía a los equipos de consumo que únicamente podrán

funcionar con este voltaje.

Estos equipos también pueden tener otra función importante y es la de poder conectarse a

la red eléctrica para suministrarle la energía que le sobra a la instalación, convirtiendo así

la instalación en una central generadora de energía eléctrica.

Los inversores de onda de salida sinusoidal son los destinados a suministrar energía

eléctrica a la red de distribución. Son los de mayor calidad ya que tienen un rendimiento

superior al 90%, y el voltaje, la frecuencia y la fase de la señal producida es muy precisa y

estable.


Estudio de Implantación de una Instalación para el Autoconsumo en el Territorio Español

49

5. Estudio de Implantación de una Instalación para el

Autoconsumo en el Territorio Español

Procedemos a hacer una comparativa entre tres instalaciones de 5 kW de potencia

contratada ubicadas en tres puntos diferentes. Una estará situada en Galicia (concretamente

en A Coruña), otra estará ubicada en Cataluña (concretamente en Tarragona) y la tercera

estará situada en las Islas Canarias (concretamente en Santa Cruz de Tenerife).

Consumos

Hemos establecido un consumo tipo básico de una vivienda familiar (cuatro residentes)

calculando el consumo del uso de electrodomésticos y de iluminación por día. Aquí

podemos observar las tablas de consumo de nuestra vivienda muestra:

Consumo de los electrodomésticos por día

Aparato Horas Energía (W) Total (Wh)

Televisor 5 70 350

Frigorífico 24 150 3600

Ordenador 2 300 600

Lavadora 2 500 1000

Total energía consumida electrodomésticos 5550

Consumo de las iluminarias por día

Aparato Horas Energía (W) Total (Wh)

Lámpara fluorescente x2 5 11 110

Lámpara incandescente x2 4 60 480

Tubo fluorescente x2 4 30 240



Total energía consumida iluminarias 930

Total energía consumida por día 6480

Tabla 9. Consumo tipo vivienda familiar. Elaboración propia.

Esto nos supone un consumo total de 6,48 kWh al día.



50

Como nuestra instalación no tiene un rendimiento del 100% lo calcularemos a través de los

siguientes parámetros:

Coeficiente de pérdidas en las baterías 5%

Coeficiente de autodescarga de las baterías 0.5%

Profundidad de descarga de las baterías 60%

Coeficiente de pérdidas en el inversor 6%

Coeficiente de pérdidas en el cableado 5%

Autonomía del sistema 3 días

Tabla 10. Valor parámetros instalación. Elaboración propia.

Y obtenemos el valor del rendimiento a través de la fórmula:

ŋ = 1 − [(1 − 𝐾𝑏 − 𝐾𝑐 − 𝐾𝑣) · 𝐾𝑎 ·𝑁

𝑝𝑑] − 𝐾𝑏 − 𝐾𝑐 − 𝐾𝑣 = (2)

= 1 − [(1 − 0.05 − 0.06 − 0.05) · 0.005 ·3

0.6] − 0.05 − 0.06 − 0.05 = 0.819

Dónde:

ŋ= Rendimiento general de la instalación.

Kb=Pérdidas en el acumulador.

Kc=Pérdidas en el inversor.

Kv=Pérdidas en el cableado.

Ka=Coeficiente de autodescarga.

N=Número de días de autonomía de la instalación.

pd=Profundidad de descarga de los acumuladores.

(Todos los datos introducidos en la fórmula en tanto por uno.)

Aplicando dicha fórmula obtenemos un rendimiento de la instalación del 81.9%, que éste

será común en las tres instalaciones ya que solo depende de parámetros de eficiencia de los

componentes de la instalación y no de su ubicación, que es indiferente para el cálculo de

este valor.



51

Considerando que el consumo teórico era de 6,48 kWh al día, aplicándole el rendimiento

del 81.9% que hemos obtenido, obtenemos el consumo real diario de nuestra instalación,

que es de 7912.09 Wh. Y teniendo en cuenta que todos los meses del año se consume de

media esta cifra obtenemos la siguiente tabla:

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Consumo

(%) 100 95 90 85 85 90 100 100 90 85 90 100

Consumo

(W) 7912 7516 7121 6725 7121 7912 7912 7121 6725 7121 7912 7912

Tabla 11. Porcentaje de consumo por mes. Elaboración propia.

Horas de sol pico

Para el cálculo de las horas de sol pico, se ha utilizado la base de datos NREL-NASA,

contemplando la inclinación y orientación elegidas (las óptimas), así como los datos de

localización del lugar.

La declinación solar es un aspecto a tener en cuenta y consiste en calcular el ángulo

formado por una línea ficticia que una los centros de la Tierra y el Sol y el plano

ecuatorial, variando este ángulo a diario.

Figura 15. Declinación solar anual. Fuente: astrofactoria.

La declinación solar se ha calculado con la siguiente fórmula:

𝛿 = 23,45 · sin (360 ·284+𝛿𝑛

365) (3)

Dónde:

𝛿 = Declinación en grados.

𝛿 n=Día del año (1…365, tomando el 1 como el inicio de enero).

Se ha elegido un día de cada mes, coincidiendo con el punto medio de cada uno de los

meses.



52

Otro aspecto a tener en cuenta es la elevación solar, que consiste en el ángulo formado

entre la dirección del Sol y el horizonte ideal. En la siguiente figura se contemplan los

diferentes ángulos formados por el sol, observamos la altura solar o elevación solar, el

ángulo cenital (que es el formado por la vertical del lugar y el Sol) y el ángulo acimutal

(que es el formado entre la proyección horizontal del Sol y el norte, si se mide respecto el

sur se tendrá en cuenta el ángulo de 180º que separa a ambos).

Figura 16. Ángulos solares. Fuente: ujaen. Modificado.

Para el cálculo de la elevación solar se han tomado los valores:

(90º-𝛾- 𝛿) en el solsticio de invierno.

(90º- 𝛾 + 𝛿) en el solsticio de verano.

Siendo 𝛾 la latitud del lugar y 𝛿 la declinación.

Para determinar la inclinación óptima se han utilizado las siguientes premisas:

β = 𝛾- 𝛿 en el solsticio de verano.

β = 𝛾+ 𝛿 en el solsticio de invierno.

Pasando por el valor de β= 𝛾 en los equinnocios siendo 𝛾 la latitud del lugar y 𝛿 la

declinación.



53

Para la estimación del parámetro de radiación global óptima se ha utilizado la siguiente

fórmula:

𝐺𝑎(𝛽𝑜𝑝𝑡) = 𝐺𝑎(0)

1−4.46·10−4·𝛽𝑜𝑝𝑡−1.19·10−4·𝛽𝑜𝑝𝑡2 (4)

Dónde:

- 𝐺𝑎(𝛽𝑜𝑝𝑡): valor medio anual de la irradiación global sobre superficie con

inclinación óptima (kWh/m2).

- 𝐺𝑎(0): media anual de la irradiación global horizontal (kWh/m2).

- 𝛽𝑜𝑝𝑡: inclinación óptima de la superficie (º)

Y para la obtención del factor de irradiación (FI) se han utilizado las siguientes

expresiones:

𝐹𝐼 = 1 − [1.2 · 10−4(𝛽 − 𝛽𝑜𝑝𝑡)2

+ 3.5 · 10−5 · 𝛼2] para 15º< 𝛽 < 90º. (5)

𝐹𝐼 = 1 − [1.2 · 10−4(𝛽 − 𝛽𝑜𝑝𝑡)2

] para 𝛽 ≤ 15º. (6)

Dónde:

- FI: factor de radiación (sin unidades).

- 𝛽 : inclinación real de la superficie (º).

- 𝛽𝑜𝑝𝑡 : inclinación óptima de la superficie (º).

- 𝛼 : acimut de la superficie (º).

Finalmente las horas de sol pico (HSP) es el resultado de multiplicar la radiación global

óptima (𝐺𝑎(𝛽𝑜𝑝𝑡)) por el factor de radiación (FI).

Después de conocer todas las variables a analizar realizaremos una tabla resumen con

todos los datos de las tres instalaciones, pudiendo comparar así los diferentes parámetros

entre cada una de ellas y observar en gráficos las diferencias entre una zona u otra del

territorio español.



54


Día mes 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

Nºdía/año 15 45 76 106 137 168 198 229 259 290 321 351

Declinación -21.3º -13.6º -2.0º 9.8º 19.3º 23.4º 21.2º 13.1º 1.8º -10.3º -19.6º -23.4º

Elev. Solar

TA 27.6º 35.3º 46.9º 58.7º 68.1º 72.3º 70.1º 62.0º 50.7º 38.6º 29.3º 25.5º

Elev. Solar

AC 25.4º 33.0º 44.6º 56.4º 65.9º 70.0º 67.8º 59.7º 48.4º 36.3º 27.0º 23.2º

Elev.Solar

TE 40.3º 47.9º 59.5º 71.3º 80.8º 84.9º 82.7º 74.7º 63.4º 51.2º 41.9º 38.1º

Inclin. ópti.

TA 62.4º 54.7º 43.1º 31.3º 21.9º 17.7º 19.9º 28.0º 39.3º 51.5º 60.7º 64.5º

Inclin. ópti.

AC 64.7º 57.0º 45.4º 33.6º 24.1º 20.0º 22.2º 30.3º 41.6º 53.7º 63.0º 66.8º

Inclin. ópti.

TE 49.7º 42.1º 30.5º 18.7º 9.2º 5.1º 7.3º 15.3º 26.7º 38.8º 48.1º 51.9º

Rad_glo_hor

TA 1.94 3.12 4.38 5.39 6.11 6.90 6.92 5.82 4.65 3.13 2.08 1.62

Rad_glo_hor

AC 1.44 2.15 3.38 4.43 5.22 5.74 5.74 5.21 4.04 2.46 1.57 1.22

Rad_glo_hor

TE 3.57 4.41 5.58 6.44 6.98 6.83 6.50 6.54 6.00 4.92 3.74 3.28

Rad_glo_op

TA 3.81 5.04 5.77 6.20 6.55 7.23 7.33 6.51 5.82 4.73 3.89 3.41

Rad_glo_op

AC 3.04 3.66 4.60 5.21 5.67 6.08 6.16 5.94 5.21 3.89 3.14 2.78

Rad_glo_op

TE 5.22 5.72 6.37 6.78 7.08 6.87 6.56 6.78 6.64 6.12 5.32 4.99

FI TA 0.89 0.94 0.99 1.00 0.99 0.98 0.98 1.00 0.99 0.95 0.90 0.87

FI AC 0.88 0.93 0.98 1.00 0.99 0.98 0.98 1.00 0.99 0.95 0.89 0.86

FI TE 0.91 0.95 0.99 0.99 0.97 0.96 0.97 0.99 1.00 0.97 0.92 0.9

Tabla 12. Colección de parámetros tres ciudades. Parte 1/2.Elaboración propia.



55

HSP/dia TA 3.39 4.74 5.71 6.20 6.48 7.08 7.19 6.51 5.76 4.49 3.51 2.96

HSP/dia AC 2.67 3.40 4.51 5.21 5.62 5.96 6.00 5.94 5.15 3.69 2.80 2.39

HSP/dia TE 4.75 5.44 6.31 6.71 6.87 6.59 6.37 6.71 6.64 5.94 4.89 4.49

HSP/mes TA 105.1 132.7 177.0 186.0 200.9 212.4 222.9 201.8 172.8 139.2 105.3 91.76

HSP/mes AC 82.77 95.20 139.8 156.3 174.2 178.8 187.2 184.1 154.5 114.4 84.0 74.09

HSP/mes TE 147.3 152.3 195.6 201.3 213.0 197.7 197.5 208.0 199.2 184.1 146.7 139.2

Temp.

díamáx. TA 10.7º 12.1º 15.3º 17.3º 21.6º 26.0º 28.7º 28.0º 24.4º 20.0º 14.4º 11.5º

Temp. día

máx. AC 11.3º 11.7º 13.3º 13.8º 16.6º 19.7º 21.7º 22.2º 20.9º 17.6º 14.1º 12.3º

Temp. día

máx. TE 18.6º 18.1º 18.3º 18.6º 19.5º 20.9º 22.2º 23.0º 23.2º 22.6º 21.4º 20.0º

Consu/HSP

día TA 2334.0 1585.8 1247.1 1084.7 1037.9 1005.8 1100.4 1215.4 1236.3 1497.8 2028.7 2673.0

Consu/HSP

día AC 2963.3 2210.7 1578.9 1290.8 1196.7 1194.8 1309.9 1332.0 1382.7 1822.6 2543.2 3310.5

Consu/HSP

día TE 1662.2 1366.6 1128.5 991.9 969.1 1080.6 1242.1 1179.2 1072.4 1132.2 1456.2 1758.2

Tabla 13. Colección de parámetros tres ciudades. Parte 2/2.Elaboración propia.

Siendo:

- TA: Tarragona, Cataluña. (Celdas en verde en la tabla).

- AC: A Coruña, Galicia. (Celdas en azul en la tabla).

- TE: Tenerife, Islas Canarias. (Celdas en rojo en la tabla).



56

Teniendo la tabla comparativa del resultado a los diferentes parámetros en las tres

instalaciones procedemos a hacer unos gráficos donde podamos observar las diferencias

más significativas entre las tres instalaciones.

Figura 17. Comparativa elevación solar. Elaboración propia.

Figura 18. Comparativa inclinación óptima paneles. Elaboración propia.

Evidentemente, una es el ángulo complementario de la otra por lo tanto mientras mayor es

la desviación entre la dirección del sol y el horizonte ideal menor es la inclinación óptima

de los paneles.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Elevación solar (º)

A Coruña

Tenerife

Tarragona

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Inclinación óptima paneles (º)

A Coruña

Tenerife

Tarragona



57

Figura 19. Comparativa valor medio anual irradiación sup.óptima. Elaboración propia.

En este gráfico observamos como siguen la misma tendencia las tres líneas pero en

Tenerife hay más horas de irradiación sobre superficie óptima que en Tarragona y A

Coruña, a pesar que en los meses de verano (junio, julio y agosto) Tarragona supera la cifra

de Tenerife. A Coruña sí que se sitúa siempre por debajo del resto.

Figura 20. Comparativa horas de sol pico mensuales. Elaboración propia.

