Trabajo de fin de máster Máster en ingeniería...

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Gestión de los picos de potencia eléctrica a nivel doméstico mediante almacenamiento energético en baterías

Equation Chapter 1 Section 1

Trabajo de fin de máster

Máster en ingeniería industrial

Gestión de los picos de potencia eléctrica a nivel

doméstico mediante almacenamiento energético en

baterías

Autor: Daniel Lugo Laguna

Tutor: Dr. Ángel Arcos Vargas

Dep. Organización industrial y gestión de

empresas I

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2016

iii

Trabajo de fin de máster

Máster en ingeniería industrial

Gestión de los picos de potencia eléctrica a nivel

doméstico mediante almacenamiento energético en

baterías

Autor:

Daniel Lugo Laguna

Tutor:

Dr. Ángel Arcos Vargas

Dep. de Organización industrial y gestión de empresas I

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2016

v

Trabajo de fin de máster: Gestión de los picos de potencia eléctrica a nivel doméstico mediante

almacenamiento energético en baterías

Autor: Daniel Lugo Laguna

Tutor: Dr. Ángel Arcos Vargas

El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:

Presidente:

Vocales:

Secretario:

Acuerdan otorgarle la calificación de:

Sevilla, 2016

El Secretario del Tribunal

vii

A mi familia

A mis maestros

ix

Agradecimientos

Ocho años han pasado desde que un joven e inexperto sevillano decidiera comenzar su andadura en el mundo

de la ingeniería industrial. No ha sido un camino fácil, pues ha habido múltiples e innumerables obstáculos que

me han puesto a prueba en diferentes ocasiones. Le estoy muy agradecido a todas esas personas que, en algún

momento, han pasado por mi vida o siguen en ella y sin las cuáles, no habría llegado ni a la mitad de donde estoy

ahora: a mis compañeros de clase, que saben lo que es estudiar una carrera a la que hay que dedicarle gran parte

de nuestro tiempo, al Bukke team que han hecho que los ratos en la ESI (y fuera de ella) sean algo mucho más

divertido, al tridente, por qué todo empezó en un crucero (y aún continúa), a mis amigos de toda la vida, porque

hay cosas que nunca hay que cambiar, a mi tutor Ángel por su ayuda. Pero en especial, a mis padres, Loly y

Antonio, a mi primo (hermano) Juanjo y a mi novia, Rocío, por qué, aunque suene a tópico, es totalmente cierto

que, sin el apoyo constante de estas cuatro personas, sí que no hubiese sido posible.

Daniel Lugo Laguna

Sevilla, 2016

xi

Resumen

En los últimos años, avances tecnológicos en diversos campos tales como electrónica de potencia, sistemas de

almacenamiento en baterías o la introducción de medidores inteligentes (Smart meters) han hecho posible la

aplicación de diversas mejoras para el control de potencia a nivel doméstico. El término fijo de potencia es una

parte importante para la factura eléctrica en los hogares. Recientemente, este término se ha incrementado en más

de un 100 %, animando al usuario a reducir determinados picos de consumo de potencia.

En este trabajo se desarrolla un modelo que permite al usuario ahorrar una parte significativa de su factura, a

través del uso de un sistema de almacenamiento en baterías. En la literatura reciente se ha estudiado en

profundidad, los beneficios del traslado de consumo energético en horas pico a horas valle durante el día, en el

contexto de tarifas de discriminación horaria, sin embargo, en cuanto a optimización de potencia contratada, aún

queda un largo camino por recorrer dado que existen pocos estudios y pruebas en este campo.

El modelo propuesto en este trabajo permite calcular el tamaño óptimo de un sistema de baterías dada la curva

de consumo del cliente, en el contexto de precios constantes para la energía para un consumidor medio en

España. Los beneficios podrían ser incluso mayores si se aplicaran tarifas con discriminación horaria y el

traslado del consumo de horas pico a horas valle.

Este sistema podría ser financiado por el usuario final directamente o por una empresa independiente que

compartiera los beneficios.

xiii

Abstract

Technological progresses in power electronics, in battery storage systems and the introduction of Smart meters

in recent years have made possible improvements in the control of power peaks for residential customers. The

capacity charge is an important component in the residential customer’s electricity bill. In recent years, this

component has increased by more than 100%, prompting the consumers to reduce their peaks usage.

This document designs a model that allows residential customers to save a significant part of their invoice with

a battery energy storage system (BESS). Recent academic literature has already studied in-depth benefits of

load-shifting energy throughout the day in the context of time of use (TOU) tariffs, but regarding power

optimization there is a long way to go as very little research has been done in this field.

In this document, it is proposed a model to calculate optimum battery size given the load curve of the client in

the context of constant energy prices for a typical consumer in Spain. Savings could be even greater if a TOU

tariff and energy load shifting were applied. This system could be financed by the end user directly or by an

independent company sharing the savings.

xv

Índice

Agradecimientos ix

Resumen xi

Abstract xiii

Índice xv

Índice de Tablas xviii

Índice de Figuras xx

Notación xxiv

1 Antecedentes y Objetivos 27

2 Estructura de tarifas eléctricas en España e impacto del pico de demanda en el consumidor 30 2.1. Estructura tarifaria del Sistema eléctrico español 30

Liberalización del mercado eléctrico español 30 Distribución de energía eléctrica 33 Comercialización de energía eléctrica 33 Potencias normalizadas 36 Precio Voluntario para el pequeño consumidor (PVPC) 37

2.2. Impacto del pico de demanda en el consumidor 46 Hábitos de consumo eléctrico en España 46 Perfil de consumo diario 47 Potencia media cuartohoraria 49 Estimación del ahorro económico por disminución de potencia contratada 50

3 Contadores inteligentes: aspectos técnicos y regulación 53 3.1 Motivación y características de los contadores inteligentes 53

Redes inteligentes en el marco de la generación eléctrica en España 53 Definición y funcionalidades de los contadores inteligentes 55

3.2. Regulación y normativa de los contadores inteligentes 57 Normativa europea 57 Normativa española 57

3.3. Estado actual de la implantación de contadores inteligentes en España 58 Endesa distribución eléctrica, S.L. 59 Iberdrola distribución eléctrica, S.A. 60 Unión Fenosa distribución, S.A. 61 Hidrocantábrico distribución eléctrica, S.A. (EDP HC energía) 62 Viesgo distribución eléctrica, S.L. 63 Previsión conjunta en España de las cinco grandes distribuidoras para la instalación de

contadores inteligentes 63 3.4. Efectos de la instalación de contadores inteligentes para el consumidor doméstico 64

Requisitos y proceso de instalación 64 Ventajas e inconvenientes para el usuario 64

4 Tecnologías de almacenamiento eléctrico y sus aplicaciones para la red eléctrica y el consumidor 66 4.1. Descripción y breve introducción histórica 66

xvi

¿Qué es el almacenamiento de energía? 66 Introducción histórica 67

4.2. Almacenamiento electroquímico 67 Fundamentos físicos del almacenamiento electroquímico y parámetros básicos 67 Descripción de las diferentes tecnologías de almacenamiento electroquímico 69 Comparación de tecnologías electroquímicas 72

4.3. Otras tecnologías de almacenamiento eléctrico 72 Almacenamiento por bombeo hidroeléctrico (PHS) 72 Almacenamiento basado en aire comprimido (CAES) 73 Almacenamiento por volantes de inercia 73 Almacenamiento electromagnético 74 Almacenamiento termoeléctrico 74

4.4. Aplicaciones del almacenamiento eléctrico 74 Servicios para el consumo energético en la red 75 Servicios auxiliares 76 Servicios de apoyo a la infraestructura de transporte 79 Servicios de apoyo a la infraestructura de distribución 81 Servicios de gestión de la demanda energética del consumidor final 81

4.5. Selección de tecnología de almacenamiento óptima para la aplicación del suavizado de picos de potencia a nivel doméstico 83

5 Estado de la literatura y de la técnica 86 5.1. Estado de la literatura 86

Descripción de la literatura actual sobre almacenamiento energético en baterías 86 Análisis de campos de estudio de los artículos descritos 88

5.2. Estado de la técnica 90 Tecnología de baterías de tesla 90 Otras alternativas existentes para el almacenamiento doméstico 92 Resumen de características de las tecnologías existentes de almacenamiento en baterías 94

6 Sistema de almacenamiento energético en baterías para uso doméstico: esquema básico, conversión de potencia y algoritmos de control 96

6.1. Esquema, y funcionamiento básico del sistema de almacenamiento energético en baterías 96 Esquema y elementos del sistema 96 Funcionamiento del sistema 97

6.2. Conversión de potencia 98 ¿En qué consiste la conversión de potencia? 98 Requisitos para la conversión de potencia en baterías 98 Estructuras topológicas para la conversión de potencia 99

6.3. Sistemas y algoritmos de control: directrices de carga y descarga 103 Variables de entrada y salida del Sistema de control 103 Algoritmos de control 104 Determinación de hipótesis inicial sobre el control de los ciclos de carga y descarga 109

7 Desarrollo del modelo técnico-económico para estimar la viabilidad del sistema de almacenamiento en baterías a nivel doméstico 111

7.1. Hipótesis básicas y condiciones iniciales 111 Datos e hipótesis relacionadas con el consumidor 111 Datos e hipótesis relacionadas con el Sistema de almacenamiento en baterías 112

7.2. Objetivos del desarrollo del modelo de viabilidad técnico-económica 112 7.3. Análisis del ciclo de vida del sistema 113 7.4. Estimación de los costes de la instalación 116

Costes del Sistema de almacenamiento 116 Costes del resto de elementos del sistema 117 Costes del Sistema completo 117

7.5. Estimación del ahorro económico anual del sistema 118

xvii

7.6. Análisis de rentabilidad del proyecto 121 Definición de parámetros económicos y financieros para la realización del análisis 121 Elaboración y resultados del modelo económico-financiero para distintos tamaños del sistema

de almacenamiento de energía 121 Análisis de resultados y selección de tamaño óptimo del sistema de almacenamiento 123

8 Conclusiones, recomendaciones y futuras líneas de investigación 129

Anexo A: requisitos de las comercializadoras de referencia 132

Anexo B: Metodología para el cálculo del término de energía activa del pvpc 135

Anexo C: Método de cálculo de los perfiles de consumo finales para los consumidores que no dispongan de registro horario de consumo 145

Anexo D: Publicación científica de los resultados de este estudio 150

Referencias 162

Índice de Conceptos 170

Glosario 173

xviii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2-1. Potencias normalizadas en instalación monofásica según intensidad ICP y sus destinatarios menores

de 15 kW (fuente: datos de BOE y tarifasgasluz.com, elaboración propia de tabla) 37

Tabla 2-2. Tabla resumen de las tarifas de acceso en baja tensión (fuente: datos de comparadorluz.com,

elaboración propia de tabla) 40

Tabla 2-3. Resumen del coste de las tarifas de potencia y energía según el tipo (fuente: datos de energía y

sociedad, elaboración propia de tabla) 41

Tabla 3-1. Resumen de las funcionalidades mínimas establecidas por la comisión europea (fuente: Comisión

europea) 56

Tabla 3-2. Resumen del estado de la sustitución de contadores y previsión respecto a los hitos marcados por el

gobierno español para Endesa (fuente: Endesa) 59


gobierno español para Iberdrola (fuente: Iberdrola) 60


gobierno español para Unión Fenosa (fuente: Unión Fenosa) 61


gobierno español para EDP HC Energía (fuente: EDP HC Energía) 62

Tabla 3-6. Resumen del estado de la sustitución de contadores para el conjunto de las cinco grandes

distribuidoras eléctricas en el mercado español (fuente: elaboración propia en base a datos de cada distribuidora

concreta) 63

Tabla 4-1. Tabla de características técnicas de las principales familias de tecnologías de almacenamiento

electroquímicas (fuente: elaboración propia) 72

Tabla 4-2. Aplicaciones del almacenamiento eléctrico en la red (fuente: Elaboración propia) 75

Tabla 4-3. Ventajas, inconvenientes y aplicaciones de las principales familias de almacenamiento

electroquímico (fuente: elaboración propia) 84

Tabla 5-1. Tabla de clusters incluyendo todos los artículos estudiados (fuente: elaboración propia) 89

Tabla 5-2. Características técnicas de la batería Tesla Powerwall de 6.4 kWh (fuente: datos de Tesla.com.

Elaboración propia de tabla) 90

Tabla 5-3. Ventajas e inconvenientes de las baterías Powerwall (fuente: elaboración propia) 92

Tabla 5-4. Tabla resumen de las diferentes baterías que se comercializan actualmente (fuente: elaboración

propia) 94

Tabla 6-1. Tabla resumen de las topologías de conversión de potencia (fuente: elaboración propia) 102

Tabla 6-2. Resumen de los algoritmos de control descritos (fuente: elaboración propia) 109

Tabla 7-1. Años de vida útil del sistema para distintos tamaños de baterías (fuente: elaboración propia) 114

Tabla 7-2. Tabla de precios reales de baterías de plomo ácido VARTA (fuente: datos de Amazon.es, elaboración

propia de tabla) 116

Tabla 7-3. Parámetros de la regresión lineal múltiple (fuente: elaboración propia) 117

Tabla 7-4. Datos para el cálculo del ahorro anual por disminución de la potencia contratada (fuente: elaboración

propia) 118

Tabla 7-5. Estimación de los flujos de ahorro anual para distintos tamaños de baterías (fuente: elaboración

propia) 120

xix

Tabla 7-6. Flujos económicos y período de duración del proyecto para distintos tamaños de almacenamiento

(fuente: elaboración propia) 122

Tabla 7-7. Resultados del modelo económico y financiero (fuente: elaboración propia) 123

Tabla 7-8. Tabla comparativa de los dos tamaños más rentables de las baterías estudiadas (fuente: elaboración

propia) 127

xx

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2-1. Esquema del sector eléctrico en el nuevo marco liberalizado frente a la estructura tradicional (fuente:

Elaboración propia) 31

Figura 2-2. Porcentaje de energía intercambiada en el mercado libre (1999-2007) (fuente: Fundación ciudadanía

y valores) 31

Figura 2-3. Precio de la energía en el mercado liberalizado (1998-2007) Fuente: datos de fundación ciudadanía

y valores, elaboración propia de gráfico) 32

Figura 2-4. Porcentaje de energía suministrada a través de comercializadora libre sobre el total del consumo

(fuente: informe de supervisión del mercado minorista de electricidad de segundo semestre de 2010) 32

Figura 2-5. Comparador de tarifas eléctricas (fuente: comparadorluz.com) 35

Figura 2-6. Coste de producción horario tras las pérdidas para el 11-11-2016 para la tarifa de acceso 2.0A

(fuente: datos de REE, elaboración propia de tabla) 40

Figura 2-7. Evolución del término de potencia en los últimos años (fuente: datos de tarifasgasluz.com.

Elaboración propia de tabla) 43

Figura 2-8. Evolución del precio medio ponderado de la energía previa y posteriormente a la aparición del

PVPC 2006-2016 (fuente: datos de Cnomys.es. Elaboración propia de gráfico) 44

Figura 2-9. Precio horario de la energía abril 2014-abril 2016 (fuente: cnomys.es) 45

Figura 2-10. Hábitos de consumo por sectores durante un día completo (fuente: REE.es) 47

Figura 2-11. Coeficientes de perfilado relativos para un día concreto respecto al mayor valor de ese día (fuente:

datos de BOE, elaboración propia de tabla) 48

Figura 2-12. Curva de consumo diaria para un cliente real (fuente: Elaboración propia) 49

Figura 2-13. Potencia media horaria para un día completo de un cliente real (fuente: elaboración propia)

50

Figura 2-14. Potencia media horaria para un año completo de un cliente real (fuente: elaboración propia)

50

Figura 3-1. Evolución de la generación renovable y no renovable en la península Española (%) (Fuente: Datos

de REE.es. Elaboración propia de tabla) 53

Figura 3-2. Evolución en el consumo de energía primaria en España (ktep) (fuente: datos de IDAE. Elaboración

propia de tabla) 54

Figura 3-3. Esquema básico de un contador inteligente (fuente: Nergiza.com) 55

Figura 3-4. Evolución de la instalación de contadores inteligentes 2013-2018 de Endesa (fuente: elaboración

propia) 59

Figura 3-5. Evolución de la instalación de contadores inteligentes 2013-2018 de Iberdrola (fuente: Elaboración

propia) 60

Figura 3-6. Evolución de la instalación de contadores inteligentes 2013-2018 de Unión Fenosa (fuente:

Elaboración propia) 61

Figura 3-7. Evolución de la instalación de contadores inteligentes 2013-2018 de EDP HC Energía (fuente:

elaboración propia) 62

Figura 3-8. Evolución de la instalación de contadores inteligentes 2013-2018 del conjunto de las cinco grandes

distribuidoras en España (fuente: elaboración propia) 63

Figura 4-1. Demanda horaria de energía eléctrica en España prevista y real para el día 29/09/2016 (fuente: red

eléctrica española) 66

Figura 4-2. Profundidad de descarga frente a número de ciclos de la batería (fuente: International Reneweable

xxi

Energy Agency) 68

Figura 4-3. Ejemplo de batería de plomo ácido del fabricante VARTA (fuente: varta.com) 69

Figura 4-4. Ejemplo de batería de Ni-Cd (fuente: sbsbattery.com) 70

Figura 4-5. Esquema general de una batería de sales fundida (fuente: betterworldsolutions.eu) 70

Figura 4-6. Ejemplo de batería de ion-litio para uso doméstico de 5kWh de capacidad (fuente:

justrealpower.com) 71

Figura 4-7. Ejemplo de instalación de baterías de flujo (fuente: greentechmedia.com) 71

Figura 4-8. Costes para las distintas centrales de bombeo producidas, planeadas o en producción en todo el

mundo en el año 2010 (fuente: DOE/EPRI) 73

Figura 4-9. Planta de aire comprimido en Huntorf, Alemania. 290 MW de potencia. (fuente:

interimpulse.blogspot.com) 73

Figura 4-10. Proceso de suavizado de picos de potencia en el sistema eléctrico (fuente: DOE/EPRI) 76

Figura 4-11. Demanda eléctrica con y sin regulación (fuente: DOE/EPRI) 77

Figura 4-12. Proceso de arranque en frío (fuente: DOE/EPRI) 78

Figura 4-13. Fases del control de la frecuencia de la red eléctrica (fuente: DOE/EPRI) 79

Figura 4-14. Almacenamiento energético para el aplazamiento de mejora del sistema de transporte (fuente:

DOE/EPRI) 80

Figura 4-15. Respuesta del sistema de almacenamiento a la congestión de la red (fuente: DOE/ EPRI) 80

Figura 4-16. Suavizado de picos de potencia a lo largo de los días de una semana completa (fuente: DOE/EPRI)

82

Figura 4-17. Evolución del coste de las baterías de ion litio y estimación para los próximos años (fuente: Nykvist

y Nilsson, 2015) 83

Figura 5-1. Dimensiones de la batería de Tesla (fuente: Tesla.com) 90

Figura 5-2. Batería de Daimler (fuente: Daimler.com) 92

Figura 5-3. Batería RA. Store (fuente: dsrocket.com) 93

Figura 5-4. Batería Zcell (fuente: zcell.com) 93

Figura 5-5. Batería Xstorage (fuente: eaton.com) 93

Figura 6-1. Sistema completo de almacenamiento de energía incluyendo conversión de potencia (fuente:

DOEEPRI) 97

Figura 6-2. Elementos principales del sistema de almacenamiento en baterías (fuente: Dufo-Lopez (2015))

97

Figura 6-3. Ejemplo de módulos de baterías conectados entre sí (fuente: lowtechmagazine.com) 98

Figura 6-4. Esquema básico de conversión de potencia (fuente: Jinghua, Zheng, Xiaowei (2015)) 99

Figura 6-5. Topología de conversión de potencia en una fase (fuente: Jinghua, Zheng, Xiaowei (2015)) 100

Figura 6-6. Topología de conversión de potencia en dos fases (Jinghua, Zheng, Xiaowei (2015)) 100

Figura 6-7. Topología de conversión potencia multinivel en cascada (puente en H) (fuente: Jinghua, Zheng,

Xiaowei (2015)) 101

Figura 6-8. Variables de entrada y salida relevantes para el sistema de control (fuente: elaboración propia)

104

Figura 6-9. Algoritmo para el control de las baterías cuantificando el estado de carga (fuente: elaboración

propia) 106

Figura 6-10. Algoritmo simplificado para el control de las baterías eliminando monitorización de SoC (fuente:


xxii

Figura 7-1. Eliminación de picos de potencia mediante instalación de almacenamiento en baterías (fuente


Figura 7-2. Años de vida útil del sistema de almacenamiento en baterías (elaboración propia) 115

Figura 7-3. Número de ciclos que realiza la batería (Elaboración propia) 115

Figura 7-4. Curva ajustada con precios estimados del sistema completo (fuente: Elaboración propia) 118

Figura 7-5. Ahorro anual según la potencia del sistema de almacenamiento (fuente: elaboración propia) 119

Figura 7-6. Representación del valor presente neto para distintos tamaños de baterías (fuente: elaboración

propia) 124

Figura 7-7. Representación de la tasa interna de retorno (fuente: elaboración propia) 125

Figura 7-8. Período de recuperación de la inversión (fuente: elaboración propia) 125

Figura 7-9. Representación de la relación beneficio económico/inversión (fuente: elaboración propia) 126

xxiv

Notación

𝑪𝒂𝒑𝒓𝒐𝒗: Aprovisionamiento de energía eléctrica en el pool.

𝑪𝒃𝒂𝒕: Capacidad total del banco de baterías.

(€): Coste del sistema completo en euros.

(€): Coste en euros del sistema de almacenamiento.

𝑪𝒄𝒂𝒑: Pagos por capacidad.

𝑪𝒆𝒍𝒆𝒄: Precio de la electricidad.

𝑪𝒎𝒂𝒙: Capacidad máxima de almacenamiento energético.

𝑪𝒐𝒑: Retribuciones de los operadores.

𝑪𝑷𝑪𝑺+(€): Coste del resto de elementos del sistema en euros.

DoD: profundidad de descarga.

(𝑾𝒉): Energía en Wh del sistema de almacenamiento.

Ech(t)): Energía cargada en la batería durante un intervalo temporal.

Edisch(t): Energía descargada de la batería durante un intervalo temporal.

(𝒕): Intensidad que fluye hacia las baterías en corriente continua.

𝐈𝟎: Inversión inicial del proyecto de sistema de almacenamiento en baterías.

𝒊𝒎𝒑𝒆𝒍𝒆𝒄𝒕: Impuesto eléctrico.

𝐤: Tasa de descuento

𝑴𝑪: Margen de comercialización.

𝑶𝑪: otros costes que incluyen los pagos procedentes de la retribución del operador del mercado y del sistema,

además de los asociados al servicio de interrumpibilidad y el cargo por capacidad.

P(𝑾): Potencia en vatios del sistema de almacenamiento.

𝑷𝒄𝒐𝒏𝒕𝒓𝒂𝒕𝒂𝒅𝒂: Potencia contratada.

𝑷𝒄𝒐𝒏𝒕𝒓𝒂𝒕𝒂𝒅𝒂−𝑷𝒓𝒆𝒅𝒖𝒄𝒊𝒅𝒂: Reducción de potencia contratada.

𝑷𝒆: Peaje de energía.

𝑷𝒊𝒏: Potencia de entrada.

𝑷𝒎: Precio medio procedente de los resultados del mercado eléctrico en la hora h del período considerado.

𝑷𝒐𝒖𝒕: Potencia de salida.

𝑷𝒓𝒆𝒅𝒖𝒄𝒊𝒅𝒂: Potencia reducida respecto a la potencia contratada por el cliente.

𝑹𝒕: Restricciones técnicas y servicios de operación.

𝑺𝑨: coste asociado a los servicios de ajuste correspondiente al suministro en la hora h del período considerado.

𝑺𝑶𝑪(𝒕): Estado de carga de la batería en el instante t.

𝑺𝑶𝑪(𝒕 − 𝜟𝒕): Estado de carga de la batería anterior al ciclo de carga actual.

25

𝑺t (€): Flujo de capital en el año t.

𝑻𝒂: Tarifa de acceso

𝒕𝒄𝒂𝒓𝒈𝒂: Intervalo de tiempo de carga de las baterías.

𝒕𝒅𝒆𝒔𝒄𝒂𝒓𝒈𝒂: Intervalo de tiempo de descarga de las baterías.

𝒕𝒑: Término de potencia de la factura eléctrica

TIR: Tasa Interna de Retorno

𝑼𝑫𝑪: Caída de tensión en corriente continua en el banco de baterías.

VPN: Valor Presente Neto

%𝑷: Pérdidas por transporte y distribución.

%𝑻𝒎: Tasa municipal.

Δ𝒕: Intervalo de tiempo que se estará cargando la batería.

𝜼𝒃𝒂𝒕_𝒄𝒉: Rendimiento de carga de las baterías.

𝜼𝒃𝒂𝒕_𝒅𝒊𝒔𝒄𝒉: Rendimiento de descarga de las baterías.

𝝋: Coeficiente de estimación de potencia

27

27


1 ANTECEDENTES Y OBJETIVOS

ctualmente, el 28% del total del consumo eléctrico en Europa pertenece al sector residencial, este hecho

muestra la creciente importancia de encontrar métodos cada vez más efectivos para la gestión tanto de

energía como de potencia consumida. En los últimos años, el mercado eléctrico ha experimentado

diversos cambios y mejoras que han provocado la creación de nuevas tarifas eléctricas más dinámicas y flexibles;

por ejemplo, aquellas que presentan discriminación horaria, es decir, se tienen en cuenta distintos tramos horarios

en los que el precio por kWh consumido es diferente.

La aparición de los llamados Contadores inteligentes o Smart meters permite a los usuarios poseer información

cada vez más detallada y precisa sobre su consumo, además de una mayor cantidad de datos. Uniendo este hecho

a las numerosas mejoras en las tecnologías de almacenamiento energético que se han sucedido en las últimas

décadas, facilitan la creación de un escenario favorable para el desarrollo de este tipo de sistemas, reduciendo

sus precios hasta llegar a ser una alternativa económicamente viable, entendiendo el umbral de rentabilidad de

un sistema de almacenamiento de este tipo para el propietario, como el momento en el que los costes totales del

sistema sean menores que el ahorro producido en la factura eléctrica.

Como consecuencia de lo anterior, se abren nuevas fronteras y posibilidades para una mayor gestionabilidad

energética y por tanto, un mayor ahorro económico. El suavizado de picos y el traslado de consumo de horas

punta a horas valle (ambas unidas a la idea de una distribución uniforme del consumo a lo largo del día

reduciendo la energía y potencia requeridas) son conceptos muy importantes en este tema y serán tratados en

mayor profundidad a lo largo de este documento.

El uso de sistemas de almacenamiento es de gran importancia para esta función, ya que se sitúa como una

herramienta clave para alcanzar el objetivo de gestionar el consumo energético en los hogares, permitiendo

cargar el sistema en horas en las que el precio de la energía es más barato y descargar en horas en las que el

precio es mayor, produciendo un ahorro en el término variable de la factura eléctrica relacionado con el consumo

de energía. En cuanto a la gestión de potencia, permite el funcionamiento simultáneo de mayor cantidad de

elementos conectados a la red, reduciendo de esta forma el término fijo de la factura asociado potencia

contratada. En este texto se profundizará en esta última opción consistente en optimizar la potencia contratada,

es una opción mucho menos estudiada y analizada en la literatura reciente pudiéndose alcanzar ahorros bastante

significativos, siendo el objetivo principal de este texto.

Existen diferentes tipos de almacenamiento energético, tales como almacenamiento electrotérmico, aire

comprimido o baterías químicas. En cuanto al sector doméstico, la opción más factible consiste en

almacenamiento en baterías, entre las cuales existen diversos tipos como baterías de plomo ácido o ion litio. Las

diferentes opciones se analizarán posteriormente, seleccionándose la más óptima.

El primer paso, además del más lógico para alcanzar este propósito, consistiría en cambiar los hábitos de los

consumidores, trasladando de manera natural el consumo a las horas más baratas del día en el marco de una

estructura tarifaria de discriminación horaria, o simplemente escalonando su funcionamiento de forma que no

coincidan en el mismo de forma simultánea, o yendo aún más allá, programando los diferentes aparatos y

electrodomésticos para la consecución de este objetivo. Existen diversos estudios para la realización de este tipo

de medidas en el campo de lo que se conoce como hogar inteligente o Smarthome, sin embargo, esto sale del

alcance de este documento tomando como hipótesis de partida que no se alterarán los hábitos y costumbres de

los consumidores, produciendo el ya mencionado ahorro económico por la única acción del sistema del sistema

de almacenamiento unido a un algoritmo de control que gobierne las operaciones de la batería en cada momento.

El texto se distribuye como se indica a continuación: en primer lugar, se realizará un análisis del estado actual y

pasado del sistema de precios eléctricos en España, para posteriormente presentar la problemática de la punta de

potencia en el marco de la estructura tarifaria actual. Tras esto, se analizarán la tecnología y normativa existente

tras los medidores inteligentes, seguido de un estudio de los diferentes sistemas de almacenamiento energético.

A

Antecedentes y Objetivos

28

28

El siguiente capítulo consistirá en un análisis del estado de la literatura y de la técnica, siendo el próximo paso

un análisis en detalle del sistema completo de almacenamiento en baterías, incluyendo todos los elementos

necesarios para su funcionamiento, continuando en este punto con la elaboración del modelo y el consecuente

análisis económico de la inversión. Para terminar, se darán una serie de conclusiones finales sobre el trabajo

realizado.

29

29 Gestión de los picos de potencia eléctrica a nivel doméstico mediante almacenamiento energético en baterías

Estructura de tarifas eléctricas en España e impacto del pico de demanda en el consumidor

30

30

2 ESTRUCTURA DE TARIFAS ELÉCTRICAS EN

ESPAÑA E IMPACTO DEL PICO DE DEMANDA EN

EL CONSUMIDOR

n este capítulo se realizará en primer lugar, un breve análisis sobre el estado del mercado eléctrico

español y la profunda reforma que se ha establecido en los últimos años respecto a las tarifas eléctricas.

Posteriormente se describirán las actividades de distribución y comercialización eléctrica y las distintas

opciones y tarifas a las que tienen acceso los pequeños consumidores en España, realizándose un análisis

comparativo con las principales características de cada opción.

Una vez conocido el funcionamiento del sistema de precios y tarifas eléctricas en España, se hará un estudio

sobre el impacto que pueden provocar los picos de consumo en un determinado momento para un usuario típico.

Para cumplir este objetivo se analizarán en primer lugar los hábitos de consumo de un cliente medio en España,

después se describirán y compararán una curva real de consumo eléctrico y la curva patrón utilizada por el

gobierno español para la estimación del consumo cuando es imposible su medida directa y por último se mostrará

mediante un ejemplo real que consecuencias económicas puede tener un fenómeno de este tipo, sentando las

bases para la solución al problema propuesto en este documento, que se describirá en detalle en los próximos

capítulos.

2.1. Estructura tarifaria del Sistema eléctrico español

Liberalización del mercado eléctrico español

La liberalización del mercado es un proceso llevado a cabo en el sector eléctrico que cambió de forma profunda

la estructura completa del sistema. El proceso se inicia en España con la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del

sector eléctrico en la que se establecen las bases para la transición de un sistema verticalmente integrado en el

que el gobierno establecía el precio de la electricidad y retribuía las actividades de generación, transporte y

distribución a un pequeño grupo de empresas privadas1 en un régimen de oligopolio, a un sistema en el que el

consumidor es libre de seleccionar la tarifa eléctrica que más se adapte a sus necesidades. Se establece una

distinción entre las actividades de distribución, responsable ésta última de que la electricidad llegue al usuario

final, y la actividad de comercialización, encargada de vender directamente la energía al consumidor. También

se crea la figura de un regulador del mercado independiente y la posibilidad para el usuario de acceder

directamente al mercado eléctrico. En la Figura 2-1, Se detalla un esquema de las principales actividades en el

sector eléctrico y las relaciones entre ellas en el marco del nuevo mercado libre de energía frente al esquema

tradicional del sector eléctrico en España.

Las principales razones para la remodelación del sector eléctrico español se expresan a continuación:

Mejoras en la capacidad de transporte de la red, así como la aparición de tecnologías de generación

eléctrica de menor tamaño, tiempo de instalación e impacto ambiental (con la consecuente disminución

de los costes que acarrean proyectos de este tipo) promueven la competencia en generación de energía

1 Con la excepción de Endesa, empresa pública que en 1997 suministraba el 28 % del mercado de generación, alcanzando un 41 % previamente a su privatización por la absorción de Fecsa y Sevillana.

E

31


eléctrica.

Avances en monitorización, procesado de información y comunicaciones facilitan que sea posible la

realización de multitud de transacciones en un tiempo muy corto, por lo que la competencia en

distribución resulta viable.

La tendencia hacia la globalización de los mercados y el creciente interés en la privatización crean un

clima económico favorable.

El nuevo sistema planea corregir desventajas del modelo tradicional, tales como: excesivo control

gubernamental, rol conflictivo del mismo como propietario y regulador del mercado o ineficiencia en

la gestión.

Por otro lado, la liberalización pretende una serie de objetivos adicionales como son: la reducción de

precios, estimular las actividades de comercialización o la eliminación de antiguas plantas de generación

eléctrica ineficientes y costosas.

Este cambio supuso un giro radical a nivel tanto cualitativo como cuantitativo y se realizó principalmente a lo

largo de tres etapas en el tiempo.

Figura 2-1. Esquema del sector eléctrico en el nuevo marco liberalizado frente a la estructura tradicional (fuente:

Elaboración propia)

2.1.1.1 Primera etapa (1998-2007): Coexistencia de tarifas

En este período temporal coexistían una

tarifa regulada o tarifa integral,

correspondiente a la estructura anterior a la

liberalización con precios fijos establecidos

por el gobierno, con un mercado

liberalizado aun en una fase temprana.

Cabe destacar que a esta tarifa integral

podían acogerse todos los usuarios y que

estaba fijada administrativamente. Sin

embargo, al no usarse referencias de

mercado para el establecimiento de la

misma, no representaba el precio real de la

energía.

Entre los años 2003 y 2005 se produjo un gran avance en el proceso liberalizador en un escenario proclive de

Figura 2-2. Porcentaje de energía intercambiada en el mercado libre (1999-

2007) (fuente: Fundación ciudadanía y valores)


32

32

precios y con un número creciente de clientes en el mercado. Esto iba a cambiar en los años posteriores.

A partir del año 2005, la subida de los precios en el mercado eléctrico no tuvo su equivalente en una subida en

la tarifa integral, con el consiguiente incremento en el déficit, siendo bastante apreciable este aumento de precios

en la Figura 2-3. En esta situación las

comercializadoras eran incapaces de

competir con los precios

correspondientes a la tarifa regulada,

produciéndose un decremento de la

energía intercambiada en el mercado

libre en suministro de baja tensión

hasta un alcanzar esta misma un valor

del 10 %, tal como se observa en la

Figura 2-2, en la curva de color azul

oscuro.

2.1.1.2 Segunda etapa (2007-2009): Aparición del déficit “ex ante”

A partir del problema de déficit

anteriormente mencionado, se

introdujo una previsión de las tarifas

en función de los precios en el

mercado. Sin embargo, la suma de los

peajes de acceso con estas previsiones

del mercado generaba unos precios

demasiado elevados. Siendo la

electricidad un bien básico, el gobierno español decide que al usuario no se le pueden imputar más de un

determinado coste, por lo que para mantener los precios a unos niveles bajos se estableció una insuficiencia

tarifaria previamente reconocida, esto es lo que se conoce como el déficit “ex ante”. En la Figura 2-4 se observa

este cambio de tendencia a partir de la introducción de este déficit previamente mencionado, incrementándose a

partir de este momento la energía suministrada a partir de comercializadoras libres.

Figura 2-4. Porcentaje de energía suministrada a través de comercializadora libre sobre el total del consumo (fuente: informe

de supervisión del mercado minorista de electricidad de segundo semestre de 2010)

2.1.1.3 Tercera etapa (2009): Tarifa de último recurso

Con la desaparición de las tarifas de alta tensión en 2008 y las tarifas integrales en 2009, el proceso de

crecimiento del mercado libre se acentúa, frenándose de nuevo tras la aparición de la tarifa de último recurso

(TUR) ofertada por comercializadoras de referencia. A esta última podían acogerse aquellos consumidores con

una potencia contratada inferior a 10 kW.

La comisión nacional de los mercados y la competencia (CNMC) realizó un estudio en 2013 sobre la

distribución de los clientes en el mercado eléctrico. Los resultados muestran que el 48 % de los clientes se

acogían a la TUR en ese momento y el 43 % de ellos, contrataron una tarifa con cualquier comercializadora o

bien accedían directamente al mercado. Por último, un 9 % de los clientes se acogían al bono social, disponible

Figura 2-3. Precio de la energía en el mercado liberalizado (1998-2007)

Fuente: datos de fundación ciudadanía y valores, elaboración propia de

gráfico)

34,9 35,139 38,4

45,6

37,3 35,6

62,465,8

46,5

0

10

20

30

40

50

60

70

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

€/M

Wh

Precio de la energía en el mercado liberalizado en España (€/MWh)

33


para colectivos vulnerables. Estos resultados muestran la disparidad y la creciente adaptación a un nuevo

sistema por parte de los consumidores españoles.

Distribución de energía eléctrica

La actividad de distribución en la red tiene como objetivo transmitir la energía eléctrica desde la red de transporte

a los puntos de consumo, cumpliendo unos requisitos mínimos de calidad y seguridad. Por la prestación de este

servicio las empresas distribuidoras tienen derecho a recibir una retribución por parte del sistema.

2.1.2.1 Empresas distribuidoras en el Mercado eléctrico español

Hasta Junio de 2009, las distribuidoras eléctricas también se encargaban del suministro regulado referente a la

tarifa integral, sin embargo, con el proceso de liberalización detallado en el apartado anterior, desaparece esta

tarifa integral, surgiendo primero la TUR y luego el PVPC. Actualmente en España estas empresas solo se

encargan de la actividad de distribución, no pudiendo tener ningún tipo de relación con actividades

liberalizadas. En el mercado eléctrico español existen actualmente 5 grandes empresas distribuidoras que

poseen más de 100.000 clientes, son las siguientes: Endesa, Iberdrola, HC Energía-EDP, Unión Fenosa y EON.

Además de éstas, existe un número mucho mayor de distribuidoras de pequeño tamaño (más de 300) que actúan

a un nivel más local.

2.1.2.2 Retribución de la actividad de distribución eléctrica

Los costes de los servicios realizados por las distribuidoras se repercuten directamente a todos los consumidores

a través de las tarifas de acceso según las características de cada consumidor. La metodología utilizada para el

reparto económico entre las distribuidoras de lo recaudado mediante estos peajes y otros cargos, ha ido

cambiando en los últimos años con distintas legislaciones y reales decretos.

El Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la

retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica, establece la metodología más reciente para

calcular la retribución a esta actividad. En este nuevo modelo se definen nuevos parámetros y formulaciones

que permiten aumentar la eficiencia tanto en la construcción de nuevas infraestructuras así como el

mantenimiento y operación de la red, así mismo, se establecen incentivos para la empresas en cuanto a objetivos

de calidad de servicio y reducción de pérdidas, entre otros cambios introducidos para conseguir un reparto

equitativo de las retribuciones del conjunto de clientes del mercado eléctrico.

Comercialización de energía eléctrica

Tras el proceso de liberalización detallado en 2.1.1, los consumidores pueden contratar una tarifa para el

suministro de electricidad con cualquier empresa comercializadora.

Se recuerda que no debe confundirse a las empresas distribuidoras descritas en el apartado anterior con

las comercializadoras, ya que mientras las primeras trasladan la energía hasta los puntos de consumo, las

segundas simplemente se encargan del proceso de venta de la misma. Por otra parte, la distribuidora es única,

siendo asignada por zonas por el gobierno español, por lo que los usuarios no la pueden seleccionar. En

cambio, las comercializadoras actúan en todo el territorio español y los consumidores son libres de elegir la

compañía y la tarifa que más sea de su interés. Habiendo clarificado estos puntos, se hará una diferenciación

entre comercializadoras de referencia, anteriormente llamadas de último recurso y las comercializadoras de

mercado libre.

2.1.3.1 Empresas comercializadoras de referencia

Las comercializadoras de referencia son compañías energéticas bien estructuradas y económicamente estables

que pueden ofrecer a los consumidores tarifas reguladas por el gobierno.

