Comunidades Locales de Energía. Diseño de nuevas modalidades de intercambio de energía en Tolosa, Gipuzkoa

BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Agradecimientos: Quiero expresar mis más sinceros agradecimientos a todas las personas que han hecho posible este logro. En primer lugar, a mis padres y mis hermanas que me han apoyado a la distancia en cada una de mis decisiones. A Uxue y a la familia Arrieta Tarragona que me acogió como un miembro más de su bonita familia y han sido un factor emocional para alcanzar otro escalón en mi carrera profesional. A la Doctora Iraide López Ropero quien con su experiencia y profesionalismo me ha permitido adquirir nuevos conocimientos tanto en aula como en la investigación. Por último, quiero agradecer a todos mis amigos de Ecuador, España y México quienes hacen de esta experiencia mucho más agradable y enriquecedora. 2 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Resumen: Las comunidades locales de energía pueden llegar a ser una potencial alternativa para fomentar la lucha contra el cambio climático. El avance tecnológico y la reducción de los precios en los últimos a años ha permitido que los sistemas de generación, mediante fuentes de energía renovable, sean cada vez más asequibles y generan beneficios económicos al reducir el valor de la factura eléctrica para los socios de la comunidad, también es posible reducir el creciente impacto medioambiental. Los ciudadanos tienen en sus manos la posibilidad de marcar el cambio en cara al futuro y los gobiernos se encuentran en la obligación de favorecer las nuevas iniciativas innovadoras, por tal motivo, en este proyecto se plantean varias opciones de comunidades locales de energía para cubrir la demanda de ciertos usuarios que residen en Tolosa, Gipuzkoa y se comprueba la posibilidad de reducir la factura eléctrica y generar beneficios medioambientales. Palabras clave: comunidad, electricidad, sistema, solar, almacenamiento. 3 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Abstract: Local energy communities can become a potential alternative to promote the fight against climate change. Technological progress and price reductions in recent years have made renewable energy generation systems increasingly affordable and generate economic benefits by reducing the value of electricity bills for community members, as well as reducing the growing environmental impact. Citizens have the power to have influence in the future and governments have an obligation to encourage new innovative initiatives. For this reason, in this project, several options for local energy communities are proposed to cover the demand of certain users living in Tolosa, Gipuzkoa, and the possibility of reducing the electricity bill and generating environmental benefits is assessed. Keywords: community, electricity, system, solar, storage. 4 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Abstraktua: Tokiko energia-komunitateak alternatiba izan daitezke klima-aldaketaren aurkako borroka sustatzeko. Aurrerapen teknologikoari eta azken urteetako prezioen murrizketari esker, energia-iturri berriztagarrien bidezko sortze-sistemak gero eta eskuragarriagoak dira eta onura ekonomikoak sortzen dituzte erkidegoko bazkideentzako faktura elektrikoaren balioa murriztean. Era berean, ingurumen-inpaktu gero eta handiagoa murriztu daiteke. Herritarrek beren esku dute etorkizunari begira aldaketa markatzeko aukera, eta gobernuek ekimen berritzaile berriak bultzatu behar dituzte. Hori dela eta, proiektu honetan tokiko energiakomunitateen hainbat aukera planteatzen dira Tolosan (Gipuzkoa) bizi diren erabiltzaile batzuen eskaerari erantzuteko, eta faktura elektrikoa murrizteko eta ingurumen-onurak sortzeko aukera egiaztatzen da. Gako-hitzak: komunitatea, elektrizitatea, sistema, eguzki-sistema, biltegiratzea. 5 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Índice 1. MEMORIA ................................................................................................................ 12 1.1. Introducción ................................................................................................................ 12 1.2. Contexto ...................................................................................................................... 13 1.3. Objetivos y alcance del trabajo ................................................................................... 19 1.4. Beneficios que aporta el trabajo ................................................................................. 20 1.5. Análisis del estado del arte ......................................................................................... 21 1.6. Análisis de alternativas ................................................................................................ 44 1.7. Análisis de riesgos ....................................................................................................... 49 1.8. Descripción de la solución propuesta ......................................................................... 50 2. METODOLOGÍA ........................................................................................................ 53 2.1. Recurso solar en Tolosa ............................................................................................... 54 2.2. Recurso solar en málaga ............................................................................................. 54 2.3. Dimensionamiento del sistema fotovoltaico .............................................................. 55 2.4. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento .................................................. 56 2.5. Perfiles de consumo de los casos de estudio .............................................................. 57 2.6. Estudio técnico de las CLEs físicas ............................................................................... 61 2.7. Estudio técnico de las CLEs virtuales ........................................................................... 84 2.8. Análisis de los resultados técnicos .............................................................................. 99 3. ASPECTOS ECONÓMICOS ...................................................................................... 100 3.1. Costos de inversión inicial, operación y mantenimiento .......................................... 100 3.2. Estimación de costos de inversión inicial de las CLEs físicas ..................................... 105 3.3. Estimación de costos de inversión inicial de las CLEs virtuales ................................. 108 3.4. Análisis de rentabilidad ............................................................................................. 111 3.5. Análisis de los resultados económicos ...................................................................... 130 4. CONCLUSIONES ..................................................................................................... 132 4.1. Conclusiones generales ............................................................................................. 132 4.2. Conclusiones específicas ........................................................................................... 133 5. BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................... 136 ANEXO I: Normativa aplicable ...................................................................................... 140 ANEXO II: Fichas técnicas, diseño de detalle y código ................................................. 142 6 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Lista de tablas Tabla 1.Geografía de Tolosa. Fuente:[14]. .................................................................................. 16 Tabla 2. Clasificación de las tecnologías de Almacenamiento. Fuente: [18]. ............................. 24 Tabla 3. Ejemplos de CLEs en Europa. Fuente: [19][20]. ............................................................. 27 Tabla 4. Ejemplos de CLEs en España y Euskadi. Fuente:[19][21]. .............................................. 29 Tabla 5. Potenciales modelos de negocio basados en agregados zonales para CLEs. Fuente: [9]. ..................................................................................................................................................... 32 Tabla 6. Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC). Fuente: [10]. ......................... 33 Tabla 7. Peajes de acceso y cargos a baja tensión PEAJE 2.0 (< 1 kV). Fuente: [10]. .................. 34 Tabla 8. Peajes de acceso y cargos a baja tensión PEAJE 3.0 (< 1 kV). Fuente: [10]. .................. 34 Tabla 9. Puntos de recarga de vehículos eléctricos de acceso público PEAJE 3.0. Fuente: [10]. 35 Tabla 10. Pago de los autoconsumidores por la energía autoconsumida en instalaciones próximas a través de red. Fuente: [10]. ...................................................................................... 