Igual que pasaba con la irradiación sobre superficie óptima, Tenerife sigue yendo por

encima del resto salvo en los meses de verano donde Tarragona supera sus valores. A

Coruña continua por debajo del resto.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Valor medio anual de irradicación sobre sup. óptima Ga(βopt) (h)

A Coruña

Tenerife

Tarragona

0

50

100

150

200

250

Horas de sol pico al mes (HSP/mes)

A Coruña

Tenerife

Tarragona



58

Figura 21. Comparativa temperatura diaria máxima. Elaboración propia.

Si analizamos la temperatura diaria máxima observamos que en Tenerife prácticamente no

hay diferencias entre verano e invierno ya que la línea es casi horizontal, manteniendo una

temperatura constante todo el año. En cambio, Tarragona está muchos meses por encima

de Tenerife por lo que hace a temperatura máxima pero también es verdad que el resto de

los meses no alcanza las temperaturas que logran alcanzar en las Islas Canarias. Igual que

en los dos anteriores gráficos A Coruña se mantiene por detrás, rozando solo en los meses

de verano las temperaturas que alcanza Tenerife pero el resto del año por detrás del resto.

Una vez estudiados los tres casos vamos a proceder a dimensionar lo más óptimamente

posible nuestra instalación, en cada uno de los casos adaptándose a sus necesidades.

0

5

10

15

20

25

30

35

Temperatura diaria máxima (ºC)

A Coruña

Tenerife

Tarragona



59

5.1. Estudio de la Implantación de una Instalación Aislada para el

Autoconsumo en Tarragona, Cataluña

5.1.1. Cálculo de los Paneles Tarragona

Teniendo en cuenta todas las estadísticas recogidas en la tabla anterior obtenemos los

siguientes datos:

El mes más desfavorable según consumos es diciembre.

Nuestra instalación estará situada en el Camí del Nàstic, 28, 43007, Tarragona, España, en

las coordenadas 41.124011, 1.263578.

El campo fotovoltaico estará dispuesto con las siguientes características:

-Inclinación 32º y desorientación respecto al sur 0º.

Usará un sistema de corriente continua con los voltajes de 24 V, y sin generador auxiliar.

La inclinación óptima anual por consumos que obtenemos directamente de hacer la media

de los datos obtenidos en la tabla es de 41.26º, pero como ya hemos dicho anteriormente

dispondremos los paneles con una inclinación de 32º y un azimut de 0º.

La temperatura media mensual máxima diaria durante el mes anterior y posterior al más

desfavorable, es decir los meses de noviembre, diciembre y enero, es de 12.19º.

Las horas de sol pico (HSP) en el mes más desfavorable es de 2.96 HSP.

La energía real diaria aplicándole el rendimiento anteriormente calculado es de 7912.09

Wh/dia.

El ratio de aprovechamiento del regulador es de 0.896 y la potencia pico de los módulos

calculada es de 2983 Wp.

La elección del módulo adecuado tiene en cuenta los distintos parámetros eléctricos, que

determinan el rendimiento, las unidades necesarias y su acoplamiento con el regulador y la

batería.



60

En la siguiente tabla observamos las características de uno de los módulos que se aproxima

más a las necesidades de nuestra instalación:

Módulo LUXOR Eco Line 60/230 W Policristalino5

Voltaje a circuito abierto (Voc) 37 V

Corriente de cortocircuito (Isc) 8.22 A

Potencia máxima (Pmax) 230 W

Voltaje a potencia máxima (Vpmp) 29.8 V

Corriente a potencia máxima (Ipmp) 7.73 A

Coeficiente de temperatura de Pmax -0.45% / ºC

Potencia real a temperatura media máx 235.7645 Wp

Potencia pico módulos total 2990 Wp

Nº series 1

Nº módulos paralelo 13

Total de módulos 13

Tabla 14. Parámetros técnicos módulo Luxor Tarragona. Elaboración propia.

Figura 22. Módulo Eco-Line 60/230 W Tarragona. Fuente: Luxor.

5 Consultar especificaciones técnicas en la figura 1 del Anejo III.



61

𝑃𝑟𝑀𝑎𝑥 = 𝑃𝑀𝑎𝑥 − ((25 − 𝑇ª) · (% º𝐶⁄ )) = (7)

= 230 𝑊𝑝 − ((25 º𝐶 − 12.19 º𝐶) · (−0.45)) = 235.7645 Wp

Dónde:

- 𝑃𝑟𝑀𝑎𝑥 es la potencia real a temperatura máxima.

- 𝑃𝑀𝑎𝑥 es la potencia máxima.

- Temperatura de referencia: 25 ºC

- Temperatura media mensual máxima diaria (3 meses más desfavorables): 𝑇ª

𝑃𝑃 𝑆𝑒𝑟𝑖𝑒 =𝐸𝑟

𝐻𝑆𝑃·𝑅𝐴 𝑆𝑒𝑟𝑖𝑒= (8)

=7912.09 𝑊ℎ/𝑑𝑖𝑎

2.96 𝐻𝑆𝑃 · 0.896= 2983 𝑊𝑃

Dónde:

- 𝑃𝑃 𝑆𝑒𝑟𝑖𝑒 es la potencia pico de los módulos en serie.

- 𝐸𝑟 es la energía real diaria.

- 𝐻𝑆𝑃 son las horas de sol pico.

- 𝑅𝐴 𝑆𝑒𝑟𝑖𝑒 es el ratio de aprovechamiento serie.

Tenemos en la tabla anterior un número de módulos recomendados en serie y en paralelo

pero tenemos que comprobar que se ajustan con el voltaje máximo que puede soportar

nuestro regulador, que es de 125 V. Por lo tanto veamos si es posible la recomendación de

distribución de paneles anterior:

𝑁𝑆𝑒𝑟𝑖𝑒 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑚 =𝑉𝑝𝑚𝑝

𝑉𝑜𝑐=

125 𝑉

37 𝑉= 3.378 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (9)

Dónde:

- 𝑁𝑆𝑒𝑟𝑖𝑒 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑚 es el número de paneles en serie recomendados.

- 𝑉𝑝𝑚𝑝 es la tensión en el punto de máxima potencia.

- 𝑉𝑜𝑐 es la tensión de circuito abierto del panel.

Siempre debemos redondearlo a la baja ya que si superásemos la tensión máxima

admisible por el regulador quemaríamos nuestra instalación, por lo tanto 3 paneles en serie.



62

Con la disposición que habíamos adoptado cumplimos esta condición ya que únicamente

teníamos un panel en serie.

Las ramas en paralelo para seguir manteniendo las necesidades de nuestra instalación

vendrían dadas por la siguiente fórmula:

𝑁𝑃𝑎𝑟 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑚 =𝑃𝑝 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒

𝑃𝑟 𝑀𝑎𝑥· 𝑁𝑆𝑒𝑟𝑖𝑒 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑚=

2983 𝑊𝑝

235.7645 𝑊𝑝 ·3= 4.217 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (10)

Dónde:

- 𝑁𝑃𝑎𝑟 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑚 es el número de paneles en paralelo recomendados.

- 𝑃𝑝 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 es la potencia pico de los módulos en serie.

- 𝑃𝑟 𝑀𝑎𝑥 es la potencia real a temperatura máxima.


Redondearemos al alza y tenemos 5 ramas en paralelo, por lo tanto con nuestra disposición

de 13 módulos en paralelo cumplimos dicha restricción.

La teoría nos recomendaría poner una disposición de la siguiente forma:

3 módulos en serie y 5 ramas en paralelo = 15 módulos.

Por lo tanto, contando que cada panel entrega 230 W de potencia tendremos una potencia

total pico de 3450 Wp, superando así los 2983 Wp que era la potencia pico de los módulos

calculada. Pero con nuestra disposición obtenemos resultados más ajustados a nuestras

necesidades reales, y quedaría de la siguiente forma:

1 serie de 13 módulos en paralelo = 13 módulos.

Que nos darían una potencia total pico de 2990 Wp.

Nº módulos serie recomen. N º series 1

Nº módulos par. recomen. N º paralelo 13

Total módulos recomen. N º módulos 13

Potencia pico módulos tot. Pp total 2990 Wp

Tabla 15. Resumen disposición paneles Tarragona. Elaboración propia.

Aquí cerraríamos el espacio de la disposición de los módulos más adecuada para los

intereses que perseguimos con nuestra instalación.



63

5.1.2. Cálculo del Regulador Tarragona

Para la elección del regulador se tienen en cuenta los valores de tensión del sistema, los

parámetros de los módulos fotovoltaicos, lo que nos aporta un determinado grado de

optimización. En la siguiente tabla tenemos los datos recogidos:

Tensión del sistema 24 V

Tensión módulos circuito abierto (Voc) 37 V

Tensión módulos máx. potencia (Vpmp) 29.8 V

Corriente de cortocircuito módulo (Isc) 8.22 A

Corriente a potencia máx. módulo (Ipmp) 7.73 A

Nº series a instalar 1

Nº módulos paralelo a instalar 13

Total módulos a instalar (TMI) 13

Intens. módulo a tensión sistema (abierto) 10.14 A

Intens. módulo a tensión sistema (cerrado) 7.68 A

Intensidad total sistema (abierto) 131.82 A

Intensidad total sistema (cerrado) 99.82 A

Tabla 16. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor Tarragona. Elaboración propia.

𝐼𝑚𝑡𝑠𝑎 = (𝑉𝑜𝑐

1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑠𝑐 = (

37 𝑉

1.25·24) · 8.22 𝐴 = 10.14 𝐴 (11)

Dónde:

- 𝐼𝑚𝑡𝑠𝑎 es la intensidad del módulo a tensión del sistema abierto.

- 𝑉𝑜𝑐 es la tensión del módulo en circuito abierto.

- 𝑉𝑠 es la tensión del sistema.

- 𝐼𝑠𝑐 es el corriente de cortocircuito del módulo.



64

𝐼𝑡𝑠𝑎 = (𝑉𝑜𝑐

1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑠𝑐 · 𝑇𝑀𝐼 = (

37 𝑉

1.25·24) · 8.22 𝐴 · 13 = 131.82 𝐴 (12)

Dónde:

- 𝐼𝑡𝑠𝑎 es la intensidad total del sistema en abierto.




- 𝑇𝑀𝐼 es el total de módulos a instalar.

𝐼𝑚𝑡𝑠𝑐 = (𝑉𝑝𝑚𝑝

1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑝𝑚𝑝 = (

29.8 𝑉

1.25·24) · 7.73 𝐴 = 7.68 𝐴 (13)

Dónde:

- 𝐼𝑚𝑡𝑠𝑐 es la intensidad del módulo a tensión del sistema cerrado.



- 𝐼𝑝𝑚𝑝 es la intensidad en el punto de máxima potencia.

𝐼𝑡𝑠𝑐 = (𝑉𝑝𝑚𝑝

1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑝𝑚𝑝 · 𝑇𝑀𝐼 = (

29.8 𝑉

1.25·24) · 7.73 𝐴 · 13 = 99.82 𝐴 (14)

Dónde:

- 𝐼𝑡𝑠𝑐 es la intensidad total del sistema en cerrado.







65

Consultando los diferentes reguladores que tenemos en el mercado el que más se acerca a

nuestras necesidades sería el siguiente:

Marca del regulador MorningstarTristar6

Tipo de regulador PWM

Tensión 12-24-48 V

Tensión máxima 125 V

Consumo propio 20 mA

Capacidad de carga 60 A

Ratio de aprovechamiento 0.896

Número de reguladores 2

Tabla 17. Parámetros técnicos regulador MorningStar Tristar Tarragona. Elaboración propia.

Figura 23. Regulador MorningStar Tristar Tarragona. Fuente: MorningStar.

6 Consultar especificaciones técnicas en la figura 2 del Anejo III.



66

5.1.3. Cálculo de las Baterías Tarragona

Para el cálculo de las baterías, se ha tenido en cuenta la energía necesaria, la tensión del

sistema, así como la profundidad de descarga y la autonomía de dicho sistema en días.

Como ya se vio en el cálculo del rendimiento de la instalación seleccionamos los siguientes

parámetros:





Tabla 18. Parámetros para el dimensionado batería Tarragona. Elaboración propia.

Nuestro sistema trabaja a 24 V por lo tanto necesitaremos una batería de dicha tensión, y

sabiendo que la energía real diaria de nuestra instalación es de 7912 Wh al día,

calcularemos las capacidades de las baterías.

𝐶𝑢 =𝐸𝑟·𝑁

𝑉𝑠=

7912 𝑊ℎ·3

24= 989 𝐴ℎ (15)

Dónde:

- 𝐶𝑢 es la capacidad útil de las baterías calculada.

- 𝐸𝑟 es la energía diaria real.

- 𝑁 es el número de días de autonomía.

- 𝑉s es la tensión del sistema.

-

𝐶𝑟 =𝐸𝑟·𝑁

𝑉𝑠·𝑃𝑑=

7912 𝑊ℎ·3

24·0.6= 1648.33 𝐴ℎ (16)

Dónde:

- 𝐶𝑟 es la capacidad real de las baterías calculada.




- 𝑃𝑑 es la profundidad de descarga de las baterías.



67

Tabla 19. Parámetros técnicos batería Ecosafe TYS-12 Tubular Plate Tarragona. Fuente: Ecosafe.

Por lo tanto utilizaremos una batería de 12 vasos en serie de una única rama en paralelo de

1808 Ah a C100 (100h) por serie, obteniendo así los 24 V de nuestro sistema. Con estas

baterías solventaríamos nuestra demanda de almacenamiento de 3 días, con los consumos

teóricos.

Marca de la batería Ecosafe TYS-12 Tubular-Plate7

Capacidades de carga en función de las horas de descarga

C10: 1314 Ah C100: 1808 Ah

C20: 1483 Ah C120: 1830 Ah

C40: 1754 Ah

Tensión 2 V

Número elementos serie 12

Total elementos 12

Tensión nominal acumulador 24 V

Capacidad nominal acumulador 1808 Ah

Tabla 20. Parámetros para el dimensionado batería Tarragona. Elaboración propia.

Figura 24. Juego de baterías Ecosafe Tarragona. Fuente: Ecosafe.

7 Consultar las especificaciones técnicas y el dimensionado en tabla 1 y figura 4 del Anejo III,

respectivamente.



68

5.1.4. Cálculo del Inversor Tarragona

Lo primero que debemos hacer es conocer los consumos que tiene nuestra instalación:

Aparato Energía (W) W

Televisor 70 70

Frigorífico 150 150

Ordenador 300 300

Lavadora 500 500


Lámpara fluorescente x2 11 22

Lámpara incandescente x2 60 120

Tubo fluorescente x2 30 60



Tabla 21. Consumo tipo vivienda familiar Tarragona. Elaboración propia.