En el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, se sustituye la Tarifa de último recurso (TUR), hasta entonces el

modelo vigente de tarifas reguladas por el ministerio de industria, por el precio voluntario para el pequeño

consumidor (PVPC) ofertado por las llamadas comercializadoras de referencia, anteriormente denominadas

comercializadoras de último recurso (CUR).


34

34

En este documento se establecen también los criterios que debe cumplir una comercializadora para obtener el

calificativo de referencia. Estos requisitos se incluyen en su totalidad en el Anexo A, pero básicamente son los

siguientes:

La compañía debe haber desarrollado la actividad de comercialización de energía eléctrica para el

suministro a consumidores durante los últimos tres años.

Debe poseer más de 25.000 clientes en los últimos 12 meses en todo el territorio español.

Existe un mínimo de capital social de 500.000 euros determinado por el ministerio de industria.

Actualmente las comercializadoras eléctricas que cumplen estos requisitos y forman parte de esta categoría son

las siguientes:

Endesa Energía XXI, S.L.U.

Iberdrola Comercialización de Último Recurso, S.A.U.

Gas Natural S.U.R., SDG, S.A.

EDP Comercializadora de Último Recurso, S.A.

Viesgo Comercializadora de referencia, S.L.

CHC Comercializador de Referencia S.L.U.

Teramelcor, S.L. (Sólo en Melilla).

Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta Comercialización de Referencia, S.A. (Sólo en Ceuta).

En cuanto a las diferencias entre la TUR y el PVPC, no existen cambios en los requisitos establecidos entre estos

modelos tarifarios regulados, es más, los clientes TUR pasaron automáticamente a ser clientes PVPC sin realizar

ningún trámite. Estos requisitos son los siguientes:

La potencia contratada por el cliente debe ser igual o inferior a 10 kW

El cliente debe estar conectado en baja tensión (< 1 kV)

2.1.3.2 Empresas comercializadoras de Mercado libre

Al contrario que las de referencia, las comercializadoras de mercado libre ofrecen una gama de tarifas que

se adaptan mejor a distintas características del consumidor, pretendiendo cubrir las necesidades del mayor

número de usuarios posibles.

Este tipo de comercializadoras pueden fijar libremente el precio de las tarifas teniendo como objetivo captar el

máximo número de clientes y maximizar el beneficio económico. En cuanto a esto ¿de qué forma consiguen

estas empresas que sea rentable su actividad?, la respuesta está en gestionar de manera eficaz tres aspectos muy

relevantes que se describen a continuación:

Previsión de la demanda: la comercializadora debe prever el volumen de demanda eléctrica de sus

clientes en cada hora, al no poderse almacenar la electricidad directamente, debe existir un equilibrio

entre producción y consumo eléctrico. Al estar la producción eléctrica gobernada por la demanda que

se de en ese momento, las desviaciones tienen que ser gestionadas en tiempo real por el operador del

sistema. Esta reprogramación de la actividad lleva asociada un coste que se repercute como

penalizaciones a las comercializadoras por no realizar estimaciones adecuadas de los consumos horarios

de sus clientes, por lo que cuanto más acertada sea esta estimación y por tanto menores las desviaciones,

menores sobrecostes deberá asumir la comercializadora.

Adquisición de la energía: la empresa comercializadora deberá elegir entre una de las formas posibles

de adquirir la energía prevista por ella misma para cada hora del día. En cualquier caso, deberá adquirir

la energía más las correspondientes pérdidas que se producirán en la red, para baja tensión estas pérdidas

rondarán el 14 o el 15 %. De igual forma también deberá abonar el resto de servicios complementarios

que garantizan el funcionamiento de la red. La comercializadora puede actuar de diversas formas para

adquirir la energía, por un lado puede llegar a acuerdo bilaterales con generadores específicos en

condiciones libremente pactadas. Por otro lado se puede comprar la energía mediante mecanismos de

35


mercado no regulados o acudir a mercados establecidos con muchos esquemas distintos (para el día

siguiente, a plazos, próximas horas)

Marketing, facturación y cobro: las empresas deben gestionar lo más eficazmente posible su actividad

diaria de forma que sean capaces de captar a aquellos clientes que le proporcionen el mayor margen de

beneficio posible emitiendo las facturas a tiempo y sin errores y asegurándose de que se cobran estas

facturas emitidas. También deberán tratar de rentabilizar estos clientes ofreciéndoles otros productos

como el gas o servicios de mantenimiento o asesoría energética, entre otros.

2.1.3.3 Comparación de tarifas de distintas comercializadoras

Existen varios mecanismos para buscar la opción más óptima en cuanto a relación calidad-precio. Los clientes

tienen a su disposición diferentes mecanismos para comparar las distintas opciones disponibles siendo, como ya

se ha comentado, el precio uno de los parámetros clave para esta elección, pero también se deben tener en

cuenta otros factores que se describen a continuación:

Duración de los descuentos o bonificaciones aplicables.

Período mínimo de permanencia

Existencia o el ofrecimiento de packs de servicios combinados que permitan la consecución de un

ahorro económico ( por ejemplo: electricidad + gas)

Según la CNMC, a fecha de 1 de septiembre de 2016, existen 629 comercializadoras eléctricas activas en el

territorio español, por lo que el hecho de comparar manualmente todas las ofertas para encontrar la más

apropiada a nuestros hábitos y patrones de consumo puede ser una tarea bastante complicada. Como método

para solventar este problema existen diversas plataformas y empresas que ofrecen asesoramiento sobre que tarifa

seleccionar.

Figura 2-5. Comparador de tarifas eléctricas (fuente: comparadorluz.com)

En la Figura 2-5, se muestra un ejemplo de un comparador de tarifas eléctricas con los siguientes datos de

entrada: el consumo anual de energía en kWh, la potencia contratada y la elección entre si se desea

discriminación horaria o no.

En el caso de que no se tengan datos sobre el consumo anual se realiza una estimación en base a la superficie


36

36

de la vivienda, el número de ocupantes y el equipamiento eléctrico de la misma (electrodomésticos,

calefacción, etc.).

Tras un análisis de varios comparadores de tarifas del mercado, una de las limitaciones que presenta la mayoría

es la no optimización de los resultados, en el sentido de que, si se conocen los datos propios de consumo, no

ofrecen opciones de disminuir la potencia contratada en función de los elementos que se posean, sino que es un

dato de partida para el cálculo. Lo mismo ocurre, por ejemplo, en la selección de tarifa con discriminación

horaria o no, por lo que, aunque sea una herramienta útil como referencia, sigue habiendo margen de mejora en

cuanto a eficiencia y optimización.

Ejemplo 2-1. Comparación de tarifas eléctricas para un cliente que desconoce su consumo.

El cliente de este ejemplo convive con dos personas más en una vivienda de 90 m2, por otro lado, de

equipamiento eléctrico posee agua caliente, calefacción, cocina, lavadora y lavavajillas como principales

elementos de consumo eléctrico. Esta persona desearía saber cuál es la tarifa que mejor se adapta a su consumo.

Tras realizar el análisis se muestra que la tarifa más económica es la ofrecida por la comercializadora EDP,

con un coste estimado de 2.336,68 €/año y un ahorro de 35,14 €/año respecto a la tarifa regulada.

Ejemplo 2-2. Comparación de tarifas eléctricas para un cliente que conoce su consumo

El cliente de este ejemplo sí que conoce perfectamente su consumo, siendo éste de 11.000 kWh anuales y una

potencia contratada de 4,60 kW. No posee discriminación horaria en su factura. El coste anual sería de 2.090,06

€/año y el ahorro de 26,87 €/año.

En el Ejemplo 2-1 se muestra una comparación de tarifas para un cliente que desconoce su consumo eléctrico

mientras que en el Ejemplo 2-2 se describe a otro cliente que sí conoce el mismo. Como conclusión se podría

señalar que pasa a emplear datos medios tanto de superficie de vivienda, como de consumo y potencia, el gasto

es menor en el Ejemplo 2-2. Se debe tener en cuenta que este tipo de comparadores, especialmente en el caso de

no conocer el consumo real, trabajan en base a estimaciones por lo que el precio puede no coincidir exactamente

con el coste real del servicio, aun así, se observa que simplemente pasar a otra comercializadora que oferta

el mismo servicio puede ser muy sencillo y proporcionar un ahorro que en algunas situaciones, puede ser

significativo. En los capítulos posteriores se estudiará cómo afectaría al ahorro del consumidor la introducción

de un sistema que permita gestionar la demanda, de forma que la potencia contratada sea menor, teniendo un

impacto por tanto en el precio final de la factura eléctrica.

Potencias normalizadas

En el BOE número 231 del miércoles 27 de septiembre de 2006 se regularon por el ministerio de Industria, los

valores de potencias normalizadas que un cliente es capaz de contratar en España. Esta potencia normalizada

depende de la intensidad del interruptor de control de potencia (ICP) y del tipo de instalación, monofásica o

trifásica. Los valores de potencias normalizadas monofásicas, correspondientes al tipo de instalación más

empleada en los hogares españoles, propuestos por el ministerio de industria menores de 15 kW se

expresan en la Tabla 2-1. También se incluyen descripciones sobre la potencia contratada adecuada para cada

tipo de vivienda.

Se debe tener en cuenta que tanto el aumento como la reducción de potencia contratada solo puede ejecutarse

una vez al año. Además de lo anterior, tanto por el aumento como por la reducción de potencia contratada se

aplica un sobrecoste que se detalla a continuación (precios sin incluir IVA):

Aumento de potencia: se abonará un pago por derechos de extensión (17,37 €/kW), más derechos

acceso (19,40 €/kW), más derechos de enganche (9,04 €)

Disminución de potencia: en este caso solo se abonarán derechos de enganche (9,04 €).

37


Intensidad ICP

(Amperios)

Instalación

Monofásica

Destinatarios

5,0 1,15 kW

Hogares muy pequeños con muy pocos electrodomésticos y

sin calefacción. 7,5 1,725 kW

10 2,3 kW

15 3,45 kW Viviendas de tamaño medio, con una cantidad moderada de

electrodomésticos y sin calefacción ni aire acondicionado 20 4,6 kW

25 5,75 kW

Viviendas de tamaño medio-grande con climatización

30 6,9 kW

35 8,05 kW

Viviendas grandes con climatización y un número importante

de electrodomésticos

40 9,2 kW

45 10,35 kW

50 11,5 kW

63 14,49 kW

Tabla 2-1. Potencias normalizadas en instalación monofásica según intensidad ICP y sus destinatarios menores de 15 kW

(fuente: datos de BOE y tarifasgasluz.com, elaboración propia de tabla)

Precio Voluntario para el pequeño consumidor (PVPC)

En este texto se hará uso de los precios de la energía eléctrica correspondientes al PVPC para llevar a cabo los

estudios y análisis que se desgranarán en los próximos capítulos. Esto es así, porque además de ser el único

modelo con precios regulados en el mercado eléctrico español actualmente, permite medir y analizar la

evolución de los precios reales de la energía, más allá de mecanismos de mercado de comercializadoras

libres ofreciendo packs y servicios extra para abaratar el coste, con ciertas condiciones pactadas libremente por

ambas partes, pudiendo ser engañoso el precio final para su análisis de la tendencia en los últimos años así como

para la presentación de la problemática existente en este sector, la cual será expuesta en los próximos párrafos.

El precio eléctrico regulado para el pequeño consumidor ha experimentado diversos cambios en los últimos

años. En Julio de 2013 se inició la elaboración de una serie de medidas normativas2 por el ministerio de energía,

turismo y agenda digital (en adelante MINETUR) que afectan principalmente a la parte regulada de las

actividades relacionadas con el suministro de energía eléctrica, el 1 de abril de 2014 con la introducción del Real

Decreto 216/2014, de 28 de marzo por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios

para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, documento principal

que establece el nuevo mecanismo para calcular el coste de la factura eléctrica de clientes adheridos a

comercializadoras de referencia. Este nuevo mecanismo aún vigente en 2016 es el conocido como Precio

Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), sustituyendo a la antigua Tarifa de último recurso (TUR)

vigente hasta ese momento.

2.1.5.1 El Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) y la Tarifa de Último Recurso (TUR)

La Tarifa de Último Recurso (TUR), antecesora del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor

(PVPC), estuvo vigente desde el 1 de Julio de 2009 hasta el 31 de marzo de 2014. Aunque muy parecidas

2 Este paquete normativo culmina con la nueva ley 24/2013 de 26 de diciembre del sector eléctrico que vino a sustituir a la antigua ley 54/1997


38

38

ambas en ciertos aspectos, presentan diferencias fundamentales en otros, por lo que se analizará a

continuación el PVPC y se resaltarán en las diferencias respecto al mecanismo anterior.

En primer lugar, en cuanto a los requisitos básicos de contratación que deben cumplir los clientes, no han

cambiado respecto a TUR y PVPC ya mencionados en 2.1.3.1 y se recuerdan a continuación:

El cliente debe estar conectado en baja tensión (<1 kV)

La potencia contratada del cliente debe ser inferior a 10 kW.

Al igual que la TUR, el PVPC sigue siendo un modelo de precios regulados de la electricidad, siendo ésta

suministrada por comercializadoras de referencia (antes conocidas como comercializadoras de último

recurso). En cuanto a la estructura final de precios del PVPC, aunque se comentará en detalle más adelante,

se calcula mediante la adición de los mismos términos básicos que la TUR. Además de esto, la factura

eléctrica se presenta también como una suma de un término de potencia, un término de energía, el IVA

y el impuesto del sector eléctrico.

Hasta aquí las similitudes entre ambos modelos, ¿Cuáles son las diferencias entonces entre ellos?, el

cambio fundamental está en el método del cálculo del coste de la producción de electricidad. En la

TUR el coste se fijaba de manera trimestral mediante las subastas CESUR estableciendo el coste de la

energía antes del período de consumo. Al contrario que el PVPC, en el cual se establece el precio horario

en función de los resultados a tiempo real del mercado eléctrico, por lo que los precios se conocen

solo tras estos resultados del mercado.

Entre la instauración de la TUR (julio de 2009) y diciembre de 2013 se realizaron 24 subastas CESUR,

gestionadas por el Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE). Cuando se fue a realizar la

vigesimoquinta el 19 de diciembre de 2013, el resultado del precio fue bastante mayor que el establecido

en los mercados a plazos por lo que el MINETUR invalidó la subasta y estableció de forma fija el precio a

un valor un 21 % menor que el resultado de la subasta, quedando pendiente de reliquidación en función del

resultado de precios para el primer trimestre de 2014. Este resultado fue aún más bajo que la previsión del

MINETUR, por lo que los consumidores fueron retribuidos durante este trimestre a causa de esta diferencia

de precios. Para evitar que se volviera a producir esta situación en el futuro el MINETUR estableció que

el precio de producción de la energía se determinaría mediante el precio horario del mercado diario

en el período correspondiente. Esto último presenta dos inconvenientes principales:

La variación del precio con cada hora hace que no se conozca el precio previamente.

Considerar precios horarios en la facturación solo es posible en clientes que posean instalados

medidores inteligentes (estos elementos se describirán en detalle en el capítulo 3). A los clientes

que no posean estos dispositivos se les aplicará un sistema de reparto horario preestablecido,

este sistema se comentará en profundidad en el apartado 2.2.2.1.

2.1.5.2 Desglose de la factura eléctrica del PVPC

Como ya se ha indicado, el coste final de la factura eléctrica depende de la agregación de una serie de términos

independientes, siendo uno de los más importantes el coste de la producción de la energía. La metodología

completa para el cálculo del PVPC viene detallada en el Real Decreto 216/2014 y se incluye en el anexo B

de este documento. En este apartado se hará una descripción sucinta de los componentes principales y se

ilustrará con un ejemplo práctico.

2.1.5.2.1 Coste de producción de la energía eléctrica

El coste de producción de la energía eléctrica (CP) se obtiene a partir de los resultados del mercado y toma un

valor distinto en cada hora del día. Este término se compone de tres elementos principales:

𝐶𝑃(€

𝑀𝑊ℎ) = 𝑃𝑚 + 𝑆𝐴 + 𝑂𝐶 (2-1)

Dónde:

39


- Pm: precio medio procedente de los resultados del mercado eléctrico en la hora h del período

considerado.

- SA: coste asociado a los servicios de ajuste correspondiente al suministro en la hora h del período

considerado.

- OC: otros costes que incluyen los pagos procedentes de la retribución del operador del mercado y del

sistema, además de los asociados al servicio de interrumpibilidad y el cargo por capacidad. Estos costes

quedan establecidos por el regulador y son fijos independientemente de la hora.

Estos valores son calculados por el operador del sistema y publicados en tiempo real en la web de Red Eléctrica

Española (REE) pudiendo ser consultados por cualquier consumidor en cualquier momento. Este proceso de

cálculo del coste de producción de la energía pasa por tres fases, descritas a continuación:

En primer lugar, se aplica hora a hora la expresión del coste de producción adicionando los tres términos

principales mencionados. A continuación, se añaden al coste total las pérdidas de la red eléctrica desde que

se genera la energía hasta el punto de consumo. Esto supone también una diferencia del PVPC respecto a la

TUR ya que, en vez de considerar unas pérdidas constantes, del 14 % para clientes de la tarifa de acceso 2.0A,

se aplica un coeficiente de pérdidas distinto para cada hora según las previsiones que realice el operador del

sistema. La expresión de las pérdidas se muestra en (2-2)

𝐶𝑃𝑃(€

𝑀𝑊ℎ) = 𝐶𝑃 ∙ (1 + %𝑃𝐸𝑅𝐷) (2-2)

Dónde:

- 𝐶𝑃𝑃: Coste de producción después de añadir las pérdidas.

- %𝑃𝐸𝑅𝐷: coeficiente de pérdidas de la red eléctrica.

La última fase en el cálculo del coste de producción de la energía consiste en multiplicar la energía consumida

en el período considerado por el coste de producción obtenido anteriormente. Como ya se ha mencionado,

si el cliente posee un contador inteligente, este consumo será el real del cliente, si aún posee contador analógico,

se le aplicarán los perfiles de consumo normalizados establecidos por el operador del sistema

independientemente de su consumo real.

En el Ejemplo 2-3 se ilustra un caso real para el cálculo del coste de producción de energía eléctrica:

Ejemplo 2-3. Cálculo del coste de producción de energía eléctrica para una hora concreta

¿Cuál fue el coste de producción el 11/11/2016 a las 10:00 para la tarifa de acceso 2.0A?

El primer paso es adicionar los tres términos para el cálculo de CP según (2-1)

𝐶𝑃 = 67,87 + 1,01 + 6,75 = 75,63 €

𝑀𝑊ℎ

A este valor calculado se le adicionan las pérdidas del sistema eléctrico:

𝐶𝑃𝑃 = 75,63 ∙ (1 + 0,126) = 85,16 €

𝑀𝑊ℎ

Este valor es el término asociado a los costes de producción de energía eléctrica durante en la fecha

considerada.

Tomando el mismo día que el mencionado en el Ejemplo 2-3 anterior, en la Figura 2-6 se muestra el coste de

producción para cada hora del día mencionado. Aquí se observa claramente un menor coste de producción de la

energía durante las horas valle y un valor mayor durante las horas punta.


40

40

Figura 2-6. Coste de producción horario tras las pérdidas para el 11-11-2016 para la tarifa de acceso 2.0A (fuente: datos

de REE, elaboración propia de tabla)

2.1.5.2.2 Tarifas de acceso y otros cargos

TARIFA DE

ACCESO

POTENCIA

CONTRATADA

DISCRIMINACIÓN

HORARIA DESTINATARIOS

2.0 A

P < 10 kW

NO Consumidores domésticos con demanda

uniformemente distribuida a lo largo del día.

2.0 DHA Dos períodos

Consumidores domésticos con viviendas

grandes y elevado consumo concentrado

durante la noche.

2.0 DHS Tres períodos

Mismo que 2.0 DHS, pero consumo aún más

concentrado en las horas más inusuales.

Pensado para recarga de coches eléctricos.

2.1 A

10 kW < P < 15 kW

NO

Oficinas y otros profesionales con un

consumo más elevado que una vivienda y

repartido a lo largo del día.

2.1 DHA Dos períodos Ídem que 2.0 DHA, pero un consumo

superior a 10 kW y por debajo de 15 kW.

2.1 DHS Tres períodos Ídem que 2.0 DHS, pero un consumo superior

a 10 kW y por debajo de 15 kW.

3.0 A 15 kW < P Tres períodos

Principalmente Pequeños negocios como

hoteles o restaurantes que se adapten mejor a

estas condiciones de tensión, potencia y

tramos horarios.

Tabla 2-2. Tabla resumen de las tarifas de acceso en baja tensión (fuente: datos de comparadorluz.com, elaboración propia

de tabla)

El siguiente componente del que consta el PVPC incluye las tarifas de acceso y otros cargos, yendo destinadas

estas tarifas de acceso a cubrir actividades reguladas de transporte y distribución, mientras que por otra parte los

“otros cargos” van dirigidos a cubrir el resto de costes regulados, incluyendo la retribución específica a

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

eur/

MW

h

Horas

Coste de producción horario (eur/MWh)

41


renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos además del de anualidad para la financiación de déficits

de años anteriores, entre otros.

La estructura interna para aplicar estas tarifas no ha cambiado respecto a la TUR y sigue estando compuesta de

un término fijo expresado en €

kW y un término variable expresado en

€

kWh. El término variable queda fijado de

forma anual por el MINETUR, siendo los valores más recientes los indicados en la IET/107/2014. En cuanto

al término fijo ha experimentado diversas subidas en los últimos años duplicando su precio. Este tema se

tratará en profundidad en el apartado 2.1.5.3. Como los pequeños consumidores, que son los que entran en el

alcance de este proyecto, demandan energía a baja tensión, se hará hincapié en este caso. El suministro a baja

tensión es de 230 V, la alta tensión supera 1 kV y se utiliza solo en casos especiales y grandes empresas.

TARIFA

DE

ACCESO

POTENCIA

CONTRATADA

𝒌𝑾

TÉRMINO

DE

POTENCIA

(P1)

(€

𝒌𝑾∙𝑨Ñ𝑶)

TÉRMINO

DE

POTENCIA

(P2)

(€


TÉRMINO

DE

POTENCIA

(P3)

(€


TÉRMINO

DE

ENERGÍA

SIN DH

(€

𝒌𝑾𝒉)

TÉRMINO

DE

ENERGÍA

(P1) (€

𝒌𝑾𝒉)

TÉRMINO

DE

ENERGÍA

(P2) (€

𝒌𝑾𝒉)

TÉRMINO

DE

ENERGÍA

(P3) (€

𝒌𝑾𝒉)

2.0 A

P < 10 kW

38,043426 - - 0,044027 - - -

2.0

DHA

38,043426 - - - 0,062012 0,002215 -

2.0

DHS

38,043426 - - - 0,062012 0,002879 0,000886

2.1 A

10 kW < P <

15 kW

44,44471 - - 0,05736 - - -

2.1

DHA

44,44471 - - - 0,074568 0,013192 -

2.1

DHS

44,44471 - - - 0,074568 0,017809 0,006596

3.0 A 15 kW < P 40,728885 24,43733 16,291555 - 0,18762 0,012575 0,00467

Tabla 2-3. Resumen del coste de las tarifas de potencia y energía según el tipo (fuente: datos de energía y sociedad,

elaboración propia de tabla)

2.1.5.2.3 Margen de comercialización

Otro componente del PVPC es el margen de comercialización, el cual se aplica únicamente a clientes de este

modelo en concreto de precios, siendo su objetivo compensar a las comercializadoras de referencia por su

actividad de cobro y facturación. Se aplica en función de la potencia que el cliente contrate. Para la tarifa 2.0A

el margen de comercialización es de 𝟒 €

𝒌𝑾∙𝑨Ñ𝑶 y se ha mantenido inalterado desde el año 2009.

2.1.5.2.4 Impuestos

Para terminar, se añaden una serie de gravámenes e impuestos que se describen a continuación:

Impuesto especial sobre la electricidad: este gravamen es parte de la financiación de las diferentes

comunidades autónomas de España. El tipo impositivo del mismo es del 4,864 % y la base imponible

consiste en multiplicar por 1,05113 el término conjunto de coste de producción, tarifa de acceso y otros

cargos y margen de comercialización.

Alquiler de equipos de medida: coste del alquiler de los equipos de control y medición. Este término


42

42

se establece en la orden ITC/3680/2007 definiendo para usuarios domésticos un valor de 0,54 €

𝑚𝑒𝑠 para

contadores tradicionales en instalaciones monofásicas con tarifas de acceso distintas a la 1.0 (ver

2.1.5.2.2) y un valor de 0,81 €

𝑚𝑒𝑠 para contadores inteligentes con posibilidad de telegestión.

IVA: impuesto del valor adquirido del 21 % que grava todos los términos descritos.

2.1.5.2.5 Cálculo del coste total de la factura eléctrica

Una vez se han detallado los componentes principales del PVPC y como ya se ha ido mencionando en los

apartados anteriores, los diferentes componentes de este modelo de facturación, a excepción de los impuestos

que gravan el conjunto de éstos, se pueden agrupar en dos términos principales:

Término de potencia: este término se aplica sobre la potencia que el cliente contrate y es fijo, es decir,

no depende del consumo que este cliente realice a lo largo del período de facturación. Esto incluye la

agregación de la tarifa de acceso y el margen de comercialización. El valor vigente de este término para

la tarifa 2.0A es por tanto:

𝑡𝑝 = 𝑇𝑎 + 𝑀𝐶 = 38,043 + 4 = 42,043 €

𝑘𝑊∙𝐴Ñ𝑂 (2-3)

Siendo:

𝑡𝑝: Término de potencia en €

𝑘𝑊∙𝐴Ñ𝑂

𝑇𝑎: Tarifa de acceso en €

𝑘𝑊∙𝐴Ñ𝑂

MC: margen de comercialización en €

𝑘𝑊∙AÑO

Término de energía: este término se aplica sobre la energía que realmente consume el cliente durante

el período de facturación y por tanto, es variable. Este término consta de los costes de producción y la

tarifa de acceso correspondiente. Al oscilar los costes de producción de la energía de forma horaria cada

día, este valor varía constantemente.

Ejemplo 2-4. Cálculo de términos de energía y potencia para la factura eléctrica

Un cliente contrata una tarifa anual fija sin discriminación horaria con la comercializadora de referencia

Endesa Energía XXI. Para esta tarifa, el término de potencia es 0,118439 €/kW al día. El término de

consumo energético, al ser una tarifa fija, permanece constante durante un año completo siendo éste de

0,140710 €/kWh. El cliente consume de media 250 kWh mensuales y posee una potencia contratada de 4,60

kW. ¿Cuánto le cuesta a este cliente la suma de estos dos factores en una factura bimensual?

Calculando en primer lugar el coste fijo, que sería relativo a un período de 60 días:

𝑐𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑓𝑖𝑗𝑜 = 4,60 𝑘𝑊 ∙ 60 𝑑í𝑎𝑠 ∙ 0,118439€

𝑘𝑊 ∙ 𝑑í𝑎= 32,69 €

𝑐𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒 = 250 𝑘𝑊ℎ

𝑚𝑒𝑠∙ 2 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠 ∙ 0,140710

€

𝑘𝑊ℎ= 70,36 €

𝑐𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑓𝑖𝑗𝑜 + 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒 = 103,5 €

103,5 € representa el coste bimensual medio para este cliente de la suma de los dos términos principales de la

factura, a este valor habría que añadir el resto de impuestos, peajes y descuentos que sean de aplicación para

este período.

Una vez calculados estos términos, a efectos de la factura eléctrica, se hace el cálculo del coste total

multiplicando el término fijo por la potencia contratada y el término variable por la energía consumida

en el período dado y se añaden por último los impuestos.

El valor resultante será el coste final de la factura eléctrica del cliente adherido al PVPC en el período de

43


facturación estudiado.

2.1.5.3 Análisis de la evolución del PVPC

En este apartado se describirá brevemente la situación actual de las diferentes tarifas reguladas en el mercado

eléctrico español.

2.1.5.3.1 Término de potencia

En el mercado regulado hasta el año 2012, existía una tendencia a la baja en el precio del término fijo de potencia

de la factura eléctrica. Esto cambió a partir de 2013, cuando comienza un incremento progresivo en este coste

que culmina con la aparición del PVPC y la estabilización a un valor dos veces mayor que el existente en años

previos. La tendencia se muestra en la Figura 2-7.

Tras la aparición del pvpc el precio se estabilizó y actualmente el precio del término de potencia, para viviendas

con consumos de potencia inferiores a 10 kW se encuentra en 3,503€

𝑘𝑊∙𝑚𝑒𝑠. Como se puede comprobar, al

haberse incrementado notablemente este coste, existe un margen de optimización en cuanto a la potencia a

contratar. Se puede observar un crecimiento bastante importante desde septiembre de 2013 hasta enero de 2016.

Figura 2-7. Evolución del término de potencia en los últimos años (fuente: datos de tarifasgasluz.com. Elaboración propia

de tabla)

2.1.5.3.2 Término de energía

En primer lugar, para una visión más clara, se analizará la evolución del término de energía en el PVPC con

intervalos temporales de entre 1 y 3 meses. En la Figura 2-8 se muestra la evolución del coste de la energía en

el período 2006-2016.

1,7

1,9

2,1

2,3

2,5

2,7

2,9

3,1

3,3

3,5

3,7

ene-

12

mar

-12

may

-12

jul-

12

sep

-12

no

v-1

2

ene-

13

mar

-13

may

-13

jul-

13

sep

-13

no

v-1

3

ene-

14

mar

-14

may

-14

jul-

14

sep

-14

no

v-1

4

ene-

15

mar

-15

may

-15

jul-

15

sep

-15

no

v-1

5

ene-

16

mar

-16

may

-16

jul-

16

sep

-16

€/k

W m

es

Precio del término de potencia (€/kW mes)


44

44

Figura 2-8. Evolución del precio medio ponderado de la energía previa y posteriormente a la aparición del

PVPC 2006-2016 (fuente: datos de Cnomys.es. Elaboración propia de gráfico)

Se observa que en comparación con 2015 y 2014, la reducción del término variable correspondiente a la energía

de la factura eléctrica en 2016 es significativo, habiendo disminuido una media anual del 21,51% de 2015 a

2016. Comparando estos precios con las tarifas integrales previas a la aparición del PVPC, se puede comprobar

que los precios de la energía en 2016 se equiparan con niveles de 2008.

En la Figura 2-9 se muestra el precio horario de la energía para el intervalo desde abril de 2014 a abril de 2016,

aquí se puede ver de nuevo la tendencia a la baja de los precios en 2016.

0,08

0,09

0,1

0,11

0,12

0,13

0,14

0,15

0,16

0,17

0,18

ene-

06

may

-06

sep

-06

ene-

07

may

-07

sep

-07

ene-

08

may

-08

sep

-08

ene-

09

may

-09

sep

-09

ene-

10

may

-10

sep

-10

ene-

11

may

-11

sep

-11

ene-

12

may

-12

sep

-12

ene-

13

may

-13

sep

-13

€/k

Wh

Evolución del precio de la energía eléctrica previa a la aparición del PVPC 2006-2014

0,08

0,09

0,1

0,11

0,12

0,13

0,14

€/k

Wh

Evolución del precio de la energía eléctrica del PVPC 2014-2016

45


Figura 2-9. Precio horario de la energía abril 2014-abril 2016 (fuente: cnomys.es)

2.1.5.3.3 Precio global de la factura eléctrica

Queda demostrada en el párrafo anterior la disminución en los últimos años del precio del término de la energía.

Sin embargo, este dato puede resultar engañoso ya que, aunque el término de energía sea equiparable

actualmente a valores de 2008, existen principalmente dos factores que intervienen en el precio final del

suministro eléctrico que si han cambiado ostensiblemente:

IVA: ha pasado del 16% al 21% en 2016

Término fijo de potencia: En 2006 el término de potencia se situaba en 18,319056 €/kW y año

mientras que, en la actualidad, el término fijo de potencia para la tarifa pvpc se sitúa actualmente en

42,043432 €/kW y año, esto supone un incremento de casi un 130 %. Entre enero de 2013 y enero de

2016 el incremento ha sido de un 92 %

Por lo que se demuestra que, aunque a primera vista pueda parecerlo, no son dos niveles equiparables de precio.

En general, como se ha comentado en los dos apartados anteriores, el precio de la factura eléctrica ha subido

de forma importante. La aparición de nuevas tarifas que se adaptan según los periodos de consumo del cliente

y la aparición de un mayor número de comercializadoras cuyas ofertas buscan la captación de clientes, no ha

servido para contrarrestar la subida de impuestos en el territorio español y sobre todo el aumento del coste del

término fijo por potencia contratada, como quedó patente en la Figura 2-7, Esta subida de un 92 % en el año

2016 respecto a 2012 en el término de potencia, crea una necesidad de establecer una vía de ahorro económico

que ayude a paliar este incremento. Este proyecto presenta como uno de sus objetivos la consecución de un

ahorro significativo en la factura y como se puede comprobar reducir el coste por potencia supondría un

ahorro importante.

2.1.5.4 Alternativas al PVPC

Actualmente existen bastantes alternativas al PVPC para la contratación de la electricidad si los clientes no se

sienten cómodos con esta opción o pretenden conseguir un ahorro económico. Las alternativas principales se

describen a continuación.


46

46

2.1.5.4.1 Tarifa fija anual

La primera alternativa consiste en contratar el suministro eléctrico con una de las comercializadoras de

referencia en base a un precio fijo anual. La normativa española establece una obligación para estas empresas

de ofrecer una oferta de este tipo, debiéndose ser uniforme en todo momento y dirigida a clientes con derecho

al PVPC. El término de potencia será precisamente la tarifa de acceso ya estudiada anteriormente, sin incluir

ningún tipo de margen de comercialización, aplicando los impuestos de la misma manera ya detallada en

apartados previos.

El cliente de este tipo de tarifa se asegura de esta forma un precio fijo de la electricidad durante el año completo,

sin embargo, también asume un sobrecoste a causa de este aseguramiento.

2.1.5.4.2 Contrato con comercializadora libre

Como ya se describió en 2.1.3.3, existen diversos comparadores de ofertas que permiten conseguir un ahorro

económico seleccionando entre diversas opciones de contratación con comercializadoras libres.

En este caso las condiciones para la contratación de la energía serán aquellas establecidas entre el cliente

y la comercializadora que sea. Algo típico suele ser un precio fijo anual con un término de potencia y otro de

energía, siendo aplicados los impuestos de la misma forma. Como también se comentó en 2.1.3.3, estas

empresas pueden ofertar descuentos o packs con servicios adicionales como el gas, a consta de por ejemplo

un tiempo de permanencia determinado, que hagan más atractiva estas ofertas para el cliente.

2.1.5.4.3 Consumidores vulnerables y bono social

Los consumidores vulnerables, incluyendo familias numerosas o con todos sus miembros en situación de

desempleo, pensionistas con prestaciones mínimas y clientes con menos de 3 kW de potencia contratada,

podrán acceder a un descuento del 25 % sobre el PVPC. Esto se conoce como “bono social” establecido por

el MINETUR y es financiado según diferentes porcentajes por 27 empresas eléctricas a un coste anual de en

torno a 200 millones de euros.

Esta prestación se encuentra a fecha de noviembre de 2016 en el ojo del huracán ya que el tribunal supremo ha

emitido una sentencia que considera que el coste de ese bono, se aplica de forma discriminatoria a las compañías

eléctricas que lo sufragan y que la administración no ha justificado apropiadamente aquellos criterios de

distribución del coste de este “bono social”.

2.2. Impacto del pico de demanda en el consumidor

Hábitos de consumo eléctrico en España

La demanda energética no es constante a lo largo del día, la mayor actividad de empresas durante la mañana y

su cierre a partir de mediodía, o la mayor ocupación de hogares tras el fin de la jornada laboral son solo dos

ejemplos de muchos patrones repetitivos en los hábitos de consumo de los españoles.

El desarrollo de algunas de estas actividades provoca momentos en los que nuestra sociedad alcanza niveles más

elevados de demanda: estos momentos son los que se conocen como horas punta. En invierno, estos intervalos

de máximo consumo se suelen dar en los siguientes tramos horarios:

11:00 a.m. - 12:00 a.m.: principalmente a causa de la amplia actividad desarrollada en empresas y servicios.

19:00 p.m. - 20:00 p.m.: confluencia entre el fin de la jornada laboral y alta ocupación en hogares, y la aun

presente actividad comercial.

Esta punta se traslada en verano a las horas centrales del día, siendo un factor importante en este hecho, el mayor

consumo a causa de la climatización para paliar el efecto de las elevadas temperaturas.

Las horas nocturnas, por el contrario, presentan un menor consumo global. A estas horas de inferior demanda

se las denomina horas valle. El consumo mínimo cada día se produce durante la noche, ya que solo la industria

mantiene una alta actividad por estar produciendo las 24 horas del día, además de ciertos servicios esenciales

como hospitales o alumbrado público.

47


Figura 2-10. Hábitos de consumo por sectores durante un día completo (fuente: REE.es)

Durante las horas punta, entran en funcionamiento las centrales de producción de energía más caras, por lo que

el precio de ésta se incrementa. Todo lo contrario, ocurre durante la noche, período durante el cual la energía es

más barata.

La Figura 2-10 grafica cómo evoluciona el consumo de España en un día completo, haciendo una separación

por sectores de consumo. Aquí se observa claramente a nivel residencial (curva azul), el descenso en la

demanda durante las horas nocturnas y los dos periodos pico producidos en los intervalos anteriormente

mencionados. En cuanto al sector servicios sigue una tendencia similar de nuevo con dos picos de demanda,

mientras que el sector industrial presenta un consumo prácticamente constante a lo largo del día, con una

pequeña bajada en las horas centrales, posiblemente por el descanso de los trabajadores.

Perfil de consumo diario

El perfil de consumo diario hace referencia a la curva de consumo energético de un cliente para un día

completo. Esta curva cobra un papel crucial en este proyecto ya que, para estimar la potencia instantánea

demandada por un cliente, y por consiguiente la determinación de los picos de consumo de éste, se realizarán

una serie de hipótesis partiendo de este perfil, cuya obtención es mucho más directa.

Para obtener la curva de consumo para un día completo existen dos opciones dependiendo de si se posee

contador inteligente o no.

2.2.2.1 Perfil de consumidor promedio

Este perfil de consumo es aplicable a consumidores que sin poseer contador inteligente y, por tanto, un registro

horario de consumo, deseen adquirir energía directamente en el mercado de producción de energía eléctrica o a

través de una comercializadora. La disposición 14277 del BOE número 312 de 2015 y la disposición 3069 de

30 de marzo de 2016 del BOE establecen los valores de estos perfiles en forma de tablas actualizadas

periódicamente a las cuales se le aplican posteriormente algunas pequeñas correcciones sobre temperatura,

luminosidad y otros factores.

El proceso consiste en aplicar unos coeficientes ponderados a cada hora del año para su cálculo en base a

un consumo anual. Esta ponderación la realiza el operador del mercado eléctrico español y se le repercuten

estos valores al cliente como si hubiese sido su consumo real en la factura eléctrica.

En la Figura 2-11 se muestran los coeficientes de perfilado mencionados relativos al máximo valor del 1 de


48

48

enero. En la misma, se observa claramente la tendencia de los valores mostrados en la Figura 2-10 y confirma

que estos valores ponderados muestran la tendencia media de los españoles en cuanto a su consumo y las horas

en las que lo realizan.

Figura 2-11. Coeficientes de perfilado relativos para un día concreto respecto al mayor valor de ese día (fuente: datos de

BOE, elaboración propia de tabla)

En el anexo C se incluye el procedimiento completo para el cálculo de los perfiles finales a partir de las tablas

de valores de perfiles iniciales, los cuales no se han incluido, al no aportar nada que no se haya detallado. Si el

lector desea consultarlos se recuerda que los valores más recientes de estos últimos se encuentran en la

disposición 3069 del BOE número 68 de 2016, divididos en 4 columnas o categorías según la tarifa de acceso

determinada.

2.2.2.2 Perfil real de consumo

Una vez se ha descrito el método general para la obtención de perfiles promedio, se mostrarán datos reales de

un cliente sobre su consumo eléctrico durante un período de un año completo. Lo anterior permitirá un estudio

más particularizado sobre el ahorro concreto que este cliente podría conseguir.

Los datos empleados serán cuartohorarios, es decir, en este caso, si por ejemplo en un intervalo se consumen

0,125 kWh en 15 minutos, realmente sería 1 kWh en una hora completa si se consumiera energía a una tasa

constante durante esa hora.