35 Tabla 11. Clasificación de los periodos tarifarios para clientes 3.0TD. Fuente: [26]. ................. 42 Tabla 12. Alternativas de CLEs en Tolosa y sus modelos de negocio. Fuente: propia. ............... 45 Tabla 13.Consumo de los 5 clientes para la alternativa 1. Fuente: propia. ................................ 57 Tabla 14. Consumo de los 6 clientes para la alternativa 2. Fuente: propia. ............................... 59 Tabla 15. Consumo de los 7 clientes para la alternativa 3. Fuente: propia. ............................... 60 Tabla 16. Dimensionamiento del Inversor para la alternativa 1. CLE física. Fuente: propia...... 62 Tabla 17. Características y arreglo de los paneles solares de la alternativa 1. CLE física. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 62 Tabla 18. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento para la alternativa 1. CLE física. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 64 Tabla 19. Resumen de la energía producida y consumida de la CLE física, alternativa 1. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 69 Tabla 20. Dimensionamiento del Inversor para la alternativa 2. CLE física. Fuente: propia...... 70 Tabla 21. Características y arreglo de los paneles solares de la alternativa 2. CLE física. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 70 Tabla 22. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento para la alternativa 2. CLE física. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 72 Tabla 23. Resumen de la energía producida y consumida de la CLE física, alternativa 2. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 77 Tabla 24. Dimensionamiento del Inversor para la alternativa 3. CLE física. Fuente: propia...... 77 Tabla 25. Características y arreglo de los paneles solares de la alternativa 3. CLE física. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 78 Tabla 26. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento para la alternativa 3. CLE física. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 79 Tabla 27. Resumen de la energía producida y consumida de la CLE física, alternativa 3. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 84 Tabla 28. Dimensionamiento del Inversor para la alternativa 1. CLE virtual. Fuente: propia. .. 85 Tabla 29. Características y arreglo de los paneles solares de la alternativa 1. CLE virtual. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 85 Tabla 30. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento para la alternativa 1. CLE virtual. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 86 Tabla 31. Resumen de la energía producida y consumida de la CLE virtual, alternativa 1. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 89 Tabla 32. Dimensionamiento del Inversor para la alternativa 2. CLE virtual. Fuente: propia. .. 90 7 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Tabla 33. Características y arreglo de los paneles solares de la alternativa 2. CLE virtual. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 90 Tabla 34. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento para la alternativa 2. CLE virtual. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 91 Tabla 35. Resumen de la energía producida y consumida de la CLE virtual, alternativa 2. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 94 Tabla 36. Dimensionamiento del Inversor para la alternativa 3. CLE virtual. Fuente: propia. .. 95 Tabla 37. Características y arreglo de los paneles solares de la alternativa 3. CLE virtual. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 95 Tabla 38. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento para la alternativa 3. CLE virtual. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 96 Tabla 39. Resumen de la energía producida y consumida de la CLE virtual, alternativa 3. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 99 Tabla 40. Precios de los sistemas fotovoltaicos en el 2021. Fuente: [29]. ................................ 102 Tabla 41. Características técnicas y precio de las baterías de litio. Fuente: [30]. ..................... 102 Tabla 42. Costo de inversión inicial de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. ................. 105 Tabla 43. Costo de inversión inicial de la alternativa 2, CLE física. Fuente: propia. ................. 106 Tabla 44. Costo de inversión inicial de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. ................. 107 Tabla 45. Costo de inversión inicial de la alternativa 1, CLE virtual. Fuente: propia ................ 108 Tabla 46. Costo de inversión inicial de la alternativa 2, CLE virtual. Fuente: propia ................ 109 Tabla 47. Costo de inversión inicial de la alternativa 3, CLE virtual. Fuente: propia ................ 110 Tabla 48. LCOE y ahorro de energía de la alternativa 1, CLE física. Fuente: Propia. ................. 113 Tabla 49. Participación y beneficios para cada cliente de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. ....................................................................................................................................... 114 Tabla 50. LCOE y ahorro de energía de la alternativa 2, CLE física. Fuente: Propia. ................. 116 Tabla 51. Participación y beneficios para cada cliente de la alternativa 2, CLE física. Fuente: propia. ....................................................................................................................................... 117 Tabla 52. LCOE y ahorro de energía de la alternativa 3, CLE física. Fuente: Propia. ................. 119 Tabla 53. Participación y beneficios para cada cliente de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. ....................................................................................................................................... 120 Tabla 54. LCOE y ahorro de energía de la alternativa 1, CLE virtual. Fuente: Propia. .............. 122 Tabla 55. Participación y beneficios para cada accionista de la alternativa 1, CLE virtual. Fuente: propia. ....................................................................................................................................... 123 Tabla 56. LCOE y ahorro de energía de la alternativa 2, CLE virtual. Fuente: Propia. .............. 125 Tabla 57. Participación y beneficios para cada accionista de la alternativa 2, CLE virtual. Fuente: propia. ....................................................................................................................................... 126 Tabla 58. LCOE y ahorro de energía de la alternativa 3, CLE virtual. Fuente: Propia. .............. 128 Tabla 59. Participación y beneficios para cada accionista de la alternativa 3, CLE virtual. Fuente: propia. ....................................................................................................................................... 129 Tabla 60. Resumen de la reducción de las facturas para cada alternativa. Fuente: propia. .... 131 8 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Lista de figuras Figura 1. Mapa de área de distribución de la empresa público. Fuente: [15]. ........................... 17 Figura 2. Subestación de la empresa pública (Tolargi) en Tolosa. Fuente: [15]. ........................ 17 Figura 3. Ubicación de la subestación de Iberdrola en Tolosa. Fuente: [17]. ............................. 18 Figura 4. Modelos de negocio basados en agregados zonales. Fuente [9]. ................................ 31 Figura 5. Consumo Promedio Mensual de un consumidor de 5,7 kW. Fuente: Tolargi. ............ 37 Figura 6. Consumo durante el invierno y el verano de un consumidor residencial. Fuente: Tolargi. ......................................................................................................................................... 38 Figura 7. Perfil de consumo promedio diario-mensual de un consumidor residencial. Fuente: Tolargi. ......................................................................................................................................... 38 Figura 8. Consumo Promedio Mensual de un consumidor de 12 kW. Fuente: Tolargi. ............. 39 Figura 9. Consumo durante el invierno y el verano de un consumidor comercial. Fuente: Tolargi. ......................................................................................................................................... 40 Figura 10. Perfil de consumo promedio diario-mensual de un consumidor comercial. Fuente: Tolargi. ......................................................................................................................................... 41 Figura 11.Consumo Promedio Mensual de un consumidor de más de 15 kW. Fuente: Tolargi. 43 Figura 12. Consumo durante el invierno y el verano de un consumidor industrial. Fuente: Tolargi. ......................................................................................................................................... 