Conociendo los consumos máximos en una hora en concreto en nuestra instalación

obtenemos la potencia máxima en ese momento:

𝑃𝑚á𝑥 = 70 + 150 + 300 + 500 + 22 + 120 + 60 + 60 + 40 = 1322 𝑊 (17)

𝑃𝑚í𝑛 = 𝑃𝑚á𝑥 · 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑆𝑖𝑚𝑢𝑙𝑡𝑎𝑛𝑒𝑖𝑑𝑎𝑑 = 1322 𝑊 · 0.7 = 925.4 𝑊 (18)

𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 =𝑃𝑚í𝑛

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑=

925.4

0.8= 1157 𝑊 (19)

Dónde:

- 𝑃𝑚á𝑥 potencia máxima que consumirá nuestra instalación en un momento puntual.

- 𝑃𝑚í𝑛 potencia mínima que consumirá nuestra instalación en un momento puntual.

- 𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 es la potencia mínima que consumirá nuestra instalación dividida entre el

factor de seguridad de la instalación.

Una vez calculadas las potencias y teniendo en cuenta las características de nuestra

instalación, que son las que tenemos en la siguiente tabla, procederemos al cálculo del

inversor más adecuado a nuestra instalación.



69

Tensión sistema DC 24 V

Tensión sistema AC 230 V

Potencia máxima 1322 W

Coef. Simultaneidad 0.7

Potencia mínima necesaria 925.4 W

Potencia de cálculo 1157 W

Factor de seguridad 0.8

Tabla 22. Datos necesarios para el dimensionado del regulador Tarragona. Elaboración propia.

Por lo tanto, nuestro inversor tendrá que cumplir con todas las características anteriores de

la forma más satisfactoria posible. La elección del inversor ha sido la siguiente:

Marca del inversor Victron Phoenix C24/1600/40-168

Tensión DC/AC 24 V / 230 V

Número inversores 1

Potencia nominal inversor 1600 W

Potencia continua inversor 1300 W

Consumo en vacío 10 W

Eficiencia 94%


Tabla 23. Parámetros para el dimensionado regulador Tarragona. Elaboración propia.

Figura 25. Regulador Victron Phoenix C24/1600 Tarragona. Fuente: Victron Phoenix.

8 Consultar especificaciones técnicas en la tabla 2 del Anejo III.



70

𝑁º 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟𝑒𝑠 =𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑃𝑐𝑜𝑛𝑡𝑖𝑛𝑢𝑎=

1157 𝑊ℎ

1300 𝑊ℎ= 0.89 (20)

Por lo tanto tendremos un inversor con un ratio de aprovechamiento del 89%.

Ya tenemos definidos todos los componentes de nuestra instalación:

Unidades Elementos

13 Módulo tipo LUXOR Ecoline 60/230 W Policristalino

2 Regulador tipo MORNINGSTAR TRISTAR 60 A PWM

12 Batería tipo ECOSAFE/HAWKER TYS-12 TUBULAR-PLATE

1 Inversor tipo VICTRON MULTIPLUS C24/1600

Tabla 24. Resumen elementos instalación Tarragona. Elaboración propia.

A través de la aplicación web de CalculationSolar, con los elementos de consumos

seleccionados y los componentes calculados, obtenemos la siguiente comparativa de

consumos y producción estimados a lo largo del año:


Consumo (W) 245 210 221 202 208 214 245 245 214 208 214 245

Producción (W) 282 356 474 498 538 569 597 541 463 373 282 246

Tabla 25. Consumo y producción mensual durante un año Tarragona. Elaboración propia.

Consumo total al año: 2671 kW.

Producción total al año: 5219 kW.

Total kg/año CO2 evitados: 2829 Kg CO2.

Los datos de producción de la tabla anterior tienen en cuenta el factor de funcionamiento

para un perfil horario determinado de la zona donde está ubicada nuestra instalación, en

este caso Tarragona está situada a caballo entre la zona III y la zona IV de irradiación

solar, pero se la considera ya zona IV por lo tanto el factor de funcionamiento de nuestra

instalación es el que se muestra en la siguiente tabla9 extraída del Real Decreto 661/2007:

9 Para consultar la tabla completa ir a la tabla 1 del Anejo II.



71

Tabla 26. Factor de funcionamiento horario para cada mes en la zona III. Fuente: RD 661/2007.

Figura 26. Gráfica de consumo y producción mensual al largo de un año Tarragona. Elaboración propia.

Suponemos que en verano subiría el consumo por el aire acondicionado y en invierno

también por la calefacción o la estufa por eso aumentamos el consumo en los meses de

julio y agosto, y diciembre enero y febrero respectivamente.

0

100

200

300

400

500

600

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Consumo

Producción



72


Autoconsumo en A Coruña, Galicia

5.2.1. Cálculo de los Paneles A Coruña


siguientes datos:


Nuestra instalación estará situada en la calle Estrada Os Fortes, 7, 15011, A Coruña,

España, en las coordenadas 43.379242, -8.436599.


-Inclinación 33º y desorientación respecto al sur 9º.




dispondremos los paneles con una inclinación de 33º y un azimut de 9º.





Wh/dia.





batería.



73



Módulo LUXOR Eco Line 60/230 W Policristalino









Nº series 1



Tabla 27. Parámetros técnicos módulo Luxor A Coruña. Elaboración propia.

𝑃𝑟𝑀𝑎𝑥 = 𝑃𝑀𝑎𝑥 − ((25 − 𝑇ª) · (% º𝐶⁄ )) = (21)

= 230 𝑊𝑝 − ((25 º𝐶 − 12.58 º𝐶) · (−0.45)) = 235.589 Wp

Dónde:







74



=7912.09 𝑊ℎ/𝑑𝑖𝑎

2.39 𝐻𝑆𝑃 · 0.896= 3695 𝑊𝑃

Dónde:










𝑉𝑜𝑐=

48 𝑉

37 𝑉= 1.297 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (23)

Dónde:





admisible por el regulador quemaríamos nuestra instalación, por lo tanto 1 serie de paneles.







3695 𝑊𝑝

235.589 𝑊𝑝 ·1= 15.684 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (24)

Dónde:







75

Redondearemos al alza y tenemos 16 ramas en paralelo, por lo tanto con nuestra

disposición de 16 módulos en paralelo cumplimos dicha restricción.


1 serie de 16 ramas en paralelo = 16 módulos


total pico de 3680 Wp, acercándose así los 3695 Wp que era la potencia pico de los

módulos calculada. Pero con nuestra disposición obtenemos resultados más ajustados a

nuestras necesidades reales, y quedaría de la siguiente forma:

1 serie de 15 ramas en paralelo = 15 módulos

Que nos darían una potencia total pico de 3450 Wp





Tabla 28. Resumen disposición paneles A Coruña. Elaboración propia.





76

5.2.2. Cálculo del Regulador A Coruña
















Tabla 29. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor A Coruña. Elaboración propia.

Dónde:


1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑠𝑐 = (

37 𝑉

1.25·24) · 8.22 𝐴 = 10.14 𝐴 (25)

Dónde:







77


1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑠𝑐 · 𝑇𝑀𝐼 = (

37 𝑉

1.25·24) · 8.22 𝐴 · 15 = 152.07 𝐴 (26)

Dónde:







1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑝𝑚𝑝 = (

29.8 𝑉

1.25·24) · 7.73 𝐴 = 7.68 𝐴 (27)

Dónde:






1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑝𝑚𝑝 · 𝑇𝑀𝐼 = (

29.8 𝑉

1.25·24) · 7.73 𝐴 · 15 = 115.18 𝐴 (28)

Dónde:








78



Marca del regulador StecaTarom 235 10


Tensión 12-24 V






Tabla 30. Parámetros técnicos regulador StecaTarom 235 A Coruña. Elaboración propia.

Figura 27. Regulador StecaTarom 235 A Coruña. Fuente: StecaTarom.

10

Consultar especificaciones técnicas en la figura 3 del Anejo III.



79

5.2.3. Cálculo de las Baterías A Coruña




parámetros:





Tabla 31. Parámetros para el dimensionado batería A Coruña. Elaboración propia.





𝑉=

7912 𝑊ℎ·3

24= 989 𝐴ℎ (29)

Dónde:






𝑉·𝑃𝑑=

7912 𝑊ℎ·3

24·0.6= 1648.33 𝐴ℎ (30)

Dónde:








80

Tabla 32. Parámetros técnicos batería Ecosafe TYS-12 Tubular Plate A Coruña. Fuente: Ecosafe.




teóricos.



C10: 1314 Ah C100: 1808 Ah

C20: 1483 Ah C120: 1830 Ah

C40: 1754 Ah

Tensión 2 V


Total elementos 12



Tabla 33. Parámetros para el dimensionado batería A Coruña. Elaboración propia.

11

Consultar especificaciones técnicas en la figura X del Anejo III.



81

5.2.4. Cálculo del Inversor A Coruña



Televisor 70 70


Ordenador 300 300

Lavadora 500 500







Tabla 34. Consumo tipo vivienda familiar A Coruña. Elaboración propia.



𝑃𝑚á𝑥 = 70 + 150 + 300 + 500 + 22 + 120 + 60 + 60 + 40 = 1322 𝑊 (31)




925.4

0.8= 1157 𝑊 (33)

Dónde:







82











Tabla 35. Datos necesarios para el dimensionado del regulador A Coruña. Elaboración propia.



Marca del inversor Victron Phoenix C24/1600/40-1612






Eficiencia 94%


Tabla 36. Parámetros para el dimensionado regulador A Coruña. Elaboración propia.



1157 𝑊ℎ

1300 𝑊ℎ= 0.89 (34)


12




83


Unidades Elementos


4 Regulador tipo STECA TAROM 235 PWM



Tabla 37. Resumen elementos instalación A Coruña. Elaboración propia.





Consumo (W) 245 210 221 202 208 214 245 245 214 208 214 245

Producción (W) 256 294 432 483 539 553 579 569 478 354 260 229

Tabla 38. Consumo y producción mensual durante un año A Coruña. Elaboración propia.






84



este caso A Coruña está situada en la zona I por lo tanto el factor de funcionamiento de

nuestra instalación es el que se muestra en la siguiente tabla13

extraída del Real Decreto

661/2007:

Tabla 39. Factor de funcionamiento horario para cada mes en la zona I. Fuente: RD 661/2007.

Figura 28. Gráfica de consumo y producción mensual al largo de un año A Coruña. Elaboración propia.


también por la calefacción o la estufa por eso consideramos más consumo en las dos

épocas del año, aunque la diferencia es leve.

13

Para consultar la tabla completa ir a la tabla 1 del Anejo II.

0

100

200

300

400

500

600


Consumo

Producción



85


Autoconsumo en Tenerife, Islas Canarias

5.3.1. Cálculo de los Paneles Tenerife


siguientes datos:


Nuestra instalación estará situada en la Carretera Tahodio, 10, 38160, Santa Cruz de

Tenerife, España, en las coordenadas 28.492168, -16.251563.


-Inclinación 23º y desorientación respecto al sur -3º.




dispondremos los paneles con una inclinación de 23º y un azimut de -3º.





Wh/dia.





batería.



86












Nº series 1


Total de módulos 8

Tabla 40. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor Tenerife. Elaboración propia.

𝑃𝑟𝑀𝑎𝑥 = 𝑃𝑀𝑎𝑥 − ((25 − 𝑇ª) · (% º𝐶⁄ )) = (35)

= 230 𝑊𝑝 − ((25 º𝐶 − 19.99 º𝐶) · (−0.45)) = 232.2545 Wp

Dónde:







=7912.09 𝑊ℎ/𝑑𝑖𝑎

4.5 𝐻𝑆𝑃 · 0.896= 1962.3 𝑊𝑃

Dónde:







87






𝑉𝑜𝑐=

48 𝑉

37 𝑉= 1.297 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (37)

Dónde:





admisible por el regulador quemaríamos nuestra instalación, por lo tanto 1 panel en serie.







1962.3 𝑊𝑝

232.2545 𝑊𝑝 ·1= 8.45 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (38)

Dónde:





Redondearemos al alza y tenemos 9 ramas en paralelo, por lo tanto con nuestra disposición

de 9 módulos en paralelo cumplimos dicha restricción.


1 módulos en serie y 8 ramas en paralelo = 8 módulos


total pico de 2070 Wp, superando así los 1962.3 Wp que era la potencia pico de los

módulos calculada.



88

Pero con nuestra disposición obtenemos resultados más ajustados a nuestras necesidades

reales, y quedaría de la siguiente forma:

1 módulo en serie y 8 ramas en paralelo = 8 módulos

Que nos darían una potencia total pico de 1840 Wp

Nº módulos serie recomen. N º serie 1




Tabla 41. Resumen disposición paneles Tenerife. Elaboración propia.





89

5.3.2. Cálculo del Regulador Tenerife









Nº módulos serie a instalar 1







Tabla 42. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor Tenerife. Elaboración propia.


1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑠𝑐 = (

37 𝑉

1.25·24) · 8.22 𝐴 = 10.14 𝐴 (38)

Dónde:






1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑠𝑐 · 𝑇𝑀𝐼 = (

37 𝑉

1.25·24) · 8.22 𝐴 · 8 = 81.1 𝐴 (39)

Dónde:








90


1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑝𝑚𝑝 = (

29.8 𝑉

1.25·24) · 7.73 𝐴 = 7.68 𝐴 (40)

Dónde:






1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑝𝑚𝑝 · 𝑇𝑀𝐼 = (

29.8 𝑉

1.25·24) · 7.73 𝐴 · 8 = 61.43 𝐴 (41)

Dónde:






Consultando los diferentes reguladores que tenemos en el mercado el que más se

acerca a nuestras necesidades sería el siguiente:

Marca del regulador StecaTarom 23514


Tensión 12-24 V






Tabla 43. Parámetros técnicos regulador StecaTarom 235 Tenerife. Elaboración propia.

14




91

5.3.3. Cálculo de las Baterías Tenerife




parámetros:





Tabla 44. Parámetros para el dimensionado batería Tenerife. Elaboración propia.





𝑉=

7912 𝑊ℎ·3

24= 989 𝐴ℎ (42)

Dónde:






𝑉·𝑃𝑑=

7912 𝑊ℎ·3

24·0.6= 1648.33 𝐴ℎ (43)

Dónde:








92

Tabla 45. Parámetros técnicos batería Ecosafe TYS-12 Tubular Plate Tenerife. Fuente: Ecosafe.




teóricos.