Aclarado lo anterior, en la Figura 2-12 se muestra el consumo durante un día completo en intervalos de 1 hora.

En este caso si se observan claramente los picos de consumo en las horas centrales del día. Las ventajas de usar

datos reales son evidentes: mayor precisión y mayor cantidad de datos por ser cuartohorarios.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

horas del día

Coeficientes de perfilado relativos para el 1 de enero elaborados por el operador del sistema

49


Figura 2-12. Curva de consumo diaria para un cliente real (fuente: Elaboración propia)

Potencia media cuartohoraria

La potencia media horaria demandada por el cliente no se puede obtener mediante un cálculo directo, ya que, al

contrario de la energía, al ser un valor que cambia cada instante, es imposible calcularlo por tramos horarios,

para establecer un criterio que permita optimizar esta variable, se deberá realizar una hipótesis de cálculo.

La potencia instantánea constituye la suma en un instante de tiempo de los kW demandados por todos los

elementos eléctricos que estén conectados simultáneamente, a diferencia del consumo energético, no es un valor

acumulable en el tiempo si no que, tal como se describe en 2.1.5.2.5, representa un término fijo en la factura

eléctrica, debiendo contratarse una potencia máxima adecuada a la estimación de cuantos elementos como

máximo vayan a estar conectados a la vez. Si se supera esta potencia durante un instante, se activará el interruptor

diferencial y se interrumpirá el suministro eléctrico. Para estimar cual será la potencia horaria media se

establecerá una hipótesis para su aproximación a partir del perfil de consumo energético del cliente.

Teniendo en cuenta los picos de potencia de los elementos durante el arranque, una hipótesis simple consistiría

en afirmar que la potencia media horaria es el doble de la energía consumida en una hora. Sin embargo, esta

aproximación podría no ser demasiado precisa, por lo que en este proyecto se procederá de otra manera. Se

define un factor que se denominará coeficiente de estimación de potencia 𝜑 cuya expresión se muestra en (2-

4), para ello se crea el subíndice i que muestra dentro de una hora j determinada, a cuál de los cuatro intervalos

de 15 minutos dentro de esa hora se refiere.

La hipótesis consistirá en suponer que en el intervalo cuartohorario de máximo consumo anual se

estará demandando la máxima potencia contratada. Para el cliente estudiado en este proyecto, el máximo

consumo energético anual es de 1.8 kWh en 15 minutos. Sabiendo que la potencia contratada por el cliente es

de 5.75 kW, el coeficiente 𝜑 será:

𝜑 =5.75

1.8= 3.194 (2-4)

𝜑, al que se denominará coeficiente de estimación de potencia, expresa una relación entre la energía

consumida y la potencia demandada en ese instante, de forma que se está asumiendo que conociendo el

caso particular de máximo consumo/máxima potencia demandada existe cierta relación de

proporcionalidad entre ambos valores. Suponiendo que se mantenga ese grado de proporcionalidad durante

el resto del año se puede estimar la potencia media demandada cada 15 minutos.

Aplicando la hipótesis anterior, la potencia media cuartohoraria durante el mismo día que en la Figura 2-12

para el cliente real mencionado anteriormente, sería en este caso el mostrado en la Figura 2-13. Se puede

comprobar cómo van en consonancia los picos de consumo con los picos de potencia, alcanzándose un valor

máximo diario de potencia media horaria de 2.28 kW a las 09:30.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kWh

/h

hora

Demanda horaria de energía para un día completo (kWh/h)


50

50

Por último, para mayor claridad, se incluye el perfil de potencia media cuartohoraria anual de este cliente

en la Figura 2-14. Curva que cobrará gran importancia en apartados posteriores para la consecución de un

ahorro económico en la factura eléctrica.

Figura 2-13. Potencia media horaria para un día completo de un cliente real (fuente: elaboración propia)

Figura 2-14. Potencia media horaria para un año completo de un cliente real (fuente: elaboración propia)

Estimación del ahorro económico por disminución de potencia contratada

En este apartado se realizará una estimación de que ahorro económico se podría conseguir, si se redujera la

potencia contratada asociada al término fijo de la factura eléctrica. Para este objetivo se describirá en primer

lugar en detalle al cliente real estudiado.

El cliente según datos proporcionados, tiene contratados 5,75 kW de potencia y se acoge al PVPC mediante el

peaje de acceso 2.0A sin discriminación horaria. Suponiendo que el cliente reduce su potencia contratada de

5,75 kW a 2,3 kW, uno de los valores más pequeños de potencia normalizada, tal como se mostró en 2.1.4 a

través de la reducción drástica de su demanda de potencia o a través de un sistema que aporte la potencia

adicional, ¿Cuánto podría reducirse el coste?

Para calcular este ahorro se deben tener en cuenta los impuestos que ya se mencionaron en 2.1.5.2.4

recordándose su valor a continuación:

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

00

:15

:00

01

:00

:00

01

:45

:00

02

:30

:00

03

:15

:00

04

:00

:00

04

:45

:00

05

:30

:00

06

:15

:00

07

:00

:00

07

:45

:00

08

:30

:00

09

:15

:00

10

:00

:00

10

:45

:00

11

:30

:00

12

:15

:00

13

:00

:00

13

:45

:00

14

:30

:00

15

:15

:00

16

:00

:00

16

:45

:00

17

:30

:00

18

:15

:00

19

:00

:00

19

:45

:00

20

:30

:00

21

:15

:00

22

:00

:00

22

:45

:00

23

:30

:00

kW

Potencia media cuartohoraria para un día completo (kW)

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

kW

hora del año

Potencia media cuartohoraria para un año completo (kW)

51


IVA: impuesto del valor adquirido del 21 % sobre el total

Impuesto de la electricidad: se suma a los costes de potencia y energía y se calcula aplicando un

5.1127 % sobre el total de la energía consumida y la potencia que se tenga contratada. El porcentaje

anterior se calcula como la composición de aplicar un 4.864 % sobre el total, multiplicando este por

1.05113. Tal como se afirma en la Ley 66/1997, de 30 de diciembre, de Medidas Fiscales,

Administrativas y del Orden Social, citando textualmente” tiene como objetivo básico la obtención de

los ingresos necesarios para compensar la supresión del recargo en concepto de «coste específico

asignado a la minería del carbón»”

Tomando el precio del término de potencia detallado en 2.1.5.3.1 (siendo éste de 3,503€

𝑘𝑊∙𝑚𝑒𝑠). La expresión

completa del ahorro se muestra en (2-5)

𝐴ℎ𝑜𝑟𝑟𝑜 = 𝑡𝑝 ∙ (𝑃𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎 − 𝑃𝑟𝑒𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎) ∙ 𝐼𝑉𝐴 ∙ 𝑖𝑚𝑝𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡 (2-5)

Siendo:

𝑡𝑝: término de potencia de la factura eléctrica (€

𝑘𝑊∙𝑎ñ𝑜)

𝑃𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎 − 𝑃𝑟𝑒𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎: Reducción de potencia contratada (kW)

𝐼𝑉𝐴: impuesto del valor adquirido (€)

𝑖𝑚𝑝𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡: impuesto eléctrico (€)

El resultado es de un ahorro anual de 184,45 €

𝒂ñ𝒐. Si este cliente además distribuyera su demanda y

contratara una tarifa con discriminación horaria, el ahorro podría ser aún mayor, por lo que se

demuestra la importancia de eliminar los picos de consumo mediante alguna tecnología que, haciendo

uso de un sistema de control cumpla este objetivo.

El suavizado de picos es una de las metas principales de este texto y en los próximos capítulos se definirán los

elementos necesarios y la tecnología existente para discernir la viabilidad, tanto técnica como económica de este

tipo de proyecto.


52

52

53


3 CONTADORES INTELIGENTES: ASPECTOS

TÉCNICOS Y REGULACIÓN

n este capítulo se profundizará en el estudio de los contadores inteligentes, Se comenzará con una breve

introducción sobre sus antecedentes, posteriormente se comentarán sus principales características,

continuando con aspectos regulatorios, legislativos y de implantación a nivel europeo y español. Se

finalizará con una serie de conclusiones sobre la importancia de esta tecnología para llevar a cabo un proyecto

de gestión y suavizado de demanda.

3.1 Motivación y características de los contadores inteligentes

Redes inteligentes en el marco de la generación eléctrica en España

La introducción de nuevas tecnologías de producción eléctrica tales como, solar fotovoltaica, solar térmica,

eólica o biomasa y su creciente implantación en el mercado eléctrico, genera nuevos interrogantes en cuanto a

la gestión de la producción y la demanda en el marco de un mercado cada vez más interconectado, con tarifas

eléctricas más flexibles y personalizadas. En la Figura 3-1 se puede observar cómo ha afectado a la generación

eléctrica en España, la introducción de nuevas formas de producción energía eléctrica de tipo renovable.

Figura 3-1. Evolución de la generación renovable y no renovable en la península Española (%) (Fuente: Datos de

REE.es. Elaboración propia de tabla)

20%

22%

22%

28%

35%

33%

32%

42%

43%

37%

80%

78%

78%

72%

65%

68%

68%

58%

57%

63%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Evolución de la generación renovable y no renovable en la península Española (%)

Generación renovable Generación no renovable

E

Contadores inteligentes: aspectos técnicos y regulación

54

54

Figura 3-2. Evolución en el consumo de energía primaria en España (ktep) (fuente: datos de IDAE. Elaboración propia

de tabla)

En la Figura 3-2 se observa en general, la disminución del consumo de energía primaria proveniente de los

combustibles fósiles y la cada vez más relevante producción procedente de nuevas fuentes de energía. Con una

potencia instalada en España de 106.247 MW de potencia a fecha de 31 de diciembre de 2015 y una demanda

de potencia instantánea anual máxima en 2015 de 40.726 MW, además de la creciente importancia de la

generación distribuida, hace que la gestión de operaciones de las plantas de producción cobra cada vez un

papel más significativo.

La perspectiva de un sistema eléctrico compuesto por millones de microgeneradores coordinados por un sistema

de control central representa a la vez un reto y una oportunidad, en la que la participación de los consumidores

y a la vez microgeneradores domésticos juegan un papel vital tanto de forma pasiva (microgeneración y el

concepto de hogar inteligente contribuyen a la estabilidad del sistema) como activa (control activo del uso de

electrodomésticos y climatización en respuesta a una señal externa) en la operación del sistema eléctrico.

En este punto entra en juego el concepto de red inteligente o Smartgrid, que es aquella capaz de integrar la

acción de todos los agentes generadores y consumidores para contribuir a la sostenibilidad, rentabilidad y

seguridad de la red eléctrica, definiendo la red como el conjunto de subestaciones, centros de transformación,

redes de transporte y distribución, entre otros muchos elementos que hacen posible el suministro eléctrico a los

distintos puntos de consumo.

La característica principal de la red inteligente es que permite la comunicación en dos sentidos: desde la

compañía eléctrica al consumidor y viceversa. Las ventajas más importantes de la red inteligente se definen a

continuación:

Mejora en la calidad y la fiabilidad del suministro eléctrico: detección y solución de problemas

mucho más sencilla.

Herramientas para la optimización del consumo eléctrico: El usuario posee mayor información

sobre cuánto y cuando consume, además del coste que esto tiene para el mismo.

Mejora de la eficiencia: mejor distribución de los flujos energéticos y aporta mayor flexibilidad para

gestionar picos de demanda.

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

Carbón Petróleo Gas natural Nuclear Hidráulica Eólica y solar Biomasa yresiduos

ktep

Evolución en el consumo de energía primaria en España (ktep)

2010 2015

55


Mayor sostenibilidad medioambiental: se contribuye a una mayor integración de energías renovables

y una reducción en las emisiones de CO2.

Para que la implantación de la red inteligente sea posible, es necesario que los hogares sean capaces de recibir

información sobre el estado general del sistema eléctrico en tiempo real y así actuar en consecuencia respecto al

consumo. Los contadores inteligentes permiten esta comunicación bidireccional y serán el objeto central de este

capítulo.

Definición y funcionalidades de los contadores inteligentes

Comenzando con una breve definición de lo que es un contador inteligente The climate group (2008) los define

como: “medidores avanzados que identifican el consumo en más detalle que los contadores tradicionales y se

comunican mediante la red con la compañía eléctrica para monitorización y facturación (del consumo

eléctrico)”. En un sentido más amplio, el contador inteligente permite a las compañías leer las medidas de

manera remota mediante el uso de una tecnología conocida como automated meter Reading (AMR).

Figura 3-3. Esquema básico de un contador inteligente (fuente: Nergiza.com)

El contador inteligente tiene bastantes más funcionalidades en comparación con los contadores analógicos

tradicionales más allá de simplemente establecer un flujo de información bidireccional, incluyendo:

Conexión y desconexión remota.

Gestión de cambios de precios horarios en la electricidad.

Medición y exportación a la red de energía asociada a microgeneradores.

Ampliación o disminución de potencia contratada.

Cambio de comercializadora automático.

Información para el control de la tensión y frecuencia de la red.

Además de lo anterior, poseen el potencial del control directo de los electrodomésticos y otros aparatos eléctricos

conectados, siendo así posible la gestión central de todos los elementos eléctricos; este campo se conoce como

hogar inteligente o Smarthome.

La recomendación de la comisión europea de 9 de marzo de 2012, relativa a los preparativos para el despliegue

de los sistemas de contador inteligente (2012/148/UE) establece una serie de requisitos y funcionalidades

mínimas que deben incluir los contadores inteligentes para ser considerados como tales. Estos requisitos se

encuentran detallados en la Tabla 3-1.


56

56

FUNCIONALIDADES PARA EL CLIENTE

Proporcionar lecturas directamente al cliente y como

información de entrada para un posible sistema de

control o de gestión de la demanda.

Actualizar las lecturas con una frecuencia suficiente

que permita al usuario el ahorro energético y que se

puedan almacenar los datos durante un período de

tiempo razonable.

Proporcionar las lecturas al cliente de una forma que

pueda ser fácilmente comprendida por usuarios no

expertos en la cuestión, con mecanismos que

proporcionen información directa sobre el posible

ahorro.

FUNCIONALIDADES PARA EL APOYO A

LA RED ELÉCTRICA

Permitir la lectura de contadores remota por parte

del operador

Facilitar el flujo de información bidireccional entre

el contador inteligente y las redes externas, para

facilitar el mantenimiento y control de los

contadores.

Permitir que las lecturas se puedan hacer con una

frecuencia suficiente para permitir que la

información se pueda utilizar para mejorar la

planificación de la red.

FUNCIONALIDADES RELACIONADAS CON

ASPECTOS COMERCIALES DEL

SUMINISTRO ELÉCTRICO

Aceptar sistemas de tarifado avanzado incluyendo

registros del tiempo de usos y control de tarifas a

distancia

Permitir control a distancia de encendido/apagado

del suministro y la limitación del caudal energético o

potencia.

FUNCIONALIDADES RELACIONADAS CON

LA SEGURIDAD Y PRIVACIDAD

Posibilitar comunicaciones de datos que sean

seguras, referido tanto a oferta como a demanda.

Prevención y detección del fraude eléctrico.

FUNCIONALIDADES PARA PERMITIR LA

GENERACIÓN DISTRIBUIDA

Facilitar la exportación e importación de energía y la

medición reactiva.

Tabla 3-1. Resumen de las funcionalidades mínimas establecidas por la comisión europea (fuente: Comisión europea)

Con estas funcionalidades mínimas se busca establecer una referencia que podría ayudar a los estados miembros

de la comunidad económica europea a conseguir una mayor rentabilidad en sus planes de despliegue. De la

misma forma, se facilita a reguladores del sistema, industria de la medición, operadores de redes y proveedores

unas indicaciones de los planteamientos que se adoptarán en este sector con el objetivo de mejorar sus propios

análisis coste-beneficio. Por último, también se busca promover los intereses de los consumidores en cuanto al

ahorro energético y gestión de la demanda.

57


3.2. Regulación y normativa de los contadores inteligentes

Normativa europea

A nivel europeo existen varias directivas que regulan la instalación y funcionamiento de los contadores

inteligentes. Principalmente las siguientes:

La directiva 2006/32/CE del parlamento europeo y del consejo del 5 de abril de 2006 sobre la

eficiencia del uso final de la energía y los servicios energéticos que reconoce la importancia de la

medición electrónica en lo que al ahorro energético se refiere.

La directiva 2009/72/CE del parlamento europeo y del consejo de 13 de Julio de 2009 sobre normas

comunes para el mercado interior de la electricidad en su anexo I establece: “Los Estados miembros

garantizarán la utilización de sistemas de contador inteligente que contribuirán a la participación

activa de los consumidores en el mercado de suministro de electricidad. La aplicación de estos sistemas

de medición podrá ser objeto de una evaluación económica de todos los costes y beneficios a largo

plazo para el mercado y el consumidor particular, o del método de medición inteligente que sea

económicamente razonable y rentable y del plazo viable para su distribución.”. Además de lo anterior

se fija para 2020 la fecha límite para la instalación de contadores inteligentes para, al menos, el 80 %

de los consumidores en los países miembros de la Unión Europea.

El Mandato M/441 de la comisión europea de 12 de marzo de 2009 a CEN, CENELEC y ETSI en el

campo de los instrumentos de medición para el desarrollo de una arquitectura abierta para

medidores inteligentes respecto a protocolos de comunicación permitiendo la interoperabilidad

La directiva 2012/27/UE del parlamento europeo y del consejo de 25 de octubre de 2012 relativa a la

eficiencia energética que establece que los Estados miembros se deben encargar de la seguridad de los

contadores inteligentes y de la transmisión de datos, además de la privacidad de los clientes finales.

También establece la necesidad de desarrollar campañas de información para los consumidores por

parte de la administración o de las propias distribuidoras para que así los usuarios conozcan el potencial

de estos equipos, así como las funciones de telemedida y telegestión.

Normativa española

La planificación para la introducción de contadores inteligentes en el sistema eléctrico español comienza con el

Real Decreto 809/2006, de 30 de junio, por el que se revisa la tarifa eléctrica a partir del 1 de julio de 2006. En el mismo se establece que los nuevos equipos de medida que se instalarán para nuevos puntos de consumo,

hasta una potencia contratada de 15 kW, tendrían que permitir la discriminación horaria en el precio del

consumo, además de la telegestión bajo las condiciones técnicas y regulatorias establecidas por el anterior.

De forma posterior, en la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas

a partir del 1 de enero de 2008 se fijan los plazos para sustituir los medidores analógicos en puntos de suministro

de menos de 15 kW de potencia contratada, por los nuevos contadores inteligentes, con las mismas condiciones

mencionadas en el Real Decreto 809/2006. Estos plazos fueron más tarde modificados en la Orden

IET/290/2012, de 16 de febrero, por la que se modifica la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la

que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2008 en lo relativo al plan de sustitución de

contadores. Citando textualmente a este texto:

“El número de equipos que deberán ser sustituidos por cada una de las compañías distribuidoras se establece

como un porcentaje del total del parque de contadores de medida de cada una de dichas empresas para este

tipo de suministros y deberá ajustarse a los valores que se señalan a continuación para cada intervalo de

tiempo:

a) Antes del 31 de diciembre de 2014 deberá sustituirse un 35 por ciento del total del parque de contadores de

hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.

b) Entre el 1 de enero de 2015 y el 31 de diciembre de 2016 deberá sustituirse un 35 por ciento del total del

parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.

c) Entre el 1 de enero de 2017 y el 31 de diciembre de 2018 deberá sustituirse un 30 por ciento del total del

parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.”


58

58

Los requisitos de estos equipos ya habían quedado definidos en el Real Decreto 110/2007, de 24 de agosto, por

el que se aprueba el Reglamento Unificado de Puntos de Medida del Sistema Eléctrico y en la Orden

ITC/3022/2007, de 10 de octubre, por la que se regula el control metrológico del Estado sobre los contadores

de energía eléctrica, estáticos combinados, activa, clases A, B y C y reactiva, clases 2 y 3, a instalar en

suministros de energía eléctrica hasta una potencia de 15 kW de activa que incorporan dispositivos de

discriminación horaria y telegestión, en las fases de evaluación de la conformidad, verificación después de

reparación o modificación y de verificación periódica.

Estos requisitos quedan actualizados por el Real Decreto1074/2015, de 27 de noviembre, por el que se

modifican distintas disposiciones en el sector eléctrico añadiendo aspectos relativos a la lectura de registros

horarios de energía activa remotos, confidencialidad de la información proporcionada y la protección de datos

entre otros elementos.

3.3. Estado actual de la implantación de contadores inteligentes en España

Una vez conocidos la normativa y los planes de implantación de contadores inteligentes tanto a nivel español

como europeo, se analizará el estado actual del proyecto en el año 2016, para ello, se estudiarán los datos

publicados por las principales distribuidoras españolas y se hará una previsión sobre el número de contadores

totales para consumidores domésticos que se habrán instalado para 2018 siguiendo la tendencia del trabajo

realizado hasta ahora, se comprobará además si las distribuidoras han cumplido los plazos de implantación

propuestos en la Orden IET/290/2012.

En la actualidad en España, existen 27 millones de clientes domésticos que, tal como se explicó en detalle en el

capítulo 1, pueden acogerse a diferentes tarifas según la comercializadora que sea. Sin embargo, estos usuarios,

según su zona geográfica, reciben suministro de una distribuidora en concreto, no siendo posible seleccionarla

como ocurre con las comercializadoras.

Las distribuidoras eléctricas con más de 100.000 clientes en España se muestran a continuación:

Endesa distribución eléctrica, S.L.

Iberdrola distribución eléctrica, S.A.

Unión Fenosa distribución, S.A.

Hidrocantábrico distribución eléctrica, S.A.

Viesgo distribución eléctrica, S.L.

En las tablas y gráficos sucesivos se resume el avance actual desde el año 2013, en la instalación de contadores

para cada una de las cinco grandes distribuidoras respecto a los hitos establecidos en la legislación española.

Todo lo anterior referido a consumidores con menos 15 kW de potencia contratada.

59


Endesa distribución eléctrica, S.L.

ENDESA

TOTAL CONTADORES

DOMÉSTICOS

11,6 millones

2013 2014 2015 2016

(previsión)

2017

(previsión)

2018

(previsión)

ACUMULADO DE

CONTADORES

INSTALADOS

(MILLONES)

4,2 5 6,8 9,2

11,6

(noviembre

2017)

11,6

ESTIMACIÓN DEL

PORCENTAJE DE

CONTADORES

INTALADOS (%)

36,20 43,10 58,62 79,31 1003 100

PORCENTAJE

ESTABLECIDO EN LA

LEGISLACIÓN (%)

- 35 - 70 - 100

Tabla 3-2. Resumen del estado de la sustitución de contadores y previsión respecto a los hitos marcados por el gobierno

español para Endesa (fuente: Endesa)

Figura 3-4. Evolución de la instalación de contadores inteligentes 2013-2018 de Endesa (fuente: elaboración propia)

3 En este caso la previsión es alcanzar el 100 % de instalación en Noviembre de 2017, así que en la gráfica solo se muestra hasta ese momento.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

dic-12 jun-13 ene-14 jul-14 feb-15 sep-15 mar-16 oct-16 abr-17 nov-17 may-18 dic-18

Mill

on

es d

e co

nta

do

res

inst

alad

os

Previsión de contadores instalados por Endesa hasta diciembre de 2018 (millones)


60

60

Iberdrola distribución eléctrica, S.A.

IBERDROLA

TOTAL CONTADORES

DOMÉSTICOS

10,5 millones

2013 2014 2015 2016

(previsión)

2017

(previsión)

2018

(previsión)

ACUMULADO DE

CONTADORES

INSTALADOS

(MILLONES)

2,00 4,20 6,50 8,50 9,41 10,29

ESTIMACIÓN DEL

PORCENTAJE DE

CONTADORES

INTALADOS (%)

36,20 43,10 58,62 80,95 89,61 98,004

PORCENTAJE

ESTABLECIDO EN LA

LEGISLACIÓN (%)

- 35 - 70 - 100


español para Iberdrola (fuente: Iberdrola)

Figura 3-5. Evolución de la instalación de contadores inteligentes 2013-2018 de Iberdrola (fuente: Elaboración propia)

4 Se fija un objetivo del 98% por la existencia de zonas singulares con poca cobertura móvil, y por tanto existe una mayor dificultad para la transmisión de datos

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

mar-13 ene-14 nov-14 sep-15 jun-16 abr-17 feb-18 dic-18

Mill

on

es d

e co

nta

do

res

inst

alad

os

Previsión de contadores instalados por Iberdrola hasta diciembre 2018 (millones)

61


Unión Fenosa distribución, S.A.

UNIÓN FENOSA

TOTAL CONTADORES

DOMÉSTICOS

3,6 millones

2013 2014 2015 2016

(previsión)

2017

(previsión)

2018

(previsión)

ACUMULADO DE

CONTADORES

INSTALADOS

(MILLONES)

0,73 1,26 2,04 2,60 2,92 3,60

ESTIMACIÓN DEL

PORCENTAJE DE

CONTADORES

INTALADOS (%)

20,19 35,20 56,80 72,10 81,09 100

PORCENTAJE

ESTABLECIDO EN LA

LEGISLACIÓN (%)

- 35 - 70 - 100


español para Unión Fenosa (fuente: Unión Fenosa)

Figura 3-6. Evolución de la instalación de contadores inteligentes 2013-2018 de Unión Fenosa (fuente: Elaboración

propia)

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

mar-13 ene-14 nov-14 sep-15 jun-16 abr-17 feb-18 dic-18

Mill

on

es d

e co

nta

do

res

inst

alad

os

Previsión de contadores instalados por Gas Natural Fenosa hasta diciembre de 2018 (millones)


62

62

Hidrocantábrico distribución eléctrica, S.A. (EDP HC energía)

EDP HC ENERGÍA

TOTAL CONTADORES

DOMÉSTICOS

0,654 millones

2013 2014 2015 2016

(previsión)

2017

(previsión)

2018

(previsión)

ACUMULADO DE

CONTADORES

INSTALADOS

(MILLONES)

0,23 0,30 0,37 0,5 0,57 0,654

ESTIMACIÓN DEL

PORCENTAJE DE

CONTADORES

INTALADOS (%)

34,73 46,17 57,31 76,45 87,16 100

PORCENTAJE

ESTABLECIDO EN LA

LEGISLACIÓN

ESPAÑOLA (%)

- 35 - 70 - 100


español para EDP HC Energía (fuente: EDP HC Energía)

Figura 3-7. Evolución de la instalación de contadores inteligentes 2013-2018 de EDP HC Energía (fuente: elaboración

propia)

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

jun-13 ene-14 jul-14 feb-15 sep-15 mar-16 oct-16 abr-17 nov-17 may-18 dic-18

Mill

on

es d

e co

nta

do

res

inst

alad

os

Previsión de contadores instalados por EDP hasta diciembre de 2018 (millones)

63


Viesgo distribución eléctrica, S.L.

Esta distribuidora que cuenta con 660.000 clientes en España, ha sido la que más rápido llevó a cabo el plan de

sustitución de contadores, habiendo reemplazado a fecha de enero 2015, el 97 % del total. Se espera que para la

fecha límite de diciembre de 2018, esté sustituido el parque completo de medidores.

Previsión conjunta en España de las cinco grandes distribuidoras para la instalación de contadores inteligentes

TOTAL DE LAS CINCO GRANDES DISTRIBUIDORAS

TOTAL CONTADORES

DOMÉSTICOS

27,02 millones

2013 2014 2015 2016

(previsión)

2017

(previsión)

2018

(previsión)

ACUMULADO DE

CONTADORES

INSTALADOS

(MILLONES)

7,36 11,11 16,36 21,45 25,15 26,79

ESTIMACIÓN DEL

PORCENTAJE DE

CONTADORES

INTALADOS (%)

27,24 41,12 60,53 79,37 93,06 99,15

Tabla 3-6. Resumen del estado de la sustitución de contadores para el conjunto de las cinco grandes distribuidoras

eléctricas en el mercado español (fuente: elaboración propia en base a datos de cada distribuidora concreta)

Figura 3-8. Evolución de la instalación de contadores inteligentes 2013-2018 del conjunto de las cinco grandes

distribuidoras en España (fuente: elaboración propia)

En la Figura 3-8 se observa el estado actual de instalación de contadores del conjunto de las cinco grandes

distribuidoras eléctricas estudiadas individualmente previamente. Se espera una mayor tasa de instalación de

0

5

10

15

20

25

30

jun-13 ene-14 jul-14 feb-15 sep-15 mar-16 oct-16 abr-17 nov-17 may-18 dic-18

Mill

on

es d

e co

nta

do

res

inst

alad

os

Previsión de contadores instalados por los grandes distribuidoras en España hasta diciembre de 2018 (millones)


64

64

contadores principalmente entre 2016 y 2017 para cumplir el objetivo establecido para diciembre de 2018. Como

comentario final, se debe destacar que este estudio está realizado en base a las cinco grandes distribuidoras

españolas, sin incluir a las cerca de 300 pequeñas empresas de distribución. Sin embargo, las grandes empresas

de distribución mencionadas previamente suponen cerca de un 98% del total de clientes en España, por lo que

este porcentaje es bastante significativo como para que el estudio realizado represente de forma certera el estado

actual y las previsiones de instalación en los próximos años.

3.4. Efectos de la instalación de contadores inteligentes para el consumidor doméstico

Requisitos y proceso de instalación

Los consumidores domésticos que vayan a instalar un medidor inteligente deberán solicitarlo a la distribuidora

que opere en su zona. Las razones para solicitar la instalación de un contador inteligente son las siguientes:

Consumidores que se encuentren suscritos a una tarifa con discriminación horaria

Viviendas que superen una potencia contratada de 15 kW

Plan de actualización de contadores descrito en 3.2.2

En cualquiera de los casos anteriores, será la distribuidora la encargada de llevar a cabo el proceso de instalación

de medidores digitales. También se debe decidir la propiedad del contador, existiendo dos opciones:

Contador propiedad de la distribuidora: el cliente alquila el contador a la distribuidora debiendo

realizar un pago mensual por el servicio. En caso de avería o cualquier otro problema, la empresa

distribuidora asume el coste

Contador propiedad del cliente: en este caso el usuario adquiere el medidor, sin embargo, en caso de

avería o cualquier otro problema, este último asumiría los costes.

Ventajas e inconvenientes para el usuario

El uso de estos aparatos presenta una serie de ventajas e inconvenientes para el usuario. Las principales ventajas

son las siguientes:

Mejor seguimiento del consumo eléctrico en tiempo real

Las lecturas proporcionadas por el contador serán reales, por lo que se poseerá una mayor cantidad de

información, lo que le permitirá al usuario ahorrar en la factura eléctrica usando distintos métodos, por

ejemplo, comprobar que se está realizando efectivamente un mayor consumo en horas valle y reducirlo

en horas pico.

Si se desea realizar una disminución o un aumento en la potencia contratada, podrá realizarse de

forma remota y no hará falta recurrir a un técnico.

Mayor facilidad para la detección y solución de problemas de forma remota.

Mientras que los principales inconvenientes son:

En general, algunos consumidores pueden salir perjudicados en su factura si consumen a horas más

caras, respecto al pago que se les imputaría si se compara con el consumo de los perfiles de consumo

publicados en el BOE.

Los medidores digitales son menos robustos que los analógicos, requiriendo mayor mantenimiento y

serán reemplazados con mayor frecuencia.

El pago del alquiler del contador digital es en torno a un 67 % más caro que el de uno tradicional.

En el apartado 2.1.5.2.4 se mostraba claramente esta diferencia de costes.

65


Tecnologías de almacenamiento eléctrico y sus aplicaciones para la red eléctrica y el consumidor

66

66

4 TECNOLOGÍAS DE ALMACENAMIENTO

ELÉCTRICO Y SUS APLICACIONES PARA LA

RED ELÉCTRICA Y EL CONSUMIDOR

na vez se ha descrito de forma detallada el sistema eléctrico de tarifas en España, se ha planteado la

problemática que supone la existencia de picos de demanda eléctrica en el consumo diario y se ha

comprobado lo fundamental como herramienta que resulta el contador digital para medir y ejecutar

un ahorro significativo, a continuación se estudiará en profundidad en qué consisten los sistemas de

almacenamiento de energía, que tecnologías existen y cuáles son las más viables a nivel doméstico para la

función de suavizado de picos de potencia. Para conseguir este objetivo se compararán los distintos tipos de

tecnologías con sus ventajas e inconvenientes, seleccionándose así la opción más óptima. De la misma forma,

se estudiarán también el resto de aplicaciones del almacenamiento energético en la red eléctrica.

4.1. Descripción y breve introducción histórica

¿Qué es el almacenamiento de energía?

Es sabido que la demanda eléctrica española no es ni mucho menos constante, está en todo momento

cambiando y fluctuando según las necesidades de los consumidores en cada instante. En la Figura 4-1 se

observa la estimación hecha por red eléctrica española realizada el día anterior sobre la energía que se consumirá

(en color verde), la energía programada por el total de las centrales que estará funcionando para esa hora (en

rojo) y la realmente consumida (en amarillo)

Figura 4-1. Demanda horaria de energía eléctrica en España prevista y real para el día 29/09/2016 (fuente: red

eléctrica española)

U

67


Esta labor de predicción ha de realizarse diariamente ya que, de forma tradicional, la energía se produce en el

mismo instante en el que se consume. Actualmente no existe ninguna forma de almacenar la energía eléctrica

de forma directa, sin embargo, existen alternativas que permiten suplir esta carencia acumulando la energía de

una manera indirecta, ya sea en forma electromecánica, en forma de baterías (almacenamiento químico), o

mediante bombeo (energía potencia gravitatoria) entre otras que se irán describiendo a lo largo de este

capítulo.

El almacenamiento energético podría entonces definirse como un intermediario entre cargas variables de

energía y fuentes variables de energía, ya que como se ha comentado antes, si no existiera ninguna forma de

almacenamiento directa o indirecta, la energía generada debería igualar en todo momento al consumo. Se podría

decir entonces que la acumulación energética funciona trasvasando un determinado volumen energético a través

del tiempo.

Existen trabas por supuesto, dado que el transformar un tipo de energía en otro conlleva una inevitable cantidad

de pérdidas energéticas variables en función de la tecnología utilizada, sin embargo, se antojan como una

herramienta fundamental para dotar de flexibilidad al sistema eléctrico y en lo que más atañe a este texto, como

un mecanismo que utilizado apropiadamente, permite al consumidor mediante diversos elementos y sistemas,

obtener un ahorro eléctrico y económico en su factura eléctrica haciendo uso de la idea principal del trasvase

energético a través del tiempo.

Introducción histórica

El almacenamiento de energía eléctrica no es una tecnología novedosa desarrollada en los últimos años, ya en

la década de 1780, Luigi Galvani demostró la “electricidad animal”, llegando a la conclusión de que la

electricidad que hacía convulsionar los músculos de los cadáveres de animales reaccionando frente a una carga

exterior, era generada en el interior de los organismos aún vivos, manteniendo almacenada de esta forman una

cantidad de energía una vez muertos siendo así capaz de conducir impulsos y reaccionar a los estímulos

exteriores.

En 1799, un colega de Galvani en la universidad de Pavía llamado Alessandro Volta, continuando la línea de

investigación del anterior, demostró que no eran necesarios organismos vivos para esta “electricidad animal”,

con dos trozos de metal y un trapo húmedo creó la primera pila de la historia. En 1836 con un diseño mejorado,

un químico británico llamado John Frederich Daniell desarrolló la pila Daniell, cuya principal diferencia

respecto a la pila de Volta, era el uso de un segundo electrolito para consumir las burbujas de hidrógeno formadas

por el primero, de esta forma se conseguía una corriente producida mayor y mayor fiabilidad. Uno de los

mayores méritos de esta pila fue su uso a partir de 1836 en las redes de telégrafos durante casi 30 años.

En 1880, se empleó la tecnología de baterías de plomo ácido, que como se verá a lo largo de este capítulo, es

una de las tecnologías de almacenamiento más maduras y con mayor trayectoria, como solución inicial para

suplir la demanda eléctrica en períodos nocturnos durante altos picos de consumo, además de para absorber el

exceso de electricidad de generadores durante valles de demanda para ser vendida posteriormente. La tecnología

de bombeo consistente en elevar un fluido a una altura superior en períodos de exceso de energía, para más tarde

lanzarlo a una altura inferior y así mover una turbina hidráulica, es otra herramienta para producir energía en

periodos de carencia. Esta tecnología comienza a cobrar gran importancia en el siglo XIX siendo el primer gran

sistema de almacenamiento de este tipo. Esta central de bombeo constaba de 31 MW de potencia y se puso en

funcionamiento en 1929 en Conneticut, Estados Unidos.

En 2011 el 2.2 % de la electricidad ya se almacenaba mundialmente, principalmente en sistemas de bombeo.

4.2. Almacenamiento electroquímico

Fundamentos físicos del almacenamiento electroquímico y parámetros básicos

Como ya se introdujo en el apartado 4.1, las baterías electroquímicas basan su principio físico en reacciones

químicas de oxidación y reducción producidas en el interior de las celdas. El cátodo, que es el polo positivo,

queda separado del ánodo, polo negativo, mediante la existencia de un separador poroso, los iones fluyen entre


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las dos cargas positiva y negativa a través de un electrolito. La reacción química en la celda produce una tensión

y una intensidad determinadas, oscilando la tensión máxima producida (a circuito abierto) por cada celda entre

1 y 4 Voltios de tensión dependiendo del tipo de la misma.

Dado que la batería se basa en reacciones químicas, las condiciones en las que se utilizan afectan a su

rendimiento, coste y ciclo de vida. La capacidad de una batería es un parámetro muy importante para la misma

y se entiende físicamente como el establecimiento de una potencia determinada, durante un período de tiempo

específico. Se mide por tanto en unidades de energía, típicamente en kWh o MWh. Otro parámetro fundamental

es la potencia de la batería, siendo ésta la máxima potencia posible que puede proporcionar la instalación,

denotándose esta unidad en kW o MW. Estos dos parámetros son las que determinan en mayor medida el tamaño

de una batería dada y también su precio.

Otros parámetros muy importantes para el estudio de los distintos tipos de baterías se muestran a continuación:

Ciclabilidad y vida útil de la batería: estos parámetros hacen referencia al número de ciclos de carga

y descarga que la batería puede realizar antes de que disminuya considerablemente su rendimiento, y al

número de años de vida de la batería respectivamente, quedando definido a una determinada

temperatura de operación de la batería y profundidad de descarga. Esta disminución de rendimiento

mínima para saber que la batería está cerca del final de su vida útil depende de la aplicación y el tamaño

de la instalación. Sin embargo, puede determinarse que una batería que solo proporcione entre el 60 y

el 80 % de su capacidad total está cerca del final de su ciclo de vida.

Profundidad de descarga: este parámetro está relacionado con la fracción de la capacidad total de la

batería que está siendo realmente utilizada y se expresa como un porcentaje. Cuanto mayor sea la

descarga, más corta será la vida útil de la batería. Este fenómeno se produce en muchas tecnologías de

almacenamiento electroquímico a causa de la degradación de las celdas. Un ejemplo de esto sería una

batería que se descargue al 20 % de su capacidad total, esto representaría un 80 % de capacidad restante

que permanecería intacta.

Temperatura ambiente: este elemento puede tener una influencia importante en el rendimiento de la

batería, ya que altas temperaturas pueden provocar que se pierda capacidad de almacenamiento de

forma más rápida. Además de esto se puede llegar a producir corrosión y creación de gases. Sin

embargo, en ambientes fríos también hay complicaciones como la congelación del electrolito y la

detención de las reacciones químicas. Por lo que algunas de las tecnologías requerirán un sistema de

control integrado.

En la Figura 4-2 se muestra una curva que grafica el número de ciclos de la batería frente a la profundidad de

descarga de la misma para distintas temperaturas de operación.

Figura 4-2. Profundidad de descarga frente a número de ciclos de la batería (fuente: International Reneweable Energy

Agency)

Además de los parámetros anteriormente mencionados, son ampliamente empleadas la potencia específica y la

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capacidad específica, siendo las mismas variables descritas, pero por unidad de masa, siendo así factores

definitorios de cada tipo de celda electroquímica.

Descripción de las diferentes tecnologías de almacenamiento electroquímico

La industria está constantemente investigando sobre el uso de nuevas químicas de baterías. Esta química

determina para cada tecnología, una ciclabilidad, rango de temperatura de operación, eficiencia o tensión de la

celda entre otros elementos. Los principales tipos de baterías electroquímicas se describen a continuación.