43 Figura 13. Perfil de consumo promedio diario-mensual de un consumidor industrial. Fuente: Tolargi. ......................................................................................................................................... 44 Figura 14. Ejemplo de edificación para la alternativa 1. Fuente: propia. .................................. 46 Figura 15. Ejemplo de edificación para la alternativa 2. Fuente: propia. ................................... 47 Figura 16. Ejemplo de edificación para la alternativa 2. C.R.) Cliente Residencial, C.C.) Cliente Comercial, C.I.) Cliente Industrial. Fuente: propia. ..................................................................... 48 Figura 17. Diagrama de flujo para la gestión de una CLE física. Fuente: Propia. ........................ 51 Figura 18. Diagramas de flujo para la gestión de una CLE virtual. 1) No se considera un sistema de almacenamiento. 2) Se considera un sistema de almacenamiento. Fuente: propia. ............ 53 Figura 19. Irradiación Wh/m2 hora a hora durante un año en Tolosa. Fuente: [25]. ................. 54 Figura 20. Irradiación Wh/m2 hora a hora durante un año en Málaga. Fuente: [25]. ............... 55 Figura 21. Perfil de consumo de la alternativa 1. Fuente: Propia ............................................... 58 Figura 22. Perfil de consumo de la alternativa 2. Fuente: Propia ............................................... 59 Figura 23. Perfil de consumo de la alternativa 3. Fuente: Propia ............................................... 61 Figura 24. Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico para la alternativa 1. CLE fisica. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 63 Figura 25. Perfil de generación de la alternativa 1, CLE física. Fuente: Propia ........................... 65 Figura 26. Diferencia de energía entre la generación y consumo de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 66 Figura 27. Energía remanente de la fuente de generación de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 66 Figura 28. Energía suministrada por el sistema de almacenamiento de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. .................................................................................................................. 67 Figura 29. Energía suministrada a través de la red de distribución de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 67 Figura 30. Energía vertida a la red con sistema de almacenamiento de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. .................................................................................................................. 68 Figura 31. Ciclo de carga de las baterías de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. ............ 69 9 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 32. Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico para la alternativa 2. CLE fisica. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 71 Figura 33. Perfil de generación de la alternativa 2, CLE física. Fuente: Propia ........................... 73 Figura 34. Diferencia de energía entre la generación y consumo de la alternativa 2, CLE física. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 73 Figura 35. Energía remanente de la fuente de generación de la alternativa 2, CLE física. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 74 Figura 36. Energía suministrada por el sistema de almacenamiento de la alternativa 2, CLE física. Fuente: propia. .................................................................................................................. 74 Figura 37. Energía suministrada a través de la red de distribución de la alternativa 2, CLE física. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 75 Figura 38. Energía vertida a la red con sistema de almacenamiento de la alternativa 2, CLE física. Fuente: propia. .................................................................................................................. 76 Figura 39. Ciclo de carga de las baterías de la alternativa 2, CLE física. Fuente: propia. ............ 76 Figura 40. Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico para la alternativa 3. CLE fisica. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 78 Figura 41. Perfil de generación de la alternativa 3, CLE física. Fuente: Propia ........................... 80 Figura 42. Diferencia de energía entre la generación y consumo de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 80 Figura 43. Energía remanente de la fuente de generación de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 81 Figura 44. Energía suministrada por el sistema de almacenamiento de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. .................................................................................................................. 81 Figura 45. Energía suministrada a través de la red de distribución de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 82 Figura 46. Energía vertida a la red con sistema de almacenamiento de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. .................................................................................................................. 83 Figura 47. Ciclo de carga de las baterías de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. ............ 83 Figura 48. Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico para la alternativa 1. CLE virtual. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 86 Figura 49. Perfil de generación de la alternativa 1, CLE virtual. Fuente: Propia ......................... 87 Figura 50. energía proveniente de la red para cubrir la demanda y cargar las baterías de la alternativa 1, CLE virtual. Fuente: propia. ................................................................................... 88 Figura 51. Energía de las baterías suministrada durante el día de la alternativa 1, CLE virtual. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 88 Figura 52. Ciclo de carga de las baterías de la alternativa 1, CLE virtual. Fuente: propia. .......... 89 Figura 53. Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico para la alternativa 2. CLE virtual. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 91 Figura 54. Perfil de generación de la alternativa 2, CLE virtual. Fuente: Propia ......................... 92 Figura 55. Energía proveniente de la red para cubrir la demanda y cargar las baterías de la alternativa 2, CLE virtual. Fuente: propia. ................................................................................... 93 Figura 56. Energía de las baterías suministrada durante el día de la alternativa 2, CLE virtual. Fuente: propia. ............................................................................................................................ 93 Figura 57. Ciclo de carga de las baterías de la alternativa 2, CLE virtual. Fuente: propia. .......... 94 Figura 58. Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico para la alternativa 3. CLE virtual. Fuente: propia. ......................................................................................................................................... 96 Figura 59. Perfil de generación de la alternativa 3, CLE virtual. Fuente: Propia ......................... 97 16 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO zona para la producción de electricidad, esto se debe al compromiso para fomentar la implementación de sistemas que permitan producir energía eléctrica para autoconsumo [12]. Dentro de la situación geográfica y climática se puede detallar que: Las coordenadas geográficas se pueden observar en la Tabla 1. En Tolosa, el invierno es frio y húmedo y el verano es templado con temperatura media de 24°C, durante los últimos años la temperatura en el verano ha aumentado sobrepasando los 35°C en días calurosos, la principal causa es atribuida al cambio climático. Si bien durante el año la nubosidad es constante, pero se puede aprovechar la energía proveniente del sol para producir electricidad, entre los meses de julio y septiembre [13]. Tabla 1.Geografía de Tolosa. Fuente:[14]. Coordenadas Geográficas Latitud: 43.137 Longitud: -2.07391 43° 8′ 13″ Norte, 2° 4′ 26″ Oeste Superficie 3.739 hectáreas/37,39 km² Altitud 80 m Clima Clima oceánico La ubicación de Tolosa hace que las probabilidades de precipitaciones sean altas durante todo el año. El mes más lluvioso de esta localidad es noviembre y el mes más seco es julio. Las precipitaciones están presentes en la mayor parte del año desde septiembre hasta mayo, esto garantiza un ambiente húmedo y con espesa vegetación, además de varias fuentes hídricas cerca de la ciudad [13]. El sistema de distribución eléctrica de la ciudad se encuentra controlado por dos empresas. La primera empresa pertenece al ayuntamiento de Tolosa, suministrando energía eléctrica a más de 6.100 usuarios con 25 GW/año [15]. La empresa pública abastece a los usuarios que residen o tienen sus locales en el caso viejo de la ciudad, como se observa en la Figura 1. 