C10: 1314 Ah C100: 1808 Ah

C20: 1483 Ah C120: 1830 Ah

C40: 1754 Ah

Tensión 2 V


Total elementos 12



Tabla 46. Parámetros para el dimensionado batería Tenerife. Elaboración propia.

15




93

5.3.4. Cálculo del Inversor Tenerife



Televisor 70 70


Ordenador 300 300

Lavadora 500 500







Tabla 47. Consumo tipo vivienda familiar Tenerife. Elaboración propia.



𝑃𝑚á𝑥 = 70 + 150 + 300 + 500 + 22 + 120 + 60 + 60 + 40 = 1322 𝑊 (44)




925.4

0.8= 1157 𝑊 (46)

Dónde:







94











Tabla 48. Datos necesarios para el dimensionado del regulador Tenerife. Elaboración propia.



Marca del inversor Victron Phoenix C24/1600/40-16 16






Eficiencia 94%


Tabla 49. Parámetros para el dimensionado regulador Tenerife. Elaboración propia.



1157 𝑊ℎ

1300 𝑊ℎ= 0.89 (47)


16




95


Unidades Elementos


2 Regulador tipo STECA TAROM 235 PWM



Tabla 50. Resumen elementos instalación Tenerife. Elaboración propia.





Consumo (W) 245 210 221 202 208 214 245 245 214 208 214 245

Producción (W) 243 254 322 335 355 326 326 343 328 304 242 230

Tabla 51. Consumo y producción mensual durante un año Tenerife. Elaboración propia.

Consumo total al año: 2671 kW

Producción total al año: 3608 kW

Total kg/año CO2 evitados: 1956 Kg CO2



96



este caso Tenerife está situada en la zona V por lo tanto el factor de funcionamiento de

nuestra instalación es el que se muestra en la siguiente tabla17

extraída del Real Decreto

661/2007:

Tabla 52. Factor de funcionamiento horario para cada mes en la zona V. Fuente: RD 661/2007.

Figura 29. Gráfica de consumo y producción mensual al largo de un año Tenerife. Elaboración propia.


también por la calefacción o la estufa por eso aumentamos el consumo en los meses de

julio y agosto, y diciembre enero y febrero respectivamente.

17

Para consultar la tabla completa ir a la tabla 1 del Anejo II.

0

50

100

150

200

250

300

350

400


Consumo

Producción



97

5.4. Alternativa Propuesta al Estudio de la Implantación de una

Instalación Aislada para el Autoconsumo en Tarragona,

Cataluña

5.4.1. Alternativa Cálculo de los Paneles Tarragona












Nº series 3



Tabla 53. Parámetros técnicos módulo Luxor Tarragona alternativa. Elaboración propia.






𝑉𝑜𝑐=

125 𝑉

37 𝑉= 3.378 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (48)

Dónde:





admisible por el regulador quemaríamos nuestra instalación, por lo tanto 3 paneles en serie.



98





2983 𝑊𝑝

235.7645 𝑊𝑝 ·3.378= 3.745 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (49)

Dónde:






total pico de 3450 Wp.





Tabla 54. Resumen disposición paneles Tarragona alternativa. Elaboración propia.



99

5.4.2. Alternativa Cálculo del Regulador Tarragona
















Tabla 55. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor Tarragona alternativa. Elaboración propia.


1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑠𝑐 · 𝑇𝑀𝐼 = (

37 𝑉

1.25·24) · 8.22 𝐴 · 15 = 152.07 𝐴 (50)

Dónde:







1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑝𝑚𝑝 · 𝑇𝑀𝐼 = (

29.8 𝑉

1.25·24) · 7.73 𝐴 · 15 = 115.18 𝐴 (51)

Dónde:








100



Marca del regulador MorningstarTristar


Tensión 12-24-48 V






Tabla 56. Parámetros técnicos regulador MorningStarTristar Tarragona alternativa. Elaboración propia.

Figura 30. Disposición paneles Tarragona alternativa. Elaboración propia.

37 V · 3 = 111 V < 125 V, que es la tensión máxima soportada por el regulador.

8.22 A · 5 = 41.1 A < 60 A, que es la intensidad máxima soportada por el regulador.

Alternativa Cálculo de las Baterías Tarragona: las baterías nos servirían las mismas.

Alternativa Cálculo del Inversor Tarragona: las baterías nos servirían las mismas.


Unidades Elementos





Tabla 57. Resumen elementos instalación Tarragona alternativa. Elaboración propia.



101


Consumo (W) 245 210 221 202 208 214 245 245 214 208 214 245

Producción (W) 325 410 546 574 620 656 688 624 534 430 325 283

Tabla 58. Consumo y producción mensual durante un año Tarragona alternativa. Elaboración propia.




Figura 31. Gráfica de consumo y producción mensual al largo de un año Tarragona alternativa. Elaboración propia.

0

100

200

300

400

500

600

700


Consumo

Producción



102


Instalación Aislada para el Autoconsumo en A Coruña, Galicia

5.5.1. Alternativa Cálculo de los Paneles A Coruña












Nº módulos serie 3



Tabla 59. Parámetros técnicos módulo Luxor A Coruña alternativa. Elaboración propia.






𝑉𝑜𝑐=

125 𝑉

37 𝑉= 3.378 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (52)

Dónde:






103





3695 𝑊𝑝

235.589 𝑊𝑝 ·3.378= 4.643 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (53)

Dónde:






total pico de 3450 Wp, acercándose así los 3695 Wp que era la potencia pico de los

módulos calculada. Pero con nuestra disposición obtenemos resultados más ajustados a

nuestras necesidades reales, y quedaría de la siguiente forma:





Tabla 60. Resumen disposición paneles A Coruña alternativa. Elaboración propia.



104

5.5.2. Alternativa Cálculo del Regulador A Coruña









Nº modulos serie a instalar 3







Tabla 61. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor A Coruña alternativa. Elaboración propia.

Los cálculos son los mismos ya que el número total de paneles sigue siendo 15 unidades.





Tensión 12-24-48 V






Tabla 62. Parámetros técnicos regulador MorningStar Tristar A Coruña alternativa. Elaboración propia.

Figura 32. Disposición paneles A Coruña alternativa. Elaboración propia.



105

37 V · 3 = 111 V < 125 V que es la tensión máxima soportada por el regulador.

8.22 A · 5 = 41.1 A < 60 A que es la intensidad máxima soportada por el regulador.

Alternativa Cálculo de las Baterías A Coruña: las baterías nos servirían las mismas.

Alternativa Cálculo del Inversor A Coruña: las baterías nos servirían las mismas.


Unidades Elementos


1 Regulador tipo MORNINGSTAR TRISTAR 60 A



Tabla 63. Resumen elementos instalación A Coruña alternativa. Elaboración propia.


Consumo (W) 245 210 221 202 208 214 245 245 214 208 214 245

Producción (W) 256 294 432 483 539 553 579 569 478 354 260 229

Tabla 64. Consumo y producción mensual durante un año A Coruña alternativa. Elaboración propia.




Figura 33. Gráfica de consumo y producción mensual al largo de un año A Coruña alternativa. Elaboración propia.

0

100

200

300

400

500

600


Consumo

Producción



106


Instalación Aislada para el Autoconsumo en Tenerife, Islas

Canarias

5.6.1. Alternativa Cálculo de los Paneles Tenerife












Nº módulos series 3


Total de módulos 9

Tabla 65. Parámetros técnicos y disposición módulos Luxor Tenerife alternativa. Elaboración propia.






𝑉𝑜𝑐=

125 𝑉

37 𝑉= 3.378 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (54)

Dónde:






107





1962.3 𝑊𝑝

232.2545 𝑊𝑝 ·3.378= 2.5 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (55)

Dónde:






total pico de 2070 Wp, superando así los 1962.3 Wp que era la potencia pico de los

módulos calculada.





Tabla 66. Resumen disposición paneles Tenerife alternativa. Elaboración propia.



108

5.6.2. Alternativa Cálculo del Regulador Tenerife









Nº módulos serie a instalar 3









1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑠𝑐 · 𝑇𝑀𝐼 = (

37 𝑉

1.25·24) · 8.22 𝐴 · 9 = 91.24 𝐴 (56)

Dónde:







1.25·𝑉𝑠) · 𝐼𝑝𝑚𝑝 · 𝑇𝑀𝐼 = (

29.8 𝑉

1.25·24) · 7.73 𝐴 · 9 = 69.11 𝐴 (57)

Dónde:








109





Tensión 12-24-48 V







Figura 34. Disposición paneles Tenerife alternativa. Elaboración propia.

37 V · 3 = 111 V < 125 V que es la tensión máxima soportada por el regulador.

8.22 A · 3 = 24.66 A < 60 A que es la intensidad máxima soportada por el regulador.

Alternativa Cálculo de las baterías Tenerife: las baterías nos servirían las mismas.

Alternativa Cálculo del inversor Tenerife: las baterías nos servirían las mismas.


Unidades Elementos


1 Regulador tipo MORNINGSTAR TRISTAR 60 A



Tabla 69. Resumen elementos instalación Tenerife alternativa. Elaboración propia.



110


Consumo (W) 245 210 221 202 208 214 245 245 214 208 214 245

Producción (W) 273 285 362 376 399 366 366 385 369 342 272 258

Tabla 70. Consumo y producción mensual durante un año Tenerife alternativa. Elaboración propia.

Consumo total al año: 2671 kW

Producción total al año: 4053 kW

Total kg/año CO2 evitados: 2197 Kg CO2

Figura 35. Gráfica de consumo y producción mensual al largo de un año Tenerife alternativa. Elaboración propia.

0

50

100

150

200

250

300

350

400


Consumo

Producción



111

5.7. Análisis Comparativo de las Tres Instalaciones y sus Ventajas e

Inconvenientes, Incluyendo las Propuestas de Mejora Indicadas

He escogido tres ubicaciones muy diferentes dentro del territorio español teniendo en

cuenta las zonas de radiación y cómo afecta este aspecto a una misma vivienda tipo situada

en cada uno de los lugares.

La radiación es más potente en Tenerife, Islas Canarias, ocupando la zona V de radiación

según el Real Decreto 661/2007, en segundo lugar se encontraría la instalación de

Tarragona, Cataluña, ocupando la zona III de radiación y en tercer lugar se encuentra A

Coruña, ocupando la zona I de radiación dentro del territorio español.

Por lo tanto, y como es evidente, las dimensiones serán inversamente proporcionales a la

cantidad de horas de sol en cada una de las situaciones, así que el coste de la instalación

también se verá afectado.

En la propuesta de instalación hecha por el programa CalculationSolar de Tarragona nos

daba como solución a nuestras necesidades la instalación descrita en la primera columna, y

en cambio mi propuesta es la situación descrita en la segunda:

Unidades

CalculationSolar

Unidades

Propuesta

Alternativa

Elementos

13 15 Módulo tipo LUXOR Ecoline 60/230 W Policristalino

2 1 Regulador tipo MORNINGSTAR TRISTAR 60 A PWM

12 12 Batería tipo ECOSAFE/HAWKER TYS-12 TUBULAR-PLATE

1 1 Inversor tipo VICTRON MULTIPLUS C24/1600

Tabla 71. Comparativa diferentes soluciones instalación Tarragona. Elaboración propia.

Con esta nueva propuesta sí que es verdad que introducimos dos paneles más a la

instalación y pasamos de conectarlos todos en paralelo (en el caso de los 13) a conectarlos

en una disposición 3 serie - 5 paralelo (en el caso de los 15) y con este cambio podemos

pasar de tener dos reguladores Morninstar Tristar 60 A PWM a solamente necesitar uno,

así que es verdad que lo que nos ahorramos por un sitio nos cuesta de más por el otro pero

al disponer de más paneles también dispondremos de más producción y por lo tanto de más

excedente y beneficio para hacer más fácil la amortización de nuestra instalación.

Cabe destacar que un regulador MorningStar Tristar tiene un coste de poco más de 200

euros, por lo tanto con reguladores nos ahorraríamos unos 200 euros, y en cambio con la

implantación de dos paneles más nos supondrá un sobrecoste de 200 euros pero de paneles,

que podremos amortizarlo después con mayor producción de energía eléctrica.

En el caso de A Coruña, no incremento el número de paneles pero, en cambio,

colocándolos de la misma forma que en la instalación de Tarragona (3 serie – 5 paralelo)



112

conseguiría reducir los 4 reguladores Steca Tarom que me propone CalculationSolar y

podría pasar a instalar o 3 reguladores Steca Tarom o tan solo 1 de la marca MorningStar

Tristar.

Cabe destacar que un regulador Steca Tarom 235 PWM supone un coste de alrededor de

200 euros, por lo tanto al necesitar cuatro ascendería hasta alrededor de los 800 euros; y en

cambio, un regulador MorningStar Tristar tiene un coste de poco más de 200 euros, con lo

que habríamos reducido en aproximadamente 600 euros la inversión a realizar.

Unidades

CalculationSolar

Unidades

Propuesta

Alternativa

Elementos


4* 1 Regulador tipo MORNINGSTAR TRISTAR 60 A PWM



*Regulador tipo Steca Tarom 235 PWM

Tabla 72. Comparativa diferentes soluciones instalación A Coruña. Elaboración propia.

Así que opto por sustituir los 4 reguladores Steca Tarom por tan solo 1 MorningStar

Tristar, como se puede observar en la siguiente tabla, y por lo tanto reduzco la inversión y

el tiempo de amortización de la instalación.

Por último, en el caso de Tenerife pasa una situación parecida a la de Tarragona, donde me

propone poner 8 paneles todos ellos en paralelo, y en cambio, introduciendo un panel más

puedo disponerlos de la forma 3 serie – 3 paralelo y así reducir el regulador propuesto, en

este caso 2 reguladores Steca Tarom por tan solo 1 de la marca MorningStar Tristar,

reduciendo así la inversión en reguladores pero aumentando la necesaria en placas solares.

Cabe destacar que un regulador Steca Tarom 235 PWM supone un coste de alrededor de

200 euros, por lo tanto al necesitar dos ascendería hasta alrededor de los 400 euros; y en

cambio, un regulador MorningStar Tristar tiene un coste de poco más de 200 euros, que es

el sobrecoste que nos supondrá implantar un panel más.



113

Unidades

CalculationSolar

Unidades

Propuesta

Alternativa

Elementos


2* 1 Regulador tipo MORNINGSTAR TRISTAR 60 A PWM



*Regulador tipo Steca Tarom 235 PWM

Tabla 73. Comparativa diferentes soluciones instalación Tenerife. Elaboración propia.