4.2.2.1 Baterías de plomo ácido

Las baterías de plomo ácido son las que mayor madurez tecnológica poseen, habiendo sido ya utilizadas en el

siglo XIX, existen multitud de variantes en la actualidad. Este tipo de baterías destacan por su bajo coste,

alto grado de desarrollo y baja necesidad de mantenimiento, encontrando un amplio campo de aplicación

en las tecnologías de generación renovable, especialmente fotovoltaica. Sin embargo, sufren generalmente

de sulfatación como mecanismo principal de degradación. Esto provoca una disminución en la capacidad y en

la vida útil de la batería, siendo estos dos parámetros de los más

bajos en comparación con otras alternativas de almacenamiento

electroquímico.

Las principales variantes de esta tecnología son las conocidas

como VRLA (valve regulated lead acid) y las inundadas o

flooded. Las segundas son más baratas pero requieren un mayor

grado de mantenimiento (al menos una vez al mes) para rellenar

la batería con agua destilada en caso de que el nivel de esta haya

disminuido por debajo de un valor mínimo, además necesitan

ser operadas en lugares ventilados por la producción de gases

inflamables. En cuanto a las baterías que hagan uso de la

tecnología VRLA no depende solo de las especificaciones

técnicas, si no que se debe tener en cuenta aspectos

institucionales como posibles subvenciones o requisitos de

reciclaje.

El problema del rango de temperaturas en el que este tipo de

baterías pueden operar es uno de los mayores retos a resolver en

esta tecnología, esto unido a las variaciones de temperatura de unos grados entre distintas celdas, puede afectar

de gran manera al conjunto, produciendo la degradación y el envejecimiento prematuro del mismo.

Muchas variantes de esta tecnología aún sufren de baja profundidad de descarga (menores del 20 %) y baja

ciclabilidad (menor de 500 ciclos) y una vida útil de entre 3 y 4 años. Con una capacidad específica de en torno

a 50 Wh/Kg. Versiones más modernas de esta tecnología pueden alcanzar 2800 ciclos con una profundidad de

descarga del 50 % y una vida útil que puede llegar a 17 años.

Entre sus principales aplicaciones destacan el ya mencionado uso en el campo de la tecnología renovable, la

automoción y diversas aplicaciones industriales.

4.2.2.2 Baterías alcalinas

Dentro de esta tecnología existen variantes, tales como las de níquel cadmio. Las baterías alcalinas poseen en

general una mayor cantidad de energía específica y un rango de temperaturas más amplio que las de plomo

ácido. Sin embargo, también tienen un precio mayor y su ciclabilidad es baja.

Uno de las variantes más conocidas de esta tecnología, las ya mencionadas de níquel-cadmio, poseen una

velocidad de carga muy elevada pero también sufren de un efecto negativo relacionado con la “memoria” de la

batería, dificultando la operación de la celda y reduciendo su vida útil.

Las aplicaciones más importantes de estas baterías están relacionadas con sistemas de arranque de maquinaria o

instrumentación y control.

Figura 4-3. Ejemplo de batería de plomo ácido del

fabricante VARTA (fuente: varta.com)


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Figura 4-4. Ejemplo de batería de Ni-Cd (fuente: sbsbattery.com)

4.2.2.3 Baterías de sales fundidas

Las baterías de sulfuro de sodio (NaS) y las de sodio metal haluro (Na/NiCl2) son las alternativas actualmente

existentes de esta tecnología, utilizando ambas, una variedad de sales fundidas como electrolito de la reacción

química, por lo que las temperaturas de operación serán

elevadas (entre 270 y 350 ºC), siendo utilizadas para

largos periodos de descarga, normalmente unas 6 horas,

aunque puede ser algo mayor si poseen suficiente

capacidad. Poseen una buena ciclabilidad, energía

específica y eficiencia, aunque su coste es elevado, así

como los períodos de precalentamiento necesarios a las

temperaturas de operación anteriormente mencionadas.

Otra de sus principales características es que el

fenómeno de autodescarga es prácticamente

inapreciable, por lo que su eficiencia de carga es

prácticamente la unidad. Aportando datos más

concretos, la densidad energética está en torno a los 60

Wh/Kg y la ciclabilidad está en el rango de 1.500-3.000

ciclos.

Es una tecnología actualmente en desarrollo,

centrándose algunas de las líneas de investigación

actualmente en la reducción de la energía necesaria para la gestión térmica y el precalentamiento de la batería.

Sus posibles aplicaciones van desde la integración de renovables a la movilidad eléctrica.

4.2.2.4 Baterías de ion-litio

Este tipo de baterías posee una de las tecnologías más esperanzadoras y con mayor perspectiva de futuro dentro

del campo del almacenamiento electroquímico, poseyendo elevados valores de energía específica (entre 80 y

200 Wh/Kg), alta ciclabilidad (pudiendo alcanzar los 5.000 ciclos), bajos valores de autodescarga y alta

eficiencia (entre un 80 % y un 90 %).

Figura 4-5. Esquema general de una batería de sales

fundida (fuente: betterworldsolutions.eu)

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A pesar de lo anterior, es una tecnología aún en

desarrollo con costes elevados, problemas de

seguridad (la densidad energética de las celdas,

unido a la inflamabilidad del litio y la presencia

de oxígeno pueden provocar sobrecalentamientos

e incendios), causando multitud de problemas

como sobrecalentamiento, sobrecarga o

sobredescarga. Se deben considerar por tanto

sistemas de evacuación de calor y otros

elementos de diseño que limiten la profundidad

de descarga por ejemplo, entre otros elementos.

Son diversos los materiales para ánodos y

cátodos, que combinándolos dan lugar a una

amplia variedad de baterías englobadas en esta

tecnología.

Estas baterías encuentran su mayor uso en

aplicaciones que realicen ciclos cortos de

descarga (menos de 4 horas). Su alta densidad

energética y potencia específica, las hace ideales además para regulación de frecuencia.

4.2.2.5 Baterías de flujo

A diferencia de las anteriores, la principal peculiaridad de las baterías de flujo es que el electrolito se encuentra

separado de la celda electroquímica, situándose en dos tanques, uno para el ánodo y otro para el cátodo,

quedando la capacidad determinada por el tamaño de estos tanques, mientras que la potencia es función del

número de celdas colocadas en fila. Las

principales variantes de esta familia son las

baterías de vanadio y las de zinc-bromo,

aunque existen otras propuestas en

desarrollo.

Este tipo de baterías es prácticamente

inmune a la autodescarga, pudiendo ser

descargadas totalmente sin que se acelere la

degradación de la misma. Su ciclabilidad es

una de las principales ventajas de la batería

de flujo, superando los 12.000 ciclos con

una profundidad de descarga del 100 % y

un rango de temperatura de entre 10 y 35

ºC, con tiempos de carga y descarga de

entre 2 y 10 horas. Estas baterías sin

embargo tienen como grandes limitaciones

su baja energía específica (en torno a 11

Wh/Kg, lo que dificulta gravemente su

aplicación para tamaños pequeños), un alto

coste y un bajo grado de madurez.

4.2.2.6 Baterías de hidrógeno

El hidrógeno se puede producir y almacenar de distintas maneras, además de la existencia de procesos de

conversión a electricidad. Las fuentes van desde el gas natural al carbón, los procesos de obtención de H2 gas

desde el reformado de metano a la gasificación pasando por la oxidación parcial.

Por otro lado, para el almacenamiento, desde la acumulación en tanques en estado líquido a gaseoductos son las

opciones utilizadas y en cuanto a la conversión a electricidad, existen distintos tipos de celdas de combustible,

algunas mejores que otras según el tipo de aplicación. Estas celdas de combustible se consideran importantes

para el desarrollo del vehículo eléctrico. Sin embargo, esta tecnología aún posee un grado de madurez baja y se

Figura 4-6. Ejemplo de batería de ion-litio para uso doméstico de

5kWh de capacidad (fuente: justrealpower.com)

Figura 4-7. Ejemplo de instalación de baterías de flujo (fuente:

greentechmedia.com)


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encuentra en una fase de desarrollo prematura.

Comparación de tecnologías electroquímicas

Una vez se han descrito las principales tecnologías de almacenamiento electroquímico en la Tabla 4-1 se muestra

un resumen de las características más importantes de las familias de tecnologías electroquímicas que resultan

viables actualmente.

Plomo ácido Alcalinas (NiCd) Sales fundidas Ion-litio

Energía

específica

(Wh/Kg)

50 140 90 200

Ciclabilidad 2.800 800 3.000 5.000

Eficiencia

energética (%) 80 80 70 90

Autodescarga

(%) 4 10 0 4

Madurez Alta Media Media-baja Media

Rango de

temperatura

de operación

[15,35]ºC [-40,50]ºC [270,350]ºC [-20,55]ºC

Tabla 4-1. Tabla de características técnicas de las principales familias de tecnologías de almacenamiento electroquímicas

(fuente: elaboración propia)

4.3. Otras tecnologías de almacenamiento eléctrico

En este apartado se realizará un análisis de las alternativas existentes al almacenamiento electroquímico

estudiándose aspectos técnicos, económicos y grado de madurez.

Almacenamiento por bombeo hidroeléctrico (PHS)

La tecnología de bombeo hidroeléctrico o pumped hydro storage para almacenamiento, tiene como principales

ventajas su grado de madurez, capacidad para grandes potencias y volúmenes de energía (se pueden alcanzar

hasta 4.000 MW y operar con una eficiencia entre el 76 % y el 85 % actualmente con un ciclo de vida de entre

50 y 60 años), además de poseer una rápida respuesta, teniendo un amplio uso en la casación de la demanda en

el mercado eléctrico. Su grado de madurez es también elevado, ya que se llevan desarrollando sistemas de este

tipo a gran escala desde la primera mitad del siglo XIX.

Respecto a las principales desventajas, destacan la necesidad de proyectos muy grandes involucrando enormes

obras de ingeniería, la necesidad de planear redes de transporte a los embalses, normalmente situados en sitios

aislados, o la escasez de este tipo de localizaciones. En cuanto a los aspectos económicos de este tipo de

tecnología, en la Figura 4-8 se muestran los costes para las plantas producidas, planeadas y en producción para

el año 2010.

Se comprueba con los datos mencionados en este apartado, que esta tecnología está enfocada a grandes potencias

y grandes obras civiles, no siendo rentable económicamente a niveles domésticos.

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Almacenamiento basado en aire comprimido (CAES)

El almacenamiento basado en aire comprimido parte de la premisa de tomar energía durante períodos valle

donde su precio es menor, para comprimir aire y almacenarlo, ya sea en cavernas naturales subterráneas, o en

tuberías o depósitos en la superficie. En períodos pico, el aire comprimido se calentará y por tanto se expandirá,

dirigiéndose hacia una turbina convencional para la generación eléctrica. Los sistemas subterráneos suelen ser

de mayor capacidad, pudiendo alcanzarse 400 MW, frente al rango de 3-50 MW alcanzables actualmente en la

superficie. A pesar de esto, los primeros para alcanzar estas capacidades, requiere encontrar entornos geológicos

adecuados para mantener la integridad del sistema.

A pesar de que la madurez tecnológica de los componentes usados en esta tecnología es alta, existen pocas

plantas en funcionamiento de aire comprimido, siendo una de las más importantes, la situada en Alemania de

290 MW de capacidad. Sin embargo, la dificultad de encontrar entornos naturales adecuados para el

almacenamiento de aire comprimido ha impedido la mayor expansión de esta tecnología. Obviamente su uso a

nivel doméstico está muy lejos de ser viable por las razones anteriormente expuestas.

Figura 4-9. Planta de aire comprimido en Huntorf, Alemania. 290 MW de potencia. (fuente: interimpulse.blogspot.com)

Almacenamiento por volantes de inercia

Los volantes de inercia utilizan la energía cinética como medio de acumulación. Este sistema de acumulación

se basa en un servomotor que lleva acoplado mecánicamente un disco de inercia que gira. El estator del motor

Figura 4-8. Costes para las distintas centrales de bombeo producidas, planeadas o en producción en

todo el mundo en el año 2010 (fuente: DOE/EPRI)


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se conecta a un sistema de control que regula la velocidad de giro del disco y permite absorber o inyectar potencia

de la red para variar esta velocidad de giro. El rango de potencias va desde unos pocos cientos de kilovatios

hasta el orden de megavatios según la velocidad de giro de este disco, sin embargo, su capacidad de

almacenamiento es reducida, dado que solo proporcionan su potencia nominal durante un intervalo de tiempo

muy corto (del orden de algunos segundos). Por otro lado, destaca su alto número de ciclos, gran rendimiento

(en torno al 90 %) o el corto tiempo de respuesta (del orden de milisegundos). Es una tecnología en desarrollo

ya que la energía que se puede almacenar es muy baja debido a limitaciones prácticas. Actualmente existen

investigaciones en curso para superar esta limitación.

Almacenamiento electromagnético

4.3.4.1 Supercondensadores

A pesar de que al igual que las baterías, poseen una estructura en forma de celda electroquímica, en los

Supercondensadores no se produce una reacción química, en lugar de esto, el mecanismo de almacenamiento

viene dado por el uso de campos electroestáticos en la celda. Los principales tipos de electrolitos proporcionan

entre 1 y 2,5 V de tensión de la celda y actualmente celdas en el mercado pueden superar 0,3 Wh. Las principales

características de esta tecnología son su alta ciclabilidad, alta potencia específica y muy buena modularidad. De

todas formas, es aún una tecnología de tipo experimental siendo una de sus principales aplicaciones actualmente

la industria ferroviaria.

Almacenamiento termoeléctrico

El almacenamiento de energía térmica tiene multitud de aplicaciones, no solo para la acumulación indirecta de

energía eléctrica, sino también como medio para producir agua caliente en viviendas o para procesos industriales

y también para aplicaciones de climatización. En cuanto a lo que concierne a este texto, se tratarán sistemas

termoeléctricos, es decir aquellos que mediante energía térmica almacenada, se puede producir electricidad. En

centrales termosolares, el uso de almacenamiento en sales fundidas es un buen ejemplo de almacenamiento

termoeléctrico. Se trata de un sistema de intercambio de energía entre un flujo de sales con alto calor específico

y vapor de agua en muchos casos (aceite térmico en otros), que acumulan la energía térmica producida durante

el día por los captadores solares, de forma que durante la noche se pueda seguir dando este intercambio pero de

forma inversa calentando el vapor de agua (o aceite térmico) para seguir produciendo energía al introducirlo en

la turbina convencional. Actualmente existen ya centrales de este tipo funcionando con diferentes

configuraciones (receptor central, captadores cilindroparabólicos). A fecha de 2014, existían en el mundo 4.400

MW de potencia instalada de centrales termosolares. Los sistemas de almacenamiento de sales anteriormente

explicados, son capaces de proporcionar la potencia nominal durante un período de entre 6 y 8 horas. Todos los

sistemas instalados en el mundo de este tipo son de grandes potencias, por la alta necesidad de concentración de

energía para obtener temperaturas elevadas, y así introducir el vapor en la turbina, siendo las potencias nominales

del orden de varios o cientos de megavatios de potencia.

4.4. Aplicaciones del almacenamiento eléctrico

La reestructuración del sistema eléctrico en los últimos años y los grandes avances producidos en el campo del

almacenamiento energético, promueven la creación de oportunidades de proveer servicios únicos a la red y al

usuario.

Hasta mediados de 1980, el almacenamiento energético a gran escala consistía casi únicamente en centrales de

bombeo hidráulico, con la construcción de plantas de 22 GW de potencia instalada en total en algo menos de 60

años solo en Estados Unidos. A partir de este momento, se estanca el crecimiento de este tipo de tecnología a

causa de la oposición causada por el impacto ambiental que provocan las centrales de bombeo y por los cambios

en las necesidades operacionales de la red promovidas por la desregulación del sector eléctrico. A partir de

entonces comienza a surgir el interés de desarrollar baterías y otros sistemas de almacenamiento que apoyen y

proporcionen servicios a la red eléctrica, sin embargo, aún no era podía competir con las grandes potencias que

proporcionaba el almacenamiento por bombeo hidroeléctrico.

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Durante los años 90, dos informes redactados por SNL (Sandia National Laboratories), organismo perteneciente

al departamento de energía estadounidense, describían 13 servicios que las nuevas tecnologías de

almacenamiento podían aportar a la red. Estos 13 servicios fueron extendidos a 18 ya en el siglo XXI con

posteriores informes por terceros, estimando además cuales serían los beneficios relativos a estos servicios. En

la Tabla 4-2 se resumen los servicios que serán descritos en las secciones posteriores.

SERVICIOS PARA EL CONSUMO

ENERGÉTICO EN LA RED

Traslado de la demanda energética en el tiempo

Suministro de potencia eléctrica

SERVICIOS AUXILIARES

Regulación

Reserva suplementaria, rodante y no rodante

Control de tensiones

Arranque en frío

Rampa de entrada para renovables

Control de frecuencia

SERVICIOS DE APOYO A LA

INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE

Aplazamiento en la mejora de la estructura de

transporte

Apoyo a la saturación de la red de transporte

Apoyo en la estabilidad de la red

Aumento de la capacidad de la línea

SERVICIOS DE APOYO A LA

INFRAESTRUCTURA DE DISTRIBUCIÓN

Aplazamiento en la mejora de la estructura de

distribución

Control de tensiones

SERVICIOS DE GESTIÓN DE LA DEMANDA

ENERGÉTICA DEL CONSUMIDOR FINAL

Calidad de suministro

Apoyo durante períodos de corte de suministro

Traslado de demanda energética de períodos pico a

valle

Reducción de la potencia en períodos pico

Tabla 4-2. Aplicaciones del almacenamiento eléctrico en la red (fuente: Elaboración propia)

Servicios para el consumo energético en la red

4.4.1.1 Traslado de la demanda energética en el tiempo

Esta aplicación consiste en la adquisición de energía en horas valle para almacenarla en las baterías, de forma

que se pueda utilizar esta energía en horas pico o venderla. Es el mismo proceso que ya se ha expuesto en este

texto para ahorrar costes para el consumidor, pero aplicado a gran escala por grandes productores de energía. El

rango de capacidad necesaria de almacenamiento para esta aplicación puede oscilar desde 1 hasta 500 MW


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dependiendo del tamaño de las centrales, con un mínimo número de ciclos al año de 250. Los costes operativos

y la eficiencia del sistema son realmente importantes ya que en muchos casos se busca obtener un margen de

beneficio con la diferencia de precios entre las horas del día.

4.4.1.2 Suministro de potencia eléctrica

En algunas situaciones, es factible utilizar el almacenamiento eléctrico para asumir los picos de potencia del

sistema eléctrico y así reducir la necesidad inmediata de adquirir más potencia en el mercado eléctrico. La

caracterización de la operación (horas anuales, duración, frecuencia) es complicada de medir a priori, pero se

estima un número de ciclos aproximado entre 5 y 100 al año. En la Figura 4-10 se muestran los picos de potencia

para una semana completa en la parte superior de la figura. En la parte inferior, se muestra el proceso de carga

y descarga de la batería para suplir esos picos.

Cabe destacar que el suavizado de picos no ocurre todos los días, debiendo establecerse un límite de potencia

para que entre en acción el sistema de almacenamiento. De nuevo esta aplicación es respecto a suavizado de

picos de potencia a gran escala.

Figura 4-10. Proceso de suavizado de picos de potencia en el sistema eléctrico (fuente: DOE/EPRI)

Servicios auxiliares

4.4.2.1 Regulación

Este es uno de los servicios auxiliares que más se benefician del almacenamiento eléctrico. El principal objetivo

de la regulación es mantener constante la frecuencia de la red y evitar la existencia de fluctuaciones. De esta

forma, con esta aplicación se busca eliminar las perturbaciones en la generación y en la demanda, eliminando la

diferencia entre ambas. En la Figura 4-11 se observa claramente este fenómeno, la línea amarilla, que muestra

la demanda energética de la red sin regulación, muestra multitud de perturbaciones, mientras que la línea gris,

que hace referencia al sistema con regulación, ya no presenta este problema. La rápida capacidad de respuesta

de la mayoría de sistemas de almacenamiento aporta un gran valor a esta aplicación siendo necesario que

respondan a las señales de error de control de área (ACE) y de control de generación automático (AGC). El

mínimo número de ciclos al año puede ser de hasta 10.000.

4.4.2.2 Reserva suplementaria, rodante y no rodante

La operación de la red eléctrica requiere una cierta cantidad de potencia en reserva para casos en los que se

pierda parte del suministro normal de manera inesperada.

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Figura 4-11. Demanda eléctrica con y sin regulación (fuente: DOE/EPRI)

Generalmente las unidades de reserva tienen como mínimo un tamaño igual a la mayor unidad individual

generadora del sistema. A continuación, se hará una distinción entre tres tipos de reserva:

Reserva rodante: capacidad de generación en reserva que no está produciendo, pero está preparada y

conectada para producir en menos de 10 minutos desde su activación, manteniendo la frecuencia del

sistema, compensando así el déficit energético en ese momento. Esta reserva es la primera en ser

utilizada cuando hay una situación de escasez energética por cualquier razón (apagones, fallos en

centrales, etc)

Reserva no rodante: capacidad de generación que puede estar desconectada, pero puede entrar a

producir en menos de 10 minutos.

Reserva suplementaria: capacidad de generación que puede entrar a producir en menos de una hora.

El papel de este tipo de centrales es, esencialmente, como el último recurso tras la reserva rodante y la

no rodante. Al contrario que la reserva rodante, la reserva suplementaria no mantiene la frecuencia de

la red eléctrica.

Para esta aplicación, es importante destacar que la reserva en forma de almacenamiento, no puede estar

descargada en ningún momento, debe estar siempre preparada para descargar la energía almacenada, al

contrario que lo que ocurre en generación.

El número de ciclos al año es menor que el de otras aplicaciones, estando en el rango de 50 ciclos al año

con rango de tiempo de descarga en torno a 30 minutos. Las potencias pueden oscilar entre 10 y 100 MW

de potencia del sistema.

4.4.2.3 Control de tensiones

Un requisito importante para los operadores de la red eléctrica es mantener los niveles de tensión en unos

determinados niveles. Esto requiere un control de la reactancia causada por elementos conectados a la red que

generan, transportan o consumen electricidad. Para gestionar esta reactancia al nivel de la red, se necesitarán

elementos que compensen esta reactancia producida, operando así el sistema de transporte de energía de manera

estable. De forma general, se designan ciertas plantas de generación para la producción de potencia reactiva que

compensen la reactancia de la red. Estas plantas de generación podrían ser sustituidas por sistemas de

almacenamiento, que, colocadas estratégicamente en ciertos puntos de la red, cerca de grandes cargas, produzcan

la potencia reactiva necesaria para solucionar este problema.


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En este caso los sistemas de almacenamiento oscilarían entre 1 y 10 MVAR de potencia reactiva. En este caso

no es relevante el número de ciclos de carga y descarga, ya que no se necesita potencia real en este modo de

operación. El tiempo nominal de descarga se asume en unos 30 minutos, tiempo necesario para estabilizar la red

e igualar la potencia generada.

4.4.2.4 Arranque en frío

El almacenamiento energético es capaz de proporcionar una reserva activa de potencia y energía para la red,

siendo capaces de proporcionar los recursos necesarios para el arranque en frío de centrales después de la

ocurrencia de un fallo catastrófico de la red, solo en el caso de que el sistema de almacenamiento esté colocado

en el sitio apropiado y existan vías de transporte claras para transferir esa energía. En la Figura 4-12 se muestra

el proceso del arranque en frío, indicando la potencia necesaria de la batería en cada etapa. Se observa en primer

lugar la energización de la línea de transporte, después el mantenimiento de la potencia durante un cierto período

de tiempo para el arranque y finalmente una rampa de bajada a la vez que la central empieza a producir.

La capacidad necesaria para esta aplicación depende del tamaño de la central y el tiempo de arranque puede ser

entre 15 minutos y 1 hora. El número de ciclos es bajo ya que no es una situación frecuente, por lo que un valor

razonable podría ser 10 ciclos al año.

Figura 4-12. Proceso de arranque en frío (fuente: DOE/EPRI)

4.4.2.5 Rampa de entrada para renovables

El almacenamiento eléctrico tiene una aplicación bastante importante en la rampa de entrada para renovables.

Para el seguimiento de la demanda, las tecnologías convencionales incrementan o disminuyen la potencia de

salida en función de la demanda diaria, realizando así de forma apropiada este seguimiento. De modo que, si se

aumenta la potencia de salida de la central, en consecuencia, se producirán diversas modificaciones como un

incremento en las emisiones o en el coste del combustible.

El almacenamiento energético tiene utilidad en esta aplicación por diversas razones. En primer lugar, la mayoría

de sistemas de almacenamiento funcionan bien a carga parcial sin prácticamente pérdidas de rendimiento. Por

otro lado, su rapidez de respuesta, comparado con la mayoría de tecnologías de generación es bastante buena.

Cabe destacar que se pueden establecer tanto rampas de entrada como de salida, cargando o descargando el

sistema.

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4.4.2.6 Control de frecuencia

Esta utilidad presenta grandes similitudes con la regulación, mencionada en el apartado 4.4.2.1, excepto en el

hecho de que el control de frecuencia reacciona en periodos de tiempo inferiores a un minuto, cuando surge una

súbita pérdida de generación en la red. Tal como se muestra en la Figura 4-13, es necesario el efecto de varias

unidades generadoras para contrarrestar la disminución de frecuencia en el sistema y mantener la estabilidad en

la red.

La primera acción que se ejecuta en los primeros segundos tras surgir el problema, es el control de frecuencia

primario sobre las unidades generadoras para incrementar la potencia de salida, tal como se muestra en la parte

inferior de la Figura 4-13. Tras esto, entra en acción el control de frecuencia secundario que actúa en un

intervalo de entre medio minuto a 10 o 15 minutos. La disminución de frecuencia producida es directamente

proporcional a la inercia del sistema en ese momento, esta inercia queda determinada por la suma de las

inercias de los distintos generadores de diferentes tamaños.

La actuación de sistemas de almacenamiento rápidos en este ámbito, asegura una transición suave desde la

pérdida de generación en el sistema hasta la recuperación de la frecuencia a intervalos normales de operación.

La capacidad del almacenamiento a utilizar depende de la red o la zona en la que se requiere su uso, de manera

general, sistemas de 20 MW de capacidad o mayores, son capaces de proporcionar una efectiva respuesta en

frecuencia por su rapidez de acción, siendo el doble de efectivos que sistemas convencionales de combustible

fósil.

Figura 4-13. Fases del control de la frecuencia de la red eléctrica (fuente: DOE/EPRI)

Servicios de apoyo a la infraestructura de transporte

4.4.3.1 Aplazamiento en la mejora de la estructura de transporte

El aplazamiento en la mejora de la estructura de transporte, implica diferir y en algunos casos, evitar totalmente,

mediante el uso de ciertos elementos de almacenamiento de relativamente pequeño tamaño.


80

80

Considérese un sistema de transporte, cuya capacidad esté cerca de la máxima que pueden transportar las líneas.

En algunos casos, instalar un pequeño sistema de almacenamiento aguas abajo del nodo de transporte

prácticamente sobrecargado, puede retrasar la necesidad de una mejora durante unos años. El aspecto clave a

tener en cuenta es que una pequeña cantidad de almacenamiento energético puede proporcionar el incremento

en capacidad suficiente para que este retraso se pueda efectuar. En la mayoría de los nodos del sistema, los picos

de demanda se dan en pocos días del año, solo durante unas cuantas horas en el día, así que en ciertas ocasiones

realizar una inversión elevada de mejora de la red para solo algunos momentos durante el año no es rentable

económicamente, siendo una mejor opción la ya mencionada del sistema de almacenamiento. El rango de

capacidad de estos elementos para esta aplicación puede oscilar entre 10 y 100 MW con un mínimo de ciclos al

año de entre 10 y 50.

Figura 4-14. Almacenamiento energético para el aplazamiento de mejora del sistema de transporte (fuente: DOE/EPRI)

En la Figura 4-14 se observa este fenómeno, con la utilización de almacenamiento para suministrar la

potencia necesaria cuando se supere un umbral determinado.

4.4.3.2 Apoyo a la saturación de la red de transporte

La congestión de la red de transporte ocurre cuando energía disponible y barata no se puede hacer llegar a

todos los puntos de suministro a causa de que las instalaciones de la red no son adecuadas para trasladar todo

ese volumen energético. Esto ocurre cuando la red no crece en consonancia con los picos de demanda del

sistema, por lo tanto, durante periodos punta de demanda se pueden producir incrementos en el coste de la

electricidad, incluso se pueden llegar a dar incrementos regionales del precio según qué nodos de transporte se

saturen.

Figura 4-15. Respuesta del sistema de almacenamiento a la congestión de la red (fuente: DOE/ EPRI)

81


De nuevo el almacenamiento de energía puede utilizarse para evitar costes asociados a esta saturación de los

nodos. Los elementos de almacenamiento se instalarían en lugares situados aguas abajo de la zona saturada, de

forma que se almacene energía en períodos de tiempo en los cuales no exista este problema y se descargaría en

momentos punta para aliviar la congestión del sistema.

De manera general se puede considerar que solo durante algunas horas en el año, algunas de las cuales pueden

ser consecutivas. El número de ciclos de carga/descarga anuales pueden ser del orden de 50.

4.4.3.3 Otras aplicaciones

Otros usos del almacenamiento de energía respecto a la red de transporte pueden ser un aumento de la estabilidad

de la red y un incremento de la capacidad de carga de las líneas.

Servicios de apoyo a la infraestructura de distribución

4.4.4.1 Aplazamiento de la mejora en la estructura de distribución

Al igual que ocurre en la red de transporte, se pueden utilizar sistemas de almacenamiento para retrasar la

mejora de la red de distribución, pudiendo afectar este retraso a transformadores antiguos de algunas

subestaciones o el reemplazo de cables por otros de mayor sección.

Cuando se reemplaza un transformador por otro nuevo, su tamaño se escoge en función de las previsiones de

crecimiento de la demanda para los próximos 15 o 20 años, por lo que se está desperdiciando gran parte de la

inversión durante una fracción importante de la vida útil del elemento. La mejora del transformador puede

entonces aplazarse usando el sistema de almacenamiento previamente mencionado para suavizar los picos de

demanda, extendiendo la vida del elemento. Como también ocurre en la red de transporte, los períodos punta

de demanda solo ocurren algunos días del año, durante algunas horas. El mínimo número de ciclos al año está

en el orden de 80 para esta aplicación.

4.4.4.2 Control de tensiones

De nuevo, al igual que en la red transporte, se puede aplicar el control de tensiones a la red de distribución.

Esto cobra especial relevancia en líneas radiales extensas, en zonas de la red donde por ejemplo la existencia

de un sistema de residencial de energía fotovoltaica de un cliente puede estar causando fluctuaciones de

tensión inaceptables a clientes vecinos. Estas tensiones se pueden estabilizar con la aportación de un sistema

de almacenamiento.

Servicios de gestión de la demanda energética del consumidor final

4.4.5.1 Calidad de suministro

Esta aplicación implica el uso de almacenamiento energético para proteger a los consumidores aguas abajo frente

a eventos de corta duración que afecten al suministro eléctrico que reciben estos consumidores. Algunos de estos

eventos son: picos de tensión, variación en la frecuencia o bajo factor de potencia. Típicamente el período de

descarga para este tipo de situaciones va desde unos segundos a algunos minutos, con un número mínimo de

ciclos que pueden variar según la zona y el consumidor, pero puede tener como mínimo entre 10 y 200 ciclos

anuales.

4.4.5.2 Apoyo durante períodos de corte de suministro

Un sistema de almacenamiento puede proveer la energía necesaria en momentos en los cuáles se produzca una

pérdida total de suministro eléctrico. Esto requiere que el consumidor se conecte a este sistema durante los

períodos de corte de la red y posteriormente se reconecte a la misma cuando se vuelva a una situación normal.

La capacidad energética en Wh del almacenamiento vendrá dada en función del tiempo de autonomía que se

quiera alcanzar, el cual se puede extender con generadores auxiliares de combustible fósil para períodos


82

82

mayores. Este sistema será propiedad del consumido, siendo responsabilidad del mismo.

4.4.5.3 Traslado de demanda energética de períodos pico a valle

El traslado de demanda tiene como objetivo la reducción de costes respecto a la energía eléctrica consumida. El

proceso básicamente es el siguiente: los clientes cargan el sistema de almacenamiento durante períodos valle del

mercado eléctrico cuando el precio de la energía es bajo, posteriormente descargan y consumen la energía

almacenada durante períodos de mayor coste de la energía en el marco de una tarifa de discriminación horaria.

Esta aplicación es similar a la ya detallada en 4.4.1.1 pero en este caso aplicado al consumidor final, con

cualquiera de las tarifas dirigidas a este tipo de clientes.

Los máximos tiempos de descarga dependerán de la tarifa escogida pero un valor estándar puede estar en torno

a las 5 horas, la capacidad energética en Wh elegida del sistema será función de la energía que el cliente consuma.

4.4.5.4 Reducción de la potencia en períodos pico

El almacenamiento eléctrico puede ser utilizado por los consumidores finales para reducir los costes totales del

servicio eléctrico, a través de la disminución de la potencia en períodos pico. Esto se llevará cabo en ciertas horas

punta que se producirán determinados días del año. También es posible realizar una disminución de picos de

potencia aplicados a los períodos pico de todos los días, esto conllevaría la ejecución de un mayor número de

ciclos de carga y descarga al año, lo que reduciría la vida útil del sistema de almacenamiento y aceleraría su

reemplazo, con el coste que ello conlleva.

Se debe realizar una estimación del coste total de la instalación de almacenamiento, incluyendo el posible

reemplazo y la adquisición y mantenimiento de los componentes asociados, para así comprobar que la

implantación de un sistema de este tipo, compensa el ahorro producido en función de la disminución del término

de potencia asociado. El número de ciclos al año es elevado, con un orden de magnitud de 500 ciclos anuales de

media.

La idea es cargar el sistema durante horas de bajo consumo para que el sistema esté listo para entrar a funcionar

en momentos de máxima demanda de potencia y reducirla, de forma que se pueda reducir la potencia contratada.

Lo anterior se puede observar claramente en la Figura 4-16, en la parte superior de la misma se observa la

demanda de potencia, mientras que en la parte inferior se comprueba la carga en períodos valle y la descarga en

los picos.

Figura 4-16. Suavizado de picos de potencia a lo largo de los días de una semana completa (fuente: DOE/EPRI)

83


4.5. Selección de tecnología de almacenamiento óptima para la aplicación del suavizado de picos de potencia a nivel doméstico

Una vez se han descrito las principales tecnologías de almacenamiento con sus ventajas e inconvenientes y se

han detallado las aplicaciones del almacenamiento eléctrico tanto para la red como para el consumidor, se

seleccionará la tecnología que se adecúa más a este proyecto.

Para comenzar, en primer lugar, cabe destacar que esta tecnología pertenecerá a la familia de las baterías

electroquímicas, principalmente porque las mismas se caracterizan por una alta modularidad y

escalabilidad, siendo necesaria la posibilidad de almacenamiento de relativamente bajas cantidades de

energía, del orden de 0.5-15kW, y con un tamaño relativamente pequeño. Una vez aclarado esto, dentro de

la familia de baterías electroquímicas, analizando cada tipo en profundidad se puede comprobar que las baterías

de plomo ácido, aunque fiables y baratas, fallan en un aspecto clave para el suavizado de picos como es el

número de ciclos que pueden realizar en su vida útil, además de su baja energía específica. Por otro lado, las

baterías alcalinas sufren del mismo problema de ciclabilidad a pesar de su buena energía específica y rango de

temperaturas de funcionamiento. En cuanto a las sales fundidas a pesar de poseer un número de ciclos alto,

requiere trabajar a muy alta temperatura con largos períodos de precalentamiento, además de ser una tecnología

aún lejos de ser madura.

Se puede comprobar que, en aspectos técnicos, las baterías de ion litio presentan propiedades muy

interesantes como su alta ciclabilidad, energía específica y eficiencia energética. Se sigue profundizando en

esta comparación con la tabla 4-3, incluyendo ventajas y desventajas de estas tecnologías. Aquí de nuevo se

vuelve a demostrar las buenas propiedades de esta familia, incluyendo otra característica importante en las

baterías de ion litio: su alta modularidad y escalabilidad en el tamaño de las mismas.

No todo es perfecto en esta tecnología, ya que sigue siendo una tecnología cara actualmente con aun algunos

problemas de seguridad. De todas formas, es una tecnología todavía en desarrollo y se esperan mejoras en este

campo en los próximos años.

En cuanto a los costes, se esperan reducciones en los mismos para esta tecnología en los próximos años. En la

Figura 4-17 se muestra la evolución y las previsiones realizadas por diferentes autores de la literatura de este

campo para los próximos años sobre el coste de las baterías de ion litio.

Figura 4-17. Evolución del coste de las baterías de ion litio y estimación para los próximos años (fuente: Nykvist y

Nilsson, 2015)


84

84

Plomo ácido Alcalinas (NiCd) Sales fundidas Ion-litio

VENTAJAS

Alto grado de

madurez

tecnológica

Bajos costes

Alta fiabilidad y

modularidad

Alto grado de

madurez tecnológica

Alta fiabilidad

Amplio rango de

temperaturas de

funcionamiento

Bajo mantenimiento

Sin autodescarga

Alta ciclabilidad

Alta Modularidad

Alta eficiencia

energética

Alta modularidad

y escalabilidad

Alta energía

específica

Alta ciclabilidad

INCONVENIENTES

Baja energía

específica

Baja ciclabilidad

Alta dependencia

de la temperatura

Costes elevados

Alta autodescarga

Baja ciclabilidad

Largos períodos de

calentamiento

necesarios

Costes elevados

Baja madurez

tecnológica

Costes elevados

Limitaciones de

seguridad

APLICACIONES

Maquinaria

industrial/Autom

oción/energías

renovables

Maquinaria

industrial/energías

renovables/instrume

ntación y control

Almacenamiento a

gran escala/

energías

renovables

Desde

almacenamiento

energético a gran

escala hasta

aplicaciones al

sector residencial

pasando por

vehículos

eléctricos

Tabla 4-3. Ventajas, inconvenientes y aplicaciones de las principales familias de almacenamiento electroquímico (fuente:

elaboración propia)

En este estudio se puede observar que para 2025 es posible que se supere el umbral de rentabilidad para la

comercialización de esta tecnología, establecido en 150 $/kWh (136 €/kWh aproximadamente).

Por todo lo expuesto anteriormente, se seleccionará en este texto como tecnología de almacenamiento para el

sistema de gestión de picos de potencia las baterías de ion litio. Se debe mencionar que en el capítulo 7.4 se

hará una matización sobre esta elección y sus costes actuales, ya que en este texto se tomarán los asociados a las

baterías de plomo ácido actualmente.

85


Estado de la literatura y de la técnica

86

86

5 ESTADO DE LA LITERATURA Y DE LA TÉCNICA

Lo largo de este capítulo se llevará a cabo en primer lugar, una evaluación sobre los últimos

estudios realizados en diferentes ámbitos de la gestión de la demanda eléctrica usando

almacenamiento energético a nivel doméstico, para este fin, se han seleccionado artículos de las

principales revistas científicas y tecnológicas en este ámbito que hayan profundizado en diferentes aspectos de

este tema, pudiéndose comprobar las técnicas más vanguardistas que existen actualmente en cuanto a la

gestión y el suavizado de la demanda eléctrica. Posteriormente, se analizará el mercado en busca de

alternativas ya existentes que realicen la misma función que el sistema de almacenamiento propuesto en este

texto desarrollando una comparativa entre los mismos.

5.1. Estado de la literatura

Descripción de la literatura actual sobre almacenamiento energético en baterías

A priori, la primera opción para aplicar los conceptos de suavizado de demanda sería llevar a cabo un cambio

en los hábitos de consumo eléctrico del usuario final doméstico. Esta modificación del consumo se incentivaría

por la existencia de las distintas tarifas eléctricas, de forma que se reparta el consumo a lo largo de las distintas

horas del día. Yendo un paso más allá, se buscaría la programación de aparatos del hogar para que se conectasen

a una hora determinada. Esto es lo que se conoce como hogar inteligente o Smarthome.