17 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 1. Mapa de área de distribución de la empresa público. Fuente: [15]. Dentro del área de distribución que es controlada por la empresa pública se encuentra una subestación con una capacidad disponible de 23,79 MW a una tensión de 30kV [15], que se representa en la Figura 2. Un proyecto impulsado por el ayuntamiento de Tolosa ha permitido conectar a la red un sistema fotovoltaico, fomentando de esta manera la integración de nuevas fuentes de generación renovables. Figura 2. Subestación de la empresa pública (Tolargi) en Tolosa. Fuente: [15]. 18 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Por otro lado, fuera del casco viejo, el suministro de energía para consumidores se lo realiza mediante las redes de distribución a cargo de Iberdrola. Dentro se los dominios de la empresa privada en Tolosa, se encuentra una subestación en el barrio de San Blas con niveles de tensión de 13,2 kV y 30 kV y con transformadores de hasta 25 MVA para cubrir las necesidades de los usuarios [16]. En el mapa de la Figura 3 se puede observar la ubicación de la subestación. Figura 3. Ubicación de la subestación de Iberdrola en Tolosa. Fuente: [17]. 19 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 1.3. Objetivos y alcance del trabajo El objetivo principal de este trabajo es implementar una CLE sobre la plataforma de simulación MATLAB y aplicar una nueva modalidad de intercambio de energía. Para cumplir el objetivo principal se procede a: • Analizar los perfiles de consumo de clientes residenciales, comerciales e industriales, y definir escenarios de estudio para cubrir la demanda mediante la implementación de sistemas fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento (baterías). • Estudiar y analizar las alternativas de CLEs en baja tensión que se pueden implementar para cada escenario, teniendo en cuenta las normativas vigentes. • Estudiar potenciales modelos de negocio y mercados de energía de una comunidad local, identificando los escenarios más probables. • Implementar una CLE en Tolosa Sobre la plataforma de simulación de Matlab. • Aplicar un algoritmo de coordinación entre los distintos agentes que conforman la CLE. • Obtener y analizar los resultados. 20 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 1.4. Beneficios que aporta el trabajo Dentro de los principales beneficios que aporta la implementación de CLEs, se puede resaltar que: • Se considera como una alternativa de lucha contra el cambio climático. • Los consumidores llegarían a ser productores y beneficiarse económicamente. • Se motiva la creación de nuevos valores sociales y medioambientales dentro de la comunidad. • Es una nueva modalidad para el intercambio de energía eléctrica donde se pueden incentivar la aplicación de diferentes modelos de negocio. • Se promueve la investigación, desarrollo e inversión a las nuevas modalidades de producción y almacenamiento de energía. 21 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 1.5. Análisis del estado del arte El suministro de energía eléctrica, en el escenario actual del sector eléctrico español, se realiza mediante actividades donde correlacionan la generación, transporte, distribución y comercialización de electricidad. La fuente de producción de energía que predomina a nivel nacional proviene de centrales de ciclo combinado seguido por centrales nucleares, centrales de cogeneración, centrales hidráulicas, etc. Las energías renovables han alcanzado una madurez tecnológica y comercial que, a comparación con las energías tradicionales, cada vez son más competitivas, siendo las fuentes eólicas y fotovoltaicas un soporte para la generación alcanzando potencias instaladas de 29,551 MW y 17,913 MW respectivamente, aproximándose al 40% de la potencia instalada total [23]. Las CLEs se presentan como una potencial alternativa cargada de beneficios para todos los sectores del sistema eléctrico, las ventajas de una comunidad local de energía provienen de los agentes que la conforman. Por otro lado, la incorporación de fuentes renovables, sistemas de almacenamiento y eficiencia energética, abren nuevos campos aplicación e investigación para alcanzar los objetivos de sostenibilidad. Por tal motivo, para este apartado, es necesario analizar algunos conceptos de manera general que entran en el ámbito de las CLEs, como lo son: la generación distribuida y las Smart Grids, los sistemas de almacenamiento y su papel en las comunidades locales. Además, es conveniente determinar la clasificación de las CLEs y analizar algunos proyectos existentes a nivel nacional e internacional que demuestren la puesta en marcha de las CLEs. También, es imprescindible conocer los potenciales modelos de negocio en energía y las tarifas eléctricas actuales para obtener resultados más fiables al momento de diseñar una nueva modalidad de intercambio. 1.5.1. Generación Distribuida y las Smart Grids Dentro de la propuesta de Directiva Europea COM (2016) 864, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, se afirma que: “Comunidad Local de Energía: una asociación, cooperativa, sociedad, organización sin ánimo de lucro u otra entidad jurídica que esté controlada por accionistas o miembros locales, generalmente orientada al valor más que a la 22 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO rentabilidad, dedicada a la generación distribuida y a la realización de actividades de un gestor de red de distribución, suministrador o agregador a nivel local, incluso a escala transfronteriza. 4 ” La generación distribuida (GD) es la producción de electricidad por muchas fuentes pequeñas instaladas cerca del consumidor que está conectado a la red de distribución de electricidad. Disponer de generación distribuida reduce las pérdidas en la red debido a la proximidad de las fuentes de generación con las cargas, esto evita la necesidad de transportar energía a largas distancias. También permite la descarga de la red de transporte mediante el aporte de electricidad de pequeñas fuentes de generación (microgeneración), repartidas por todo el territorio, que suplen la producción de grandes plantas generadoras. El fallo de una de las fuentes no supone un problema grave para el sistema eléctrico, mejorando así la fiabilidad, calidad y seguridad del sistema [1]. Las energías renovables y los sistemas avanzados de automatización y control también están muy presentes en la generación distribuida, que reduce las emisiones de CO2 y se establece como parte fundamental de las Smart Grids [1]. Las Smart Grids se pensaron debido a que la topología actual de la red se planificó e implementó para las grandes centrales eléctricas centralizadas ubicadas a largas distancias de las cargas y que la reciente evolución de las energías renovables distribuidas exige un cambio para hacer que las redes sean capaces de albergar nuevos recursos energéticos cercanos a las cargas. Las infraestructuras distribuidas necesitan más supervisión y control a distancia que las centralizadas. Además, los nuevos recursos de generación de energía renovable necesitan una red flexible, que sólo puede implementarse mediante la tecnología de la información y la comunicación. Las necesidades anteriores se aplican a una gran variedad de tecnologías, lo que daría lugar a la red inteligente [2]. Por otra parte, la producción centralizada y distribuida permiten a las cargas satisfacer sus necesidades energéticas de alguna u otra manera. La tecnología aplicada en la generación, transmisión y distribución garantiza hasta cierto punto la calidad y continuidad del suministro. Pero, la producción y la demanda no siempre coinciden a lo largo del día, por ello es necesario almacenar la energía que se genera cuando las cargas no lo requieren y ser utilizados cuando se 4 7) «comunidad local de energía». Artículo 2, Definiciones de DIRECTIVA DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad COM (2016) 864 23 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO necesite, especialmente si provienen de fuentes renovables donde no se tiene el control del recurso energético. 1.5.2. Almacenamiento Eléctrico Las directivas 2018/2001 y 2019/944 hacen referencia sobre la participación de las CLEs en el almacenamiento de energía eléctrica como una actividad que desarrollan este tipo de entidades. Por ello se afirma que: “Comunidad ciudadana de energía es una entidad jurídica que: participa en la generación, incluida la procedente de fuentes renovables, la distribución, el suministro, el consumo, la agregación, el almacenamiento de energía, la prestación de servicios de eficiencia energética o, la prestación de servicios de recarga para vehículos eléctricos o de otros servicios energéticos a sus miembros o socios. 