Pero, siendo la misma situación que en el caso de Tarragona, es preferible aumentar la

inversión en placas solares ya que el aumento de producción y excedente de las mismas es

sinónimo de menor periodo de amortización de nuestra instalación con la venta del

excedente generado.


Rentabilidad del Autoconsumo

114

6. Rentabilidad del Autoconsumo

6.1. Evolución de la Rentabilidad de la Producción de Energía

Eléctrica a través del Autoconsumo

En un marco de progreso y desarrollo del país, donde todo parecía ir bien y nadie preveía

la que se nos avecinaba, allá por los años 2007-2008, se quiso dar fuerza a las energías

renovables para incentivar su implantación y cumplir así con los objetivos marcados en

materia renovable por nuestro país.

Es por ello que en el año 2008, con el Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, se

quiso recompensar a los productores de energía renovable procedente de la energía solar

fotovoltaica con unas retribuciones desmesuradas, ya que hacías que el negocio de la

energía solar fuera un auténtico regalo de dinero. Comprabas tus kWh a un tercio

prácticamente del precio de venta de los kWh vertidos por la instalación a la red de

distribución. Por lo que en poco más de 4-5 años la instalación pasaba a estar rentabilizada

y todo eran beneficios desde entonces. A causa de este Real Decreto se crearon las

denominadas parcelas fotovoltaicas donde particulares implantaban sistemas fotovoltaicos

de hasta 100 kW de potencia cada productor, que era el límite para percibir la retribución,

y por lo tanto, la situación se hizo incontrolable en pocos años.

A causa del déficit tarifario, así lo justifican en el Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero,

donde establece que a causa de los desequilibrios entre costes de producción y beneficios a

través de primas se ha producido un incremento desmesurado del déficit tarifario y ha

obligado a suprimir el régimen de primas que tan rentable hacían este negocio.

A partir de este momento, la energía vendida a la red de distribución debía ser pactada por

contrato con la empresa distribuidora, para así poder verter el excedente de producción a la

red, percibiendo por cada kWh vertido el precio de mercado de la energía solar que es

oscilante pero se sitúa en una tercera parte prácticamente del precio al cual compramos el

kWh a la misma compañía distribuidora en el caso de abastecernos de su red de

distribución.

Y si todavía esto es poco, en 2013 aparece el borrador de Real Decreto para la regulación

del Autoconsumo en España dentro de un marco normativo claro y conciso, y en dicho

borrador aparece la guinda del pastel, el denominado peaje de respaldo por el que se

pretende que cada productor de energía eléctrica en régimen de autoconsumo aunque esté

autoconsumiendo su propia energía pague por ella una cantidad muy parecida al precio de

pool de la energía eléctrica, achacando dicho peaje al hecho de estar conectados a la red de

distribución por si en el momento que nos quedásemos sin energía eléctrica propia

podernos abastecer de la red, y por eso establecen este peaje para cumplir con el

mantenimiento de la red de distribución, y ya hace prácticamente imposible la

amortización de las instalaciones de autoconsumo, a pesar que de estar aislados de la red

no deberíamos pagar peaje alguno, pero el coste de nuestra instalación aumentaría a causa

de la introducción de baterías para almacenar el excedente de energía producida.



115

6.2. Aspectos a Tener en Cuenta para el Estudio de la Rentabilidad

de una Instalación Solar Fotovoltaica

6.2.1. Evolución del Precio del kWh de la Electricidad

El precio del kWh de la electricidad ha ido variando incluso de trimestre en trimestre con

una tendencia alcista, salvo en algunos periodos de los últimos años en los que el precio

del kWh de la electricidad ha disminuido. Desde el primer trimestre de 2006 hasta el

último trimestre de 2013, el precio del kWh de la electricidad ha pasado de 0,08673€/kWh

a 0,1304585€/kWh, así que resulta prácticamente imposible averiguar cuanto aumentará en

los próximos años.

Teniendo en cuenta que ha aumentado prácticamente un 50% en los últimos 7 años pero

ahora se desconoce el aumento, haremos una hipótesis que cada año acabará aumentando

un 1% respecto el inicio del año debido a este balanceo que está experimentando los

últimos años.

La evolución del precio del kWh de la electricidad de 2006 a 2013 es la siguiente:

Año Precio del kWh de la electricidad

1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre

2006 0,08673€/kWh 0,08673€/kWh 0,08742€/kWh 0,08742€/kWh

2007 0,08987€/kWh 0,08987€/kWh 0,08987€/kWh 0,08987€/kWh

2008 0,09283€/kWh 0,09283€/kWh 0,10789€/kWh 0,10789€/kWh

2009 0,11248€/kWh 0,11248€/kWh 0,11472€/kWh 0,11472€/kWh

2010 0,11776€/kWh 0,11776€/kWh 0,11776€/kWh 0,12516€/kWh

2011 0,14232€/kWh 0,14232€/kWh 0,15256€/kWh 0,15256€/kWh

2012 0,16808€/kWh 0,14214€/kWh 0,14920€/kWh 0,14558€/kWh

2013 0,15094€/kWh 0,13866€/kWh 0,140728€/kWh 0,130485€/kWh

Tabla 74. Evolución precio kWh últimos años en España. Fuente: Rankia.

Figura 36. Evolución precio kWh últimos años en España. Fuente: Rankia.



116

6.2.2. Evolución del Mercado de la Electricidad, Precio de Pool

El precio de mercado es el precio al cual la compañía eléctrica distribuidora nos pagará por

cada kWh vertido a la red desde nuestra instalación.

También deberemos tener en cuenta el factor del precio de mercado de la electricidad,

también conocido como precio de pool y que varía a cada instante subiendo y bajando

dependiendo del momento del día. En las siguientes imágenes de observa el precio medio

del mercado de la electricidad en los últimos años a nivel estatal.

Figura 37. Evolución precios pool España últimos 16 años. Fuente: OMIE.

Hay que tener en cuenta también que el precio de mercado eléctrico varía dependiendo si

vertemos la energía eléctrica en día entresemana o en fin de semana ya que el precio varía

considerablemente, pero para las placas es lo mismo un lunes que un domingo.

Figura 38. Evolución precios pool día entre semana España mes de abril de 2015. Fuente: OMIE.



117

Figura 39. Evolución precios pool fin de semana España mes de abril de 2015. Fuente: OMIE.

Por lo que viendo la evolución de este precio, y contemplando que nuestra venta de

excedente se va a ubicar entre las 11h del mediodía y las 16h de la tarde y teniendo en

cuenta el rango de precio de mercado entre esas horas (situado en lo más alto del día)

podemos estimar que el precio de mercado aproximado del kWh es de 0,065 €/kWh.

6.2.3. Estadísticas a Tener en Cuenta para el Correcto Cálculo de las

Amortizaciones de la Instalaciones

Teniendo en cuenta las estadísticas recogidas en el Instituto Nacional de la Estadística

(INE) podemos conocer el número de días despejados, nublados y cubiertos en España en

los últimos años18

. Este dato lo deberemos tener en cuenta para conocer el porcentaje de

días en los que tenemos que tirar de la energía de la red de distribución y el porcentaje de

días en los que tenemos plena disposición de producción con nuestras placas, y así

solamente deberíamos abastecernos de la red de distribución en las horas nocturnas.

Teniendo en cuenta los datos recogidos de los diferentes días podemos resumirlos en la

siguiente tabla:

Días Despejados Días Nubosos Días Cubiertos

Tarragona 57 15% 229 63% 79 21%

A Coruña 51 14% 207 56% 107 29%

Tenerife 91 24% 241 66% 33 9%

Tabla 75. Días despejados, nubosos y cubiertos en las tres ubicaciones dentro del territorio español. Elaboración propia.

Por lo tanto, una vez conocidos los porcentajes de días despejados, nubosos y cubiertos en

las tres ubicaciones podemos aproximar el uso de la red y el autoconsumo que podremos

hacer en nuestra instalación.

18

Consultar Anejo II tablas 2,3 y 4.



118

Para ello estudiaremos la cantidad media de energía eléctrica consumida en las horas de

producción de energía y la cantidad de demanda de energía eléctrica en las horas cuando

las placas ya no están produciendo, horas nocturnas.

Para ello observaremos la siguiente figura:

Figura 40. Curva demanda energía invierno (DW) y verano (DS) a nivel doméstico.

Fuente: Power Adaptor Device for Domestic DC Microgrids.

Como se muestra en la figura anterior la demanda de energía eléctrica en verano varía

respecto la del invierno, pero también hay que tener en cuenta que dependerá de la

vivienda y del tipo de calefacción utilizada en invierno, pero a grandes rasgos, podríamos

concluir diciendo que durante el día hay dos picos de demanda, uno al mediodía donde no

tendríamos ningún tipo de problema los días que estuvieran despejados o nubosos para

autoconsumir de la instalación, y el segundo pico de demanda vendría por la noche, que

ahí sí que deberíamos abastecernos con la red de distribución, por lo tanto podríamos decir

que es un 30% de la demanda total diaria, ya que sería la demanda establecida entre las 17h

y las 24h en invierno, y entre las 20h y las 24h en verano.

Por lo tanto, en invierno deberíamos abastecernos de la red de distribución un rango de 14h

aproximadamente (de 0h a 7h y de 17h a 24h) y en verano estaríamos hablando de un

periodo de 11h aproximadamente (de 0h a 7h y de 20h a 24h).

Si bien es cierto que prácticamente es el 50% de las horas diarias, considero que es un 30%

aproximadamente ya que el pico de demanda se sitúa únicamente entre las 20h y las 22h.

Así que, teniendo en cuenta este porcentaje y la tabla 75 de la página anterior podemos

establecer más concretamente un valor aproximado del abastecimiento que podremos hacer

con nuestra instalación de autoconsumo y el uso que deberemos hacer de la red de

distribución.

% 𝐴𝑢𝑡𝑜𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 =%𝑑𝑖𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑠𝑝𝑒𝑗𝑎𝑑𝑜𝑠+%𝑑𝑖𝑎𝑠 𝑛𝑢𝑏𝑜𝑠𝑜𝑠

% 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 (58)



119

% 𝑈𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑑 =%𝑑𝑖𝑎𝑠 𝑐𝑢𝑏𝑖𝑒𝑟𝑡𝑜𝑠

% 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 (59)

Los porcentajes se recogen en la siguiente tabla:

Autoconsumo Uso de la red

Tarragona 55% 45%

A Coruña 50% 50%

Tenerife 65% 35%

Tabla 76. Porcentaje de energía autoconsumida y adquirida de la red en las tres instalaciones. Elaboración propia.

6.2.4. Mantenimiento de una Instalación Fotovoltaica

Otro aspecto a tener en cuenta para el correcto cálculo de la amortización es tener en

cuenta el coste de mantenimiento que nos supondrá la instalación.

Averías Típicas de los Componentes

Los nuevos modelos de paneles solares que existen en el mercado tienen una garantía de

20 a 25 años y a lo largo de los años pierden su efectividad llegando a perder un 20-30% al

final de su vida útil.

Entre los componentes más vulnerables de un sistema solar se encuentran los reguladores

de carga, se trata de sistemas electrónicos de potencia que tienen como función asegurar

una correcta y eficiente carga de las baterías de un sistema solar y evitar por el otro lado

que la batería pueda ser descargada más allá del límite permitido para una descarga

profunda.

Los inversores que existen en el mercado tienen una garantía de 15 a 20 años

aproximadamente, hecho que hace muy complicada su amortización.

Las baterías representan el componente más débil de un sistema fotovoltaico pero hay que

hacer un seguimiento del funcionamiento de las mismas ya que depende mucho del trato

recibido la durabilidad que puedan llegar a experimentar.

Operaciones Comunes de Mantenimiento

Las operaciones de mantenimiento del nuestra instalación fotovoltaica son:

–Limpieza periódica de los módulos una vez al año.

–Vigilancia del inversor (leds indicadores de estado y alarmas) en diferentes condiciones

de irradiación solar, para comprobar que todo funciona con normalidad.

–Control de las conexiones eléctricas y del cableado de los módulos.

–Inspección visual de los módulos para comprobar roturas del vidrio, penetración de

humedad en el interior del módulo, fallos de conexionado en el caso de que se produzcan

averías.



120

En el caso particular de los sistemas fotovoltaicos aislados de red existen elementos

críticos en el funcionamiento de la instalación: por una parte, las baterías que almacenan la

energía y no tienen una tasa de fiabilidad tan alta en comparación con otros equipos como

los módulos, y por otra, el regulador de carga que controla la entrada de electricidad a la

batería. Es importante examinar el estado de los sistemas de acumulación para proceder a

la limpieza de los bornes y al engrasado cuando sea necesario. Igualmente se examinará el

modo de operación de los reguladores de carga.

Por lo tanto, una vez analizado el mantenimiento general que deberá tener nuestra

instalación fotovoltaica vemos que el coste del mismo no nos supondrá una gran inversión

ya que se trata de un mantenimiento muy poco exigente.

Así que estableceremos el coste de mantenimiento de la instalación en unos mínimos

difícilmente calculables para las instalaciones asistidas por la red y aisladas de la misma.

6.2.5. Presupuesto de las Distintas Instalaciones Propuestas

Deberemos intentar calcular el presupuesto de nuestra instalación estableciendo el precio

de todos los componentes que la forman, a pesar que el cableado de la instalación no lo

tendré en cuenta ya que no entraba en mis expectativas de dimensionado y, además, al ser

una instalación doméstica situada en el tejado de una vivienda tampoco serán grandes

longitudes de cable, y además al trabajar el sistema a 24 V el cableado tendrá menos

sección y por lo tanto será más económico. Procederemos a recoger el precio de los

componentes del sistema, así como valorarla inversión de las tres instalaciones teniendo en

cuenta si están o no asistidas por la red de distribución.

Instalación Solar Fotovoltaica Tarragona

Unidades Elementos de la Instalación Precio por

unidad (€)


235,95


238,77


879,37

Coste Instalación Solar Fotovoltaica Tarragona Asistida con la Red 4657,39


4920

Coste Instalación Solar Fotovoltaica Tarragona Aislada con la Red 9577,39

Tabla 77. Coste inversión instalación solar fotovoltaica Tarragona. Elaboración propia.