Existen diversos estudios en este ámbito, como el realizado por A. Di Giorgio, L. Pimpinella y F. Liberati (2012)

en el que se modela un problema de control en bucle abierto, utilizando el estado de carga actual de la batería

como condición inicial, cada vez que se activa el controlador del dispositivo por un evento externo como la

introducción de información por el consumidor, el óptimo de control proporcionaría un ahorro energético y

económico al sistema. D. Sethaolo y X. Xia (2015) proponen la minimización del coste energético doméstico a

través de la programación de aparatos para el ahorro de costes, para ello, lleva a cabo la optimización de un

problema no lineal utilizando un sistema de almacenamiento en baterías de plomo ácido, de forma que los

usuarios reprograman el funcionamiento de sus aparatos eléctricos en el marco de una tarifa con discriminación

horaria en Sudáfrica, obteniendo como conclusión que la optimización puede aportar un ahorro económico de

en torno al 28%.

Objetivo similar al anterior es el asumido por C. Kobus, E. Klaasen, R.Mugge, J.Schoormans (2015), elaborando

un estudio en Holanda para distintos clientes durante un año completo gestionando potencia y energía de

electrodomésticos inteligentes como proyecto piloto para un hogar inteligente, llegando a la conclusión de que

el uso de un sistema de gestión energética del hogar en el marco de tarifas con diferentes tramos de precios

podría llegar a ser factible, siempre que las variantes de precio sean compatibles con los estilos de vida de la

población en cuanto a la programación de estos electrodomésticos inteligentes.

A. Hamed y A. León Garcia (2010) proponen también el desarrollo de un algoritmo para la programación de

electrodomésticos, pero esta vez sin almacenamiento, obteniendo conclusiones positivas en cuanto a ahorro. K.

Long y Z. Yang (2013) se centran en el estudio de los hábitos individuales de consumo, estableciendo una

A

87


relación entre la localización del usuario y el consumo de energía y con estas variables, elaboran un algoritmo

de control.

Diversos autores optan por estudiar esta problemática tomando la curva de demanda del usuario como dato

inicial, sin realizar ningún cambio en hábitos de consumo eléctrico. R. Dufo-Lopez (2015) realiza un modelo de

optimización lineal para estimar la viabilidad económica, a través del valor presente neto (VPN), de un sistema

de almacenamiento en baterías y su tamaño óptimo con una tarifa eléctrica a tiempo real, todo lo anterior para

un cliente con un consumo energético dado. Obtiene como conclusión que el tamaño más eficiente de las

baterías con el control óptimo del sistema no resulta rentable en el presente por el alto coste de baterías

actualmente, aunque se espera un descenso en el futuro.

G. Graditi, M.G. Ippolito, E. Telaretti y G. Zizzo (2016) llevan también a cabo un estudio económico de este

tipo, comparando el valor presente neto de las distintas opciones, pero con la particularidad de que la batería se

opera sin tener en cuenta la demanda del usuario gracias a ciertas hipótesis simplificadoras. Está referido a un

edificio de una instalación pública en Italia y llegan a la conclusión de que se pueden obtener beneficios si la

diferencia entre los precios máximos y mínimos eléctricos es suficientemente grande.

E. Telaretti, G. Graditi, M.G. Ippolito y G. Zizzo (2015) adoptan también esta metodología propuesta por G.

Graditi, M.G. Ippolito, E. Telaretti y G. Zizzo (2016) detallando en profundidad la estrategia de operación del

sistema de baterías y maximizando el ahorro. Se hace hincapié en la variación de la curva de potencia demandada

como resultado de la estrategia de carga y descarga propuesta. Este estudio se amplía en E. Telaretti, G. Graditi,

M.G. Ippolito y G. Zizzo (2016), en el que se expone la necesidad de reducir costes de este tipo de sistemas de

almacenamiento, así como políticas de apoyo al desarrollo de esta tecnología para asegurar su viabilidad.

J. Leadbetter y L.Swan (2012) en este contexto, realizan un análisis comparativo de las tecnologías de baterías

previo a una serie de simulaciones para hogares en Canadá, obteniendo una reducción de picos de demanda

energética de entre el 42 y el 49 % en todos los casos estudiados excepto uno. M. Zheng, C.J. Meinreken y K.S.

Lackner (2014) para un estudio de similar categoría alcanzan entre algo menor que 1 % y 48 % de ahorro para

perfiles de demanda generados con un algoritmo propio para EEUU centrándose de nuevo en la necesidad de

reducir costes y la necesidad de avances tecnológicos en este campo.

El creciente uso a nivel doméstico de tecnologías de generación distribuida, especialmente relacionado con la

integración de energías renovables, presenta nuevos desafíos por su naturaleza variable y en cierto modo difícil

de predecir. El uso de los sistemas de almacenamiento ya mencionados en conjunción con esta generación

renovable puede paliar estos defectos, haciendo que esta opción de sistemas híbridos sea un tema muy estudiado

en la actualidad con mucha previsión de futuro. M. Naumann, R.C. Karl, C.N. Truong, A. Jossen y H.C Hesse

(2015) efectúa un análisis del tipo ya detallado en los párrafos anteriores añadiendo módulos fotovoltaicos al

sistema.

Llama bastante la atención el hecho de que, aunque existen muchos estudios con la idea en mente de trasladar

el consumo energético de horas punta a valle (también llamado load shifting) y un gran énfasis en la elaboración

de algoritmos de control para tal fin, no existe una línea de investigación consolidada en el otro elemento

importante de la factura eléctrica que afecta a todos los consumidores domésticos: el término de potencia. M.

Zheng, C. Meinreken y K. Lackner (2014) realizan el estudio que se acerca más a la idea original de este texto,

en el artículo mencionado se lleva a cabo el desarrollo de un modelo de carga y descarga de las baterías y se

establece un criterio según el estado actual de carga de las mismas para enviar las directrices de funcionamiento

para una serie de curvas de carga generadas aleatoriamente por un programa informático. Estos autores llegan a

la conclusión de que puede ser rentable en ciertas circunstancias si se optimiza al máximo el tamaño de las

baterías y las tarifas elegidas. Hay que tener en cuenta que se espera un descenso del precio de las tecnologías,

lo que facilitará la viabilidad económica de este tipo de proyecto.


88

88

Este documento busca iniciar una nueva línea de investigación en este tema comprobando que efectivamente se

puede obtener un ahorro significativo considerando diferentes modelos de baterías con diferentes características

de potencia y de capacidad de almacenamiento adaptadas para consumo en hogares, en el marco de la familia

de baterías de ion-litio.

Análisis de campos de estudio de los artículos descritos

En la Tabla 5-1 se expresan todos los artículos mencionados a lo largo de este capítulo según el tema o cluster

que desarrollen. Las categorías de análisis se han seleccionado teniendo como objetivo al consumidor doméstico

(el cual es estudiado en casi la totalidad de los artículos), para ello se marca si el artículo menciona y profundiza

en conceptos importantes en este ámbito, tales como la gestión y suavizado de demanda, sistema completo de

almacenamiento en baterías (BESS), la consecución o no de un análisis económico o la profundización en

conceptos de redes y hogares inteligentes.

Para que la tabla no esté excesivamente cargada de información, se muestra exclusivamente el apellido del

primer autor del artículo para hacer referencia a los artículos mencionados en el apartado 5.1.1. Los mismos se

incluyen con toda su información completa en el apartado de referencias al final de este documento.

89

89


Dufo-

López

Graditi Di

Giorgio

Sethaolo Leadbetter Hamed Kobus Long Zheng Chen Telaretti

(2015)

Telaretti

(2016)

Purvins Naumann

Sistema de

almacenamiento de

energía en baterías

√ √ √

√

√ √

√ √ √ √

Suavizado de picos de

demanda

√ √

√

√ √

√ √ √

Control √

√

√

√ √

Consumidores

domésticos

√

√ √ √

√ √ √ √

√

Análisis económico √ √ √

√

√ √

Desglose de modelo

de optimización lineal

√

√

√

√

Sistema híbrido con

renovables

√

√

√ √

Red inteligente

√

√ √

Hogar inteligente

√

√

√

√

Programación

√ √

√ √ √ √ √

Gestión de la

demanda de potencia

√

√

√

Gestión de la

demanda de energía

√

√ √ √

Tabla 5-1. Tabla de clusters incluyendo todos los artículos estudiados (fuente: elaboración propia)

90

90


5.2. Estado de la técnica

En este apartado se describirán los principales avances y las tecnologías del almacenamiento de energía a nivel

doméstico en fase de comercialización. Se comentarán además brevemente algunas trabas legislativas para su

implantación en España.

Tecnología de baterías de tesla

5.2.1.1 Especificaciones técnicas

La tecnología de Tesla Powerwall se encuentra optimizada para realizar ciclos de carga y descarga diarios para

diferentes aplicaciones como el traslado temporal de demanda. Estas baterías se basan en una química de Níquel-

Manganeso-Cobalto y pueden realizar 5.000 ciclos de carga/descarga durante su vida útil.

El rendimiento energético de la batería es de un 92.5 % en un sistema de 400-450 V a 2 kW y a una temperatura

de 25 ºC y cuando el producto es nuevo de fábrica. Una temperatura mayor o menor al valor anterior, una

potencia diferente y el estado de envejecimiento de la batería, son factores que disminuirán en cierta forma el

rendimiento del sistema. En la Tabla 5-2 se incluye un resumen de las principales características técnicas de la

Unidad Tesla Powerwall de 6.4 kWh.

Figura 5-1. Dimensiones de la batería de Tesla (fuente: Tesla.com)

Potencia media 2 kW

Potencia pico 3.3kW

Capacidad de almacenamiento 6.4 kWh

Tensión de corriente continua 350-450 V

Intensidad en corriente continua 9.5 A

Eficiencia energética máxima 92.5 %

Temperatura de operación 25 ºC

Tabla 5-2. Características técnicas de la batería Tesla Powerwall de 6.4 kWh (fuente: datos de Tesla.com. Elaboración

propia de tabla)

http://www.google.es/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwj-guLTvNLPAhVD6xoKHdDQAbkQjRwIBw&url=http://www.energymatters.com.au/residential-solar/tesla-powerwall-battery/&bvm=bv.135475266,d.d2s&psig=AFQjCNGVrnMgLNQYz4InK4kRaIBd32NcQg&ust=1476265753948138

91


Para proveer una mayor cantidad de energía, es posible la instalación de múltiples baterías Powerwall y así

multiplicar la capacidad de energía almacenada.

5.2.1.2 Aspectos económicos y comercialización

Tal como se indicó en apartados anteriores, las baterías de Tesla fueron anunciadas en el año 2015

El precio de salida del modelo Powerwall de 6.4 kWh fue de 2.724 € y el de 10 kWh de 3.178 €. Se planificó un

envío de 500 unidades para un proyecto piloto California de baterías de 10 kWh. Las baterías Powerpack,

disponibles para clientes industriales para una potencia de 100 kW de potencia pico y 200 kWh de capacidad de

almacenamiento de energía alcanzan un precio de 145 $/kW en septiembre de 2016. El coste total de las baterías

Powerwall de 6.4 kWh puede ascender a 4.000 € incluyendo inversor e instalación.

A fecha de mayo de 2015, las baterías Powerwall se habían agotado hasta mediados de 2016. Las reservas en

las primeras semanas alcanzaron las 50.000 unidades para baterías Powerwall y 25.000 unidades para

Powerpack alcanzando ingresos de 179 millones de $ y 625 millones de $ respectivamente, suponiendo ingresos

totales por valor de 800 millones de $. En el primer cuatrimestre de 2016 se entregaron 25 MWh de

almacenamiento de energía en 4 continentes diferentes, Europa, América, Asia y África.

5.2.1.3 Funciones y aplicaciones

Las funciones y aplicaciones principales de las baterías Tesla Powerwall a nivel doméstico son dos:

- Apoyo a tecnología renovable solar: sirve de apoyo a la energía solar generada en paneles

fotovoltaicos, ya que, en momentos de baja radiación solar, ofrece un apoyo extra al sistema.

- Traslado temporal de demanda energética: como ya se ha comentado anteriormente, el traslado de

energía de horas pico a valle permite la obtención de un ahorro económico en tarifas con precios

horarios o por tramos.

La batería Powerwall está optimizada para efectuar ciclos diarios de carga y descarga. Existe sin embargo cierta

controversia aun sobre su rentabilidad, dado que, con los precios actuales de la tecnología, en el presente el

beneficio económico para estos sistemas se alcanzará en lugares donde el precio de la electricidad sea alto y la

implantación de energía solar fotovoltaica sea elevada. Esto ocurre por ejemplo en Alemania.

5.2.1.4 Ventajas e inconvenientes de la tecnología

Esta tecnología presenta una serie de ventajas e inconvenientes en la actualidad que se describirán a

continuación.

En cuanto a lo positivo, representa un avance respecto a lo existente previamente, ya que es una iniciativa de

vanguardia que abre camino en el campo del almacenamiento de electricidad a nivel doméstico respaldado por

una importante inversión de grandes compañías a nivel mundial. Por otra parte, posee una modularidad y

escalabilidad que permiten una gran personalización respecto al tamaño que se quiere adquirir a un precio no

prohibitivo. También se debe tener en cuenta que posee buenas propiedades respecto a eficiencia y vida útil por

pertenecer a la familia de baterías de ion litio. Otro aspecto importante es la mejora que supone respecto a las

otras tecnologías ya existentes en cuanto al tamaño, precio de instalación y mantenimiento, aspectos claves para

la reducción del coste del sistema. Por último, cabe destacar la accesibilidad para usuarios no expertos en la

materia, contando con una interfaz como si de un electrodoméstico más se tratara.

En cuanto a lo negativo existen aún aspectos que frenan el uso inmediato de estos sistemas. Por una parte, aun

con una reducción de precio considerable, en la actualidad existen marcos legislativos y regulatorios de las tarifas

eléctricas en determinados países, unido al aun alto coste de esta tecnología, que impiden que se obtenga un


92

92

ahorro significativo en la mayoría de países del mundo. También se debe tener en cuenta que la integración de

los sistemas Tesla, aunque sencilla, requiere la colocación de otros elementos que permitan la conversión de

corriente continua a alterna y viceversa, entre otras funciones y, por último, en lo que atañe a este texto, estos

sistemas no están programados para la gestión de picos de potencia, si no para el traslado de consumo energético,

al menos en la actualidad. En la tabla 5-3 se incluye un resumen de los aspectos previamente mencionados.

VENTAJAS INCONVENIENTES

Vanguardia en el almacenamiento eléctrico

doméstico

Complicada incorporación a la diversidad de marcos

legales y regulatorios existentes

Modularidad y escalabilidad Necesidad de otros elementos para la instalación

doméstica

Buena eficiencia y vida útil No permite actualmente eliminación de picos de

potencia

Tamaño relativamente pequeño Costes aun elevados

Baja necesidad de mantenimiento y coste total

Accesibilidad

Tabla 5-3. Ventajas e inconvenientes de las baterías Powerwall (fuente: elaboración propia)

5.2.1.5 Implantación de baterías de Tesla en el mercado español

En España existen grandes trabas legislativas al autoconsumo eléctrico, especialmente con el Real Decreto

900/2015, en el que se imponen entre otras medidas, nuevos impuestos al autoconsumo incluso sin que siquiera

exista intercambio de energía con la red. Siendo uno de los pilares de la implantación de las baterías de Tesla en

España el uso en combinación con sistemas fotovoltaicas de generación eléctrica, no está muy claro si resultará

lo suficientemente rentable para su inversión.

A lo largo de 2016 se espera de todas formas el desembarco de estos sistemas en España. Aunque estarán

disponibles, lo harán a un precio mayor por los impuestos existentes al autoconsumo y por la logística de estos

elementos, ya que la única fábrica existente se encuentra en EEUU. Podría alcanzar en España un coste de 4.500

€. Está aún por ver si estos sistemas obtienen el éxito esperado, lo que es evidente, es que la combinación de

almacenamiento con tecnologías generadoras en España presenta problemas, pero la idea de servir para el

traslado temporal de demanda energética sigue patente aún.

Otras alternativas existentes para el almacenamiento doméstico

Existen otras empresas que han entrado o entrarán a corto/medio plazo en el mercado de las baterías domésticas.

Algunas de las principales alternativas son las que se describen a continuación.

5.2.2.1 Baterías de Daimler

Daimler, empresa subsidiaria de Mercedes-Benz tiene un

proyecto en marcha para la fabricación de baterías, aún

sin nombre oficial, a nivel doméstico, siendo el mercado

inicial Alemania, para posteriormente expandir el

negocio de forma internacional. La idea de partida es la

misma que para las baterías Tesla, suavizar los picos de

demanda eléctrica. Esta variante permite la colocación en

serie de 8 módulos de 2.5 kWh, consiguiendo un total de

20 kWh en conjunto. Actualmente, Daimler ha

concretado acuerdos de colaboración con empresas del

sector solar y comercializadoras para vender y apoyar el

sistema de baterías en conjunto con paneles de las

Figura 5-2. Batería de Daimler (fuente: Daimler.com)

93


empresas mencionadas. A fecha de octubre de 2016, estas baterías aún no se venden directamente a

consumidores, sino a través de packs junto a módulos fotovoltaicos. En mayo de 2016, representantes de la

empresa afirman que el rango de precios oscila entre 8.000 € y 9.000 €.

5.2.2.2 Baterías RA.Store

La empresa valenciana Solar Rocket hace su aportación al campo del

almacenamiento eléctrico a nivel doméstico con el sistema RA.Store. Este

sistema es presentado como un sistema compacto que no requiere

mantenimiento y que gestiona automáticamente la producción solar,

ofreciendo un ahorro medio anual de un 80 % respecto al consumo

eléctrico facturado.

El equipo más pequeño, con una potencia de 3 kW y 5 kWh de capacidad

posee un precio de 7.345 €.

5.2.2.3 Baterías Zcell

Estos elementos pertenecientes a la empresa australiana Redflow.

Pertenece a la familia de las baterías de flujo y como tal, estas baterías

poseen una profundidad de descarga del 100%, por lo que se mantiene

intacta la capacidad de este elemento de proporcionar los 10 kWh que

posee durante toda su vida útil a una potencia media de 3 kW, siendo

la potencia pico de 5kW, con una garantía de 10 años. Necesita muy

poco mantenimiento y posee un mecanismo de control que permite el

análisis y diagnóstico de datos a largo plazo. También posee la

capacidad de hibernar en cualquier estado de carga sin que se produzca

el fenómeno de autodescarga. El precio depende del instalador, aunque

puede alcanzar un precio cercano a los 16.200 euros.

5.2.2.4 Xstorage

Nissan y Eaton ofrecen un sistema de almacenamiento de 4.2 kWh de

capacidad y una potencia de 5.4 kW de salida a 400 V. Está enfocada al uso

en conjunto con energías renovables y proporcionan también un servicio de

potencia auxiliar en caso de interrupción de suministro. Haciendo uso de la

tecnología de ion litio, posee una eficiencia energética superior al 90 %.

Tiene un coste 4.200 euros.

Figura 5-5. Batería Xstorage (fuente: eaton.com)

Figura 5-3. Batería RA. Store (fuente:

dsrocket.com)

Figura 5-4. Batería Zcell (fuente: zcell.com)


94

94

Resumen de características de las tecnologías existentes de almacenamiento en baterías

En la Tabla 5-4 se incluye un breve resumen de algunas características de las tecnologías detalladas en los

apartados anteriores. Cabe destacar que existen diversas variantes en los modelos detallados. En aras de una

mejor comparación, se incluirá solo una de las variantes con su precio actual.

Empresa Modelo

Capacidad de

almacenamiento

real (kWh)

Potencia

Media

(kW)

Eficiencia

(%)

Precio

incluyendo

inversor e

instalación

(€)

€/kWh de

capacidad

Vida

útil

Tesla Tesla

Powerwall 6,4 2 92.5 6.355 992,97

5.000

ciclos

Daimler

Sin

nombre

oficial

2,3 1.25 97 8.000 3.478,26 8.000

ciclos

Solar

Rocket

RA.Store

3K 4 2.5 97 7.345 1.836,25

4.000

ciclos

Redflow Zcell 10 3 >95 16.200 1.620 10 años

Eaton y

Nissan Xstorage 4,2 5.4 >90 4.200 1.000 10 años

Tabla 5-4. Tabla resumen de las diferentes baterías que se comercializan actualmente (fuente: elaboración propia)

Atendiendo al coste por kWh, la batería Tesla Powerwall es la que presenta el valor más asequible respecto a

todas las alternativas estudiadas. Sin embargo, la eficiencia energética de la batería es ligeramente inferior que

muchas de ellas y el número de ciclos presenta un valor típico de las baterías de ion litio.

95


Sistema de almacenamiento energético en baterías para uso doméstico: esquema básico, conversión de

potencia y algoritmos de control

96

96

6 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO

EN BATERÍAS PARA USO DOMÉSTICO: ESQUEMA BÁSICO, CONVERSIÓN DE POTENCIA

Y ALGORITMOS DE CONTROL

abiendo discutido en apartados anteriores el marco legislativo y técnico sobre el almacenamiento de

energía y las diferentes alternativas existentes actualmente, se describirá el sistema completo con

todos sus elementos para el empleo de este tipo de dispositivos a nivel doméstico. Previamente a esto,

se analizará el uso de la electrónica de potencia en este ámbito. A continuación se comenzará analizando el

esquema general de este tipo de instalaciones con sus elementos principales. Posteriormente se estudiará en

detalle el proceso de conversión de potencia y las diferentes topologías que puede presentar este circuito. Por

último se describirá el proceso de control del sistema completo incluyendo algunas directrices básicas que deben

contemplar estos algoritmos de control.

6.1. Esquema, y funcionamiento básico del sistema de almacenamiento energético en baterías

Esquema y elementos del sistema

El esquema del sistema completo de conversión se puede observar en la Figura 6-1, donde se muestra una

instalación completa para un sistema de almacenamiento en baterías para uso doméstico.

Los elementos principales del sistema se describen brevemente a continuación:

- Convertidor bidireccional: Dispositivo que permite la circulación del flujo de energía del subsistema

de baterías a la red eléctrica y viceversa. Tradicionalmente se considera que está formado de

dispositivo rectificador, que transforma corriente alterna en continua y de un inversor, que realiza la

transformación inversa. En la actualidad, existen inversores bidireccionales que realizan las dos

funciones en un solo equipo.

- Sistema de control: Elemento encargado de ejecutar las directrices de carga y descarga, actuando

directamente sobre el convertidor bidireccional.

- Banco de baterías: Incluye las baterías propiamente dichas. Este subsistema se describe en detalle en

el apartado 67.

- Red eléctrica: La red propiamente dicha desde donde se cargará el banco de baterías siguiendo las

directrices del sistema de control.

- Consumidor doméstico: Beneficiario del ahorro energético producido por la descarga de los

elementos de almacenamiento para reducir el coste del suministro eléctrico de la red.

H

97


Funcionamiento del sistema

Para explicar el funcionamiento del sistema de carga y descarga se hará uso de la Figura 6-2 y se describe a

continuación:

Cuando se cierra el interruptor S1, se activa el flujo de energía inverso hacia el sistema de almacenamiento

pasando a través del rectificador; elemento encargado de la conversión de corriente alterna (AC) en corriente

continua (DC). De esta forma las baterías aumentan su energía encontrándose en estado de carga. De manera

análoga, al cerrarse el interruptor S2, la energía fluye desde el banco de baterías hacia la demanda pasando a

través del inversor, encargado de transformar la corriente continua (DC) en alterna (AC). Esta configuración de

interruptores provoca que las baterías disminuyan su energía, encontrándose en estado de descarga. Cabe

destacar de nuevo que un inversor bidireccional realiza las dos funciones de conversión en un solo equipo.

Figura 6-1. Sistema completo de almacenamiento de energía incluyendo conversión de potencia (fuente: DOE/EPRI)

Figura 6-2. Elementos principales del sistema de almacenamiento en baterías (fuente: Dufo-Lopez (2015))



98

98

6.2. Conversión de potencia

¿En qué consiste la conversión de potencia?

Las tecnologías de almacenamiento que fueron presentadas en el capítulo 4 necesitan un sistema de conversión

de potencia que permita el intercambio energético con la red.

En el capítulo 4.1.1 se definió el almacenamiento de energía como un intermediario entre fuentes variables y

cargas variables de energía. Las baterías químicas producen energía eléctrica a la salida en corriente continua,

mientras que la red eléctrica opera en corriente alterna. El sistema de conversión es un dispositivo bidireccional

responsable de este proceso intermedio de trasvase durante el vertido de energía desde la batería a la red, así

como del proceso inverso.

Requisitos para la conversión de potencia en baterías

Para llevar a cabo esta conversión, es necesario el uso de diferentes dispositivos que permitan este proceso según

distintos requerimientos de diseño como pueden ser la eficiencia, seguridad, modularidad o controlabilidad. El

uso de elementos de electrónica de potencia permite cumplir estos requisitos.

Las celdas electroquímicas son capaces de proporcionar tensiones que no suelen superar los 4 voltios. La

conexión en serie y/o en paralelo de un conjunto de celdas electroquímicas, da lugar a módulos de baterías, la

combinación de estos módulos proporciona las características de potencia y capacidad de almacenamiento

requeridas según la funcionalidad para la que se vaya a emplear el sistema, estas diferentes funcionalidades

quedaron definidas ya en el apartado 4.4.

Figura 6-3. Ejemplo de módulos de baterías conectados entre sí (fuente: lowtechmagazine.com)

Existen una serie de factores que influyen el diseño del sistema de conversión de potencia, cuyo efecto es

fundamental en la distribución y selección final de componentes, los principales factores considerados son:

Degradación y longevidad: las distintas posibilidades de interconexión entre los diferentes de módulos

de baterías con el conjunto de elementos de conversión de potencia, permiten encontrar la configuración

99


óptima para cada caso, asegurando la máxima longevidad y vida útil de la instalación. El objetivo es

aumentar la durabilidad de las celdas químicas por su uso continuado y prevenir la degradación.

Rendimiento energético: El número de elementos convertidores de potencia, su distribución y los

niveles de tensión e intensidad son solo algunos de los elementos que tienen un impacto en la eficiencia

global del sistema.

Maniobrabilidad y control: la facilidad en el seguimiento de las órdenes de carga y descarga y la

conexión y desconexión de elementos del sistema tiene una gran influencia en el funcionamiento del

mismo

Seguridad y protecciones: Aislamiento, protecciones, desconexión segura y otros factores

relacionados con la seguridad del sistema son factores a tener en cuenta.

Coste: El número de elementos del sistema, así como sus características definirán el precio del sistema

completo, así como el diseño tendrá un elevado efecto en la vida útil y en los costes de mantenimiento

del mismo.

Estructuras topológicas para la conversión de potencia

En esencia, el sistema de conversión de potencia consiste en un convertidor electrónico que regula el tránsito

seguro de energía entre la red eléctrica y la instalación de almacenamiento energético. La Figura 6-4 muestra un

diagrama simple del sistema.

Figura 6-4. Esquema básico de conversión de potencia (fuente: Jinghua, Zheng, Xiaowei (2015))

Existen diferentes variantes de este esquema básico del sistema, las más importantes se describen a continuación.

6.2.3.1 Conversión de potencia en una fase

La Figura 6-5 muestra la distribución de elementos en esta topología. De esta figura se puede deducir que esta

topología consiste fundamentalmente en un convertidor bidireccional, permitiendo el flujo energético en dos

sentidos desde las baterías (corriente continua) hacia la red o la demanda instantánea del consumidor (corriente

alterna) y viceversa.



100

100

Figura 6-5. Topología de conversión de potencia en una fase (fuente: Jinghua, Zheng, Xiaowei (2015))

Los elementos principales son el ya comentado sistema de baterías y el convertidor bidireccional, además de un

sistema de filtros que eliminan los armónicos y amortiguan el efecto de las ondas de las corrientes inyectadas en

la red.

Las principales ventajas de esta configuración son la simplicidad del circuito; unido a modelos de control

relativamente simples por el reducido número de elementos y la existencia de menores pérdidas por la reducida

cantidad de interruptores. Existen inconvenientes a este modelo también, siendo el principal la limitación

existente en la tensión de operación en corriente continua que puede manejar. También hay que tener en cuenta

la baja flexibilidad de la configuración del sistema y el desequilibrio de intensidades de los diferentes módulos

de baterías que puede provocar una menor vida útil del sistema.

6.2.3.2 Conversión de potencia en dos fases

La muestra la configuración básica de un sistema de conversión de potencia en dos fases.

Figura 6-6. Topología de conversión de potencia en dos fases (Jinghua, Zheng, Xiaowei (2015))

Esta topología se diferencia de la anterior en que incluye además de los elementos anteriores, un convertidor

continua-continua. Este elemento encuentra su uso principal en aumentar o disminuir según las circunstancias

el nivel de tensión. El convertidor bidireccional mantiene su función de actuar de rectificador o de inversor según

el sentido del flujo de energía. Cuando el flujo de energía es desde la batería hasta la red eléctrica, el convertidor

continua-continua amplifica el nivel de tensión eléctrica hasta niveles aceptables por el equipo, mientras que

cuando el flujo es en sentido inverso ocurre lo contrario.

Las ventajas más importantes son las siguientes: rango operativo de tensiones relativamente amplio, componente

armónico relativamente simple: ya que el componente armónico de segundo orden de la corriente de carga se

puede inhibir con el convertidor continua-continua. También posee una mayor flexibilidad en la distribución de

celdas de los módulos de baterías. La desventaja principal de este tipo de configuración está relacionada con la

presencia de un mayor número de interruptores, lo que provoca que la eficiencia energética del sistema se vea

reducida.

6.2.3.3 Conversión de potencia multinivel en cascada: puente en H

Esta configuración tiene multitud de usos en la práctica. Una variante de este tipo es la de puente en H. Su

esquema básico se expresa en la Figura 6-7.

101


Figura 6-7. Topología de conversión potencia multinivel en cascada (puente en H) (fuente: Jinghua, Zheng, Xiaowei

(2015))

Para reducir la tensión nominal de las baterías, el número de baterías conectadas en serie puede ser distribuido

en elementos de baterías conectados con convertidores colocados en cascada. Los inversores multinivel poseen

un conjunto de semiconductores de potencia. Controlando adecuadamente la conmutación de los interruptores,

se pueden conseguir tensiones de salida elevadas. Con la configuración en cascada se aumenta la modularidad

del sistema, manteniendo la estructura básica en cada subconjunto de conversión de potencia

Esta configuración presenta numerosas ventajas, por un lado, se mejora la calidad de la corriente inyectada en

la red. Por otro lado, se reduce la tensión en cada subconjunto de conversión de potencia y, por tanto, disminuyen

las pérdidas del sistema. La alta modularidad de este sistema facilita el mantenimiento de zonas puntuales de la

instalación, facilita la ampliación de la instalación y aumenta la fiabilidad del sistema.

Entre los principales inconvenientes a este sistema se encuentran la alta complejidad de la instalación y el

elevado coste que presenta.

6.2.3.4 Comparación de topologías de conversión de potencia

En la Tabla 6-1 se comparan las diferentes topologías estudiadas en los apartados anteriores con sus ventajas e

inconvenientes:



102

102

TOPOLOGÍA VENTAJAS INCONVENIENTES

UNA FASE

Simplicidad del circuito

Algoritmos de control

simplificados

Pérdidas energéticas reducidas

por la baja cantidad de

interruptores

Rango limitado de tensiones

Baja flexibilidad de la

configuración del sistema

Desequilibrio en las intensidades

de cada módulo de baterías

disminuyen la vida útil de las

mismas

DOS FASES

Rango de tensiones relativamente

amplio

Mayor flexibilidad en la

distribución de módulos en el

sistema

Presencia de un mayor número de

interruptores que producen un

número mayor de pérdidas

energéticas

MULTINIVEL EN CASCADA

(PUENTE EN H)

Mejora en la calidad de la

corriente inyectada en la red

Se reduce la tensión en cada

subconjunto de conversión de

potencia

Alta modularidad que facilita el

mantenimiento, fiabilidad y la

ampliación del sistema

Elevada complejidad del sistema

Elevado coste

Tabla 6-1. Tabla resumen de las topologías de conversión de potencia (fuente: elaboración propia)

Se puede destacar que en general, para aplicaciones de baja o media potencia, la conversión en una fase sigue

siendo la configuración más utilizada actualmente por su baja complejidad, coste más pequeño y eficiencia

relativamente alta.

Mientras que en aplicaciones alta potencia, las configuraciones más útiles son aquellas que son multinivel, ya

que presentan mayor fiabilidad y bajas pérdidas, siendo más eficiente en costes.

A medida que se va produciendo una mejora en la tecnología, aparecerán nuevas configuraciones con

características cada vez más flexibles y con una mayor diversidad de estrategias de control.

6.2.3.5 Selección de topología óptima para almacenamiento doméstico

La aplicación de almacenamiento doméstico presenta una serie de peculiaridades que hacen que algunas

topologías sean más ventajosas que otras. Por un lado, cabe recordar que el almacenamiento doméstico

presenta potencias relativamente bajas, del orden de entre 0.5 y 10 kW. Por otro lado, en este caso concreto

la no aplicación de inyección de energía a la red por las condiciones regulatorias existentes en España, hacen

que las diversas ventajas de las distintas topologías frente a estabilidad de la red no sean aplicables. Al ser el

número de módulos de baterías necesarios relativamente bajo, los problemas relacionados con la interconexión

de los mismos, así como la posibilidad de tener caídas de tensión altas se reduce. A causa de lo anterior y de las

razones aducidas en el apartado anterior sobre aplicaciones de baja o media potencia, se opta por seleccionar la

topología de conversión de potencia en una fase siendo el dispositivo utilizado un convertidor bidireccional.

103


6.3. Sistemas y algoritmos de control: directrices de carga y descarga

En esta sección se describirán las variables relevantes durante el proceso de control del sistema, así como los

algoritmos más relevantes para ello. Se debe destacar que la programación de electrodomésticos inteligentes en

el marco de los hogares inteligentes o Smarthomes no forma parte del alcance de esta sección, de forma que el

objetivo será establecer de qué manera se realizarán las acciones de carga y descarga de las baterías definiendo

los criterios más importantes. En convertidores bidireccionales el sistema de control viene integrado en el

dispositivo, pudiendo personalizarse según las directrices de carga y descarga que se seleccionen.

Variables de entrada y salida del Sistema de control

La existencia de un sistema de control que actúe directamente sobre la conversión de potencia y realice

automáticamente la carga y descarga del sistema según ciertas variables externas, es fundamental para conseguir

el rendimiento óptimo del sistema.

Existen multitud de formas de ejecutar este control de forma eficiente con un número mayor o menor de variables

de entrada, debiendo alcanzarse un compromiso entre precisión y coste computacional del mismo. A

continuación, se definirán variables tanto de entrada como de salida más usuales a tener en cuenta a la hora de

elaborar un algoritmo de control. A partir de las variables de entrada, el algoritmo específico entra en

funcionamiento y determina las directrices de carga y descarga de las baterías

6.3.1.1 Variables de entrada

Las variables de entrada más importantes a tener en cuenta durante la elaboración de un algoritmo de control

son las siguientes:

Precios de la electricidad (Celec): Es una de las variables más importantes y la que permite la

consecución de un ahorro por la instalación de un sistema de almacenamiento. La existencia de una

mayor cantidad de períodos de precios, llegando al caso del establecimiento de un precio horario de la

energía, complica de manera importante el algoritmo por la existencia de un mayor número de

combinaciones de carga y descarga.

Capacidad máxima de almacenamiento energético (Cmax): consiste en la suma de las capacidades de

almacenamiento de cada módulo de baterías instalado.

Potencia de salida (Pout): Es la potencia que puede proporcionar el conversor bidireccional tras su

conversión de continua a alterna para ser consumida por el cliente.

Potencia de entrada (Pin): Es la potencia que puede proporcionar el conversor bidireccional tras su

conversión de alterna a continua cuyo flujo energético está destinado a cargar la batería.

Profundidad de descarga (DoD): Es el valor complementario del estado de carga del sistema. Indica

como de descargada está la batería.

Estado de carga del sistema: (SoC(t)): Esta variable representa el estado de carga de la batería en un

instante determinado. Es muy importante para saber cuántos ciclos más de descarga admitirá la batería

antes de alcanzar un ciclo de carga, para así evitar períodos de desajuste en los que las baterías estén

vacías y no se pueda tomar energía de ellas.

6.3.1.2 Variables de salida

Las variables de salida más significativas son las dos siguientes:

Energía cargada durante un intervalo temporal (Ech(t)): volumen de energía que se ha añadido a la

batería durante un ciclo de carga determinado t.

Energía descargada durante un intervalo temporal (Edisch(t)): volumen de energía que se ha extraído

de la batería durante un ciclo de descarga determinado t.



104

104

6.3.1.3 Esquema de entradas y salidas del sistema

En la Figura 6-8 se expresa de forma esquemática las entradas y salidas del sistema de control:

Figura 6-8. Variables de entrada y salida relevantes para el sistema de control (fuente: elaboración propia)

Algoritmos de control

Una vez conocidas las variables más destacadas en la elaboración de un sistema de control, se describirán los

métodos principales para la elaboración de un algoritmo de control robusto.

6.3.2.1 Algoritmos de control basados en la cuantificación del estado de carga de las baterías

Este tipo de algoritmo tiene como base la gestión del estado de carga de las baterías de modo que esté

disponible la suficiente energía almacenada en las mismas, para así ejecutar la descarga en los momentos

en los que el precio de la energía sea suficientemente bajo como para justificar esta operación. De esta

forma la opción elegida por R. Dufo-Lopez (2015) en este sentido es establecer tres variables relacionadas con

la diferencia entre los precios máximos y mínimos diarios de la energía y diversos porcentajes de crecimiento

respecto a estos dos valores y el interés en prolongar la vida útil de la batería aplicando ciclos de carga y descarga

solo cuando el beneficio económico sea lo suficientemente elevado como para justificarlos.

Para cada combinación de estas variables económicas realiza una simulación horaria basada en la potencia

contratada de la red, la potencia de carga y la de descarga de la batería y los estados de carga actual y máximo

de la misma. Una vez establecida la simulación de un año completo, se podrá contabilizar el número de ciclos

realizados y así estimar la degradación anual de la vida útil del sistema. La variable más importante, que es el

estado de carga de la batería lo calcula este autor según las expresiones detalladas en (6-1) y (6-2) para los

procesos de carga y descarga respectivamente.

𝑆𝑜𝐶(𝑡) = 𝑆𝑜𝐶(𝑡 − ∆𝑡) +𝐼𝑏𝑎𝑡(𝑡)∙∆𝑡∙𝜂𝑏𝑎𝑡_𝑐ℎ

𝐶𝑏𝑎𝑡𝑈𝐷𝐶

(6-1)

Dónde:

𝑆𝑜𝐶(𝑡): Estado de carga de la batería en el instante t

𝑆𝑜𝐶(𝑡 − ∆𝑡): Estado de carga de la batería anterior al ciclo de carga actual.

𝐼𝑏𝑎𝑡(𝑡): Intensidad que fluye hacia las baterías en corriente continua.

105


∆𝑡: Intervalo de tiempo que se estará cargando la batería.

𝜂𝑏𝑎𝑡_𝑐ℎ: Rendimiento de carga de las baterías

𝐶𝑏𝑎𝑡: Capacidad total del banco de baterías

𝑈𝐷𝐶: Caída de tensión en corriente continua en el banco de baterías.

𝑆𝑜𝐶(𝑡) = 𝑆𝑜𝐶(𝑡 − ∆𝑡) −

𝐼𝑏𝑎𝑡(𝑡)∙∆𝑡

𝜂𝑏𝑎𝑡_𝑑𝑖𝑠𝑐ℎ𝐶𝑏𝑎𝑡𝑈𝐷𝐶

(6-2)

Dónde:

𝑆𝑜𝐶(𝑡): Estado de carga de la batería en el instante t

𝑆𝑜𝐶(𝑡 − ∆𝑡): Estado de carga de la batería anterior al ciclo de carga actual.

𝐼𝑏𝑎𝑡(𝑡): Intensidad que fluye desde las baterías hacia el convertidor en corriente continua.

∆𝑡: Intervalo de tiempo que se estará cargando la batería.

𝜂𝑏𝑎𝑡_𝑑𝑖𝑠𝑐ℎ: Rendimiento de descarga de las baterías

𝐶𝑏𝑎𝑡: Capacidad total del banco de baterías

𝑈𝐷𝐶: Caída de tensión en corriente continua en el banco de baterías.

En la Figura 6-9 se define el algoritmo básico para este tipo de control basado en el estado actual de carga de la

batería. El mismo se define a continuación.