5 ” Actualmente, la limitación de los sistemas de almacenamiento se debe al tamaño y los elevados costos que representa su aplicación en grandes cantidades de energía eléctrica. Pero, a niveles reducidos como comunidades locales es una solución efectiva y competitiva, en algunos casos no es necesario el consumo de la red. Los sistemas de almacenamiento permiten regular y cubrir la curva de demanda resolviendo las incertidumbres de los sistemas de generación con fuentes renovables. Los acumuladores de energía se enfrentan a las fluctuaciones de la generación por fuentes renovables, además de las limitaciones propias del sistema [4]. Las tecnologías de almacenamiento varían según su aplicación y necesidad. Por un lado, el uso del almacenamiento basado en potencia requiere una infraestructura sofisticada y costosa, es necesario respuesta en tiempos cortos y un servicio rápido (baterías, supercondensadores, volantes de inercia). Es aplicable para garantizar la continuidad de suministro en sistemas energéticos locales o en vehículos eléctricos. Por otro lado, la aplicación basada en energía no requiere gran infraestructura, las respuestas pueden ser de tiempos largos y un servicio lento (baterías, pilas de hidrogeno). En sistemas locales o CLEs sirven de ayuda para el control de la frecuencia [4]. A continuación, en la Tabla 2, se clasifican las principales tecnologías que se han desarrollado durante los últimos años teniendo en cuenta la gestión de energía, madurez técnica e impacto ambiental. 5 11) «comunidad ciudadana de energía». Literal c). Artículo 2, Definiciones de la Directiva (EU) 2019/944. 24 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Tabla 2. Clasificación de las tecnologías de Almacenamiento. Fuente: [18]. Tecnología Eficiencia % Escala MW Gestión de la energía Madurez técnica Impacto ambiental Hidroeléctricas reversibles o de bombeo 65-87 10-8,000 A muy gran escala Muy maduro/Fase comercial Medio Aire comprimido 57-89 0.01-3,000 A muy gran escala Probado/Fase comercial Medio-bajo Volante de inercia 70-96 0.001-10 A mediana escala Maduro/Fase comercial Muy bajo Pilas de hidrogeno 85 0.001-10 A mediana escala Probado/Fase comercial Bajo Baterías Plomo - ácido 63-90 0-50 A pequeña y mediana escala Muy maduro/Muy comercializado Alto Ion - litio 70-100 0-3 A pequeña y mediana escala Maduro/Fase comercial Medio-alto Níquel metal hidruro 50-80 0.01-3 A pequeña escala Muy maduro/Muy comercializado Medio-bajo Níquel – cadmio 59-90 0-50 A pequeña y mediana escala Muy maduro/Muy comercializado Alto Azufre de sodio 65-92 0.01-80 A mediana y gran escala Probado/Fase comercial Medio-bajo Aire - zinc 30-50 0-1 A muy pequeña escala Maduro/Fase comercial Muy bajo Redox de vanadio 60-88 0-20 A mediana y gran escala Probado/Fase comercial Medio -bajo Bromo de zinc 60-85 0.001-20 A gran escala Probado/Fase de desarrollo Medio Superconductores Magnéticos 80-99 0.01-200 A mediana y gran escala Probado/Fase comercial Bajo Supercondensadores 65-99 0-5 A pequeña y mediana escala Probado/Fase comercial Muy bajo Almacenamiento térmico 75-100 0.01-1 A pequeña y mediana escala Probado/Fase de desarrollo Incierto De acuerdo con la tabla anterior, las tecnologías de almacenamiento con mayor proyección durante los últimos años son las hidroeléctricas reversibles o de bombeo. Este tipo de tecnología permite almacenar grandes cantidades de energía en forma de energía potencial que puede ser libreada en el momento que sea requerida, pero las desventajas como en la mayoría de las tecnologías son los altos costes que se necesitan para su implementación, además, es necesario grandes espacios para acumular el agua y no representa una alternativa aplicable para CLEs a pequeña escala. Por otro lado, las tecnologías que han tenido un gran avance y que alcanzaron grandes rendimientos son los volantes de inercia, pilas de hidrogeno y las baterías, el desarrollo 25 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO tecnológico ha permitido que estos sistemas de almacenamiento sean comerciales y accesibles con altos niveles de rendimiento, eficiencia y calidad. La necesidad y la urgencia de nuevos métodos de almacenamiento eléctrico permite que sistemas modernos e innovadores permanezcan en fase de desarrollo. El almacenamiento térmico y algunas baterías se muestran como alternativas con un gran potencial y que pueden ser altamente explotados con bajos niveles de impacto ambiental. Una de las ventajas de los sistemas de almacenamiento antes mencionados es la posibilidad de integrar las energías renovables formando un sistema autónomo descentralizado [18]. Las baterías son una opción accesible y aplicable para una CLE, debido a que, la tecnología actual permite alcanzar eficiencias de 100% en casos como las baterías de Ion-Litio, y brindan la posibilidad de almacenar energía con altas capacidades como 50 MW en el caso de las baterías de plomo acido [18]. La gran variedad de posibilidades permite al cliente adquirir un sistema de almacenamiento que garantice cubrir sus necesidades energéticas. Para este proyecto, las baterías son consideradas el sistema de almacenamiento adecuado para la aplicación en CLES. 1.5.3. Tipos de Comunidades Locales de Energía Las CLEs se pueden diferenciar teniendo en cuenta la forma en que se utiliza la red eléctrica y la gestión al momento de contabilizar y facturar la energía generada y consumida, conocidos estos factores, se clasifican en dos tipos [35]: 1. Comunidades físicas: son aquellas donde existe una conexión directa entre la generación y el consumo, sin la necesidad de conectarse a la red en niveles altos de tension, en cambio, al conectarse en la red de baja tension y al tener proximidad con las cargas, la CLE es capaz de generar alivio a la red general. Dentro de este tipo de comunidades se encuentran: • Comunidades de Autoconsumo Colectivo: son consumidores que se encuentran conectados a un nodo común de la red pública de distribución y cuentan con una red privada para su abastecimiento, por ejemplo, un edificio de apartamentos o urbanizaciones residenciales privadas. La energía generada es consumida por los propietarios del sistema y los excedentes puede ser intercambiados con la red pública. Además, es 32 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Tabla 5. Potenciales modelos de negocio basados en agregados zonales para CLEs. Fuente: [9]. Modelo Características Agentes Tipo de CLEs Intercambio de electricidad peer to peer Este tipo de modelo se basa en plataformas online para las transacciones entre los consumidores y productores Productores, consumidores y prosumidores Preferencialmente comunidades físicas Virtual power plants La generación, el almacenamiento y el consumo es gestionado por un agregador, quien se encarga de integrar las actividades y participa en la compra y venta de electricidad. Productores, consumidores, prosumidores y agregador energético Comunidades físicas y virtuales Microrred Las fuentes de generación distribuida y consumo pueden operar conectados a la red o de forma aislada, dependiendo de factores económicos y de seguridad. Productores y consumidores Comunidades físicas Proveedores solares comunitarios Los sistemas fotovoltaicos se instalan en zonas alejadas de los consumidores y estos pueden formar parte de la comunidad mediante acciones o comprando derechos de participación. Los beneficios de las plantas fotovoltaicas son repartidos entre los accionistas Accionistas Comunidades virtuales Comunidades de energía Este modelo de negocio permite a los consumidores de una comunidad participar en un proyecto de energías renovables para hacer uso de la electricidad producida y reducir su factura eléctrica. El sistema puede estar emplazado en un solo lugar cercano a las cargas o distribuido en los hogares. Productores, consumidores y prosumidores. Agregador energético (opcional) De preferencia comunidades físicas. Comunidades virtuales 33 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO En cuanto a los modelos de negocio que describen en la tabla anterior, para este proyecto se tiene pensado aplicar los correspondientes a Proveedores solares comunitarios y comunidades de energía. Estos modelos se aproximan a las alternativas más probables para una CLE de tipo física y virtual que se desean aplicar en este proyecto. 1.5.7. Tarifas Eléctricas en España El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) proporciona información acerca de las tarifas reguladas de energía eléctrica para el año 2022. Esta información permite conocer las tarifas aplicables al consumo de energía eléctrica, además de otras fuentes de energía a base de petróleo y gas natural. Dentro de la clasificación de las tarifas es necesario diferenciar el tipo de consumidor, la potencia contratada, los periodos y los cargos que se agregan al precio energético regulado. El precio final al consumidor depende de la comercializadora o el intermediario que tenga contratado el usuario, además, del precio variable de la energía en el mercado nacional, estos valores permiten estimar el posible ahorro en la factura eléctrica en el caso que se opte por un modelo de negocio para las alternativas que se plantean más adelante para el desarrollo de este trabajo. A continuación, se indican los valores regulados de peajes y cargos de energía eléctrica para clientes de baja tension solamente, ya que entran en el alcance del estudio de las CLEs [10]. • Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) Tabla 6. Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC). Fuente: [10]. PEAJE 2.0TD = SEGMENTO TARIFARIO DE CARGOS 1 Potencia contratada Periodos Termino energía Termino potencia €/kWh y mes €/kWh y mes Peaje de transporte y distribución Cargos Peaje de transporte y distribución Cargos Coste fijo de comercialización Potencia ≤ 10kW P1 (Punta) 0,027787 0,046622 1,915688 0,264649 0,259417 P2 (Llano) 0,019146 0,009324 0,078241 0,017020 -- P3 (Valle) 0,000703 0,002331 -- -- -- 34 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO • Peajes de acceso y cargos a baja tensión (< 1 kV) Tabla 7. Peajes de acceso y cargos a baja tensión PEAJE 2.0 (< 1 kV). Fuente: [10]. PEAJE 2.0TD = SEGMENTO TARIFARIO DE CARGOS 1 Potencia contratada Periodos Termino energía Termino potencia €/kWh y mes €/kWh y mes Peaje de transporte y distribución Cargos Peaje de transporte y distribución Cargos Potencia ≤ 15kW P1 0,027787 0,046622 22,988256 3,175787 P2 0,019146 0,009324 0,938890 0,204242 P3 0,000703 0,002331 -- -- Tabla 8. Peajes de acceso y cargos a baja tensión PEAJE 3.0 (< 1 kV). Fuente: [10]. PEAJE 3.0TD = SEGMENTO TARIFARIO DE CARGOS 2 Potencia contratada Periodos Termino energía Termino potencia €/kWh y mes €/kWh y mes Peaje de transporte y distribución Cargos Peaje de transporte y distribución Cargos Potencia > 15kW P1 0,017752 0,025990 10,493920 3,946179 P2 0,014567 0,019244 9,152492 1,974813 P3 0,007955 0,010396 3,688512 1,434747 P4 0,005361 0,005198 2,802739 1,434747 P5 0,000321 0,003332 1,122833 1,434747 P6 0,000321 0,002079 1,122833 0,657696 35 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO • Otros peajes de acceso y cargos o Puntos de recarga de vehículos eléctricos de acceso público: Tabla 9. Puntos de recarga de vehículos eléctricos de acceso público PEAJE 3.0. Fuente: [10]. PEAJE 3.0 TDVE = SEGMENTO TARIFARIO DE CARGOS 2 VE Punto de suministro para recarga Periodos Termino energía Termino potencia €/kWh y mes €/kWh y mes Peaje de transporte y distribución Cargos Peaje de transporte y distribución Cargos Potencia>15kW Tensión≤1 kV P1 0,073799 0,055237 2,600765 0,000000 P2 0,060601 0,040900 2,266264 0,000000 P3 0,033191 0,022095 0,915906 0,000000 P4 0,022367 0,011047 0,696758 0,000000 P5 0,001295 0,007082 0,274140 0,000000 P6 0,001295 0,004419 0,274140 0,000000 o Pago de los autoconsumidores por la energía autoconsumida en instalaciones próximas a través de red: Tabla 10. Pago de los autoconsumidores por la energía autoconsumida en instalaciones próximas a través de red. Fuente: [10]. PEAJES 3.0 TDA 6.1 TDA 6.2 TDA 6.3 TDA 6.4 TDA Nivel de tensión NT0 Tensión<1kV NT1 (1Kv<Tensión<30Kv) NT2 (30kV≤Tensión<72,5kV) NT3 (72,5kV≤Tensión<145kV) NT4 (Tensión≥145kV) Periodos Término de energía del peaje de transporte y distribución €/kWh año P1 -- 0,008915 0,004342 0,003514 0,007046 P2 -- 0,007307 0,003565 0,003005 0,005743 P3 -- 0,004312 0,001823 0,001876 0,003063 P4 -- 0,002819 0,001755 0,000602 0,002433 P5 -- 0,000124 0,000048 0,000135 0,000156 P6 -- 0,000124 0,000048 0,000135 0,000156 36 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 1.5.8. Perfiles de consumo de clientes en Tolosa, Gipuzkoa, España Para alcanzar resultados más fiables y próximos a la realizad, es necesario conocer los perfiles de consumo de clientes que en la actualidad adquieren el servicio eléctrico a través de la red de distribución eléctrica y que carecen de algún sistema auxiliar de producción o de almacenamiento de energía eléctrica. La necesidad del recurso energético y los altos precios de este son los motivos por los cuales los consumidores de la zona buscan alternativas de producción de electricidad y aún más si provienen de fuentes renovables de fácil acceso, alta eficiencia y calidad. Dentro de los perfiles de consumo a analizar, se encuentran consumidores residenciales con una potencia contratada de 5,7 kW, consumidores comerciales con 12 kW de potencia contratada y consumidores industriales con 41 kW de potencia contratada. Todos estos datos fueron proporcionados por la empresa distribuidora TOLARGI de Tolosa. A continuación, se detallan cada uno de estos. • Consumidor residencial de 5,7 kW (vivienda unifamiliar) El tipo de consumidor residencial entra en la categoría de tarifa de acceso 2.0 TD, donde los rangos de potencia contratada varían entre los 0 y 10 kW. Esto quiere decir que, los consumidores de hogares no requieren grandes cantidades de energía para sus actividades cotidianas. Para estos rangos de potencia, según varias comercializadoras, los precios de potencia alcanzan los 0,1022 €/kW día, por otra parte, los precios de energía alcanzan los 0,3002 €/kWh para horas punta (10:00-14:00, 18:00-22:00) y 0,2633 €/kWh para horas valle (00:0008:00) [24]. El consumo de este tipo de cliente varía según la época del año y las horas del día, además, cada consumidor tiene un perfil distinto debido a las costumbres diarias de cada uno. 37 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 5. Consumo Promedio Mensual de un consumidor de 5,7 kW. Fuente: Tolargi. Como se puede observar en la figura anterior, los meses de mayor consumo se producen de octubre a febrero y de menor consumo durante el mes de marzo al mes de septiembre. El mes de noviembre alcanza valores promedios de 11,445 kWh día y se ha registrado que durante este periodo se ha consumido en total de 343,353 kWh mes. Por otro lado, en agosto alcanza valores de 5,928 kWh día y se han registrado 183,797 kWh mes. Como se puede observar en la siguiente figura, durante la época invernal, que comprenden los meses de octubre a febrero, el consumo alcanzó valores de 1.602,798 kWh y en verano, de marzo a septiembre, los valores registrados alcanzaron los 1.556,515 kWh. Comparando las dos épocas del año se puede contrastar que durante el invierno la demanda de energía es mayor que en verano, en el invierno el recurso solar es escaso y las condiciones climáticas dificultan una producción de energía solar fotovoltaica. Todos estos factores se deben tomar en cuenta para el dimensionamiento del sistema fotovoltaico y sistema de almacenamiento. 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 Wh día Mes Consumo Promedio Mensual 38 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 6. Consumo durante el invierno y el verano de un consumidor residencial. Fuente: Tolargi. Los perfiles de consumo diarios de este tipo de consumidor son parecidos durante el año, excepto los fines de semana y días festivos, donde algunos clientes tienden a visitar lugares de recreación y turismo. Pero, durante días laborables, los consumidores tienden a repetir su consumo debido a sus hábitos y costumbres. Esto se puede observar en la siguiente figura. Figura 7. Perfil de consumo promedio diario-mensual de un consumidor residencial. Fuente: Tolargi. 1530000 1540000 1550000 1560000 1570000 1580000 1590000 1600000 1610000 Consumo en Invierno Consumo en Verano Wh 0 200 400 600 800 1000 1200 Wh Horas del día JULIO-2021 AGOSTO-2021 SEPTIEMBRE-2021 OCTUBRE-2021 NOVIEMBRE-2021 DICIEMBRE-2021 ENERO-2022 FEBRERO-2022 MARZO-2022 ABRIL-2022 MAYO-2022 39 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO • Consumidor comercial de 12 kW (centro de estética) Un consumidor comercial promedio contrata potencias de 10-15 kW para garantizar la energía suficiente y desarrollar sus actividades cotidianas. Este tipo de cliente pude acceder a una tarifa 2.0 TD, donde los precios de potencia alcanzan los 0,0748 €/kW día y los precios de energía se encuentran por los 0,3095 €/kWh para horas punta y los 0,2725 €/kWh para horas valle [25]. De igual manera, el consumo de este tipo de cliente varía según los días y la época del año. Esto se puede observar en la siguiente figura. Figura 8. Consumo Promedio Mensual de un consumidor de 12 kW. Fuente: Tolargi. El mayor consumo se registra durante los meses de noviembre a marzo. El mes de enero se ha registrado un mayor consumo, alcanzando así valores de hasta 26,710 kWh al día y acumulando 828,016 kWh al mes. Por otra parte, el mes donde se ha registrado un menor consumo es agosto, donde se alcanzan valores de hasta 6,911kWh al día y al mes 214,255 kWh. Las épocas del año también representan un cambio de habito de consumo de energía eléctrica. Durante la temporada invernal, la demanda de electricidad para este tipo de consumidor 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 Wh Mes Consumo Promedio Mensual 40 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO alcanzó valores de 3.670,410 kWh. Por otro lado, se ha registrado valores de demanda eléctrica de 2.650,341 kWh en el verano. Esto se evidencia en la siguiente figura. Figura 9. Consumo durante el invierno y el verano de un consumidor comercial. Fuente: Tolargi. El hábito de consumo de este tipo de cliente varía según la época del año, los locales comerciales tienden a realizar sus actividades durante el día hasta ciertas horas de la noche, donde culminan su horario laboral y el consumo se reduce considerablemente. El perfil se mantiene constante a excepción de los días donde el local comercial permanece cerrado por vacaciones, fines de semana o días festivos. 