121

Instalación Solar Fotovoltaica A Coruña


unidad (€)


235,95


238,77


879,37

Coste Instalación Solar Fotovoltaica A Coruña Asistida con la Red 4657,39


4920

Coste Instalación Solar Fotovoltaica A Coruña Aislada con la Red 9577,39

Tabla 78. Coste inversión instalación solar fotovoltaica A Coruña. Elaboración propia.

Instalación Solar Fotovoltaica Tenerife


unidad (€)


235,95


238,77


879,37

Coste Instalación Solar Fotovoltaica Tenerife Asistida con la Red 3241,69


4920

Coste Instalación Solar Fotovoltaica Tenerife Aislada con la Red 8161,69

Tabla 79. Coste inversión instalación solar fotovoltaica Tenerife. Elaboración propia.



122

6.3. Pay-back Instalaciones Asistidas

Para el estudio del tiempo de retorno de nuestra inversión en cada una de las instalaciones

procedemos al análisis de los diferentes sistemas en las tres situaciones vividas en los

últimos años: la primera cuando el precio del kWh vendido triplicaba el precio del kWh

comprado, la segunda cuando se suprimieron las primas a la energía solar fotovoltaica y se

pasó a pagar al precio de pool el kWh inyectado a la red, y la tercera la situación que se

avecina en pocos meses, el hecho de tener que pagar un peaje por el autoconsumo de

energía eléctrica en nuestra propia instalación, lo que se ha pasado a denominar peaje de

respaldo.

Deberemos tener en cuenta la producción en cada una de las instalaciones, y de ese total

producido establecer que tanto por ciento podremos autoconsumir, que tanto por ciento

deberemos vender a la red y que tanto por ciento deberemos adquirir de la misma; y para

ello tendremos en cuenta los días nubosos, despejados y cubiertos en cada una de las

ubicaciones, así como el consumo nocturno y diurno de una instalación doméstica tipo.

Una vez establecidos todos esos parámetros (citados ya en los anteriores apartados)

haremos los cálculos pertinentes dependiendo de la situación que estemos estudiando para

acabar encontrando en qué punto nuestra instalación estará amortizada.

Habrá que tener en cuenta que la esperanza de vida de un inversor es de 15 años y la de las

placas solares es de entre 20 y 25 años, por lo tanto lo tendremos en cuenta en el momento

de calcular el retorno de la inversión contando con que a los 15 años hay que cambiar el

inversor y por lo tanto se incrementa su valor al valor de retorno de inversión y de igual

forma haremos con las placas solares considerando que dejan de funcionar a los 25 años.

6.3.1. Rentabilidad Instalaciones Amparadas en el Régimen de Primas

En ese momento el precio del kWh en España se situaba alrededor de los 15 céntimos de

euro a pesar que aumentaba más velozmente que en la actualidad, por lo tanto era el

momento en el que vender energía salía mucho más barato que consumirla de la red ya que

el precio de venta de energía era de 34 céntimos de euro el kWh.

El ahorro que nos suponía toda la instalación de autoconsumo venía establecido por la

siguiente fórmula:

𝐴. 𝐴. = (𝐸. 𝐴. 𝑥 𝑃. 𝑘𝑊ℎ) + (𝐸. 𝑉. 𝑥 𝑃𝑟𝑖𝑚𝑎 𝑘𝑊ℎ) − (𝐸. 𝐴𝑑. 𝑥 𝑃. 𝑘𝑊ℎ ) (60)

Dónde: -A.A. es el ahorro por el autoconsumo de energía eléctrica.

-E.A. es la energía eléctrica autoconsumida.

-P. kWh es el precio del kWh.

-E.V. es la energía vendida a la red de distribución.

-E.Ad. es la energía adquirida de la red de distribución.



123

Y la devolución de la inversión simplemente es tener en cuenta el coste de la instalación e

irle añadiendo el ahorro que se produce cada año hasta conseguir un valor positivo que

significará que la inversión ya ha sido retornada en su totalidad.

6.3.2. Rentabilidad Instalaciones Fuera del Régimen de Primas

En ese momento el que vender energía ya no salía tan rentable ya que se pagaba a precio

de pool, que es prácticamente un tercio del precio del kWh.

El ahorro que nos suponía toda la instalación de autoconsumo venía establecido por la

siguiente fórmula:

𝐴. 𝐴. = (𝐸. 𝐴. 𝑥 𝑃. 𝑘𝑊ℎ) + (𝐸. 𝑉. 𝑥 𝑃. 𝑃. 𝑘𝑊ℎ) − (𝐸. 𝐴𝑑. 𝑥 𝑃. 𝑘𝑊ℎ ) (61)




-P. P. kWh es el precio de mercado (precio de pool) del kWh.






6.3.3. Rentabilidad Instalaciones Borrador Autoconsumo

En este momento, a la espera de ratificación del borrador de Real Decreto para el

Autoconsumo el hecho de vender energía continúa pagándose a precio de pool, pero ahora

el autoconsumo de energía eléctrica también tiene que pagar el cuestionado peaje de

respaldo, que aún hace más complicado el retorno de la inversión de nuestra instalación.

El ahorro que nos supone toda la instalación de autoconsumo viene establecido por la

siguiente fórmula:

𝐴. 𝐴. = 𝐸. 𝐴. 𝑥 (𝑃. 𝑘𝑊ℎ − 𝑃. 𝑅) + (𝐸. 𝑉. 𝑥 𝑃. 𝑃. 𝑘𝑊ℎ) − (𝐸. 𝐴𝑑. 𝑥 𝑃. 𝑘𝑊ℎ ) (62)




-P. Pool kWh es el precio de mercado (precio de pool) del kWh.



124






6.4. Pay-back Instalaciones Aisladas

En el caso de las instalaciones aisladas de la red todo es más sencillo ya que al estar

aisladas solo hay que tener en cuenta la energía que podemos autoconsumir ya que no

podemos vender el excedente a la red ni comprar ya que no disponemos de conexión.

Podemos autoconsumir instantáneamente o cargar las baterías mientras se está generando

energía pero no se está consumiendo para así gastar de ellas cuando no se esté

produciendo, ya sea por la noche o en días cubiertos. El ahorro producido anualmente es

simplemente la cantidad de energía que autoconsumimos en nuestra instalación por el

precio del kWh. Así que las rentabilidades solo varían entre Tenerife y las otras dos

instalaciones, ya que solo varía dependiendo de la inversión inicial del sistema.

6.5. Resultados Obtenidos del Estudio de Rentabilidad

Estudiaremos ahora en concreto la rentabilidad de las distintas instalaciones situadas

dentro del territorio español, para ello condensaremos en una tabla los años que tardamos

en obtener beneficios en cada una de ellas:

Tarragona A Coruña Tenerife

Legis.

vigente

RD

1578/

2008

RD-Ley

1/2012

Borra.

Autocon.

RD

1578/

2008

RD-Ley

1/2012

Borra.

Autocon.

RD

1578/

2008

RD-Ley

1/2012

Borra.

Autocon.

Asistidas 4

años19

22*

años20

+30

años21

6

años22

+30

años 23

+30

años24

6

años25

14*

años26

+30

años27

Aisladas 20 años 28

20 años 29

18 años 30

(*) Significa que a partir de ese año fueron rentables pero no en la totalidad de vida de la instalación completa ya que con la sustitución

del inversor a los 15 años, o de las placas solares a los 25 años pudiera haber periodos en los que no lo fuese.

Tabla 80. Resumen años amortización instalaciones. Elaboración propia.

19

Consultar la tabla 4 del Anejo IV. 20











Consultar la tabla 13 del Anejo IV.

Evolución del Marco Normativo sobre Instalaciones Fotovoltaicas. Rentabilizar el Autoconsumo Conclusiones Extraídas del Trabajo

125

7. Conclusiones Extraídas del Trabajo

Como ya cité en el objetivo del trabajo pretendía recoger la evolución del marco normativo del sector eléctrico ya que me llamaba mucho la atención ver la extensa normativa fragmentada en reales decretos y leyes, y me parecía muy complicado llegar a comprender en qué consiste el marco legal vigente, el porqué de este marco, y llegar a entender la evolución sufrida en la normativa.

Para entenderlo bien decidí iniciar mi trabajo estableciendo la situación en la que se encuentra el sector eléctrico a nivel europeo en la actualidad y la evolución de los últimos años. A nivel europeo las energías renovables han ido ganando un puesto importante desde el Protocolo de Kyoto con el que se limitaban las emisiones de CO2 a la atmosfera e hizo que los países integrantes de la Unión Europea se plantearan como solución a este problema el incentivo de las energías renovables marcándose todos los ellos unos objetivos a corto y a largo plazo, a pesar que es una evidencia que las energías renovables siguen situándose en segundo plano por detrás de los combustibles fósiles, el petróleo y sus derivados, el gas y la energía nuclear. Como es evidente España no fue una excepción pero todo el progreso que venía dibujando desde ese momento se vio mermado con la entrada de la crisis y la frenada de la implantación de fuentes de energía renovable, achacando esto a la crecida del déficit tarifario, que se sitúa en unas cifras de escándalo (más de mil millones de euros), y que hará imposible que se alcancen los objetivos a nivel europeo planteados.

Una vez concluido el análisis del mercado eléctrico a nivel europeo y a nivel nacional y habiendo analizado las variaciones en la legislación española desde la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico hasta el borrador de real decreto del autoconsumo eléctrico, podemos decir que la energía eléctrica carece de un marco normativo estable que dificulta su consulta y determinar si una norma es vigente o ya está derogada.

Con el Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, se cometió el error más grave en materia renovable (desde mi punto de vista después de haber analizado la legislación), ya que se establecieron unas primas desmesuradas que más que incentivar la implantación de sistemas fotovoltaicos, directamente regalaban la posibilidad de ganar dinero con el negocio de dichas instalaciones, ya que podías vender al triple del precio de mercado los kWh generados en tu propia instalación. Esto hizo que una gran cantidad de individuos apostaran por este tipo de instalaciones y la situación se desbordó. Me remito a los datos, y es evidente esta reflexión cuando se puede observar que la potencia instalada en materia solar fotovoltaica se sitúa en un 50% del total solo en el año 2008, con la implantación de dichas retribuciones desmesuradas.

Más tarde, con la Ley 1/2012, de 27 de enero, se quiso poner fin a este régimen retributivo desmesurado suprimiendo las primas pero el error que cometieron es que hicieron que la ley afectara a las instalaciones anteriores a la misma, es decir le dieron carácter retroactivo. Me parece que en un estado de derecho, las leyes no deberían tener efecto retroactivo.


Conclusiones Extraídas del Trabajo

126

Lo mismo ocurre ahora con el nuevo borrador del autoconsumo, que pretende imponer un

peaje de respaldo por la energía generada también con carácter retroactivo sobre las

instalaciones anteriores a la fecha de publicación del real decreto.

Ni se debería haber permitido un precio del kWh vertido a la red tan elevado, ni creo que

se deba pagar por la energía que un mismo productor genera para su autoconsumo, ya que

no tiene sentido alguno porque la justificación para este impuesto es que los productores

asistidos por la red deben pagar por el mantenimiento de la misma, pero en el momento

que el productor consume kWh de la red (porque no está en horas de producción o porque

sea un día cubierto) ya está pagando indirectamente por cada kWh el mantenimiento de la

susodicha red de distribución, así que estamos pagando dos veces por lo mismo.

Sin embargo, el autoconsumo no es tratado de la misma forma en nuestro país como en

otros países de la Unión Europea, como es el caso del Reino Unido, Italia y Alemania,

donde sí que tiene un marco normativo estable y el autoconsumo ocupa un importante rol,

sobretodo en el Reino Unido con las instalaciones domésticas y en Italia, donde es

permitido el balance neto. La idea del balance neto sería la clave para el correcto

funcionamiento del autoconsumo, utilizando la red de distribución como una batería

infinita donde verter nuestro excedente de manera gratuita y poder consumir de la misma

cuando fuera necesario, disponiendo de un contador bidireccional que nos permitiera

absorber de la red hasta la misma cantidad que ha sido anteriormente vertida por nuestra

instalación, pero en España pensar en la posibilidad del autoconsumo con balance neto es

prácticamente una utopía con la situación actual de la normativa en materia de

autoconsumo.

Después de realizar todo el estudio referente a instalaciones de autoconsumo podemos

llegar a concluir que la instalación puede llegar a ser la misma, con los mismos

componentes, tanto en el caso aislado como asistida por la red, ya que podemos estar

conectados a la misma y disponer de baterías, a pesar que es difícil para instalaciones

domésticas ya que supondría un coste prácticamente imposible de rentabilizar.

En referencia al estudio de implantación de una instalación tipo, como la propuesta, para

las tres diferentes ubicaciones dentro del territorio español, observamos que mientras más

irradiación haya y más uniforme sea a lo largo del año, las instalaciones son más reducidas.

Por otro lado, obtenemos mayores beneficios, como mayores sean los excedentes a vender,

como era de esperar. Por ejemplo, en el caso de Tarragona la instalación está ligeramente

sobredimensionada por el juego entre la disposición de paneles y reguladores necesarios

que hemos determinado, obtenemos mayores beneficios que en Tenerife, también

motivado porque en Tenerife la irradiación es más regular a lo largo del año y el excedente

prácticamente siempre es mínimo y constante. En cambio, en Tarragona en los meses de

verano tenemos un tremendo excedente que hace que sea más sencilla y pronta su

amortización.

En definitiva, podemos extraer conclusiones concretas de cada uno de los estudios

realizados. Por lo que hace a Tarragona vemos que las variaciones en la legislación han

supuesto perder muchísimos años de rentabilidad que ofrecía anteriormente el Real



127

Decreto 1578/2008, de 26 de setiembre, comparado con el fin del sistema retribuido y

mucho menos rentable si cabe con la previsión de normativa del borrador del autoconsumo

que saldrá próximamente a la luz.

Por otro lado, hacer hipótesis sobre: a) el aumento del precio del kWh, b) la cantidad de

horas que vamos a poder autoconsumir, o c) la cantidad de horas que vamos a comprar

energía de la red son muy complejas de realizar, ya que estas estimaciones dependen de

otras variables que no se pueden prever. Sin embargo, cabe reflejar que la cantidad de

horas auutoconsumidas o de compra en la red, no tienen una influencia muy decisiva para

calcular los años de amortización o rentabilidad. Tampoco parece influir demasiado el

hecho de tener unos pocos días más o menos de sol en un año, o que aumente un poco más

o un poco menos el precio del kWh. El hecho de estar aislado de la red hace que la

instalación no sea rentable hasta pasadas dos décadas.