En primer lugar el sistema conectado a la red, mediante medidores inteligentes recibe la información sobre los

precios horarios de la energía y calcula una serie de variables económicas para la definición de los umbrales a

partir de los cuales el sistema considera rentable cargar o descargar las baterías. Estas variables económicas

pueden no ser simplemente un umbral para el propio precio horario, si no que se pueden tener en cuenta la

diferencia máxima diaria de precios, o un porcentaje incremental respecto a esta diferencia. Una vez hecho esto,

el algoritmo toma el estado de carga actual respecto a la última operación realizada. La siguiente comprobación

es verificar si los precios de la energía están dentro del intervalo de valores en los que se considera rentable

realizar un ciclo de descarga, para consumir energía directamente de la batería y no de la red, con el consecuente

ahorro económico. Si los precios están dentro de este intervalo, se determina primero el intervalo de tiempo

durante el cual se descargará energía, con precios horarios, la unidad de tiempo serán las horas consecutivas de

descarga en ese ciclo. Después de esto se lleva a cabo una verificación de que existe suficiente energía en las

baterías para el intervalo de tiempo que se pretende que dure la operación. Por último, se ejecuta el proceso de

descarga y se actualizan los valores del estado actual de carga (SoC(t)) según la ecuación (6-2).

Si los precios horarios no están en el intervalo de rentabilidad para autoconsumo con baterías, se determina el

intervalo de carga y se manda la directriz de cargarla durante horas de bajo precio horario, para estar disponible

para operaciones posteriores. Posteriormente se ejecuta el propio proceso de carga y se actualizan el estado actual

de carga (SoC(t)) según la ecuación (6-1) y se suma uno al número de ciclos realizados hasta el momento por el

sistema de baterías.



106

106

Figura 6-9. Algoritmo para el control de las baterías cuantificando el estado de carga (fuente: elaboración propia)

Leer precios horarios eléctricos y calcular variables

económicas umbrales

INICIO

¿Las variables

económicas están

por debajo del umbral definido?

SI

SI

Ejecutar proceso de carga

Actualizar SoC(t) y ciclos

realizados

NO

Obtener SoC(t)

¿Batería con espacio

suficiente de descarga?

SI

Ejecutar proceso de descarga

Actualizar SoC(t)

Determinar tdescarga

NO

FIN

NO


suficiente de carga? Y

¿horas baratas?

Determinar tcarga

107


Este algoritmo se ejecutará cada vez que exista un cambio en las condiciones de coste eléctrico y, asumiendo

que se cumplan las condiciones, supondrá un ciclo de carga/descarga para el sistema de baterías.

Este método presenta la ventaja de que permite monitorizar en todo momento los flujos de energía que salen y

entran al conjunto de las baterías, permitiendo un control completo del sistema. Para aplicaciones de traslado de

demanda en el tiempo o load shifting, este algoritmo, con diversas variantes según la situación, presenta su

funcionamiento óptimo, a pesar del mayor coste computacional que conlleva la gran cantidad de datos que se

tratan.

6.3.2.2 Algoritmos de control simplificados para la eliminación de picos de potencia

Una vez presentado el algoritmo basado en el estado de carga, se estudiará una variante del anterior destinado a

algunas aplicaciones concretas que puede ser útil por su relativo bajo coste computacional y su simplicidad, no

siendo necesario el cálculo de un elevado número de parámetros en cada iteración. Este método no monitoriza

el estado de carga del sistema de baterías cada vez que se realiza una operación, si no que se lleva a cabo una

estimación respecto a cuantos ciclos de descarga puede realizar consecutivos el sistema basada en una hipótesis

inicial. El algoritmo básico de este sistema se puede observar en la Figura 6-10.

Este método presenta mayor utilidad en la aplicación de peak-shaving o suavizado de picos, ya que en este caso

no es necesario cuantificar de manera exacta los flujos de energía durante cada operación si no que interesa

simplemente que las baterías estén disponibles para proporcionar la potencia necesaria durante un intervalo de

tiempo determinado para eliminar los picos de potencia del sistema. La comprobación en este caso viene dada

por verificar que la potencia demandada (PD) supera la potencia reducida respecto a la potencia contratada por

el cliente (Preducida).

Ejemplo 6-1. Explicación del proceso de descarga de energía del algoritmo simplificado mediante un caso

concreto

El algoritmo realiza una iteración durante un intervalo cuartohorario durante el cual se produce una

demanda de potencia media de 3,67 kW. El sistema de baterías posee una capacidad total de 2,3 kW y el

cliente tiene una potencia contratada de 5,75 kW, por lo que, según las hipótesis adoptadas, se consumirá

energía almacenada para eliminar todos los picos superiores a: 5,75-2,3 = 3,55 kW.

3,67 kW > 3,55 kW por lo que en este caso el sistema iniciaría el proceso de descarga de las baterías para

suplir el consumo y actualizaría el número de ciclos realizados.

Ejemplo 6-2. Explicación del proceso de carga de energía del algoritmo simplificado mediante un caso

concreto

El algoritmo realiza una iteración durante un intervalo cuartohorario durante el cual se produce una

demanda de potencia media de 2,21 kW. El sistema de baterías posee una capacidad total de 2,3 kW y el

cliente tiene una potencia contratada de 5,75 kW, por lo que, según las hipótesis adoptadas, se consumirá

energía almacenada para eliminar todos los picos superiores a: 5,75-2,3 = 3,55 kW.

3,67 kW > 3,55 kW por lo que en este caso el sistema iniciaría el proceso de descarga de las baterías para

suplir el consumo y actualizaría el número de ciclos realizados.

Como principal ventaja de este método destaca su simplicidad y su menor coste computacional, sin embargo,

como es lógico, la cantidad de datos que proporciona es menor y, por tanto, la información de la que se dispone

es más limitada.



108

108

Figura 6-10. Algoritmo simplificado para el control de las baterías eliminando monitorización de SoC (fuente: elaboración

propia)

6.3.2.3 Comparación y selección de algoritmo de control óptimo

En la Tabla 6-2 se incluye un breve resumen de los dos algoritmos comentados con sus características

fundamentales.

En cuanto al sistema estudiado en este texto, la aplicación para la que se va a utilizar va a ser el suavizado de

picos de potencia, esto unido a que se busca elaborar un estudio económico sobre la viabilidad del sistema, se

va hacer uso del algoritmo simplificado ya que para la aplicación que se pretende estudiar, suponiendo que la

hipótesis inicial sea acertada, este método presenta un nivel adecuado de precisión unido a una mayor

simplicidad en la ejecución y comprensión del mismo.

INICIO

PD>Preducida

Ejecutar proceso de carga


suficiente de carga? Y

¿horas baratas? Ejecutar proceso de descarga

SI

FIN

NO

SI

Actualizar ciclos realizados por la batería

NO

109


ALGORITMO QUE

CUANTIFICA EL ESTADO

DE CARGA

ALGORITMO

SIMPLIFICADO

VENTAJAS

Mayor cantidad de información

disponible

Permite monitorización constante

del estado de carga

Mayor simplicidad

Bajo coste computacional

INCONVENIENTES

Alto coste computacional

Mayor complejidad del algoritmo

Menor cantidad de información

disponible

No permite una monitorización

constante del sistema

APLICACIONES Traslado de temporal de demanda

y suavizado de picos de potencia Suavizado de picos de potencia

Tabla 6-2. Resumen de los algoritmos de control descritos (fuente: elaboración propia)

Determinación de hipótesis inicial sobre el control de los ciclos de carga y descarga

Como se ha comentado el apartado anterior, para el uso de un algoritmo simplificado para el suavizado de picos

de potencia es necesario establecer previamente una hipótesis sobre los ciclos de carga y descarga de las baterías,

de modo que el sistema de almacenamiento siempre presente la suficiente energía almacenada para afrontar una

punta de potencia superior al límite establecido para ser eliminada.

La hipótesis consistirá en lo siguiente: se supondrá que las baterías son capaces de proporcionar la potencia

necesaria para el sistema durante 4 intervalos de 15 minutos, con un mínimo de cuatro intervalos de carga

intermedios frente a un eventual repunte de descarga de 4 ciclos, intervalos temporales para los que se poseen

datos reales, de forma que el sistema puede proporcionar la potencia requerida durante una hora completa.

Asumiendo que es correcta, esta hipótesis no solo permite no tener que monitorizar el estado de carga si no que

sirve como criterio para establecer la capacidad de almacenamiento del sistema, ya que, por ejemplo, si se

pretende mantener una potencia de 5 kW durante una hora, la capacidad de almacenamiento necesaria será:

𝐶𝑏𝑎𝑡 = 5 𝑘𝑊 ∙ 1ℎ = 5 𝑘𝑊ℎ.



110

110

111


7 DESARROLLO DEL MODELO TÉCNICO-ECONÓMICO PARA ESTIMAR LA VIABILIDAD

DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO EN

BATERÍAS A NIVEL DOMÉSTICO

na vez se han establecido las bases de todos los elementos del sistema, el contexto normativo y técnico

actual y el estado de la literatura, con las últimas tendencias en almacenamiento doméstico, se realizará

en este capítulo el desarrollo del propio modelo técnico-económico del sistema, discerniendo si puede

obtenerse un ahorro en el contexto actual con un sistema de baterías a nivel doméstico y si es así, cuantificar el

ahorro y estimar el tamaño que produciría este ahorro óptimo para un cliente concreto.

7.1. Hipótesis básicas y condiciones iniciales

Durante este texto se han realizado diferentes hipótesis para la construcción del modelo y se han definido un

conjunto de condiciones de partida. En este apartado se hará un breve resumen de estos elementos separados por

categoría.

Datos e hipótesis relacionadas con el consumidor

Del consumidor estudiado se conoce los siguientes datos relevantes para la construcción del modelo:

- Perfil del consumidor: El cliente estudiado es un consumidor doméstico y se encuentra adherido al

PVPC. Posee una tarifa sin discriminación horaria.

- Dispositivo de medición inteligente: el consumidor dispone de un contador inteligente, por lo que se

le aplican los precios horarios eléctricos y puede monitorizar su consumo tanto de potencia como de

energía eléctrica, así como los períodos en los que se produce ese consumo.

- Consumo de energía cuartohorario en un año completo: Su consumo durante un año completo con

una resolución cuartohoraria. En la Figura 2-12 se muestra como ejemplo la demanda horaria de energía

durante un año completo enmarcado en el apartado 2.2.2.2, donde se muestra el consumo real del cliente

para un día completo también.

- Potencia contratada: El cliente posee una potencia contratada de 5,75 kW de potencia. El cliente queda

descrito en detalle en el apartado 2.2.4.

- Coste del término de potencia e impuestos: El término de potencia lo adquiere el cliente a un coste

de 3,503 €

kW∙mes. El peaje por el que este consumidor accede al mercado eléctrico es el 2.0 A y el

margen de comercialización es de 4 €

kW∙año. Se dan más detalles de la factura eléctrica en el apartado

2.1.5, así como de las tarifas de acceso. Se supone también que este término se mantendrá constante

durante la vida útil del proyecto, así como los impuestos correspondientes ya descritos previamente.

- Potencia media cuartohoraria: en esta hipótesis se asume que en el intervalo cuartohorario de máximo

consumo anual se estará demandando la máxima potencia contratada. Para el cliente estudiado en este

proyecto, el máximo consumo energético anual es de 1,8 kWh en 15 minutos. Sabiendo que la potencia

U

Desarrollo del modelo técnico-económico para estimar la viabilidad del sistema de almacenamiento en

baterías a nivel doméstico

112

112

contratada por el cliente es de 5,75 kW, se estima un coeficiente 𝜑 de 3,194. 𝜑 Expresa una relación

entre la energía consumida y la potencia demandada en ese instante, de forma que se está presuponiendo

que conociendo el caso particular de máximo consumo/máxima potencia demandada existe cierta

relación de proporcionalidad entre ambos valores. Suponiendo que se mantenga ese grado de

proporcionalidad durante el resto del año se puede estimar la potencia media demandada cada 15

minutos. En la Figura 2-14 se puede observar la potencia demandada durante un año completo. Esta

hipótesis queda detallada en el apartado 2.2.3.

Datos e hipótesis relacionadas con el Sistema de almacenamiento en baterías

- Esquema y funcionamiento del sistema completo: queda definido en el apartado 6.1.

7.1.2.1 Tecnología de almacenamiento

- Almacenamiento electroquímico: el medio físico seleccionado para el sistema serán baterías

electroquímicas, concretamente baterías de ion-litio. La justificación de esta elección se encuentra en el

apartado 4.5.

- Aplicación del almacenamiento: La aplicación fundamental a la que se va a destinar este sistema es

para el suavizado de picos de potencia. Esta aplicación queda descrita en el apartado 4.4.5.4.

- Vida útil: la vida útil de las baterías de ion-litio se estima en 5.000 ciclos de carga y descarga. Este dato

junto a otras características técnicas se describe en el apartado 4.2.2.4.

7.1.2.2 Conversión de potencia

- Dispositivo principal de conversión de potencia: El dispositivo principal para la conversión de

potencia será un convertidor bidireccional, tal como se explica en el apartado 6.2.3.5.

- Topología del sistema de conversión de potencia: De nuevo en el apartado 6.2.3.5 se opta por una

topología de conversión de potencia en una fase, por las razones que se enumeran en el apartado

mencionado.

7.1.2.3 Sistema de control

- Hipótesis para las directrices de carga y descarga: en el apartado 6.3.3 se describe la hipótesis

simplificadora que consiste básicamente en suponer que las baterías son capaces de proporcionar la

potencia necesaria para el sistema durante 4 intervalos de 15 minutos, con un mínimo de cuatro

intervalos de carga intermedios frente a un eventual repunte de descarga de 4 ciclos, intervalos

temporales para los que se poseen datos reales, de forma que el sistema puede proporcionar la potencia

requerida durante una hora completa. Las consecuencias de esta hipótesis se detallan también en el

apartado anteriormente mencionado.

- Algoritmo de control: Una vez que se hace uso de la hipótesis anterior, es posible emplear un

algoritmo simplificado que no monitorice en cada ciclo el estado de carga de las baterías. Los detalles

se encuentran en 6.3.2.3.

7.2. Objetivos del desarrollo del modelo de viabilidad técnico-económica

Una vez se han descrito las hipótesis se comenzará el estudio del modelo técnico-económico, pero en primer

lugar se hará un breve recordatorio sobre por qué se establecerá un estudio de este tipo.

Una de las motivaciones principales es el brusco aumento que han sufrido los precios de la electricidad,

especialmente el término fijo o de potencia de la factura eléctrica, en los últimos años en España. Uniendo esto

con el descenso en los costes de un sistema de baterías de ion-litio en los últimos años y en la próxima década,

y con la creciente implantación de contadores inteligentes que permiten monitorizar mucha más información,

crean el escenario perfecto para que se estudie más en detalle la rentabilidad de un proyecto que busque ahorrar

costes en la factura eléctrica.

113


La aplicación de este modelo tiene como objetivo principal la eliminación de los picos de potencia de la factura

para disminuir el coste global de la misma, instalando baterías de diferentes tamaños con distintos costes, se

eliminarán una mayor o menor cantidad de picos de potencia al año, realizando más o menos ciclos de carga y

descarga y, por tanto, poseyendo una mayor o menor vida útil de la instalación. Los tamaños de baterías

estudiadas oscilarán entre 600 y 5.750 W de Potencia y entre 600 y 5.750 Wh de capacidad de almacenamiento

de energía.

El primer paso del modelo será evaluar el coste global de la instalación en función de la potencia y energía de

las baterías y la estimación del precio del resto de componentes. Una vez hecho esto se calculará en base a la

potencia media cuartohoraria el número de picos que cubrirá el sistema al año en función de las

características del mismo, estimando de esta manera la vida útil del sistema. A continuación, se estimará el

ahorro por disminuir los escalones de potencia contratada, calculándose los ahorros anuales para la vida útil del

sistema para distintos tamaños de baterías. Por último, se estimará con que tamaño de los analizados se obtiene

la rentabilidad más óptima analizando diversos parámetros económicos y financieros como la tasa interna de

retorno (TIR) o el valor presente neto (VPN).

7.3. Análisis del ciclo de vida del sistema

La metodología seguida para estimar la vida útil del conjunto de baterías se explica a continuación. El criterio

utilizado para la evaluación será mediante el cálculo de ciclos de carga y descarga que realizará durante el

año. Con este objetivo en mente, haciendo uso del conjunto de potencias medias cuartohorarias para un año

completo, según distintos tamaños de baterías, se puede estimar cuantos picos eliminará al año respecto al

intervalo de mayor potencia demandada durante el año completo, que resulta ser de 5,75 kW de acuerdo con la

hipótesis comentada.

De este modo, por ejemplo, para una potencia máxima consumida en intervalos de 15 minutos durante todo el

año, un sistema de baterías de 1 kW eliminará aquellas potencias superiores a 4,75 kW aprovechando el sistema

para suplir aquellos intervalos en los que el consumo sea mayor. De esta manera la vida útil del sistema

disminuirá acorde con el número de intervalos en los que el sistema actúe. En la Figura 7-1 se muestra lo

explicado anteriormente.

Figura 7-1. Eliminación de picos de potencia mediante instalación de almacenamiento en baterías (fuente elaboración

propia)

En este caso por ejemplo instalando un sistema de 4 kW de potencia con el razonamiento anterior se cubrirían,

0

0,5

1

1,5

2

2,5

00

:15

:00

01

:00

:00

01

:45

:00

02

:30

:00

03

:15

:00

04

:00

:00

04

:45

:00

05

:30

:00

06

:15

:00

07

:00

:00

07

:45

:00

08

:30

:00

09

:15

:00

10

:00

:00

10

:45

:00

11

:30

:00

12

:15

:00

13

:00

:00

13

:45

:00

14

:30

:00

15

:15

:00

16

:00

:00

16

:45

:00

17

:30

:00

18

:15

:00

19

:00

:00

19

:45

:00

20

:30

:00

21

:15

:00

22

:00

:00

22

:45

:00

23

:30

:00

Po

ten

cia

de

la b

ater

ía (

kW)

intervalos cuartohorarios de tiempo (hora:minuto:segundo)

Eliminación de picos de potencia durante un día completo



114

114

según esta hipótesis, los picos de potencia superiores a 1,75 kW (5,75 kW – 4 kW). Para este día en concreto se

usaría la batería para suplir dos intervalos temporales de 15 minutos aplicando dos ciclos de descarga.

Para estimar los ciclos de descarga que realizará la batería, se aplica el proceso determinado en el párrafo anterior

respecto al año completo.

Si se asume un ciclo de carga por cada vez que se produce uno de descarga en el sistema, se calculará para

distintos tamaños de las baterías el número de veces que entra acción al año, suponiendo que se mantenga el

mismo consumo durante los años próximos y una vida útil de las baterías de ion-litio de 5.000 ciclos, el resultado

se expresa en la Tabla 7-1.

Potencia del sistema de baterías

(W)

Ciclos realizados por la batería (ciclos/año)

Vida útil del sistema (años)

600 6 833,33

900 10 500,00

1.100 14 357,14

1.500 30 166,67

1.800 50 100,00

2.100 94 53,19

2.300 128 39,06

2.700 296 16,89

3.000 488 10,25

3.300 710 7,04

3.450 870 5,75

3.700 1.436 3,48

4.025 2.062 2,42

4.300 2.690 1,86

4.650 3.720 1,34

5.200 8.410 0,59

5.500 27.078 0,18

5.750 39.932 0,00

Tabla 7-1. Años de vida útil del sistema para distintos tamaños de baterías (fuente: elaboración propia)

Los ciclos realizados por los distintos tamaños del sistema y la vida útil en años se representan en la Figura 7-2

y en la Figura 7-3.

115


Figura 7-2. Años de vida útil del sistema de almacenamiento en baterías (elaboración propia)

Figura 7-3. Número de ciclos que realiza la batería (Elaboración propia)

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00

22,00

24,00

60

0

90

0

11

00

12

00

15

00

18

00

21

00

23

00

24

00

27

00

30

00

33

00

34

50

37

00

40

25

43

00

46

50

52

00

55

00

57

50

Añ

os

de

vid

a d

el s

iste

ma

Potencia (W) y Energía (Wh)

Vida útil del sistema (años)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

Nú

mer

o d

e ci

clo

s re

aliz

ado

s

Potencia de la batería (kW)

Número de ciclos que realiza la batería según la potencia demandada a partir de la que actúa



116

116

7.4. Estimación de los costes de la instalación

En este capítulo se realizará una estimación sobre los costes totales del sistema de almacenamiento según su

tamaño, siendo este paso necesario para el posterior análisis de rentabilidad del proyecto.

Costes del Sistema de almacenamiento

Como ya se introdujo en el capítulo 4.5, la tecnología de almacenamiento que se empleará en este proyecto serán

baterías de ion-litio, sin embargo, en el capítulo mencionado también se hace una aclaración sobre la previsión

de la disminución de precios en los próximos años de este tipo de baterías. Según la literatura actual el umbral

de rentabilidad para esta tecnología de almacenamiento podría alcanzarse en algo menos de una década, por lo

que, con previsión a futuro, se tomará la hipótesis siguiente: se supondrá para el estudio que los precios de

las baterías de ion litio se corresponden con los precios de las baterías de plomo ácido actualmente, lo que

supone una aproximación razonable en principio con vistas a los próximos años. Más adelante en este texto se

comprobará como de realista es esta hipótesis comparando con estimaciones actuales de algunos autores.

En la Tabla 7-2 se incluyen datos reales de costes sobre baterías de plomo ácido VARTA, de distintas potencias

y capacidades de almacenamiento obtenidas de la web de un distribuidor.

POTENCIA (W)

CAPACIDAD DE

ALMACENAMIENTO

(Wh)

COSTE (€)

3960 540 62

6480 720 75,34

9120 840 142,13

8880 960 193

11400 1260 216,9

Tabla 7-2. Tabla de precios reales de baterías de plomo ácido VARTA (fuente: datos de Amazon.es, elaboración propia

de tabla)

Con los datos de la Tabla 7-2 se realizará un proceso de regresión lineal con variables múltiples para obtener

una expresión numérica que relacione el coste de las baterías (variable dependiente) en euros, con la potencia y

capacidad de almacenamiento de las mismas (variables independientes) en vatios y vatios-hora

respectivamente, de forma que se pueda estimar el precio para distintos tamaños de almacenamiento respecto a

la potencia y la capacidad de almacenamiento de energía de las baterías.

Una vez completado este proceso de regresión lineal, se muestra en (7-1) la expresión completa que relaciona

las variables mencionadas.

𝐶𝐵𝑎𝑡(€) = 0,0074 ∙ 𝑃(𝑊) + 0,1657 ∙ 𝐸(𝑊ℎ) − 64,0855 (7-1)

Dónde:

𝐶𝐵𝑎𝑡(€): Coste en euros del sistema de almacenamiento.

𝑃(𝑊): Potencia en vatios del sistema de almacenamiento.

𝐸(𝑊ℎ): Energía del sistema de almacenamiento.

117


Se puede destacar que el coeficiente de determinación múltiple R2 ajustado, que denota el porcentaje de

varianza justificado por los variables independientes, es de 0,787, suponiendo una correlación cercana a la

unidad entre las dos variables independientes. El error estándar múltiple es de 31,773.

Coeficiente de determinación R2 ajustado 0,787

Error estándar múltiple 31,773

Coeficiente de correlación múltiple 0,945

Tabla 7-3. Parámetros de la regresión lineal múltiple (fuente: elaboración propia)

Costes del resto de elementos del sistema

El resto de componentes del sistema comprenden principalmente los subsistemas de conversión de potencia y

control. Al contrario que el sistema de baterías, no presentan una fuerte dependencia con los niveles de potencia

y energía de los que conste el sistema, es decir del tamaño del mismo, por lo que de acuerdo a fuentes consultadas

en la industria se puede estimar que, para potencias bajas en un intervalo entre 0.5 y 6 kW, los precios de

estos elementos se pueden considerar constantes y con un valor estimado de 100 € si se consiguen las

condiciones adecuadas para que estos mismos se produzcan en masa. Así que se tomará esta hipótesis para

estimar el precio de estos elementos.

𝐶𝑃𝐶𝑆+𝐶𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙 = 100 € (7-2)

Costes del Sistema completo

Una vez se ha estimado el precio de los componentes por separado, se unen según la expresión (7-3) para formar

el coste del sistema completo.

𝐶(€) = 𝐶𝐵𝑎𝑡(€) + 𝐶𝑃𝐶𝑆+𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙(€) (7-3)

Dónde:

𝐶(€): Coste del sistema completo en euros.

𝐶𝐵𝑎𝑡(€): Coste del sistema de baterías en euros.

𝐶𝑃𝐶𝑆+𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙(€): Coste del resto de elementos del sistema en euros.

Aplicando (7-3), uniendo las expresiones (7-1) y (7-2), se obtiene la expresión general para el coste completo

del sistema.

𝐶𝐵𝑎𝑡(€) = 0,0074 ∙ 𝑃(𝑊) + 0,1657 ∙ 𝐸(𝑊ℎ) + 35,9144 (7-4)

En la Figura 7-4 se muestra la previsión de costes con el ajuste realizado en este capítulo. Se debe puntualizar

que, al poseer el coste total del sistema una expresión que depende de dos variables, potencia y energía, tal como

se puede observar en (7-4) la expresión gráfica del mismo debería ser un plano. Sin embargo, a consecuencia de

la hipótesis realizada en 6.3.3 sobre los ciclos de carga y descarga, los tamaños de baterías analizados coincidirán

en el valor de potencia y energía para vatios y vatios-hora respectivamente para cada caso que se estudie, por lo

que la representación gráfica de los costes se puede mostrar directamente con una curva haciendo

coincidir los ejes de potencia y energía.



118

118

Figura 7-4. Curva ajustada con precios estimados del sistema completo (fuente: Elaboración propia)

7.5. Estimación del ahorro económico anual del sistema

Una vez se ha estimado la inversión necesaria para el sistema así como el ciclo de vida según el tamaño de las

baterías para el cliente estudiado, se analizará el ahorro económico anual del sistema para distintos tamaños.

Siguiendo la metodología empleada en el apartado 2.2.4, se usará la ecuación (2-5) para calcular estos flujos de

ahorros anuales haciendo uso de los parámetros económicos que se recuerdan a continuación.

IMPUESTO DEL VALOR ADQUIRIDO (IVA) (%) 21 %

IMPUESTO DE LA ELECTRICIDAD (%) 5,11 %

TÉRMINO DE POTENCIA (€

𝒌𝑾∙𝒎𝒆𝒔) 3,503

POTENCIA CONTRATADA INICIAL (kW) 5.75

Tabla 7-4. Datos para el cálculo del ahorro anual por disminución de la potencia contratada (fuente: elaboración propia)

Haciendo uso además de la Tabla 2-1 que muestra las potencias normalizadas que puede contratar el cliente y

del concepto de potencia reducida, que sirve para mostrar la potencia a la que se podría reducir respecto a la

contratada inicialmente instalando el sistema de baterías se calcula el ahorro anual para cada tamaño del sistema.

0

200

400

600

800

1000

1200

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Co

ste

del

sis

tem

a (€

)

Potencia y energía de las baterías (W y Wh)

Coste del sistema de almacenamiento en baterías (€)

119


En la Tabla 7-5 se incluyen los flujos de ahorro anuales para las distintas potencias de las baterías estudiadas, en

este momento se debe introducir otra hipótesis, consistente en suponer que los flujos anuales de ahorro serán

constantes. En aras de la simplicidad, esto supone realizar los cálculos considerando que el término de

potencia, así como el impuesto eléctrico y el IVA permanecerán constantes durante el ciclo de vida de la

instalación. En la Figura 7-5 se representa gráficamente la evolución de este ahorro, que depende de la reducción

en el escalón de la potencia contratada, representada también en la misma gráfica. Cuando se reduce la potencia

necesaria lo suficiente, como para disminuir un escalón en la potencia normalizada necesaria para cubrir todo el

consumo, el ahorro sube un escalón a la vez que esta potencia contratada disminuye otro. Estos dos parámetros

junto al ciclo de vida de la instalación y el coste de la misma, son los elementos que acabarán definiendo el grado

de rentabilidad del proyecto.

Figura 7-5. Ahorro anual según la potencia del sistema de almacenamiento (fuente: elaboración propia)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Po

ten

cia

con

trat

ada

(W)

Ah

orr

o a

nu

al (

€)

Potencia y energía del sistema de almacenamiento (W)

Ahorro anual y potencia contratada óptima según la potencia del sistema de almacenamiento (€)

Ahorro anual Potencia contratada



120

120

Tabla 7-5. Estimación de los flujos de ahorro anual para distintos tamaños de baterías (fuente: elaboración propia)

POTENCIA DEL

SISTEMA DE

ALMACENAMIENTO (W)

POTENCIA REDUCIDA

(kW)

POTENCIA CONTRATADA

ÓPTIMA (kW) AHORRO ANUAL (€)

600 5,150 5,750 0,00

900 4,850 5,750 0,00

1.100 4,650 4,650 58,81

1.500 4,250 4,650 58,81

1.800 3,950 4,650 58,81

2.100 3,650 4,650 58,81

2.300 3,450 3,450 122,96

2.700 3,050 3,450 122,96

3.000 2,750 3,450 122,96

3.300 2,450 3,450 122,96

3.450 2,300 2,300 184,45

3.700 2,050 2,300 184,45

4.025 1,725 1,725 215,19

4.300 1,450 1,725 215,19

4.650 1,100 1,100 248,60

5.200 550 1,100 248,60

5.500 250 1,100 248,60

5.750 0 0 0,00

121


7.6. Análisis de rentabilidad del proyecto

Una vez calculado todo lo anterior, se estimará la rentabilidad del proyecto para distintos tamaños del sistema

de almacenamiento mediante diferentes parámetros económicos y financieros, de forma que se pueda

seleccionar la opción más óptima con criterio.

Definición de parámetros económicos y financieros para la realización del análisis

Para el análisis de rentabilidad, a partir de los datos y resultados de los apartados anteriores, se calcularán una

serie de parámetros que serán los que definan la viabilidad o no de la inversión en el sistema de almacenamiento.

Estos parámetros se describen a continuación.

Valor presente neto (VPN): Este parámetro expresa la diferencia entre la inversión que se realice en

la actualidad y el valor actual de los flujos futuros de efectivo, de forma que aplicando una tasa de

descuento, que expresa el valor del capital a lo largo del tiempo, permite evaluar la rentabilidad del

proyecto durante su vida útil.

𝑽𝑷𝑵 = ∑𝑺𝒕

(𝟏+𝒌)𝒕 − 𝑰𝟎𝑻𝒕=𝟏 (7-5)

Dónde:

St(€): flujo de capital en el año t

k: tasa de descuento

I0(€): inversión inicial

Tasa interna de retorno (TIR): parámetro para la valoración de la conveniencia de inversiones, es la

tasa a la que el VPN de gastos de inversión iguala al VPN de los flujos de capital positivos. Dicho de

otra forma, es la tasa que hace que el VPN de todos los flujos de capital sea igual a cero.

𝟎 = ∑𝑺𝒕

(𝟏+𝑻𝑰𝑹)𝒕 − 𝑰𝟎𝑻𝒕=𝟏 (7-6)

Período de recuperación de la inversión (Payback): es el tiempo que transcurre desde que se realiza

una inversión hasta que se recupera la totalidad de la misma durante la vida útil del proyecto.

Tasa NPV/I0: permite conocer el ratio entre cada euro que se obtiene de beneficio por cada euro que se

invierte.

La tasa de descuento se tomará como el coste medio ponderado del capital (CMPC), que descuenta los flujos

de caja futuros cuando se valora un proyecto de inversión. Para proyectos relacionados con distribución eléctrica,

este valor es de 6.2 %. Teniendo además en cuenta que se considerarán precios constantes para el marco

temporal completo estudiado.

Elaboración y resultados del modelo económico-financiero para distintos tamaños del sistema de almacenamiento de energía

En este apartado se calcularán los parámetros descritos en los párrafos anteriores para distintos tamaños del

sistema de baterías, de forma que se puedan extraer una serie de conclusiones sobre qué caso proporciona una

rentabilidad más alta.

Para lograr el objetivo anterior, el primer paso será recordar según cada tamaño del sistema, la vida útil que

tendrá, el ahorro anual durante su ciclo de vida y la inversión que supondrá. Todos estos valores se han ido

calculando a lo largo de este texto y se expresan en conjunto en la Tabla 7-6, que expresa todos los flujos

económicos del proyecto y su duración para distintos tamaños del sistema para su análisis. Con estos datos, ya

se puede llevar a cabo el análisis de la inversión calculando todos los parámetros definidos. Este análisis queda

representado en la Tabla 7-7.



122

122

Tabla 7-6. Flujos económicos y período de duración del proyecto para distintos tamaños de almacenamiento (fuente:

elaboración propia)

POTENCIA DEL

SISTEMA DE

ALMACENAMIENTO

(W)

AHORRO ANUAL

(€)

VIDA ÚTIL DEL

SISTEMA (T) (años) INVERSIÓN INICIAL

I0 (€)

600 0,00 833,33 139,74

900 0,00 500,00 191,65

1.100 58,81 357,14 226,25

1.500 58,81 166,67 295,47

1.800 58,81 100,00 347,38

2.100 58,81 53,19 399,29

2.300 122,96 39,06 433,89

2.700 122,96 16,89 503,11

3.000 122,96 10,25 555,02

3.300 122,96 7,04 606,93

3.450 184,45 5,75 632,88

3.700 184,45 3,48 676,14

4.025 215,19 2,42 732,38

4.300 215,19 1,86 779,96

4.650 248,60 1,34 840,53

5.200 248,60 0,59 935,69

5.500 248,60 0,18 987,60

5.750 0,00 0,00 1.030,86

123

123


Tabla 7-7. Resultados del modelo económico y financiero (fuente: elaboración propia)

Análisis de resultados y selección de tamaño óptimo del sistema de almacenamiento

En este apartado se realizará primero un análisis de los resultados procedentes del análisis económico y

posteriormente en base a esto se seleccionará el tamaño óptimo del sistema de almacenamiento.

7.6.3.1 Análisis del valor presente neto

Este parámetro se representa en la Figura 7-6. Como se puede observar, este valor tiene intervalos durante los

que presenta un crecimiento con pequeñas disminuciones intermedias hasta que se vuelve a producir un repunte

del mismo, en los tamaños más altos analizados ya presenta un brusco decrecimiento.

Esta variable presenta unos valores de rentabilidad positivos entre 1.100/1.100 W/Wh y 3.450/3.450 W/Wh de

tamaño del sistema de almacenamiento. Fuera de este intervalo no se debe considerar el proyecto ya que

produciría pérdidas económicas. El valor más elevado que se obtiene es con una batería de 2.300/2.300 W/Wh,

siendo el VPN para este tamaño de 1.359,50 €.

POTENCIA DEL

SISTEMA DE

ALMACENAMIENTO

(W)

VPN (€) TIR (%) VPN/I0 PAYBACK (años)

600 -139,74 € N/A -1,00 € N/A

900 -191,65 € N/A -1,00 € N/A

1.100 722,28 € 26% 3,19 € 3,85

1.500 653,02 € 20% 2,21 € 5,02

1.800 598,70 € 17% 1,72 € 5,91

2.100 510,12 € 15% 1,28 € 6,79

2.300 1.359,50 € 28% 3,13 € 3,53

2.700 722,66 € 24% 1,44 € 4,09

3.000 341,49 € 18% 0,62 € 4,51

3.300 74,65 € 10% 0,12 € 4,94

3.450 229,86 € 17% 0,36 € 3,43

3.700 -115,06 € -2% -0,17 € N/A

4.025 -262,64 € -17% -1,22 € N/A

4.300 -413,50 € -36% -1,92 € N/A

4.650 -530,59 € -50% -0,63 € N/A

5.200 -796,52 € -84% -0,85 € N/A

5.500 -944,38 € -95% -0,96 € N/A

5.750 -1.030,86 € N/A -1,00 € N/A



124

124

Otro elemento a destacar, si se observa de nuevo la Figura 7-6, son los repuntes en los valores que se

producen cada cierto aumento en el tamaño de las baterías, siendo este intervalo prácticamente constante.

Este hecho es muy importante y está relacionado con la disminución en la potencia contratada. Se explicará

en detalle este fenómeno en las conclusiones finales de este capítulo.

Figura 7-6. Representación del valor presente neto para distintos tamaños de baterías (fuente: elaboración propia)

7.6.3.2 Análisis de la tasa interna de retorno

La representación gráfica de la tasa interna de retorno se encuentra en la Figura 7-7. Se debe resaltar el hecho de

que para los valores de 600/600, 900/900 y 5.750/5.750 W/Wh el ahorro anual es nulo, en los dos primeros casos

debido a que la potencia contratada no consigue disminuirse al nivel normalizado más cercano y en el tercero

por qué, la batería debería realizar tal número de ciclos en un intervalo muy pequeño de tiempo que no

proporcionaría ahorro alguno durante su vida útil.

Teniendo lo anterior en cuenta se observa de nuevo un intervalo central de tamaños que proporciona una TIR

positiva, este intervalo transcurre al igual que en el VPN entre 1.100/1.100 W/Wh y 3.450/3.450 W/Wh

alcanzando los dos valores máximos de 28 % y 26 % en 2.300/2.300 W/Wh y 1.100/1.100 W/Wh

respectivamente. A partir del valor máximo mencionado en 2.300/2.300 W/Wh la rentabilidad ya decrece hasta

alcanzar valores negativos para tamaños mayores.

En esta gráfica quedan patentes de nuevo los repuntes en los valores en intervalos constantes de tiempo

mencionados anteriormente en el apartado previo.

7.6.3.3 Análisis del período de recuperación de la inversión

El período de recuperación de la inversión de los proyectos que resultan rentables queda representado en la

Figura 7-8. Los proyectos rentables se dan de nuevo en los intervalos intermedios de tamaño de los sistemas,

esto es entre 1.100/1.100 W/Wh y 3.450/3.450 W/Wh oscilando entre 3 años y 5 meses, y 6 años y 10 meses el

tiempo en recuperar la inversión. Los dos mejores valores son de 3,43 y 3,53 años para baterías con un tamaño

de 3.450/3.450 W/Wh y 2.300/2.300 W/Wh respectivamente.

(€1.500,00)

(€1.000,00)

(€500,00)

€0,00

€500,00

€1.000,00

€1.500,00

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000VP

N (

€)


Valor presente neto en función del tamaño del sistema de almacenamiento(€)

125


Figura 7-7. Representación de la tasa interna de retorno (fuente: elaboración propia)

Figura 7-8. Período de recuperación de la inversión (fuente: elaboración propia)

7.6.3.4 Análisis del ratio VPN/I0

Este ratio se puede observar en la Figura 7-9, al igual que ocurre con los ratios anteriores, los tamaños de

almacenamiento que proporcionan valores positivos se encuentra en el intervalo central del rango de tamaños

de baterías. El valor mayor de este parámetro se alcanza con una batería de 1.100/1.100 W/Wh obteniéndose

3,19 € de beneficio durante la vida útil del proyecto por cada euro invertido. El segundo mejor valor se obtiene

con la batería de 2.300/2.300 W/Wh y una rentabilidad de 3,13 € por cada euro invertido.

-100%

-80%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

TIR

(%

)


Tasa interna de retorno según el tamaño del sistema de almacenamiento (€)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

Pay

bac

k (a

ño

s)


Período de recuperación de la inversión (años)



126

126

Figura 7-9. Representación de la relación beneficio económico/inversión (fuente: elaboración propia)

7.6.3.5 Conclusiones y selección de tamaño óptimo

Las conclusiones más relevantes que se extraen tras el análisis de los resultados del modelo son las siguientes:

Se demuestra que la instalación de un sistema de almacenamiento en baterías para suavizar picos

de potencia será rentable en los próximos años proporcionando un ahorro anual que puede resultar

significativo, dependiendo del tamaño del sistema.

Para una potencia contratada de 5,75 kW, los tamaños del sistema de almacenamiento que resultan

rentables se sitúan en un intervalo de valores entre 1.100/1.100 W/Wh y 3.450/3.450 W/Wh.

Es posible recuperar la inversión en un período de entre 3,43 y 6,79 años según el tamaño seleccionado

con un promedio de 4,67 años para proyectos rentables.

El promedio del valor presente neto de sistemas de almacenamiento viables económicamente es de

579,14 €

El promedio de la tasa interna de rentabilidad de los sistemas de almacenamiento viables

económicamente es del 19 %

El promedio del ratio VPN/I0 de los sistemas de almacenamiento que resultan viables

económicamente es de 1,56 € de beneficio por cada € invertido.