0 500000 1000000 1500000 2000000 2500000 3000000 3500000 4000000 Consumo en Invierno Consumo en Verano Wh 41 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 10. Perfil de consumo promedio diario-mensual de un consumidor comercial. Fuente: Tolargi. • Consumidor industrial de más de 15 kW (pastelería y panadería) El consumo de un cliente industrial tiene características completamente diferentes a comparación con clientes residenciales y comerciales. El tipo de industria marca el perfil de consumo y para este caso en particular es necesario analizar el hábito de consumo de un cliente industrial con una potencia contratada mayor a los 15 kW. Este consumidor accede a una tarifa 3.0 TD que pasa de tener 3 periodos a 6 periodos tarifarios denominados: P1, para la tarifa más costosa, hasta P6, para la tarifa más económica. Las tarifas antes mencionadas se clasifican teniendo en cuenta la temporada del año: alta, media-alta, media y baja [26]. En la siguiente tabla se indican los precios de la energía que se aplican en este proyecto. Además, se clasifican en función de la zona territorial, en este caso en la zona peninsular. 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 Wh Horas del día JULIO-2021 AGOSTO-2021 SEPTIEMBRE-2021 OCTUBRE-2021 NOVIEMBRE-2021 DICIEMBRE-2021 ENERO-2022 FEBRERO-2022 MARZO-2022 ABRIL-2022 MAYO-2022 48 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO • Alternativa 3: 5 clientes residenciales + 1 cliente comercial +1 cliente industrial La tercera alternativa integra a los clientes de la Alternativa 2 con un cliente industrial, los clientes se encuentran distribuidos en diferentes viviendas y locales comerciales e industriales en la misma zona, tal como se indica en la Figura 16. Los consumidores se encuentran conectados en la misma red de distribución pública al mismo nivel de tension, por tal motivo, la CLE entra en la categoría de comunidad física de autoconsumo comunitario y se aplica un modelo de negocio de comunidades de energía. La participación de un AE es necesario para la gestión de la producción mediante un sistema solar fotovoltaico, el almacenamiento en baterías de ion-litio y el consumo de cada cliente. Las edificaciones cuentan con un área disponible en sus tejados de 345.93 𝑚2. Figura 16. Ejemplo de edificación para la alternativa 2. C.R.) Cliente Residencial, C.C.) Cliente Comercial, C.I.) Cliente Industrial. Fuente: propia. 49 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Para el segundo escenario, la clasificación de la CLE entra en la categoría de comunidad virtual regional. Al igual que las otras alternativas, la CLE está compuesta por accionistas y el sistema fotovoltaico se encuentra emplazado en una zona distante (Málaga) de la carga. El desarrollo del proyecto en los ámbitos técnicos y económicos se realiza más adelante en el apartado de la metodología y aspectos económicos. Las tres alternativas analizadas en el proyecto representan posibles opciones para la aplicación de CLEs en un ambiente donde pueden participar varios tipos de consumidores y reducir el valor de la factura de energía eléctrica. 1.7. Análisis de riesgos La implementación de cualquiera de las tres alternativas está expuesta a sufrir riesgos, ya sea al momento de la instalación del sistema fotovoltaico para la producción de la energía eléctrica, donde la disponibilidad de espacio para el emplazamiento de los paneles solares es una necesidad indispensable. Las edificaciones no siempre cuentan con las condiciones adecuadas para la implementación de equipos, la tecnología fotovoltaica requiere ciertas condiciones en cuanto a la estructura de emplazamiento para obtener el máximo provecho. Por una parte, varias estructuras habitacionales no cuentan con el espacio necesario y se requiere una inversión previa para adecuar el área de instalación. Por otro lado, los ayuntamientos protegen las edificaciones consideradas como patrimonio histórico donde no es posible aplicar modificaciones que cambien su diseño. La gestión de la generación y el consumo es otro factor principal para considerar y que puede generar riesgos al momento de la operación de la CLE. El agregador energético juega un papel fundamental en la correcta gestión de la CLE, este agente debe considerar que un sobredimensionamiento del sistema de generación o del almacenamiento representa un gasto para todos los miembros que conforman la comunidad. Uno de los objetivos de la implementación de una CLE es reducir las facturas de los consumidores, si la inversión inicial es muy elevada y la operación de la comunidad no representa beneficio alguno, la modalidad de intercambio no cumpliría su propósito. 50 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Las leyes locales y las normativas representan un obstáculo para el diseño e implementación de estas nuevas modalidades, la falta de una correcta legislación o las restricciones que se imponen sobre las CLEs representan un gran riesgo en las etapas de diseño e implementación. 1.8. Descripción de la solución propuesta El agente encargado de la gestión de la generación, la demanda y el almacenamiento es un agregador energético (AE). Para cada una de las alternativas es necesario proponer una solución desde el punto de vista de dicho agente. Primero, para una CLE física, el AE debe conocer los perfiles de consumo de cada uno de los clientes que conforman la CLE, luego, es necesario diseñar un sistema fotovoltaico que pueda cubrir las necesidades energéticas de los clientes teniendo en cuenta el recurso solar de la zona y las normativas vigentes. Por otro lado, El mismo gestor debe dimensionar un sistema de almacenamiento a base de baterías de ion-litio capaz de entregar la energía suficiente por la noche y almacenar energía durante el día. Además, es necesario hacer un seguimiento hora a hora para gestionar de manera correcta la CLE con la información suficiente y aplicando el modelo de negocio de comunidades de energía. A continuación, se indica de manera general para las tres alternativas, mediante un diagrama de flujo en la Figura 17, la gestión que el AE debe realizar hora a hora en las CLEs físicas para conocer la relación entre los sistemas y los Clientes. Luego, se debe analizar, dependiendo el caso, los beneficios económicos de la CLE considerando que la misma cuenta o no con un sistema de almacenamiento. También es necesario determinar la participación de cada cliente al momento de realizase el consumo de la red o del sistema de almacenamiento, el objetivo principal es reducir el consumo de la red en horas punta y aprovechar al máximo la energía producida por el sistema de generación. 51 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 17. Diagrama de flujo para la gestión de una CLE física. Fuente: Propia. 52 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Dentro de las consideraciones que se debe tener al momento de la gestión de energía, es necesario conocer el valor de la energía consumida por el cliente, además, se debe comprobar si la aplicación de una CLE con sistema de almacenamiento representa alguna reducción en el precio de la factura o no. Los consumidores contratan, a través de una empresa comercializadora, el servicio eléctrico de acuerdo con las necesidades de la carga. Dependiendo del tipo de tarifa y la potencia contratada, la energía consumida puede variar de precio, los beneficios pueden variar conforme cambian los precios regulados. Segundo, la gestión de una CLE virtual es completamente distinta a comparación de una CLE física. El sistema fotovoltaico se encuentra emplazado en un lugar distante a la carga, por tal motivo, el AE debe tener el control de la energía producida de manera remota y verterla por completo a la red. Los beneficios para los accionistas, que en este caso son los miembros de la CLE virtual, dependen del precio de la electricidad generada que participa en el mercado eléctrico. La diferencia entre la venta de la energía del sistema fotovoltaico y el consumo por parte de los accionistas marca la reducción de la factura final, el análisis debe realizarse hora a hora para verificar de manera precisa los resultados finales. A continuación, mediante dos diagramas de flujo en la Figura 18, Se analiza la gestión de un AE sobre una CLE virtual. El diagrama número 1 representa la gestión que se debe realizar en una CLE sin considerar almacenamiento de energía, que llegaría a ser la manera más común de una comunidad virtual. El diagrama número 2 representa la gestión en una CLE con almacenamiento mediante baterías por parte de los clientes, para este proyecto se analiza la viabilidad de la instalación de un sistema de almacenamiento cercano a la carga mientras el sistema de generación se encuentra distante. De igual manera, para una CLE virtual se debe analizar los beneficios económicos teniendo en cuenta las tarifas horarias para cada alternativa y verificar que la inversión que deben realizar los accionistas genera beneficios. A diferencia que una CLE física, el modelo de negocio que debe aplicarse es el de proveedores solares comunitarios. 