En consecuencia, el autoconsumo se hace prácticamente inviable desde la supresión de las

retribuciones y, de aprobarse el borrador del autoconsumo sería un tipo de instalaciones

solo permitidas para quien quisiera ser más respetuoso con el medio ambiente, o

simplemente le gustase el hecho de ser capaz de autoabastecerse en ciertos momentos del

día ya que sería imposible rentabilizar la instalación.

Podríamos decir que la situación de A Coruña es prácticamente una fotocopia de la de

Tarragona ya que también se hace prácticamente inviable la rentabilidad de las

instalaciones solares fotovoltaicas desde la supresión de las retribuciones establecidas por

el Real Decreto 1578/2008, de 26 de setiembre.

Quizás la única variante es que en A Coruña, se produce menos energía eléctrica que en

Tarragona, con exactamente la misma instalación dado que el número de días de sol y

cubiertos sí que es notablemente diferente, y eso se nota en los años de rentabilidad de la

instalación con el régimen de primas, que son dos años más, y la rentabilidad de la

instalación con la supresión de primas, que en el caso de Tarragona debemos esperar hasta

los 22 años para obtener beneficios, y en cambio en A Coruña nos podemos olvidar de los

mismos.

En el caso de Tenerife vemos que el cambio respecto a las otras dos instalaciones es que

con y sin retribución salía rentable, ya que eran 6 y 14 años, los que se tardaban en

rentabilizarlas, respectivamente. En el caso que la instalación estuviera aislada de la red

serían 18 los años que tardaríamos en amortizarla, y con la implantación del peaje de

respaldo se haría inviable su rentabilización.

Podemos observarlo en la tabla resumen del apartado 6.5. del Estudio de Rentabilidad que

recoge los resultados obtenidos de dicho estudio.

Hay que tener en cuenta que los 14 años que se tardaban en rentabilizar la instalación no

son del todo reales ya que con la obligación de cambio del inversor a los 15 años, que es la

vida útil que nos establece el fabricante, perderíamos unos cuantos años de beneficios.



128

Finalmente, a grandes rasgos el hecho de la implantación del peaje de respaldo que se

prevé con la entrada en vigor del real decreto del autoconsumo haría prácticamente

inviable ningún tipo de instalación fuera cual fuera su ubicación dentro del territorio, ya

que la obligación de pagar por la energía autoproducida penaliza mucho a los productores

de energía eléctrica proveniente de sistemas fotovoltaicos.

Una vez analizadas los tres marcos legales que ha ofrecido y ofrece la legislación y

analizadas las tres ubicaciones podemos extraer una serie de conclusiones al estudio de

rentabilidad que hemos querido realizar:

-La legislación ha sido la causante de los problemas que se avecinan ya que con el precio

desorbitado que establecieron para primar la venta de energía eléctrica procedente de

fuentes de energía solares hacía posible la amortización en menos de cinco años de la

totalidad de la instalación y, a partir de ese punto, todo eran beneficios para los productores

de energía y ahora en cambio es prácticamente imposible amortizarlas.

-En el momento en que se retiraron las primas por la generación de energía eléctrica a

través de fuentes de energía solares fotovoltaicas se hizo muy difícil amortizar las

instalaciones, como ya decía anteriormente, pero ahora, con el borrador de autoconsumo y

la posible implantación próxima del denominado peaje de respaldo aún se hace más difícil

amortizar este tipo de instalaciones. Expliquemos el porqué: el peaje de respaldo supone

pagar por la energía autoconsumida de la propia instalación el mismo precio al que se paga

la venta del excedente por lo tanto no obtenemos beneficio por vender el excedente de

energía que generamos ya que por la energía que no hemos tenido que adquirir de la red ya

nos hemos tenido que gastar el mismo dinero, debido a que el precio de pool de la energía

eléctrica (precio del kWh en el mercado diario) se sitúa prácticamente en los mismos

números que el peaje de respaldo famoso que estamos intentando clarificar.

Así que como claves del trabajo podríamos concluir diciendo que el marco normativo del

sector eléctrico es muy complejo y difícil de consultar y de conocer si una ley o real

decreto es vigente o ya está derogado. Sin embargo, considero que sería más fácil entender

el marco normativo añadiendo al documento madre, los cambios o modificaciones que se

van haciendo, entendiendo como documento madre, la ley del sector eléctrico (en el caso

de España serían la Ley 54/1997, de 27 de noviembre y la Ley 24/2013, de 26 de

diciembre) y así sería mucho más sencilla su consulta.

Para terminar, en referencia al autoconsumo, podemos concluir diciendo que con este

trabajo queda claro que se complica, y mucho, el futuro de las instalaciones para el

autoconsumo, y se hace prácticamente inviable su implantación de hacerse realidad el

borrador de real decreto del autoconsumo propuesto.


Bibliografía y Webgrafía

129

8. Bibliografía y Webgrafía

Normativa consultada:

España. Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. BOE 28 de noviembre de

1997, núm. 285, p. 35097-35126.

España. Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía

eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables,

residuos y cogeneración. BOE 30 de diciembre de 1998, núm. 312, p. 44077-44089.

España. Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones

fotovoltaicas a la red de baja tensión. BOE 30 de septiembre de 2000, núm. 235, p. 33511-

33515.

España. 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. BOE 27 de diciembre de 2000, núm. 310, p. 45988-

46040.

España. Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento

electrotécnico para baja tensión. BOE 18 de septiembre de 2002, núm. 224, p. 33084-

33086.

España. Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología

para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial. BOE 27 de marzo de 2004, núm. 75,

p. 13217-13238.

España. Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial. BOE 26 de mayo de 2007, núm. 126,

p. 22846-22886.

España. Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento

unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. BOE 18 de septiembre de 2007, núm.

224, p. 37860-37875.

España. Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de

producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones

posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007,

de 25 de mayo, para dicha tecnología. BOE 27 de septiembre de 2008, núm. 234, p. 39117-

39125.

España. Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas

medidas en el sector energético y se aprueba el bono social. BOE 7 de mayo de 2009, núm.

111, p. 39404-39419.



130

España. Real Decreto-Ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas

urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico. BOE 24 de diciembre

de 2010, núm. 312, p. 106386-106394.

España. Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican

determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en

régimen especial. BOE 23 de noviembre de 2010, núm. 283, p. 97428-97446.

España. Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión a

red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia. BOE 8 de

diciembre de 2011, núm. 295, p. 130033-130064.

España. Real Decreto 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los

procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos

económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de

cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos. BOE 28 de enero de 2012, núm.

24, p. 8068-8072.

España. Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad

energética. BOE 28 de diciembre de 2012, núm. 312, p. 88081-88096.

España. Real Decreto-Ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el sistema

eléctrico y en el sector financiero. BOE 2 de febrero de 2013, núm. 29, p. 9072-9077.

España. Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y

la Competencia. BOE 5 de junio de 2013, núm. 134, p. 42191-42243.

España. Real Decreto-Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes

para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. BOE 13 de julio de 2013,

núm. 167, p. 52106-52147.

España. Ley 15/2013, de 17 de octubre, por la que se establece la financiación con cargo a

los Presupuestos Generales del Estado de determinados costes del sistema eléctrico,

ocasionados por los incentivos económicos para el fomento a la producción de energía

eléctrica a partir de fuentes de energías renovables y se concede un crédito extraordinario

por importe de 2.200.000.000 de euros en el presupuesto del Ministerio de Industria,

Energía y Turismo. BOE 18 de octubre de 2013, núm. 250, p. 84909-84910.

España. Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. BOE 27 de diciembre de

2013, núm. 310, p. 105198-105294.

España. 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. BOE 10 de junio de 2014, núm. 140, p. 43876-43978.



131

España. Propuesta Real Decreto de Autoconsumo, de 18 de julio de 2013.

España. Orden IET/1168/2014, de 3 de julio, por la que se determina la fecha de

inscripción automática de determinadas instalaciones en el registro de régimen retributivo

específico previsto en el Título V del 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. BOE 7 de julio de 2014, núm. 164, p. 52987-52988.

España. Orden IET/2444/2014, de 19 de diciembre, por la que se determinan los peajes de

acceso de energía eléctrica para 2015. BOE 26 de diciembre de 2014, núm. 312, p.

105486-105504.

ENDESA (2009). NTP-FVBT, Norma Técnica Particular para Instalaciones Fotovoltaicas

Interconectadas a la Red de Distribución de Baja Tensión. Junio de 2009.

IDAE (2012). Referencias sobre Autoconsumo de Energía Eléctrica en la Normativa

Vigente. Febrero de 2012.

CNE (2013). Informe 18/2013, de 4 de septiembre, sobre la propuesta de Real Decreto por

el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de

energía renovables, cogeneración y residuos.

CNE (2013). Informe 19/2013, de 4 de septiembre, sobre la propuesta de Real Decreto por

el que se establece la regulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas

de las modalidades de suministro de energía eléctrica con Autoconsumo y de producción

con Autoconsumo.

IDAE (2011). Resumen PER 2011/2020 (Plan de Energías Renovables), de 11 de

noviembre de 2011.



132

Libros consultados:

Castro Gil, M. (2000). Energía solar fotovoltaica. Mairena del Alfaraje (Sevilla):

Progensa.

Gómez-Acebo&Pombo (2014). Guía normativa del Sector Eléctrico. Novedades en la

Regulación del Sector Eléctrico del Primer Trimestre de 2014.

Labouret, A. (2008). Energía solar fotovoltaica: manual práctico (Adaptado al Código

Técnico de la Edificación). Madrid: Mundi-Prensa.

Mir, P. (2012). Economia de la generación eléctrica solar: la regulación fotovoltaica y

solar termoeléctrica en España. Cizur Menor (Navarra): Civitas Thomson Reuters.

Moreno Alfonso, N. (2010). Instalaciones de energía fotovoltaica: como rentabilizar la

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Pareja Aparicio, M. (2010). Energía solar fotovoltaica: cálculo de una instalación aislada.

Barcelona: Marcombo.

Tobajas Vázquez, M. (2005). Energía solar fotovoltaica. Barcelona: Ceysa.

Torres Portero, M.A. (2008). El ABC de la energía solar fotovoltaica en España: la guía

definitiva para el pequeño inversor. Paracuellos de Jarama: Ra-Ma.



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Páginas web consultadas:

Consulta modificaciones normativas sector eléctrico:

Red Eléctrica de España: <www.ree.es> [Consultado el 3 de abril de 2015]

Normativa consultada en línea: <www.boe.es> [Consultado el 27 de abril de 2015]

<www.suelosolar.es> [Consultado el 28 de abril de 2015]

<www.energias-renovables.com> [Consultado el 28 de abril de 2015]

<www.solartradex.com> [Consultado el 28 de abril de 2015]

<www.energiasolar365.com> [Consultado el 29 de abril de 2015]

<www.elperiodicodelaenergia.com> [Consultado el 29 de abril de 2015]

<www.europapress.es> [Consultado el 29 de abril de 2015]

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Estadísticas de interés:

Sistema de Información del Operador de Mercado REE:

<http://www.esios.ree.es/web-publica/> [Consultado el 30 de abril de 2015]

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EU Energy in Figures. Statistical Pocketbook 2014 [Consultado el 2 de mayo de 2015]

<https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/2014_pocketbook.pdf >

Eurostat- Data Explorer: <appsso.eurostat.ec.europa.eu> [Consultado el 3 de mayo de 2015]

<www.fenercom.com> [Consultado el 4 de mayo de 2015]

<www.idescat.cat> [Consultado el 4 de mayo de 2015]

Presupuesto instalaciones eléctricas estudiadas.

<www.tumejorenergia.com> [Consultado el 1 de abril de 2015]

<www.albasolar.es> [Consultado el 3 de abril de 2015]

<www.fvncc.es> [Consultado el 3 de abril de 2015]

<www.teknosolar.com> [Consultado el 5 de abril de 2015]

<www.ingeteam.com> [Consultado el 6 de abril de 2015]

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<www.solaronline.es> [Consultado el 6 de abril de 2015]

<www.eco-finanzas.com>[Consultado el 6 de abril de 2015]

<www.merkasol.com> [Consultado el 7 de abril de 2015]

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<es.krannich-solar.com> [Consultado el 7 de abril de 2015]

<www.tiendafotovoltaica.es> [Consultado el 7 de abril de 2015]

<www.ecodirect.com> [Consultado el 7 de abril de 2015]

<www.gemsasolar.es> [Consultado el 8 de abril de 2015]

<www.cclcomponents.com> [Consultado el 8 de abril de 2015]

<www.victronenergy.com.es> [Consultado el 9 de abril de 2015]

Dimensionado de las instalaciones eléctricas estudiadas:

<www.calculationsolar.com> [Consultado el 22 de febrero de 2015]

Trabajos finales de grado, trabajos finales de master consultados:

De Arriba Rodriguez, R. (2013). Análisis del Suministro de Energía Eléctrica por Balance

Neto. Trabajo Final de Máster. Universidad de Salamanca.

Rodríguez Marcos, V. (2014). Instalación Solar Fotovoltaica para una Casa Rural en

Ucieda. Trabajo Final de Carrera. Universidad de Cantabria.

http://www.tiendafotovoltaica.es/

http://www.cclcomponents.com/

http://www.victronenergy.com.es/


Anejos de Interés

135

9. Anejos de Interés

Anejo I. Gráficos Evolución y Objetivos de la Comunidad Europea en

Materia de Energía Eléctrica

AI. Figura 1. Objetivo de los países pertenecientes a la Unión Europea en materia de generación de energía renovable.



Anejos de Interés

136

AI. Tabla 1. Consumo energía eléctrica interno procedente de fuentes renovables en la Unión Europea y en cada uno de

los países integrantes. Fuente: EU Statistical Pocketbook 2014.

AI. Tabla 2. Capacidad energía eléctrica instalada en la Unión Europea desde el año 1995 hasta el año 2012 y en cada

uno delos países integrantes. Fuente: EU Statistical Pocketbook 2014.


Anejos de Interés

137

AI. Tabla 3. Energía eléctrica instalada en materia de renovables en la Comunidad Europea y por país. Fuente: EU

Statistical Pocketbook 2014.

AI. Tabla 4. Generación de energía eléctrica en materia de renovables en la Comunidad Europea y por país. Fuente: EU

Statistical Pocketbook 2014.


Anejos de Interés

138

AI. Tabla 5. Capacidad energética instalada en instalaciones solares fotovoltaicas en la Comunidad Europea y por país.