Como se ha comentado en los análisis individuales de cada variable, se dan repuntes positivos de rentabilidad

en ciertos tamaños de baterías. Ya se introdujo que este fenómeno tenía que ver con la disminución en la potencia

contratada, ya que recordando lo comentado en el apartado 7.5, en el momento en el que se disminuye la potencia

contratada un nivel, tomando como niveles las potencias normalizadas en España representados en la Tabla 2-1,

se produce un aumento en los flujos de ahorro anuales incrementando la rentabilidad general del proyecto. La

conclusión principal de esto es que todo aumento en el tamaño del sistema de almacenamiento que no represente

una disminución de nivel de potencia contratada normalizada, no proporcionará un ahorro extra en cuanto al

término de potencia, sino que solo incrementará el coste del mismo reduciéndose además la vida útil de los

equipos por realizar más ciclos. Así que las potencias de los equipos más óptimas en cuanto a rentabilidad

serán aquellas que reducen la potencia contratada inicial a valores que coincidan con el resto de potencias

normalizadas existentes.

Conociendo todo lo anterior, las baterías de 1.100/1100 y 2.300/2300 W/Wh presentan resultados muy parejos

en cuanto TIR, VPN/I0 y Payback, sin embargo, el VPN de la batería de 2.300/2.300 W/Wh es claramente

(€3,00)

(€2,00)

(€1,00)

€0,00

€1,00

€2,00

€3,00

€4,00

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

€ b

enef

icio

/€ in

vert

ido


Relación beneficio económico/inversión

127


superior, por lo que la batería más óptima de las estudiadas según las hipótesis tomadas para el cliente

elegido, es la que posee 2.300 W de potencia y 2.300 Wh de capacidad de almacenamiento de energía.

1100/1100 kW/kWh 2300/2300 kW/kWh

I0 226,26 € 433,89 €

AHORRO ANUAL 58,81 € 122,96 €

VIDA ÚTIL 357,14 años 39,06 años

VPN 722,28 € 1.359,50 €

TIR 26 % 28 %

VPN/I0 3,19 € 3,13 €

PAYBACK 3,85 años 3,53 años

Tabla 7-8. Tabla comparativa de los dos tamaños más rentables de las baterías estudiadas (fuente: elaboración propia)



128

128

129


8 CONCLUSIONES, RECOMENDACIONES Y

FUTURAS LÍNEAS DE INVESTIGACIÓN

Lo largo de este texto se han analizado y presentado una serie de resultados en lo que se refiere al

suavizado de picos de potencia a nivel doméstico usando un sistema de almacenamiento de energía,

subrayando el hecho de que el método utilizado adopta un punto de vista diferente en cuanto a la literatura

existente en este ámbito. El objetivo inicial consistía en demostrar que se puede conseguir un ahorro significativo

en la factura eléctrica, centrando de esta forma el proceso de optimización en disminuir los costes asociados a la

potencia eléctrica consumida. Para llevar a cabo esta optimización anteriormente mencionada se ha definido y

seleccionado un sistema de almacenamiento en baterías, incluyendo control y conversión de potencia haciendo

uso de contadores inteligentes, cada vez más asentados en las viviendas y sin los cuáles sería imposible obtener

todas las medidas necesarias de entrada para el sistema. Este hecho unido al profundo cambio sufrido en las

tarifas eléctricas en España y que permiten cada vez mayor flexibilidad y adaptabilidad al consumo, crean un

escenario favorable para demostrar la viabilidad de estos sistemas en el marco actual y en el futuro próximo. Se

debe resaltar el hecho de que se ha cumplido el objetivo inicial respecto a comprobar la rentabilidad de un

proyecto de este tipo, lo cual ha quedado demostrado a lo largo de este texto con el modelo técnico-económico

elaborado para tal fin.

La reducción de los costes de los componentes del sistema en los últimos años es uno de los grandes pilares en

el que se asientan los últimos estudios y análisis en el ámbito del almacenamiento doméstico de energía,

especialmente en las baterías de ion-litio, que son las utilizadas en este proyecto concreto y son las que presentan

un futuro más esperanzador respecto a esta aplicación concreta. Esta reducción de precios posee tanta

importancia porque permitirá a numerosos hogares por todo el mundo adoptar una instalación de este tipo, sin

que suponga un gasto inasumible para la mayoría de personas, llegando a un mayor número de clientes. Estas

razones permiten, dentro de la especulación y grado de incertidumbre que presenta toda previsión, vislumbrar

un futuro esperanzador en esta tecnología si se continúan dando las condiciones adecuadas.

El modelo mencionado, arroja como opción más óptima económicamente una batería de 2.300 W de

potencia y 2.300 Wh de capacidad de almacenamiento de energía, con un valor presente neto de 1359,50

€ y una tasa interna de retorno del 28 %. Se recuperaría la inversión realizada de 433,89 € en 3,53

años, ahorrando 122,96 € cada año y reduciendo la potencia contratada inicial de 5,75 kW a 3,45 kW.

Este sistema en su conjunto podría ser adquirido por cada propietario individualmente para su explotación

o podría establecerse un modelo de negocio, en el cual una empresa financie los costes de instalación y

comparta parte del ahorro económico producido sobre el usuario a través de un acuerdo entre ambas partes,

esto abre la posibilidad a sistemas de almacenamiento mayores que suplan la potencia de más de un usuario

multiplicando el ahorro producido mediante inversiones de capital mayores. En cuanto a esta inversión,

existen algunas trabas legislativas en España, sobre todo en lo referente a venta de energía excedente a la

red, que queda desincentivada por nuevos impuestos incorporados recientemente, eliminando actualmente

el ahorro para esta aplicación concreta y estableciendo peajes de conexión, estos decretos se espera que

sean derogados a corto o a medio plazo para permitir una mayor integración de estos sistemas en España.

Este proyecto presenta una de las múltiples posibilidades respecto al ahorro energético en la factura eléctrica

mediante almacenamiento de energía. La primera transferencia de este proyecto consiste en la elaboración de

un artículo incluyendo los aspectos y resultados clave, que se encuentran presentes en este documento. Este

artículo ha sido enviado a la revista Journal of Modern Power Systems and Clean Energy y se encuentra

actualmente a fecha de noviembre de 2016 en proceso de revisión para ser publicado.

La optimización del término de energía, ya estudiada en profundidad, la elaboración de un algoritmo de control

complejo que optimice ambos términos según que resulte más rentable en cada momento, la utilización para

otras aplicaciones como la mejora en la calidad de suministro y el apoyo durante cortes además de la carga de

A

Conclusiones, recomendaciones y futuras líneas de investigación

130

130

vehículos eléctricos son solo algunas de las múltiples líneas de desarrollo actuales en el prometedor futuro del

almacenamiento de energía.

131


Anexo A: Requisitos de las comercializadoras de referencia

132

132

ANEXO A: REQUISITOS DE LAS

COMERCIALIZADORAS DE REFERENCIA

Para obtener el calificativo de comercializadora de referencia, el artículo 3 del Real Decreto 216/2014 dispone

lo siguiente:

Artículo 3. Requisitos de los comercializadores de referencia.

1. Tendrán la condición de comercializadores de referencia en todo el territorio español y la obligación de asumir

el suministro a los consumidores de energía eléctrica que se determinan en el artículo 4 del presente real decreto,

los comercializadores que a tal fin sean designados por estar integrados en los grupos empresariales, tal como

se definen en el artículo 42 del Código de Comercio, que hayan suministrado en el territorio español a más de

100.000 clientes de media en los últimos doce meses.

En el caso de las Ciudades de Ceuta y Melilla el número de suministros de energía eléctrica deberá superar los

25.000 clientes de media en los últimos doce meses y la obligación podrá alcanzar únicamente al territorio de la

ciudad autónoma respectiva.

Cada cuatro años se revisará la obligación y los criterios para ser designado por real decreto comercializador de

referencia atendiendo al grado de liberalización del mercado y para adecuarlos a la situación del sector eléctrico.

2. Podrán ser comercializadores de referencia en todo el territorio español las empresas comercializadoras de

energía eléctrica que cumplan los siguientes requisitos:

a) Tener un capital social mínimo de 500.000 euros.

b) Haber desarrollado la actividad de comercialización de energía eléctrica para el suministro a consumidores

durante los últimos tres años, habiéndose mantenido durante este tiempo ininterrumpidamente en el

cumplimiento de los requisitos de capacidad legal, técnica y económica exigidos en el título V del 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.

En particular, las empresas comercializadoras deberán acreditar que han cumplido la obligación de adquirir la

energía necesaria para el desarrollo de sus actividades, establecida en el artículo 46.1 c) de la Ley 24/2013, de

26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

c) No haber sido inhabilitada para el ejercicio de la actividad de comercialización en los últimos tres años ni

haber sido sancionada por la comisión de una infracción administrativa grave o muy grave en materia de

comercialización de energía eléctrica mediante resolución firme en vía administrativa, en el último año o en los

últimos tres años respectivamente, ni pertenecer a ningún grupo empresarial o empresas vinculadas que lo

hubieran sido.

d) No haber visto traspasados sus clientes en los últimos tres años mediante resolución firme en vía

administrativa, ni pertenecer a ningún grupo empresarial o empresas vinculadas que, habiendo ejercido la

actividad de comercialización, hubiera visto traspasados sus clientes.

e) Tener un número mínimo de 25.000 clientes de media en los últimos doce meses en el territorio español.

Las empresas que cumplan los anteriores requisitos podrán solicitar al Ministerio de Industria, Energía y

Turismo su designación como comercializadores de referencia, adjuntando la documentación que acredite el

cumplimiento de los requisitos.

El Ministro de Industria, Energía y Turismo adoptará, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados

y la Competencia, la resolución que corresponda en el plazo máximo de tres meses. La orden por la que se

designe a la solicitante comercializadora de referencia habrá de ser publicada en el «Boletín Oficial del Estado»,

sin perjuicio de su inclusión en el listado de comercializadores de referencia publicado en la página web de la

Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia con sus datos de contacto actualizados.

133


3. A los efectos de acreditar el cumplimiento de la condición recogida en el apartado 2.b), la solicitud de

designación de comercializador de referencia deberá ir acompañada de sendos certificados emitidos por el

Operador del Sistema y, en su caso, el Operador del Mercado, en los que se declare que la interesada se ha

mantenido en el cumplimiento de los requisitos de capacidad técnica y económica exigidos en la normativa

durante los últimos tres años.

Asimismo, para la acreditación de la capacidad legal, el interesado deberá aportar comprobante de condición de

sociedad mercantil debidamente inscrita en el registro correspondiente o equivalente en su país de origen, y

contar con un objeto social que acredite la capacidad para vender y comprar energía eléctrica sin limitaciones o

reservas al ejercicio de dicha actividad.

4. Los comercializadores de referencia designados conforme al apartado 2 habrán de mantenerse en el

cumplimiento de esos requisitos durante el ejercicio de su actividad.

A estos efectos, el órgano competente para inspeccionar o para sancionar, según proceda, deberá comunicar a la

Secretaría de Estado de Energía tanto cualquier incumplimiento de estos requisitos como la imposición de

sanciones en materia de comercialización de energía eléctrica en el plazo máximo de un mes desde que sean

firmes en vía administrativa.

En caso de que un comercializador de referencia incumpla alguno de los requisitos exigidos para el ejercicio de

su actividad, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo podrá, previa audiencia del interesado, declarar la

extinción de la habilitación para actuar como comercializador, así como el traspaso de los clientes de dicho

comercializador a otro comercializador de referencia, en los términos previstos en el artículo 47.2 de la Ley

24/2013, de 26 de diciembre.

5. Los comercializadores de referencia designados conforme al apartado 2 que deseen dejar de ser

comercializadores de referencia, podrán hacerlo siempre que hayan tenido tal condición durante un periodo

mínimo de cuatro años, y de acuerdo con los requisitos y el procedimiento que reglamentariamente se

establezcan.

Anexo A: Requisitos de las comercializadoras de referencia

134

134

135


ANEXO B: METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO

DEL TÉRMINO DE ENERGÍA ACTIVA DEL PVPC

En este anexo se describirá el método para el cálculo del término de energía activa del PVPC. Este método viene

detallado en el capítulo III del Real Decreto 216/2014 de 28 de marzo.

.

TÍTULO III

Precios voluntarios para el pequeño consumidor

CAPÍTULO I

Definición y estructura de los precios voluntarios para el pequeño consumidor

Artículo 5. Definición y condiciones de aplicación de los precios voluntarios para el pequeño consumidor.

1. Los precios voluntarios para el pequeño consumidor serán los precios máximos que podrán cobrar los

comercializadores de referencia a los consumidores que se acojan a dicho precio, de acuerdo con lo dispuesto

en el artículo 17 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, y en los términos previstos en este

real decreto.

2. Los precios voluntarios para el pequeño consumidor serán los resultantes de aplicar la metodología de cálculo

prevista en el presente real decreto y se fijarán considerando la estructura de peajes de acceso y cargos en vigor

en cada momento.

3. Podrán acogerse a los precios voluntarios para el pequeño consumidor los titulares de los puntos de suministro

efectuados a tensiones no superiores a 1 kV y con potencia contratada menor o igual a 10 kW. Dicho límite de

potencia podrá ser modificado por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo Acuerdo de la

Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos.

4. Se entenderá que un consumidor se acoge al precio voluntario para el pequeño consumidor cuando,

cumpliendo los requisitos para poder acogerse a dicho precio, sea suministrado y haya formalizado el

correspondiente contrato de suministro con un comercializador de referencia y no se haya acogido expresamente

a otra modalidad de contratación.

5. Salvo manifestación expresa en contrario por parte del consumidor, la modalidad de contratación con el

comercializador de referencia será a precio voluntario para el pequeño consumidor. Se entenderá que el

consumidor ha realizado manifestación expresa siempre que ésta sea acreditada por cualquier medio contrastable

que permita garantizar la identidad del mismo.

6. Los precios voluntarios para el pequeño consumidor no incluirán ningún otro producto o servicio, sea

Anexo B: Metodología para el cálculo del término de energía activa del pvpc

136

136

energético o no, ofrecido directamente por el comercializador de referencia o por terceros, sin perjuicio de lo

previsto en el artículo 7.6 de este real decreto. En el caso de que el consumidor haya optado por alquilar a la

empresa distribuidora el equipo de medida, se deberá especificar separadamente el precio del mismo, haciendo

constar la normativa por la que ha sido establecido.

7. De conformidad con el artículo 17.5 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, sobre los precios voluntarios para

el pequeño consumidor para cada categoría de consumo se aplicarán los correspondientes impuestos.

8. La duración de los contratos de suministro a precio voluntario para el pequeño consumidor será anual y se

prorrogará automáticamente por plazos iguales. A estos efectos el comercializador de referencia deberá remitir

al consumidor una comunicación, por escrito o cualquier medio en soporte duradero, con una antelación mínima

de dos meses donde conste la fecha de finalización del contrato. En dicha comunicación, se indicará

expresamente que, si el consumidor no solicita un nuevo contrato, ya sea con el comercializador de referencia o

con cualquier otro comercializador, a partir de la fecha de finalización le seguirá siendo de aplicación el precio

voluntario para el pequeño consumidor con el mismo comercializador de referencia, indicando las condiciones

del contrato correspondientes al mismo. No obstante, lo anterior, el consumidor tendrá la facultad de resolver el

contrato antes de su finalización o de la finalización de cualquiera de sus prórrogas, sin coste alguno. En el caso

de que la resolución del contrato sea motivada por un cambio de comercializador, el consumidor lo comunicará

al comercializador entrante a efectos de que éste lo comunique al distribuidor que corresponda y se inicie el

procedimiento de cambio de comercializador.

9. El plazo máximo para el cambio de comercializador de los consumidores con derecho a quedar acogidos al

precio voluntario para el pequeño consumidor será de 21 días, contados desde la recepción de la solicitud de

cambio por el distribuidor, y sin perjuicio de que el plazo máximo de cierre de las liquidaciones con el

comercializador saliente será de 42 días, contados a partir de la fecha en que se produzca el cambio de

comercializador. No obstante, lo anterior, en aquellos puntos de suministro en que no sea preciso realizar

actuaciones sobre las instalaciones, el consumidor podrá optar por que el cambio de comercializador se haga

dentro del plazo máximo de 15 días siguientes a la solicitud, cuando corresponda según ciclo de lectura o también

en fecha elegida por él, lo que comunicará al comercializador. En aquellos puntos de suministro en los que se

precise que el distribuidor realice actuaciones sobre las instalaciones, el cambio se producirá cuando se realicen

las citadas actuaciones, que en todo caso deberán ajustarse a los plazos máximos establecidos. Con este fin el

distribuidor procederá a realizar el cierre de lecturas junto con las actuaciones en las instalaciones.

10. Para el cierre de la facturación, la estimación de medida cuando el cambio de comercializador o de modalidad

de contratación se produzca fuera de ciclo de lectura, se realizará conforme al método de estimación de medidas

vigente para el cambio de comercializador.

Artículo 6. Cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor.

1. Los precios voluntarios para el pequeño consumidor se determinarán de acuerdo a los mecanismos previstos

en el presente real decreto y en su normativa de desarrollo.

2. Los precios voluntarios para el pequeño consumidor se calcularán incluyendo de forma aditiva los siguientes

conceptos:

a) El coste de producción de energía eléctrica, que se determinará con base en el precio horario de los mercados

diario e intradiario durante el período al que corresponda la facturación, los costes de los servicios de ajuste del

sistema y, en su caso, otros costes asociados al suministro conforme se establecen en el presente real decreto. La

facturación se efectuará por el comercializador de referencia que corresponda con base en lecturas reales de

137


acuerdo con lo previsto en la normativa de aplicación. En el caso de suministros que cuenten con equipos de

medida con capacidad para telemedida y telegestión, y efectivamente integrados en los correspondientes

sistemas, la facturación se realizará considerando los valores horarios de consumo puestos a disposición o en su

caso remitidos por el encargado de la lectura. No obstante, lo anterior, cuando el suministro no disponga de

equipo de medida con capacidad para telemedida y telegestión, y efectivamente integrado en los

correspondientes sistemas, la facturación se realizará aplicando a las lecturas reales por periodos puestas a

disposición de los comercializadores por los encargados de la lectura, los perfiles de consumo calculados de

conformidad con lo previsto en el presente real decreto.

b) Los peajes de acceso y cargos que correspondan.

c) Los costes de comercialización que se determinan en este real decreto.

3. Con carácter general, la revisión de los componentes del coste de producción de energía eléctrica de los precios

voluntarios para el pequeño consumidor a los que se refiere el apartado 2, que en su caso procedan, se realizará

de acuerdo con lo previsto en el presente real decreto, sin perjuicio de las revisiones de los peajes de acceso,

cargos y otros costes regulados.

4. La periodicidad de la lectura y la facturación así como la forma de proceder en aquellos supuestos en los que

no se disponga de lectura real, se realizará de acuerdo a lo dispuesto en el Real Decreto 1718/2012, de 28 de

diciembre, por el que se determina el procedimiento para realizar la lectura y facturación de los suministros de

energía en baja tensión con potencia contratada no superior a 15 kW.

Artículo 7. Estructura general de los precios voluntarios para el pequeño consumidor.

1. Los precios voluntarios para el pequeño consumidor se determinarán a partir del peaje de acceso asociado a

cada punto de suministro y estarán compuestos por un término de potencia, un término de energía del peaje de

acceso, un término correspondiente al coste horario de la energía y, en su caso, un término de la energía reactiva.

2. El término de potencia del precio voluntario para el pequeño consumidor, TPU, expresado en euros/kW y

año, será el término de potencia del peaje de acceso y cargos más el margen de comercialización, calculado de

acuerdo con la siguiente fórmula:

TPU = TPA + MCF

Donde:

TPU: Término de potencia del PVPC.

TPA: Término de potencia del peaje de acceso y cargos de aplicación al suministro, expresado en euros/kW y

año.

MCF: Margen de comercialización, expresado en euros/kW y año que será fijado por orden del Ministro de

Industria, Energía y Turismo, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos.

3. El término de energía del precio voluntario para el pequeño consumidor en el periodo tarifario p, TEUp,

expresado en euros/kWh, será igual al término de energía del correspondiente peaje de acceso y cargos,

calculados de acuerdo con la siguiente fórmula:


138

138

TEUp = TEAp

Siendo:

p: Subíndice que identifica cada período tarifario del peaje de acceso.

TEUp: Término de energía del PVPC en el periodo tarifario p, según corresponda.

TEAp: Término de energía del peaje de acceso y cargos en el periodo tarifario p, según corresponda, de

aplicación al suministro, expresado en euros/kWh.

4. El término de coste horario de energía del precio voluntario para el pequeño consumidor, TCUh, será igual a

la suma del término de coste de producción, de acuerdo con la siguiente fórmula:

TCUh = (1 + PERDh) × CPh

TCUh: Término de coste horario de energía del PVPC en cada hora, expresado en euros/kWh.

CPh: Coste de producción de la energía suministrada en cada hora expresado en euros/kWh.

PERDh: Coeficiente de pérdidas del peaje de acceso de aplicación al suministro en la hora h, de acuerdo con lo

establecido en la disposición adicional cuarta. 2a).

5. En su caso, el término de energía reactiva, expresado en euros/kVArh, que se determinará de acuerdo a las

condiciones que se establecen para la aplicación de este término en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre,

por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.

6. En las cantidades resultantes de la aplicación de estos precios, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 17.5

y 17.6. de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, no se incluirán los impuestos, recargos y

gravámenes tanto sobre el consumo y suministro de energía eléctrica con repercusión obligatoria y que las

empresas comercializadoras de referencia estén encargadas de ingresar como sujetos pasivos, como sobre los

pagos a los que se refiere el artículo 14.9 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, ni aquellos otros cuya

repercusión sobre el usuario venga exigida por la normativa vigente.

7. El operador del sistema realizará los cálculos de aquellos valores de los componentes del precio voluntario

para el pequeño consumidor que se determinan en este real decreto, y publicará en su página web el día anterior

al del suministro para cada una de las 24 horas del día siguiente, la información de acuerdo a lo establecido en

el anexo I. Los valores publicados se considerarán firmes a efectos de su utilización por los comercializadores

de referencia para la facturación a los consumidores.

8. El operador del sistema remitirá a la Secretaría de Estado de Energía un informe trimestral de seguimiento de

la evolución de los términos de coste de producción (CPh) y de coste horario de energía, incluyendo el detalle

de los diferentes componentes, en el que figuren los valores reales de acuerdo a lo previsto en la normativa y su

comparación con los valores utilizados para el cálculo del precio voluntario del pequeño consumidor en el mismo

periodo analizado.

Artículo 8. Determinación de los componentes de la facturación de los precios voluntarios para el pequeño

139


consumidor.

La facturación del precio voluntario para el pequeño consumidor estará compuesta por la suma de los términos

de facturación de potencia, de facturación de energía activa y en su caso de facturación de energía reactiva, que

se calcularán de acuerdo con lo indicado en los apartados siguientes:

1. Término de facturación de potencia (FPU): El término de facturación anual de potencia, expresado en euros,

será el producto de la potencia a facturar, Pot expresada en kW, por el precio del término de potencia del precio

voluntario para el pequeño consumidor, TPU, expresado en euros/kW y año, de acuerdo con la fórmula

siguiente:

FPU = TPU × Pot

La facturación de este término se realizará de forma proporcional al número de días del año incluidos en el

período de facturación correspondiente. La potencia a facturar (Pot) será la potencia contratada, en aquellos

casos en que el control de potencia se realice limitando la potencia utilizada a la contratada, bien mediante

contador que incorpore el control de potencia o mediante interruptores de control de potencia (ICP). La potencia

contratada será la necesaria para cubrir la máxima potencia a demandar considerando todos los períodos

tarifarios. En los casos previstos en los que el control de potencia se realice por medio de un maxímetro la

potencia a facturar se calculará según lo siguiente:

a) Si la potencia máxima demandada registrada estuviere dentro del 85 al 105 por ciento respecto a la contratada

dicha potencia registrada será la potencia a facturar (Pot).

b) Si la potencia máxima demandada registrada fuere superior al 105 por ciento de la potencia contratada, la

potencia a facturar (Pot) será igual al valor registrado más el doble de la diferencia entre el valor registrado y el

valor correspondiente al 105 por ciento de la potencia contratada.

c) Si la potencia máxima demandada fuere inferior al 85 por ciento de la potencia contratada, la potencia a

facturar (Pot) será igual al 85 por ciento de la citada potencia contratada.

2. Término de facturación de energía activa (FEU): El término de facturación de energía activa para el periodo

de facturación correspondiente, expresado en euros, será el sumatorio resultante de multiplicar la energía

consumida durante el periodo de facturación en cada período tarifario, por el precio del término de energía

correspondiente de acuerdo con las fórmulas siguientes:

a) En el caso de suministros que cuenten con equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión, y

efectivamente integrados en los correspondientes sistemas, se obtendrá:

Dónde:

𝐹𝐸𝑈 = ∑ [(𝐸𝑝 ∙ 𝑇𝐸𝑈𝑝) + ∑(𝐸𝑝ℎ ∙ 𝑇𝐶𝑈ℎ)

ℎ∈𝑝

]

𝑃 ∈𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛


140

140

Ep = Energía consumida en el período tarifario p expresada en kWh.

Eph = Energía consumida en la hora h del período tarifario p, expresada en kWh.

TEUp = Precio del término de energía del precio voluntario para el pequeño consumidor del período tarifario p,

expresado en euros/ kWh.

TCUh: Precio del término de coste horario de energía del precio voluntario para el pequeño consumidor, en cada

hora h, calculado de acuerdo con el presente título, expresado en euros/ kWh.

b) En tanto no se disponga de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión, y efectivamente

integrados en los correspondientes sistemas, se calculará de acuerdo a lo siguiente:

𝐹𝐸𝑈 = ∑ 𝐸𝑝 ∙ [𝑇𝐸𝑈𝑝 +∑ (𝑇𝐶𝑈ℎ ∙ 𝑐ℎ)]ℎ∈𝑝

∑ 𝑐ℎℎ∈𝑝]

𝑃 ∈𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛

Ep = Energía consumida en el período tarifario p expresada en kWh.

TEUp = Precio del término de energía del precio voluntario para el pequeño consumidor del período tarifario p,

expresado en euros/ kWh.

TCUh: Precio del término de coste horario de energía del precio voluntario para el pequeño consumidor, en cada

hora h, calculado de acuerdo con el presente título, expresado en euros/ kWh.

ch: coeficiente horario del perfil de consumo ajustado de la hora h de aplicación al suministro a efectos de

facturación del precio voluntario para el pequeño consumidor.

Estos coeficientes horarios del perfil de consumo ajustado serán calculados por Red Eléctrica de España S.A.,

como operador del sistema, de acuerdo a lo previsto en el presente real decreto y publicados para cada semana

eléctrica el jueves anterior a la misma y puesta a disposición de los sujetos en un formato que permita su

tratamiento electrónico.

El operador del sistema calculará estos coeficientes horarios del perfil de consumo ajustado a partir de los perfiles

iniciales aprobados por resolución del Director General de Política Energética y Minas en desarrollo de lo

previsto en el artículo 32 del Reglamento Unificado de Puntos de Medida del Sistema Eléctrico aprobado por el

Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, actualizando éstos últimos con la mejor estimación de demanda

disponible.

A efectos de aplicación de lo previsto en este apartado para la facturación de los suministros que no dispongan

de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados en los

correspondientes sistemas, el operador del sistema calculará y pondrá a disposición de los sujetos de acuerdo a

lo establecido en el artículo 7.7 y en un formato que permita su tratamiento electrónico el valor del término:

∑ (𝑇𝐶𝑈ℎ ∙ 𝑐ℎ)]ℎ∈𝑝

∑ 𝑐ℎℎ∈𝑝

Adicionalmente, el operador del sistema facilitará, de acuerdo a lo establecido en el artículo 7.7, y teniendo en

cuenta los precios de los peajes de acceso en vigor para cada periodo tarifario, el valor del término:

141


𝑇𝐸𝑈𝑝 +∑ (𝑇𝐶𝑈ℎ ∙ 𝑐ℎ)]ℎ∈𝑝

∑ 𝑐ℎℎ∈𝑝

El operador del sistema implementará en su página web una herramienta que permitirá obtener cada una de las

posibles combinaciones de estos términos para cada peaje de acceso y periodo tarifario en función de la fecha

de inicio y fin de lectura en el último año móvil. A efectos de aplicación de estos términos en la facturación al

consumidor se considerará que el día de lectura inicial estará excluido y el día de lectura final estará incluido.

En todo caso, se consignará de forma clara en las facturas las fechas de inicio y fin del periodo de facturación

que pueden ser introducidas por el consumidor a efectos de utilización del simulador de la Comisión Nacional

de los Mercados y la Competencia a la que hace referencia el artículo 20.3 de este real decreto.

3. Término de facturación de energía reactiva: Las condiciones que se establecen para la aplicación del término

de facturación de energía reactiva, expresado en euros, así como las obligaciones en relación con el mismo, serán

las fijadas para el peaje 2.0.A en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen los peajes

de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.

CAPÍTULO II

Procedimiento de cálculo del coste de producción de energía eléctrica

Artículo 9. Determinación del coste de producción de la energía.

1. El coste de producción de la energía a considerar en la fijación de los precios voluntarios para el pequeño

consumidor, CPh, tomará un valor diferente para cada hora h y se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

CPh = (Pmh + SAh + OCh)

Donde:

h: hora de cada periodo tarifario al que corresponda el peaje de acceso a considerar en el cálculo del precio

voluntario al pequeño consumidor correspondiente al período de facturación entre dos lecturas.

Pmh: Precio medio horario obtenido a partir de los resultados del mercado diario e intradiario en la hora h del

periodo tarifario p según lo establecido en el artículo 10 de este real decreto.

SAh: valor del coste correspondiente a los servicios de ajuste del sistema asociados al suministro en la hora h

del periodo tarifario p. El valor de SAph se calculará según lo establecido en el artículo 11 del presente real

decreto.

OCh: Otros costes asociados al suministro que podrán incluir, entre otros, las cuantías correspondientes al pago

de los comercializadores para la financiación de la retribución del operador del mercado y del operador del

sistema, así como los correspondientes a los mecanismos de capacidad y la financiación del servicio de

interrumpibilidad.

2. Los términos que componen el coste de producción de la energía que estarán compuestos por el precio medio

horario (Pmh), el coste correspondiente a los servicios de ajuste del sistema asociados al suministro (SAh), así

como otros costes asociados al suministro (OCh), con el desglose de cada uno de sus componentes serán

calculados por el operador del sistema de acuerdo con lo previsto en el presente real decreto y publicados por

dicho operador en su página web antes de las 20h 15 min del día anterior al del suministro para cada una de las

24 horas del día siguiente. A estos efectos el operador del mercado pondrá a disposición del operador del sistema


142

142

antes de las 20h del día anterior los datos necesarios de precios y cantidades resultantes del mercado diario e

intradiario.

Artículo 10. Determinación del coste de la energía en el mercado diario e intradiario.

El precio medio horario, Pmh; obtenido a partir de los resultados del mercado diario e intradiario en la hora h se

obtendrá a partir del precio marginal del mercado diario en esa hora y del precio del mercado intradiario en esa

hora de acuerdo a lo siguiente:

𝑃𝑚ℎ =𝑃𝑀𝐷ℎ ∙ 𝐸𝑀𝐷ℎ + ∑ (𝑃𝑀𝐼ℎ,𝑛 ∙ 𝐸𝑀𝐼ℎ,𝑛)𝑛

𝐸𝑀𝐷ℎ + ∑ 𝐸𝑀𝐼ℎ,𝑛𝑛

Dónde:

𝑃𝑀𝐷ℎ: Precio marginal del mercado diario en cada hora h.

𝐸𝑀𝐷ℎ: Energía casada en el mercado diario en cada hora h.

𝑃𝑀𝐼ℎ,𝑛: Precio marginal en la hora h de la sesión n del mercado intradiario.

n: Cada una de las sesiones del mercado intradiario que sean consideradas a efectos del cálculo de PMh de

acuerdo a lo previsto en el presente real decreto y que se podrán revisar por orden del Ministro de Industria,

Energía y Turismo.

𝐸𝑀𝐼ℎ,𝑛: Energía casada en la hora h de la sesión n del mercado intradiario.

Artículo 11. Determinación del coste de los servicios de ajuste del sistema.

El valor del coste correspondiente a los servicios de ajuste del sistema asociados al suministro en la hora h, SAh,

se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

SAh = PMASh + CDSVh

Siendo:

PMASh: Precio horario de todos los servicios de ajuste del sistema cuyo coste se asigna a la demanda. El precio

horario PMASh será el correspondiente a la estimación realizada por el operador del sistema de acuerdo a lo

previsto en el presente real decreto y publicado el día anterior al del suministro, para cada una de las 24 horas

del día siguiente.

CDSVh: Coste de los desvíos horarios por MWh consumido de los comercializadores de referencia

correspondiente a la estimación realizada por el operador del sistema de acuerdo a lo previsto en este real decreto

y publicado el día anterior al del suministro, para cada una de las 24 horas del día siguiente.

Artículo 12. Determinación del término de otros costes a incluir en el cálculo del término de la energía del precio

voluntario al pequeño consumidor.

El valor del coste correspondiente a otros costes asociados al suministro en el periodo tarifario p, OCh, se

143


calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

OCh = CCOMh + CCOSh + CAPh + INTh

Siendo:

CCOMh: cuantía relativa al pago de los comercializadores para la financiación de la retribución del Operador

del Mercado Ibérico de Energía, Polo Español, expresada en euros/MWh y fijada de acuerdo a la normativa en

vigor en cada momento. Esta cuantía será la misma para todas las horas y periodos tarifarios.

CCOSh: cuantía relativa al pago de los comercializadores para la financiación de la retribución del Operador del

Sistema, expresada en euros/MWh y fijada de acuerdo con la normativa de aplicación. Esta cuantía será la misma

para todas las horas y periodos tarifarios.

CAPh: Pago de los mecanismos de capacidad de generación correspondiente al consumo en la hora h, expresado

en euros/MWh, y fijados de acuerdo con la normativa de aplicación en cada momento.

INTh: cuantía horaria relativa al pago de los comercializadores de referencia para la financiación del servicio de

interrumpibilidad expresada en euros/MWh de acuerdo a lo previsto en la normativa de aplicación. Este precio

será calculado por el operador del sistema y publicado el día anterior al del suministro, para cada una de las 24

horas del día siguiente.


144

144

145


ANEXO C: MÉTODO DE CÁLCULO DE LOS

PERFILES DE CONSUMO FINALES PARA LOS

CONSUMIDORES QUE NO DISPONGAN DE

REGISTRO HORARIO DE CONSUMO

En este anexo se incluye el texto correspondiente al anexo 1 de la disposición 14277 de 23 de diciembre de 2015

del BOE para mostrar el método de cálculo de los perfiles de consumo finales dirigidos a consumidores que no

posean contador inteligente. Los perfiles iniciales, a los que se hace referencia en varias ocasiones a lo largo de

este anexo, son actualizados periódicamente por el operador del sistema. Los más recientes se encuentran

disponibles en la disposición 3069 de 30 de marzo de 2016 del BOE.

ANEXO I

Método de cálculo de los perfiles de consumo para los consumidores tipo 4 y tipo 5 que no dispongan de registro

horario de consumo

1- Objeto

El objeto de este procedimiento es establecer los perfiles de carga que serán utilizados para obtener las medidas

horarias necesarias para la liquidación de la energía en el mercado de producción de energía eléctrica, a partir

de los datos de consumo registrados por equipos de medida no horarios.

2- Ámbito de aplicación

Los perfiles de carga serán de aplicación a aquellos consumidores que, no teniendo obligación de disponer de

registro horario de consumo, adquieran su energía en el mercado de producción de energía eléctrica,

directamente o a través de un comercializador.

3- Definiciones

Perfil Inicial: perfil de carga publicado a efectos indicativos y que sirve de base para el cálculo de los perfiles de

carga que se emplearán para obtener las medidas horarias de los consumidores.

Perfil Final: perfil de carga que se utilizará para obtener las medidas horarias de los consumidores de un

determinado tipo a efectos de la liquidación de su energía en el mercado, a partir de registros de medida no

horarios.

Demanda de Referencia: previsión de demanda del sistema peninsular que se utilizará para el cálculo de los

Perfiles Finales a partir de los Perfiles Iniciales. La Demanda de Referencia tomará para 2016 los valores

recogidos en el anexo III de la presente resolución. Demanda del Sistema: demanda del sistema eléctrico

peninsular publicada por el Operador del Sistema a efectos de la determinación de los Perfiles Finales.

Demanda del Sistema: demanda del sistema eléctrico peninsular publicada por el Operador del Sistema a efectos

de la determinación de los Perfiles Finales.

Anexo C: Método de cálculo de los perfiles de consumo finales para los consumidores que no

dispongan de registro horario de consumo

146

146

4- Clasificación de consumidores

Se establecen las siguientes categorías de consumidores que tendrán perfiles de carga diferenciados:

a) Consumidores con peaje de acceso 2.0A y 2.1A y equipos de medida de un solo período (Perfil tipo

Pa).

b) Consumidores con peaje de acceso 2.0 DHA y 2.1 DHA y equipo de medida adaptado al horario de

dichos peajes de acceso (Perfil tipo Pb).

c) Consumidores con peaje de acceso 3.0 A y 3.1 A con medida en baja tensión y registro en 6 períodos, de

acuerdo a lo establecido en el punto 5 siguiente (Perfil tipo Pc).

d) Consumidores con peaje de acceso 2.0 DHS y 2.1 DHS y equipos de medida adaptado al horario de

dichos peajes de acceso (Perfil tipo Pd).

5- Períodos

Los seis periodos a que hace referencia el artículo 9.7 del Reglamento unificado de puntos de medida del sistema

eléctrico aprobado por el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, son:

Periodo 1: Horas punta de los días laborables de lunes a viernes para el peaje de acceso de tres periodos

según lo establecido en el anexo II de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por el que se

revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007, y para el peaje de acceso de tres periodos

3.1A según lo establecido en la disposición adicional tercera de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de

diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de enero de 2009.

Periodo 2: Horas llano de los días laborables de lunes a viernes para el peaje de acceso de tres periodos

3.0A según lo establecido en el anexo II de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por el que

se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007, y para el peaje de acceso de tres periodos



Periodo 3: Horas valle de los días laborables de lunes a viernes para el peaje de acceso de tres periodos

3.0A según lo establecido en el anexo II de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por el que

se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007, y para el peaje de acceso de tres periodos



Periodo 4: Horas punta de los sábados, domingos y los festivos de fecha fija de ámbito nacional no

sustituibles por las Comunidades Autónomas para el peaje de acceso de tres periodos 3.0A según lo

establecido en el anexo II de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por el que se revisan las

tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007.

Periodo 5: Horas llano de los sábados, domingos y los festivos de fecha fija de ámbito nacional no



tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007, y para el peaje de acceso de tres periodos 3.1A según

lo establecido en la disposición adicional tercera de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por

la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de enero de 2009.

147


Periodo 6: Horas valle de los sábados, domingos y los festivos de fecha fija de ámbito nacional no



tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007, y para el peaje de acceso de tres periodos 3.1A según

lo establecido en la disposición adicional tercera de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por

la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de enero de 2009.

6- Perfiles iniciales

Los perfiles iniciales para cada categoría de consumidores tomarán para 2016 los valores recogidos en el anexo

III de la presente resolución. (disposición 3069 de 30 de marzo de 2016 del BOE)

7- Cálculo de los Perfiles Finales

Los Perfiles Finales se obtendrán a partir de los Perfiles Iniciales modificando estos últimos en función de la

evolución de la Demanda del Sistema en relación con la Demanda de Referencia, tratando de incorporar en los

perfiles aquellos factores que afectan a las pautas de consumo y no son previsibles con antelación, como la

temperatura, luminosidad, etc.

Sean:

𝑃𝑚,𝑑,ℎ𝑖,0

= Perfil Inicial, de la categoría de clientes “i”, para el mes “m”, día “d” y hora “h”, que representa el peso

relativo de la hora en el año.

𝐶𝑚,𝑑𝑖,0 = ∑ 𝑃𝑚,𝑑,ℎ

𝑖,0ℎ Suma de los coeficientes del Perfil Inicial de la categoría de clientes “i” en las 24 horas de

un día.

𝐻𝑚,𝑑,ℎ𝑖,0 =

𝑃𝑚,𝑑,ℎ𝑖,0

𝐶𝑚,𝑑𝑖,0 Peso del mes “m”, en el año en el Perfil Inicial.

𝐷𝑚,𝑑,ℎ =Demanda del sistema en la hora “h” del día “d” del mes “m”.

𝛼𝑖, 𝛽𝑖 , 𝛾𝑖 =Coeficientes específicos para cada categoría de clientes “i”.