AI. Tabla 6. Capacidad energética instalada en diferentes alternativas de producción de la misma en la Comunidad

Europea y por país. Fuente: EU Statistical Pocketbook 2014.


Anejos de Interés

139

Anejo II. Factores de Funcionamiento Dependiendo de la Zona de

Irradiación y Estadísticas Meteorológicas Dependiendo de la Ubicación

de cada Instalación

AII. Tabla 1. Factores de funcionamiento zonas I, III y V para un perfil horario de una instalación fotovoltaica.

Fuente: RD 661/2007.


Anejos de Interés

140

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84

81

108

91

5108

Tota

lTota

lTota

lTota

l

138

123

128

151

86

106

Tota

lTota

lTota

lTota

lTota

lTota

l

2009

2010

2011

2012

Tota

lTota

lTota

lTota

lTota

lTota

l

2003

2004

2005

2006

2007

2008

En

torn

o f

ísic

o

C

lim

ato

log

ía

Nú

me

ro d

e d

ías

cu

bie

rto

s p

or

reg

ión

, e

sta

ció

n,

añ

os

y m

ese

s.

Unid

ades:d

ías

1997

1998

1999

2000

2001

2002

AII

. T

ab

la 2

. N

úm

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de

día

s cu

bie

rto

s p

or

reg

ión

, es

taci

ón

, añ

os

y m

eses

. F

uen

te:

INE

.


Anejos de Interés

141

NO

RO

ES

TE

: C

oru

ña (

A)

CA

TA

LU

ÑA

: T

ort

osa

CA

NA

RIA

S:

Santa

Cru

z d

e T

enerife

Fuente

:Anuario E

sta

dís

tico d

e E

spaña

2.-

"re

gió

n y

esta

ció

n,E

XTR

EM

AD

UR

A: B

adajo

z (

Tala

vera

la R

eal)":

En e

nero

del 2

007 s

ólo

hay m

edic

iones d

e 2

4 d

ias.

3.-

"años,1

997":

Los d

ato

s c

orr

esponden a

l observ

ato

rio d

e C

oru

ña (

A)

(Esta

ció

n C

om

ple

ta).

L

os d

ato

s c

orr

esponden a

l observ

ato

rio d

e G

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jara

(El

Serr

anillo).

L

os d

ato

s c

orr

esponden a

l observ

ato

rio d

e C

ádiz

(C

ort

adura

). L

os d

ato

s c

orr

esponden a

l observ

ato

rio d

e P

alm

a (

Centr

o m

ete

reoló

gic

o).

4.-

"años,1

998":

Los d

ato

s d

e lo

s o

bserv

ato

rios d

e B

urg

os (

Villafr

ía),

Tole

do, Teru

el

(Cala

mocha),

Gra

nada (

Aero

puert

o)

y M

elilla

(A

ero

puert

o)

se r

efiere

n a o

nce m

eses.

5.-

"años,1

999":

Los d

ato

s d

e lo

s o

bserv

ato

rios d

e S

oria (

Observ

ato

rio),

Valla

dolid

(O

bserv

ato

rio),

Alb

acete

(Los L

lanos),

Girona (

Costa

Bra

va)

e Iz

aña (S

anta

Cru

z d

e T

enerife

) se r

efiere

n a

once m

eses.

6.-

"años,2

000":

Los d

ato

s d

el o

bserv

ato

rio d

e G

irona (

Costa

Bra

va)

se r

efiere

a o

nce m

eses.

7.-

"años,2

010":

Los d

ato

s d

e A

licante

y S

anta

Cru

z d

e T

enerife

se r

efiere

n a

once m

eses.

260

218

....

Nota

s:

1.-

Fuente

de in

form

ació

n: A

EM

et (A

gencia

Esta

tal d

e M

ete

oro

logía

).

237

242

254

249

265

248

233

226

229

229

257

217

246

218

241

225

227

241

218

227

228

216

184

222

212

222

222

..240

259

242

211

208

219

219

211

217

213

Tota

lTota

lTota

lTota

l

178

193

200

177

213

225

Tota

lTota

lTota

lTota

lTota

lTota

l

2009

2010

2011

2012

Tota

lTota

lTota

lTota

lTota

lTota

l

2003

2004

2005

2006

2007

2008

En

torn

o f

ísic

o

C

lim

ato

log

ía

Nú

me

ro d

e d

ías

nu

bo

sos

po

r re

gió

n,

est

ació

n,

añ

os

y m

ese

s.

Unid

ades:d

ías

1997

1998

1999

2000

2001

2002

AII

. T

ab

la 3

. N

úm

ero

de

día

s n

ub

oso

s p

or

reg

ión

, es

taci

ón

, añ

os

y m

eses

. F

uen

te:

INE

.


Anejos de Interés

142

NO

RO

ES

TE

: C

oru

ña (

A)

CA

TA

LU

ÑA

: T

ort

osa

CA

NA

RIA

S:

Santa

Cru

z d

e T

enerife

14.-

"años,2

008":

Los d

ato

s c

orr

esponden a

l observ

ato

rio d

e C

oru

ña (

A)

(Esta

ció

n C

om

ple

ta).

Los d

ato

s c

orr

esponden a

l observ

ato

rio d

e G

uadala

jara

(El

Serr

anillo).

Los d

ato

s c

orr

esponden a

l observ

ato

rio d

e C

ádiz

(C

ort

adura

). L

os d

ato

s c

orr

esponden a

l observ

ato

rio d

e P

alm

a (

Centr

o m

ete

reoló

gic

o).

15.-

"años,2

010":

Los d

ato

s d

el o

bserv

ato

rio d

e S

anta

Cru

z d

e T

enerife

se r

efiere

n a

11 m

eses.

Fuente

:Anuario E

sta

dís

tico d

e E

spaña

8.-

"años,2

002":

Los d

ato

s d

e lo

s o

bserv

ato

rios d

e G

irona (

Costa

Bra

va),

Tort

osa (O

bserv

ato

rio d

el E

bro

) y S

evilla (

Aero

puert

o)

se r

efiere

n a

once m

eses.

9.-

"años,2

003":

Los d

ato

s d

e lo

s o

bserv

ato

rios d

e L

leid

a (

Observ

ato

rio 2

), J

aén (

Cerr

o d

e lo

s L

irio

s)

y S

evilla (

Aero

puert

o)

se r

efiere

n a

once m

eses.

10.-

"años,2

004":

Los d

ato

s c

orr

esponden a

l observ

ato

rio d

e C

iudad R

eal (

Escuela

de M

agis

terio).

11.-

"años,2

005":

Los d

ato

s c

orr

esponden a

l observ

ato

rio d

e C

iudad R

eal (

Escuela

de M

agis

terio).

12.-

"años,2

006":

Los d

ato

s c

orr

esponden a

l observ

ato

rio d

e C

oru

ña (

A)

(Esta

ció

n C

om

ple

ta).

13.-

"años,2

007":

Los d

ato

s c

orr

esponden a

l observ

ato

rio d

e C

oru

ña (

A)

(Esta

ció

n C

om

ple

ta).

Los d

ato

s c

orr

esponden al o

bserv

ato

rio d

e C

iudad R

eal

(Escuela

de M

agis

terio).

2.-

"re

gió

n y

esta

ció

n,E

XTR

EM

AD

UR

A: B

adajo

z (

Tala

vera

la R

eal)":

En e

nero

del 2

007 s

ólo

hay m

edic

iones d

e 2

4 d

ias.

3.-

"años,1

997":

Los d

ato

s d

e lo

s o

bserv

ato

rios d

e Á

vila

(O

bserv

ato

rio),

Segovia

(O

bserv

ato

rio),

Sevilla (

Aero

puert

o)

e Iz

aña (

Santa

Cru

z d

e T

enerife

) s

e r

efiere

n a

once m

eses.

4.-

"años,1

998":

Los d

ato

s d

e lo

s o

bserv

ato

rios d

e T

ole

do, Teru

el (

Cala

mocha),

Gra

nada (A

ero

puert

o),

Ceuta

y M

elilla

(A

ero

puert

o)

se r

efiere

n a

once m

eses.

5.-

"años,1

999":

Los d

ato

s d

e lo

s o

bserv

ato

rios d

e S

oria (

Observ

ato

rio),

Valla

dolid

(O

bserv

ato

rio),

Alb

acete

(Los L

lanos),

Girona (

Costa

Bra

va)

e Iz

aña (S

anta

Cru

z d

e T

enerife

) se r

efiere

n a

once m

eses.

6.-

"años,2

000":

Los d

ato

s d

e lo

s o

bserv

ato

rios d

e G

irona (

Costa

Bra

va),

Jaén (

Cerr

o de lo

s L

irio

s),

Palm

a (

Aero

puert

o S

on S

an J

uan),

Izaña (

Santa

Cru

z d

e Tenerife

) y S

anta

Cru

z d

e T

enerife

se r

efiere

n a

once m

eses.

7.-

"años,2

001":

Los d

ato

s d

e lo

s o

bserv

ato

rios d

e B

ilbao (

Aero

puert

o)

y L

leid

a (O

bserv

ato

rio 2

) se r

efiere

n a

once m

eses.

78

79

....

Nota

s:

1.-

Fuente

de in

form

ació

n: A

EM

et (A

gencia

Esta

tal d

e M

ete

oro

logía

).

89

95

72

73

77

75

60

54

70

80

79

104

94

98

99

94

50

45

64

52

61

58

67

44

50

46

51

..42

44

47

36

63

63

65

46

57

45

Tota

lTota

lTota

lTota

l

49

49

37

38

66

34

Tota

lTota

lTota

lTota

lTota

lTota

l

2009

2010

2011

2012

Tota

lTota

lTota

lTota

lTota

lTota

l

2003

2004

2005

2006

2007

2008

En

torn

o f

ísic

o

C

lim

ato

log

ía

Nú

me

ro d

e d

ías

de

spe

jad

os

po

r re

gió

n,

est

ació

n,

añ

os

y m

ese

s.

Unid

ades:d

ías

1997

1998

1999

2000

2001

2002

AII

. T

ab

la 4

. N

úm

ero

de

día

s d

esp

ejad

os

po

r re

gió

n,

esta

ció

n,

años

y m

eses

. F

uen

te:

INE

.


Anejos de Interés

143

Anejo III. Especificaciones Técnicas Aparamenta de las Instalaciones

AIII. Figura 1. Especificaciones técnicas paneles Luxor Ecoline 60/230 W. Fuente: Luxor.


Anejos de Interés

144

AIII. Figura 2. Especificaciones técnicas regulador MorningStarTristar. Fuente: MorningStar.

AIII. Figura 3. Especificaciones técnicas regulador Steca Tarom 235 PWM. Fuente: Steca Tarom.


Anejos de Interés

145

AIII. Figura 4. Dimensiones batería Ecosafe TYS-12. Fuente: Ecosafe.

AIII. Tabla 1. Tabla de especificaciones técnicas baterías Ecosafe. Fuente: Ecosafe.


Anejos de Interés

146

AIII. Tabla 2. Tabla de especificaciones técnicas inversor Victron Phoenix. Fuente: Victron Phoenix.


Anejos de Interés

147

Anejo IV. Tablas de Rentabilidad de Instalaciones de Autoconsumo

AIV

. T

ab

la 1

. D

ato

s g

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ico

s par

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est

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e la

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stal

acio

nes

fo

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ltai

cas.

Ela

bo

raci

ón

pro

pia

.


Anejos de Interés

148

AIV

. T

ab

la 2

. R

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bil

idad

de

la i

nst

alac

ión d

e T

arra

go

na

con

el

pea

je d

e re

spal

do

. E

lab

ora

ció

n p

rop

ia.


Anejos de Interés

149

AIV

. T

ab

la 3

. R

enta

bil

idad

de

la i

nst

alac

ión d

e T

arra

go

na

sin

pea

je d

e re

spal

do.

Ela

bo

raci

ón p

rop

ia.


Anejos de Interés

150

AIV

. T

ab

la 4

. R

enta

bil

idad

de

la i

nst

alac

ión d

e T

arra

go

na

con

el

rég

imen

de

pri

mas

. E

lab

ora

ción

pro

pia

.


Anejos de Interés

151

AIV

. T

ab

la 5

. R

enta

bil

idad

de

la i

nst

alac

ión d

e A

Co

ruñ

a co

n e

l pea

je d

e re

spal

do

. E

lab

ora

ció

n p

rop

ia.


Anejos de Interés

152

AIV

. T

ab

la 6

. R

enta

bil

idad

de

la i

nst

alac

ión d

e A

Co

ruñ

a si

n p

eaje

de

resp

ald

o.

Ela

bo

raci

ón p

rop

ia.


Anejos de Interés

153

AIV

. T

ab

la 7

. R

enta

bil

idad

de

la i

nst

alac

ión d

e A

Co

ruñ

a co

n e

l ré

gim

en d

e p

rim

as.

Ela

bo

raci

ón

pro

pia

.


Anejos de Interés

154

AIV

. T

ab

la 8

. R

enta

bil

idad

de

la i

nst

alac

ión d

e T

ener

ife

con

el

pea

je d

e re

spal

do

. E

labo

raci

ón p

ropia

.


Anejos de Interés

155

AIV

. T

ab

la 9

. R

enta

bil

idad

de

la i

nst

alac

ión d

e T

ener

ife

sin

pea

je d

e re

spal

do.

Ela

bo

raci

ón p

rop

ia.


Anejos de Interés

156

AIV

. T

ab

la 1

0.

Ren

tab

ilid

ad d

e la

in

stal

ació

n d

e T

ener

ife

con

el

rég

imen

de

pri

mas

. E

lab

ora

ción

pro

pia

.


Anejos de Interés

157

AIV

. T

ab

la 1

1.

Ren

tab

ilid

ad d

e la

in

stal

ació

n d

e T

arra

go

na

aisl

ada.

Ela

bo

raci

ón

pro

pia

.


Anejos de Interés

158

AIV

. T

ab

la 1

2.

Ren

tab

ilid

ad d

e la

in

stal

ació

n d

e A

Co

ruñ

a ai

slad

a. E

lab

ora

ción

pro

pia

.


Anejos de Interés

159

AIV

. T

ab

la 1

3.

Ren

tab

ilid

ad d

e la

in

stal

ació

n d

e T

ener

ife

aisl

ada.

Ela

bo

raci

ón

pro

pia

.

Evolución del Marco Normativo sobre Instalaciones...

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Transcript of Evolución del Marco Normativo sobre Instalaciones...