𝑃𝑚,𝑑,ℎ𝑖,𝑓

, 𝐶𝑚,𝑑𝑖,𝑓

, 𝐻𝑚,𝑑,ℎ𝑖,𝑓

, 𝑀𝑚𝑖,𝑓

, tienen el mismo significado que los anteriores pero referidos a los Perfiles finales, en

lugar de a los Perfiles Iniciales.

𝛼𝑖, 𝛽𝑖 , 𝛾𝑖 Tomarán en 2016 los valores recogidos en el anexo II de la presente resolución.

El Operador del Sistema obtendrá los Perfiles Finales a partir de los Perfiles Iniciales realizando las siguientes

operaciones:

Ajuste de energía en las horas respecto del día:

Sea 𝐻𝑚,𝑑,ℎ𝑖,1 = 𝐻𝑚,𝑑,ℎ

𝑖,0 ∗ [1 + 𝛼𝑖 ∗ (

𝐷𝑚,𝑑,ℎ∑ 𝐷𝑚,𝑑,ℎℎ𝐷𝑅𝑚,𝑑,ℎ

∑ 𝐷𝑅𝑚,𝑑,ℎℎ

− 1)]

𝐻𝑚,𝑑,ℎ𝑖,𝑓

=𝐻𝑚,𝑑,ℎ

𝑖,1

∑ 𝐻𝑚,𝑑,ℎ𝑖,1

ℎ

Ajuste de energía en los días respecto del mes:

Sea 𝐶𝑚,𝑑𝑖,1 = 𝐶𝑚,𝑑

𝑖,0 ∗ [1 + 𝛽𝑖 ∗ (

∑ 𝐷𝑚,𝑑,ℎℎ∑ ∑ 𝐷𝑚,𝑑,ℎℎ𝑑∑ 𝐷𝑅𝑚,𝑑,ℎℎ

∑ ∑ 𝐷𝑅𝑚,𝑑,ℎℎ𝑑

− 1)]

𝐶𝑚,𝑑𝑖,𝑓

=𝐶𝑚,𝑑

𝑖,1

∑ 𝐶𝑚,𝑑𝑖,1

𝑑

Anexo C: Método de cálculo de los perfiles de consumo finales para los consumidores que no

dispongan de registro horario de consumo

148

148

Ajuste de energía en el mes respecto del año:

𝑀𝑚𝑖,𝑓

= 𝑀𝑚𝑖,0 ∗ [1 + 𝛾𝑖 ∗ (

∑ ∑ 𝐷𝑚,𝑑,ℎℎ𝑑

∑ ∑ 𝐷𝑅𝑚,𝑑,ℎℎ𝑑− 1)]

Obteniendo los Perfiles finales como:

𝑃𝑚,𝑑,ℎ𝑖,𝑓

= 𝐻𝑚,𝑑,ℎ𝑖,𝑓

∗ 𝐶𝑚,𝑑𝑖,𝑓

∗ 𝑀𝑚𝑖,𝑓

El Operador del Sistema pondrá a disposición de los sujetos de mercado, del Ministerio de Industria, Energía y

Turismo y de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, los Perfiles Finales y la Demanda del

Sistema utilizada para su cálculo antes de transcurridos 5 días desde el final del mes de consumo a que se refieren.

8- Utilización de los Perfiles Finales

Los distribuidores, como encargados de lectura, serán los responsables de obtener las medidas horarias de los

consumidores a partir de los datos registrados en sus equipos de medida.

El cálculo de la media horaria a efectos de liquidación de la energía en el mercado se realizará aplicando el Perfil

Final, correspondiente a la categoría del consumidor, a la energía registrada por el equipo de medida en el

período correspondiente. En aquellos casos en los que el equipo de medida registre la energía en más de un

bloque horario, el Perfil Final se aplicará independientemente para las horas de cada bloque. En los casos en que

no se registre la hora exacta de realización de la medida, se considerará que ésta se ha realizado a las 0 h del día

en que se realizó la medida.

Sean:

𝑀𝐶𝑗,𝑡,𝐽,𝑇,𝑝𝑐 = Medida incremental obtenida del contador del cliente “c”, entre el día “t” del mes “j” y el día “T”

del mes “J” correspondiente al bloque horario “p”.

𝑀𝐶𝐻𝑚,𝑑,ℎ,𝑝𝑐,𝑖 = Medida horaria calculada del cliente “c” con perfil “i”, en la hora “h” del día “d” mes del “m”

correspondiente al bloque horario “p” registrado por el equipo de medida.

𝐷𝑚 = Número de días del mes “m”

𝑀𝐶𝐻𝑚,𝑑,ℎ,𝑝𝑐,𝑖 = 𝑃𝑚,𝑑,ℎ

𝑖,𝑓∗

𝑀𝐶𝑗,𝑡,𝐽,𝑇,𝑝𝑐

∑ ∑ ∑ 𝑃𝑚,𝑑,ℎ𝑖,𝑓

ℎ∈𝑝𝑑=𝑇↔𝑚=𝐽;𝑑=𝐷𝑚∀𝑚≠𝐽𝑑=𝑡↔𝑚=𝑗;𝑑=1∀𝑚≠𝑗

𝑚=𝐽𝑚=𝑗

ANEXO II

Coeficientes 𝛼𝑖, 𝛽𝑖, 𝛾𝑖

Categoría a Categoría b Categoría c Categoría d

𝛼𝑖 0,10 0,10 0,10 0,10

𝛽𝑖 0,90 0,50 1,20 0,30

𝛾𝑖 0,90 1,00 1,00 1,00

149


Anexo D: Publicación científica de los resultados de este estudio

150

150

ANEXO D: PUBLICACIÓN CIENTÍFICA DE LOS

RESULTADOS DE ESTE ESTUDIO

Residential Peak Electricity Management: How technology can

benefit the customer.

Keywords BESS, electricity bill, household, load shifting, optimization, peak impact, peak-shaving, residential, storage, Time of Use (TOU), Demand management.

Abstract: Technological progresses in power

electronics, in battery storage systems and the

introduction of smart metres in recent years have made

possible improvements in the control of power peaks

for residential customers. The capacity charge is an

important component in the residential customer´s

electricity bill. In recent years, this component has

increased by more than 100%, prompting the

consumers to reduce their peak usage.

This paper designs a model that allows residential

consumers to save a significant part of their invoice

through the use of a battery energy storage system

(BESS). Recent academic literature has already

studied in-depth benefits of load-shifting energy

throughout the day in the context of time of use (TOU)

tariffs, but regarding power optimization there is a

long way to go as very little research has been done in

this field.

In this article, we propose a model to calculate

optimum battery size given the load curve of the client

in the context of constant energy prices for a typical

consumer in Spain. Savings could be even greater if a

TOU tariff and energy load shifting were applied.

This system could be financed by the end user directly

or by an independent company sharing the savings.

Keywords BESS, electricity bill, household, load shifting, optimization, peak impact, peak-shaving, residential, storage, Time of Use (TOU).

1 Introduction

Nowadays, 28 % of the total electric consumption is

related to the residential sector [5], which shows how

important it is to find effective methods for the

management of energy and power consumption. In

recent years, the electric market has experienced

several changes and improvements that have caused

the creation of new, dynamic and flexible electric

tariffs; for instance those that involve time of use

(TOU) or hourly discrimination in which different

time slots are taken into account to calculate the final

electricity price.

The appearance of the so called smart meters provides

more precise and detailed information, in addition to a

larger amount of data. This relates to the numerous

improvements that energy storing technology has

undergone in recent decades, reducing its price and

making it more affordable and economically viable.

As a consequence of this, new ways and opportunities

arise for controlling energy therefore a significant

economic saving is achieved. Peak-shaving and load

shifting (both linked to the idea of even distribution

throughout the day and reducing the energy and power

required) are both significant concepts in this topic and

will be addressed in the following paragraphs.

The use of battery energy storage systems (BESS)

grants a high level of flexibility and manageability to

the energy system, allowing battery charging in

“valley” hours and discharging in “peak” hours so

that demand is more evenly distributed. It is

important to note that it will only be possible to

produce a net saving if total storage cost (defined as

151


the sum of installation and O&M costs) is lower than

the electricity bill saving.

There are plenty of methods for achieving this

purpose, for instance, thermal storage, compressed air

or chemical batteries. Regarding the residential sector,

the most feasible option is the one based on batteries,

within which there are also a wide range of options

such as lithium ion or lead acid batteries.

The first and most natural step to achieve the peak

shaving and load shifting goals would be to change

consumers’ habits. This consumption modification

would be encouraged with the introduction of new

TOU tariffs so that the electricity consumption is

shared throughout the day. Going deeper into this

matter, scheduling all domestic devices and appliances

in order that they are not connected simultaneously (by

means of a control system to achieve increased

efficiency). If consumers’ habits are not to be changed

then, as has already been explained, it is possible to

achieve lower expenses for customers, through the use

of batteries and a control system.

This article will be structured as follows: first of all,

the reason for the importance of the peak demand and

how it affects a residential electricity bill will be

explained. Afterwards, a brief summary of the

technology will be described, including the use of

smart meters and how they will serve our purpose. The

next step will be a model design to evaluate life

expectancy and cost for a set of batteries, followed by

relevant data assessment. Hereafter a cost-profit

assessment will be carried out, and its results will be

analysed. Finally, according to the results, a set of

conclusions will be drawn up, along with a series of

recommendations and future research lines.

2 Peak impact in the electricity bill

Electricity demand in every household is permanently

changing and fluctuating depending on the

requirements of the consumers throughout the day.

In Spain, as in most countries, energy bills consist of

three different components:

Capacity Charge (kW): it depends on

capacity by contract and it must be chosen

according to the number of appliances that

are to be connected simultaneously. It

comprises approximately half of the total

cost. These fixed costs give the consumer the

possibility of utilizing that capacity at any

time.

Electricity Charge (kWh): the product of the

amount of energy consumed and the cost of

the energy in any given hour of the day. These

are variable costs.

Taxes and other

Figure 1 shows a real demand curve for a typical

client in Spain, displaying energy consumption every

hour for a complete day.

Fig. 1 Daily load curve

Capacity charge is becoming increasingly important in

electricity invoices. Let us explain this with a brief and

simple example.

A client contracts 5.75 kW of maximum capacity, this

same client decides not to apply for a TOU tariff so the

price he actually pays for the energy he consumes is the

same for every hour in the day, demanding an average

amount of 292 kWh per month.

Table 1 shows the regulated tariff in Spain as controlled

by the Regulator [2]

Table. 1 Regulated electricity tariffs in Spain (source: Spanish Ministry of Industry)

Demand charge(𝑪𝒅) €

𝒌𝑾∙𝒎𝒐𝒏𝒕𝒉 3.503

Electricity charge(𝑪𝒆) €

𝒌𝑾𝒉 0,141033

In the example considered, the maximum energy

consumed by this client in the period of maximum

demand for the year (𝐸𝑚𝑎𝑥) is 1.8 kWh. Hypothesizing

that in this period of maximum energy consumption, the

client will demand the maximum contracted capacity

(𝑃𝑐𝑜𝑛𝑡), a coefficient called capacity estimation index

(𝜑) will be calculated as shown in (1)

𝜑 =𝑃𝑐𝑜𝑛𝑡

𝐸𝑚𝑎𝑥=

5.75

1.8= 3,194 (1)

By multiplying this coefficient by the energy consumed

every 15 minutes, average capacity demanded in such an

interval will be estimated.

Limiting this maximum demand to 2.3 kW(𝑃𝑙𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒𝑑)

would require a 3.45 kW storage system, meaning a

power reduction of such a value with respect to the initial

contracted capacity of 5.75 kW. Applying equation (2) to

the data shown in Table 1, and taking into account

electricity taxes (5.11 %) and Spanish VAT rate (21%),

the total savings will be 184.45 € per annum. If this same

client applies for a TOU tariff, savings in energy

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

kWh

hour

Load curve(kWh/h)

Anexo D: Publicación científica de los resultados de este estudio

152

152

consumption could be even greater by shifting energy

demand to off- peak hours.

It must be clarified that individual customers entirely

support the system and taxes associated to its acquisition.

The previous example is focused in this type of clients.

𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑐 𝑆𝑎𝑣𝑖𝑛𝑔 = 𝐶𝑑 ∙ 12 𝑚𝑜𝑛𝑡ℎ𝑠 ∙ (𝑃𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑡𝑒𝑑 −𝑃𝑙𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒𝑑) + 𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑖𝑡𝑦 𝑡𝑎𝑥(5.11 %) + 𝑉𝐴𝑇(21 %)

(2)

A system to distribute power peaks throughout the day

will be of paramount importance for this matter. Even if

the amount of time is relatively small, capacity in

generation and networks need to be prepared for this

situation, by means of increasing their capacity and

ensuring supply is available on demand. The increased

capacity of the system to meet peak demand causes a

price rise in certain hours while different TOU tariffs

appear to discourage and shift demand in peak hours.

As can be noted, power may be optimised by means of a

control system, depending on how many appliances are

connected at the same time.

The ability to reduce power demand throughout the day

and the reduction of power contracted through the use of

a battery is one of the primary goals of this text; prior to

that, it is necessary to calculate the optimum size of the

required storage system.

3 Smart meters

Beginning with a basic description of smart meters, they

can be defined as: “advanced meters that identify

consumption in more detail than conventional meters and

communicate via a network back to the utility for

monitoring and billing purposes” [17].

It is commonly agreed that their main features are: the

measurement and storage of relevant data at different

intervals of time, also to enhance communication

between consumer and supplier and contribute to a better

management. The European commission defines a set of

key functional requirements with the objective of

reaching consensus around this topic [7]. The list of those

requirements is displayed in Table 2.

Recent research shows that by using the information and

feedback these devices provide, it will lead consumers to

a better understanding and more efficient management of

their electricity, achieving savings in the range of 3 and

13 % of total costs, with an average saving of 7 % [8].

In order to become an active user of this technology,

education and learning are mandatory for the acquisition

of practical knowledge of these devices, becoming not

only a powerful tool to monitor and control how

consumers are performing in their demand, but also how

to correct it if not performing properly.

The information they provide will be of great importance

in obtaining relevant data regarding energy and power

demand in different time intervals, and how load shifting

and peak shaving will be accomplished with the help of a

battery energy storage system (BESS) that will be

analysed in the following paragraphs.

4 Energy storage technologies

Energy storage acts as a link between variable

energy sources and variable loads. Since produced

energy is never equal to the energy demand, this is an

essential tool to manage and shift energy through time

[20].

This is not a new concept; in the 1780s Galvani

demonstrated the existence of “animal electricity” and in

1799 Volta invented what is known now as the modern

battery. A few decades later, in 1836, batteries were used

in the telegraph network. In the 1880s lead acid batteries

were the primary solution to meet demand in night

periods during energy demand spikes and to absorb

excess generated electricity during low demand hours. In

2011 2.2 % of electricity generated was being stored

worldwide, especially in pumped storage. [11].

In Figure 2 a graph shows a worldwide forecast of

battery storage capacity (MW) and annual revenue ($)

for utility scale applications, and as can be seen,

forecasts are optimistic regarding the growth of the

sector and how relevant it will be in the future of

energy demand

Energy storage systems comprise, from a general point

of view, three main subsystems:

- Physical environment: it allows energy to be stored.

In a battery that consists of electrochemical cells.

- Power conversion system (PCS): to allow energy

exchange between the physical environment and the

network. Mainly operated by power electronics.

- Control system: it governs the amount of energy to

be charged or discharged and when it will happen. It

must have the information needed at every moment.

153


Table 2. Common Smart Metering Functionalities According to a

Survey Amongst eleven advanced EU states (source: DG ENER, DG

INFSO)

FUNCTIONALITIES

FOR THE

CUSTOMER

Provides readings from the

meter to the customer and to

equipment that he may have

installed

Updates these readings

frequently enough to allow

information to be used to

achieve energy savings

Provides these readings in a

form easily understood by the

untrained consumer, and with

calculations enabling final

customers to better control

their energy consumption

FUNCTIONALITIES

FOR GRID &

NETWORK

SUPPORT

Allows remote reading of

meter registers by meter

operators and by third parties

Provides two-way

communication between the

meter an external networks for

maintenance and control of the

meter

Provides for the monitoring of

Power Quality

Allows readings to be taken

frequently enough to allow

information to be used for

network planning

FUNCTIONALITIES

FOR

COMMERCIAL

ASPECTS OF

ENERGY SUPPLY

Supports advanced tariff

systems

Supports energy supply by pre-

payment on credit

Allows remote ON/OFF

control of the supply and/or

flow or power limitation

FUNCTIONALITIES

FOR SECURITY

AND PRIVACY

Provides Secure Data

communication

Fraud prevention and detection

FUNCTIONALITIES

TO ALLOW

DISTRIBUTED

GENERATION

Provides Import/Export &

Reactive metering

There are plenty of ways of storing energy, from

thermal to mechanic storage just to name a few; the

present article focuses on electricity storage (chemical

batteries specifically) in order to achieve the initial

goal of having a compact, efficient and relatively

affordable system for households.

As can be noted, lead acid and alkaline batteries have

lower costs compared to lithium ion and molten salts

batteries, and their technological maturity is also

higher; however, their performance, especially

regarding cyclability and energy density, is limited.

Table 3 includes a brief summary and comparison of

main chemical battery technologies.

Fig 2. Worldwide forecast of battery storage capacity (MW) and

annual revenue (USD) for utility-scale applications (source: IRENA)

In recent decades, research has leant towards new

types of batteries such as molten salts, and in the last

15 years, lithium ion batteries. In particular, lithium

ion batteries have experienced a greatly significant

growth due to the mobile phone industry and are also

considered vital to the success of electric vehicles and

high scale storage in power electronics sector.

Figure 3 shows a forecast of lithium ion battery prices

taking into account several sources, setting the limit

for commercialization viability in 150 $/kWh [18].

Fig 3. Estimated costs of lithium ion batteries (source: Nykvist and

Nilsson,2015)

154

154


It is interesting to note that lithium ion batteries have a high

level of cyclability (around 5000 cycles) which is a key

characteristic in the field of household storage technology.

Lithium ion batteries seem to have a really interesting

future and within a few years, according to Figure 3 they

may accomplish economic viability.

Table 3. Main chemical battery technologies and their characteristics

LEAD-ACID ALKALINE

+

High technological

maturity/Low

costs/high liability and

modularity

High technological

maturity/ high

liability/high rate of

charge and discharge

cycles/wide range of

Top/low maintenance

-

Low energy

density/low

ciclability/high

dependence with Top

High cost/low

cyclability/auto

discharge/”memory

effect”/environmental

concerns

USAGE

Industrial

machinery/renewable

energy/telecom

Industrial machinery

and vehicles/residential

sector/renewable

MOLTEN SALTS LITHIUM ION

+

Energy

efficiency/modularity

and scalability/no auto

discharge/high energy

efficiency/high

cyclability

Energy

efficiency/flexibility/low

auto discharge/high

energy density/high

cyclability/ high rate of

charge and discharge

-

Long preheat periods

needed/high cost/low

technological maturity

Security limitations/

high costs/ protection

problems

USAGE

High scale

storage/renewable

usage

From low power

applications to high

scale stationary

storage/residential and

industrial sector/electric

vehicles

5 Literature review

As has already been illustrated, energy storage possesses

multiple and useful applications that have already been

illustrated by various authors. Table 4 shows some of these

papers classified by the type of topics they explore

Several authors study the problem of residential storage by

the means of shifting energy demand throughout the day. In

[6] a linear optimization problem is solved to estimate

economic viability of a BESS and its optimum size

calculating the net present value (VPN) of the system on the

basis of a real load curve.

Table 4. Cluster distribution of information regarding displayed papers

[6] [10] [5] [21] [13] [15] [12]

BESS √ √ √ √

Peak

shaving

√ √ √

Control

system

√ √ √

Home

storage

√ √ √ √ √

viability

analysis

√ √ √

System

Modelling

√ √ √

Hybrid renewable

√

Smartgrid √

Smarthome √ √

Demand

response

√ √

155

155


[14] [24] [4] [22] [23] [19] [16]

BESS √ √ √ √ √ √

Peak

shaving

√ √ √ √ √

Control

system

√ √

Home

storage

√ √ √ √

viability

analysis

√ √ √

System

Modelling

√

Hybrid

renewable

√ √ √

Smartgrid √ √

Smarthome √ √

Demand

response

√

The conclusion of this research is that optimum size, with

an optimum control system, is not economically feasible

nowadays due to high battery costs, although lowered costs

are expected in the future. In [10] a similar approach is

carried out, concluding that benefits could be obtained if the

difference between highest and lowest prices in a TOU

environment were high enough.

In [22] and [23] the methodology of control is also adopted,

concluding that more policies to support the development

of this technology are required in order to assure its

feasibility. In [13] a comparative analysis of battery

technology is carried out, by making simulations for

different households in Canada, obtaining peak reduction

between 42 and 49% in all cases but one. In [24] a similar

study achieved savings of between 1% and 48% for demand

curves generated by their own algorithm in UUEE, focusing

again on the need for cost reduction and technological

improvement.

The use of BESS in conjunction with renewable systems

(hybrid systems) has already been studied and

implemented, with good results (as demonstrated in [16])

adding PV modules to the system.

6 Power conversion system

Energy storage requires a conversion system in order that

the exchange between battery and the network functions

efficiently. This system is essentially comprised of the next

two key elements:

- Bidirectional converter: device that allows energy to flow

from the battery subsystem to the network and vice versa.

It consists of a rectifier and an inverter.

- Control system: Execute charge and discharge guidelines

actuating on the bidirectional converter.

The basic scheme is as shown in Figure 4 When S1 closes,

it activates inverse flow from the network to the storage

system through the rectifier, responsible for the conversion

of Alternating Current (AC) in Direct Current (DC), in such

a way batteries begin charging mode. Similarly, when S2

closes, energy flows from the battery bank to the network

through the inverter, responsible for the conversion of

Direct Current (DC) in Alternating Current (AC). This

configuration causes the reduction of energy within the

batteries, thus beginning discharging mode.

According to industry experts, for battery systems between

0.5 kW and 5 kW, the costs of the power conversion system

(Cpcs) can be considered constant and around 100 €

(bidirectional converter + control system) if these

components can be mass produced. Battery prices cannot

be regarded as constant, since they depend on capacity and

maximum storable energy; a linear regression analysis will

be performed with actual data regarding real battery costs.

Component prices are taken from a genuine retailer [1]; for

the sake of accuracy, they also belong to the same battery

producer (VARTA). It must be emphasised that these prices

correspond to lead acid batteries, but as was mentioned

before, lead acid prices will match lithium ion batteries

within a few years, thus validating this hypothesis. These

prices are shown in table 5.

156 Anexo D: Publicación científica de los resultados de este estudio

156

The results of this linear regression process are displayed in

(3) being P the power capacity of battery and E the amount

of electrical energy it can supply.

𝑪𝑩(𝑷, 𝑬) = 𝟎. 𝟎𝟎𝟕𝟑𝟖𝟒𝟐𝟒 ∙ 𝑷(𝑾) + 𝟎. 𝟏𝟔𝟓𝟔𝟓𝟎𝟑𝟏 ∙𝑬(𝑾𝒉) − 𝟔𝟒, 𝟎𝟖𝟓𝟓𝟐𝟑

(3)

Table 5. Table of prices for different VARTA batteries

Capacity (W) Energy (Wh) Price (€)

3960 540 62

6480 720 75.34

9120 840 142.13

8880 960 193

11400 1260 216.9

Fig 4. Grid-Connected Storage System (source: Dufo-Lopez (2015))

The total cost of the BESS is as shown in equation (4). This

expression comprises the cost of the power conversion

system and the battery itself. CT is the total cost of the

system, while CPCS and CB represent the cost of the power

conversion system and the cost of the battery respectively.

𝑪𝑻(𝑷, 𝑬) = 𝑪𝑩(𝑷, 𝑬) + 𝑪𝑷𝑪𝑺

(4)

𝑪𝑻(𝑷, 𝑬) = 𝟎. 𝟎𝟎𝟕𝟑𝟖𝟒𝟐𝟒 ∙ 𝑷(𝑾) + 𝟎. 𝟏𝟔𝟓𝟔𝟓𝟎𝟑𝟏 ∙𝑬(𝑾𝒉) + 𝟑𝟓. 𝟗𝟏𝟒𝟒𝟕𝟕 (5)

Equation (5) displays the total cost as a function of P and

E. All costs are expressed in Euros (€).

6 Energy storage model

Now that the topic has been introduced and the literature

has been discussed, the model implementation of the

system will be performed.

Fig 5. Number of cycles performed by different batteries according to their

size.

The number of cycles the battery bank actually performs

throughout the year is greatly significant for the battery life

and an important factor in overall costs; therefore, a study

of the frequency of battery´s charge/discharge operation

will be carried out. This analysis will be based on the real

power demand by an average client every 15 minutes for a

complete year, also making use of (2) to estimate the

capacity of the battery and the corresponding number of

cycles as shown in Figure 5.

For the sake of displaying more detailed information, Table

6 shows the data previously illustrated in Figure 5. As can

be seen, the higher the battery capacity, the higher the

number of cycles the battery can deliver, consequently

shaving power peaks in the system.

It must also be noted that as battery capacity increases so do

the number of cycles the component performs. Taking into

account that life expectancy for lithium ion batteries is near

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

nu

mb

er o

f ci

cles

Battery capacity (kW)

Number of cycles/year

157

157


5000 cycles, it will decrease as the battery grows in size, since

it will be activated more frequently during the year.

6 Economic analysis

In this section, we will carry out an economic assessment to

evaluate viability and profitability of the system for

different battery sizes by the means of the net present value.

Economic flows assessed will be the following:

- Economic investment: including the total cost of the

system calculated in (5).

- Time frame: Attending to life expectancy considered in

Table 7, net present value of the complete system will be

assessed in such a time horizon.

- Income: Reducing contracted power will provide the final

consumer with economic savings.

Eighteen batteries with different sizes according to energy

and capacity (kW/kWh) will be assessed, ranging from 0.6

kW to 5.75 kW of capacity including their life expectancy.

Regarding maximum storable energy, hypothesizing that

the BESS should supply energy during 4 cycles of 15

minutes continuously, it would mean holding maximum

capacity for 1 hour, hence, for a 600 W battery capacity, 600

Wh of storable energy would be needed. As has already

been mentioned before, the income for reducing contracted

power will be calculated using (2). Since in this case study

the client is not subscribed to a TOU tariff, the price he

actually pays for the energy is the same for every hour of

the day, hence, no energy saving is produced. All

considered cases with all previously mentioned information

are included in Table 7.

The net present value (NPV) expression for the whole

system is shown in (6). K represents the discount rate, I0 is

the initial investment in € and St the economic savings in €

for year t.

In this case, constant prices for the complete time frame will

be considered. The discount rate corresponds to the

Weighted Average Cost of Capital (WACC) of distribution

utilies in Spain, this value is 6.2 %. For each scenario, the

internal rate of return (IRR) and Payback period will also

be calculated.

Table 6. Batteries with different sizes and the number of cycles they would

perform if installed for the studied client.

Battery capacity

(kW)

Number of cycles per

year

Life expectancy(years)

0.600 6 833.30

0.900 10 500.00

1.100 14 357.14

1.500 30 166.67

1.800 50 100.00

2.100 94 53.19

2.300 128 39.06

2.700 296 16.89

3.000 488 10.25

3.300 710 7.04

3.450 870 5.75

3.700 1436 3.48

4.025 2062 2.42

4.300 2690 1.86

4.650 3720 1.34

5.200 8410 0.59

5.500 27078 0.18

5.750 39932 0.00

𝑵𝑷𝑽 = ∑𝑺𝒕

(𝟏+𝒌)𝒕 − 𝑰𝟎𝑻𝟏 (6)


158

Table 7. Description of each scenario regarding size, life expectancy,

investment and capacity

Battery size (kW/kWh)

Life expectancy(y)

Investment (€)

Capacity reduction

(kW)

Case 1 0.6/0.6 833.30 139,74 5.150

Case 2 0.9/0.9 500.00 191,65 4.850

Case 3 1.1/1.1 357.14 226,25 4.650

Case 4 1.5/1.5 166.67 295,47 4.250

Case 5 1.8/1.8 100.00 347,38 3.950

Case 6 2.1/2.1 53.19 399,29 3.650

Case 7 2.3/2.3 39.06 433,89 3.450

Case 8 2.7/2.7 16.89 503,11 3.050

Case 9 3/3 10.25 555,02 2.750

Case 10 3.3/3.3 7.04 606,93 2.450

Case 11 3.45/3.45 5.75 632,88 2.300

Case 12 3.7/3.7 3.48 676,14 2.050

Case 13 4.025/ 4.025

2.42 732,38 1.725

Case 14 4.3/4.3 1.86 779,96 1.450

Case 15 4.65/4.65 1.34 840,53 1.100

Case 16 5.2/5.2 0.59 935,69 0.550

Case 17 5.5/5.5 0.18 987,60 0.250

Case 18 5.75/5.75 0.00 1030,8

6 0

After analysing all eighteen cases, results are shown in

Table 8. As can be noted, payback period is between 3 and

7 years for all cases studied. Regarding NPV, one should

consider that in the case studied (the Spanish electrical

regulation) the levels of capacity that the final consumer

can contract are standard values. These standard values are

regulated by the Spanish Government [3].

For every case, an optimum standard level of capacity is

selected as the minimum needed to supply the highest

power peak of the year. For a typical user, Fig. 6 shows

power demand for the complete year, highlighting a

maximum power peak of 5.75 kW. Optimum contracted

capacity should be chosen as the immediate superior tier of

standard capacity found in [3]. The value is given by the

difference between the maximum power demand during the

year (in our case 5.75 kW) and the battery capacity (PB).

𝐶𝑚𝑎𝑥(𝑘𝑊) = 5.75 𝑘𝑊 − 𝑃𝐵(𝑘𝑊) (7)

Fig 6. Power demanded by the client every fifteen minutes for the complete

year

For the cases with the same capacity tier, as battery size

increases, NPV, NPV/I and IRR decreases and the payback

period lengthens. For batteries bigger than 3.45 kW/3.45 kWh,

the system is not profitable and therefore should not be

considered for installation. The most profitable system of the

whole range of studied cases is Case 7 (2.3 kW/2.3 kWh).

Since this final consumer has chosen not to apply for a TOU

tariff, no energy savings are produced and hence only the peak

shaving must be considered. It is important to note that

contracted capacity has been reduced to 3.45 kW.

6 Conclusions and Recommendations

In this paper, several results regarding power optimisation are

presented and studied, underlining the fact that, compared to

existent academic literature, this is an innovative method of

electricity bill reduction. For this optimization to happen, a

control battery system and a model have been designed with

smart meters as essential tools to obtain necessary data as

inputs for this model.

Price reductions in BESS in recent years have been of

paramount importance in achieving significant profits, making

this kind of system affordable for a broader range of

consumers; also the rise of new technologies and the

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

kW

Power demand throughout the year (kW)

159

159


continuous decrease in prices will lay the groundwork for a

bright future in this field.

Fig 7. Optimum value of NPV for all cases studied

Fig 8. Optimum value of IRR for all cases studied

The previously mentioned model, depending on the load curve

of every consumer provides the optimum size of a determined

BESS with respect to Energy and Capacity and their costs. In

the studied case, with an investment of 434 €, the client can

acquire a 2.3 kW/2.3 kWh battery system, with a NPV of 1359

€ and an IRR of 28 %, recovering the initial investment in less

than two years, and also saving 123 € per annum.

In Figure 7 and Figure 8 some “spikes” can be observed after

a good profitability is achieved, this is particularly noticeable

in the optimum value of battery size (Case 7). This

phenomenon is caused by installing a battery system which

power is far from the contracted capacity, since capacity

charge changes by tiers, optimum values of BESS size will

always match standard values defined in [3].

A potential extension of this work should consider a scenario

in which the client applies for a TOU tariff, enabling a

combination of power and energy saving at the same time and

increasing profitability of this project.

Table 8. Economic assessment results

NPV (€) IRR NPV/I PAYBACK

(Y)

Case 1 -139,74 N/A -1,00 N/A

Case 2 -191,65 N/A -1,00 N/A

Case 3 722,28 26% 3,19 3,85

Case 4 653,02 20% 2,21 5,02

Case 5 598,70 17% 1,72 5,91

Case 6 510,12 15% 1,28 6,79

Case 7 1.359,50 28% 3,13 3,53

Case 8 722,66 24% 1,44 4,09

Case 9 341,49 18% 0,62 4,51

Case 10 74,65 10% 0,12 4,94

Case 11 229,86 17% 0,36 3,43

Case 12 -115,06 -2% -0,17 N/A

Case 13 -262,64 -17% -1,22 N/A

Case 14 -413,50 -36% -1,92 N/A

Case 15 -530,59 -50% -0,63 N/A

Case 16 -796,52 -84% -0,85 N/A

Case 17 -944,38 -95% -0,96 N/A

Case 18 N/A N/A N/A N/A

The defined system could be considered as a private

investment by the final consumer. Alternatively this could be

considered as a business opportunity in which the company

makes the investment and establishes an agreement with the

user in order to share savings.

(€1.500)

(€1.000)

(€500)

€0

€500

€1.000

€1.500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Battery size(W/Wh)

NPV(€)

-100%

-80%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

IRR

(%

)

Battery size (W/Wh)

IRR (%)


160

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Referencias

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169

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Índice de Conceptos

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ÍNDICE DE CONCEPTOS

Almacenamiento energético: Intermediario entre fuentes variables y cargas variables de energía que permite la

acumulación de la misma para trasladar su uso a través del tiempo.

Batería electroquímica: Conjunto de celdas en cuyo interior se producen una serie de reacciones químicas que

permiten el almacenamiento indirecto de energía eléctrica

Ciclabilidad: número de ciclos que puede realizar una batería electroquímica a lo largo de su vida útil sin que

disminuya de forma considerable su rendimiento.

Coeficiente de estimación de potencia: Coeficiente elaborado para estimar la potencia media cuartohoraria a

partir del perfil de consumo energético.

Coeficiente de determinación múltiple R2 ajustado: en un proceso de regresión lineal con variables múltiples,

denota el porcentaje de varianza justificado por los variables independientes.

Comercializadora eléctrica: empresa que se encarga de vender la energía eléctrica al consumidor final. Actúa

de intermediaria entre la empresa distribuidora y el cliente, cobrando un margen de beneficio por las

transacciones.

Consumidor doméstico: Beneficiario del ahorro energético producido por la descarga de los elementos de

almacenamiento para reducir el coste del suministro eléctrico de la red.

Contador inteligente: Medidor avanzado que identifica el consumo en más detalle que los contadores

tradicionales y se comunica mediante la red con la compañía eléctrica para monitorización y facturación del

consumo eléctrico

Convertidor bidireccional: Dispositivo que permite la circulación del flujo de energía del subsistema de baterías

a la red eléctrica y viceversa. Tradicionalmente se considera que está formado de dispositivo rectificador, que

transforma corriente alterna en continua y de un inversor, que realiza la transformación inversa.

Déficit “ex ante”: Insuficiencia tarifaria previamente reconocida que permitía mantener los costes de la

electricidad a unos niveles relativamente bajos. Se impuso por el gobierno español durante el proceso de

transición de un mercado eléctrico regulado a uno liberalizado.

Discriminación horaria: Creación de tramos de precios en los que el consumo es más barato o más caro según

el tramo determinado.

Distribuidora eléctrica: empresa encargada de trasladar la energía eléctrica desde las redes de transporte de alta

tensión hasta los puntos de consumo de alta, media y baja tensión.

Energía específica: propiedad intrínseca de la tecnología de almacenamiento en cuanto a la capacidad de energía

que es capaz de almacenar el sistema por unidad de masa del mismo.

Hogar inteligente (Smarthome):denominación que se asigna a consumidores domésticos que poseen un sistema

de automatización respecto a los electrodomésticos y otros elementos del hogar, permitiendo, entre otras

funciones, la gestión y el control automático de estos dispositivos.

Horas valle: Horas del día en los que el precio de la energía es más barato. Suelen coincidir principalmente con

períodos nocturnos y de bajo consumo global

Horas pico: Horas del día en las que el precio de la energía es más caro. Suelen coincidir principalmente con las

horas centrales del día y de mayor consumo global.

Liberalización del mercado eléctrico: Proceso llevado a cabo en el sector eléctrico español para separar las

actividades del mismo y reducir el control del gobierno sobre éstas y los precios eléctricos.

Tarifas eléctricas de acceso: Las tarifas de acceso son un sobrecoste que se añade al término de potencia, ya que

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171


las redes deben de estar preparadas para garantizar el suministro de la potencia que el cliente contrate. Lo mismo

ocurre con el término de energía en función del consumo en cada período.

Perfil de consumo energético diario: curva de consumo energético diaria de un cliente determinado. Permite

observar la tendencia de consumo a lo largo del año.

Período de recuperación de la inversión (Payback): es el tiempo que transcurre desde que se realiza una

inversión hasta que se recupera la totalidad de la misma durante la vida útil del proyecto.

Potencia contratada: nivel de potencia máxima que contrata el cliente con su comercializadora no pudiendo

superarla en ningún instante.

Potencia específica: propiedad intrínseca de la tecnología de almacenamiento en cuanto a la potencia que es

capaz de proporcionar el sistema por unidad de masa del mismo.

Potencia media cuartohoraria: Estimación del consumo de potencia medio en un intervalo de 15 minutos

obtenida a través del consumo energético durante ese intervalo temporal.

Precio de venta al pequeño consumidor (referido al mercado eléctrico): El precio voluntario para el pequeño

consumidor (PVPC) es el sistema utilizado por el Gobierno Español para la fijación del precio eléctrico

destinado a clientes del mercado regulado.

Profundidad de descarga: este parámetro está relacionado con la fracción de la capacidad total de la batería que

está siendo realmente utilizada y se expresa como un porcentaje. Cuanto mayor sea la descarga, más corta será

la vida útil de la batería.

Red inteligente: aquella capaz de integrar la acción de todos los agentes generadores y consumidores para

contribuir a la sostenibilidad, rentabilidad y seguridad de la red eléctrica, definiendo la red como el conjunto de

subestaciones, centros de transformación, redes de transporte y distribución, entre otros muchos elementos que

hacen posible el suministro eléctrico a los distintos puntos de consumo.

Suavizado de picos de potencia (Peak shaving): Proceso consistente en eliminar los valores más altos de la

potencia consumida por un cliente supliendo con un sistema de almacenamiento el exceso de consumo.

Tasa de descuento: Expresa el valor del capital a lo largo del tiempo.

Tasa interna de retorno: Parámetro para la valoración de la conveniencia de inversiones, es la tasa a la que el

valor presente neto de gastos de inversión iguala al valor presente neto de los flujos de capital positivos.

Tarifa de último recurso: sistema para la fijación del precio eléctrico por el gobierno español antecesor del

PVPC.

Trasvase temporal de energía (load shifting): Proceso mediante el cual se traslada el consumo energético de

horas pico a horas valle de consumo, produciendo un ahorro económico por la diferencia de precios de la energía

a través del uso de un sistema de almacenamiento.

Término de potencia de la factura eléctrica: Queda fijado por la potencia contratada en el domicilio del

consumidor doméstico, esta potencia determina la cantidad de elementos eléctricos que pueden estar conectados

simultáneamente. Este término es fijo en la factura y se debe de abonar independientemente del consumo

realizado.

Término de energía de la factura eléctrica: Este factor hace referencia al consumo, es decir, cuanta más energía

consuman los elementos eléctricos del hogar, mayores serán los costes debido a este término. Este valor

representa un coste variable, ocurriendo esta variación cada hora en función del mercado eléctrico.

Valor presente neto: Este parámetro expresa la diferencia entre la inversión que se realice en la actualidad y el

valor actual de los flujos futuros de efectivo, de forma que aplicando una tasa de descuento permite evaluar la

rentabilidad del proyecto durante su vida útil.

Índice de Conceptos

172

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GLOSARIO

BESS- Battery Energy Storage System.

BOE- Boletín Oficial del Estado.

CNMC- Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

DOE- Department of Energy (United States).

EPRI- Electric Power Research Institution.

ICP- Interruptor de Control de Potencia.

IRENA- International Reneweable Energy Agency.

IVA- Impuesto del valor adquirido.

MINETUR- Ministerio de energía, turismo y agenda digital.

TOU- Time of Use.

TUR – Tarifa de Último Recurso.

PVPC- Precio de Venta al Pequeño Consumidor.

PMP- Precio medio ponderado.

SOC- State of Charge.

Glosario

174

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