53 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 2. METODOLOGÍA En este apartado se desarrolla todo el procedimiento, cálculos, algoritmos y análisis de las alternativas planteadas. Una vez obtenidos los resultados técnicos de las instalaciones y de la gestión de la energía, se procede al cálculo de los beneficios económicos donde se verifica si la implementación de una CLE, como una nueva modalidad de intercambio de energía, garantiza una factibilidad. Para ello, Las CLEs de cada alternativa deben diseñarse según las normativas vigentes lo permitan. Figura 18. Diagramas de flujo para la gestión de una CLE virtual. 1) No se considera un sistema de almacenamiento. 2) Se considera un sistema de almacenamiento. Fuente: propia. 54 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 2.1. Recurso solar en Tolosa La ubicación geográfica de Tolosa no garantiza un recurso solar constante, debido a las condiciones climáticas propias de la zona. La falta de irradiación es un factor que podría reducir el desempeño del sistema Fotovoltaico para la generación de electricidad y sería necesario un leve sobredimensionamiento para alcanzar los resultados deseados. Figura 19. Irradiación Wh/m2 hora a hora durante un año en Tolosa. Fuente: [25]. Tal como se indica en la Figura 19, la irradiación durante el verano es elevada y en algunos casos llega hasta los 900 Wh/𝑚2. Por otra parte, durante la temporada invernal la irradiancia es reducida y en el mejor de los casos alcanzaría los 250 Wh/𝑚2, al año alcanza valores de irradiancia de aproximadamente 1.374.215,4 Wh/𝑚2 Esta información permite dimensionar el sistema fotovoltaico para cada alternativa. 2.2. Recurso solar en málaga Las CLEs virtuales se caracterizan por la distancia entre las cargas y la fuente de generación. Para este proyecto se analiza la posibilidad de implementar una CLE con el sistema de generación emplazado en Málaga, esto se debe a las características climáticas de la zona y los niveles de irradiación elevados que permiten una factibilidad en cuanto al recurso solar para la implementación de tecnología solar fotovoltaica. 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1 261 521 781 1041 1301 1561 1821 2081 2341 2601 2861 3121 3381 3641 3901 4161 4421 4681 4941 5201 5461 5721 5981 6241 6501 6761 7021 7281 7541 7801 Wh/m2 HORA (Julio 2021-Junio 2022) 55 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 20. Irradiación Wh/m2 hora a hora durante un año en Málaga. Fuente: [25]. La Figura 20 marca las grandes diferencias entre los niveles de irradiancia entre las dos ciudades, en málaga el recurso solar es mucho mayor durante la misma franja horaria de Tolosa. Los niveles de Irradiancia pueden alcanzar los 1000 Wh/𝑚2 durante el verano y puede llegar hasta los 600 Wh/𝑚2 en el mejor de los casos durante la temporada invernal. De igual manera la irradiancia acumulada anual alcanza los 1.832.741,61 Wh/𝑚2. 2.3. Dimensionamiento del sistema fotovoltaico El dimensionamiento del sistema fotovoltaico depende de las cargas que se desean alimentar y del recurso solar disponible, el conocimiento adquirido en los apartados anteriores permite establecer la potencia de la fuente de generación. Según las necesidades expuestas, para este proyecto se opta por usar el software de cálculo y simulación de sistemas fotovoltaicos PVsyst. Este programa servirá de ayuda para obtener la configuración óptima del sistema, así como también, permite obtener un aproximado de la energía producida durante un año por la instalación que alimenta la carga. Por una parte, la potencia del inversor se obtiene de manera aproximada mediante la ecuación (1): 0 200 400 600 800 1000 1200 1 245 489 733 977 1221 1465 1709 1953 2197 2441 2685 2929 3173 3417 3661 3905 4149 4393 4637 4881 5125 5369 5613 5857 6101 6345 6589 6833 7077 7321 7565 7809 Wh/m2 HORA (Julio 2021-Jjunio 2022 56 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 𝑃 𝑚=𝐸 𝐻𝑆𝑃 ∗ 𝜂 (1) Donde: 𝑃 𝑚: Potencia máxima instalada. 𝐸: Energía del sistema. 𝐻𝑆𝑃: Horas solares pico. 𝜂: Eficiencia del sistema. La hora solar pico (HSP) se define como el tiempo en horas de irradiancia de 1000W/𝑚2 de las condiciones estándar de medida (CEM) [28]. De esta manera, se procede a dividir la irradiancia acumulada anual para la Irradiancia estándar y se obtiene las HSP de un año. Por otro lado, la eficiencia del sistema 𝜂 depende de las condiciones de la instalación y las pérdidas de los equipos que conforma el sistema [28]. Las alternativas expuestas para este proyecto representan ciertas condiciones que deben ser tomadas en cuenta para el dimensionamiento del sistema fotovoltaico en cada caso. 2.4. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento El dimensionamiento del sistema de almacenamiento se encuentra condicionado por la carga y descarga de las baterías de ion-litio. Para este proyecto será necesario estimar la capacidad de almacenamiento de los miembros de la CLE, la energía remanente que se produce durante el día se debe almacenar y consumirse durante la noche donde no hay recurso solar que se pueda aprovechar. La capacidad de las baterías se puede calcular mediante la ecuación (2). 𝐶𝐴 =𝐶𝐶 ∗𝐷𝐴 ∗𝐹𝐶 𝑃. (2) Donde: CA: Capacidad de almacenamiento. CC: Consumo del cliente. DA: Días de autonomía. FC: Factor de corrección. PD: Profundidad de descarga. 57 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Para el cálculo de la capacidad de las baterías, se debe multiplicar el consumo del cliente (CC) por los días de autonomía (DA), para este proyecto los días de autonomía quedan condicionados a 0.5 por que la energía se consume durante la noche. Se multiplica también por un factor de corrección (FC) 1,1 que compensa la perdida de potencia de las baterías por el paso de los años. Por último, se divide por la profundidad de descarga (PD) 0,8 que indica el nivel máximo de descarga de las baterías con el cual no se pueden presentar riesgos. Una vez calculada la capacidad de almacenamiento, es necesario dividir la CA con el voltaje de las baterías y así obtener la capacidad en Amperios hora (Ah), con lo cual permitirá adquirir las baterías que cumplan las condiciones necesarias para el sistema de almacenamiento. 2.5. Perfiles de consumo de los casos de estudio 2.5.1. Perfil de consumo. Alternativa 1 La CLE que se desea implementar en esta alternativa debe cumplir los parámetros necesarios para cubrir las necesidades energéticas de los 5 clientes residenciales. Por tal motivo, la demanda de todos los clientes es información indispensable para el AE, en este caso, los perfiles de consumo de los 5 clientes tienen características parecidas a diferencia que cada piso no siempre cuenta con los mismos electrodomésticos. A continuación, en la Tabla 13 se detalla el consumo anual de cada cliente de la CLE. Tabla 13.Consumo de los 5 clientes para la alternativa 1. Fuente: propia. Consumidor kWh / año Tarifa Potencia contratada kW C1 3.422,14 2.0 TD 5,7 kW C2 3.422,51 2.0 TD 5,7 kW C3 3.421,96 2.0 TD 5,7 kW C4 3.902,56 2.0 TD 5,7 kW C5 3.417,17 2.0 TD 5,7 kW Consumo total de la CLE 17.586,33 kWh / año 64 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Tabla 18. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento para la alternativa 1. CLE física. Fuente: propia. Característica Valor Consumo del cliente (CC) 10 kWh Días de autonomía (DA) 0,5 días Factor de corrección (FC) 1,1 Profundidad de descarga (PD) 0,8 Voltaje de operación de las baterías 51,2 V Nro de clientes 5 Capacidad de almacenamiento (CA) 34,375 kWh / 671,39 Ah Se estima que, en el caso más desfavorable, cada cliente consuma un aproximado de 10 KWh por día, por lo que el dimensionamiento se realiza con estos valores. Además, la energía que produzca durante el día y no sea consumida debe almacenarse para su uso durante la noche, por tal motivo los días de autonomía son 0,5. Al mejorar la eficiencia y la garantía de las baterías de Ion-litio se utiliza un Factor de corrección de 1,1, garantizando así un correcto dimensionamiento. Por último, la tecnología de las baterías permite descargas con una profundidad entre el 80 y el 100%, de esta manera 0.8 es un valor aceptable. Al tener en cuenta que el voltaje de operación de las baterías de 51,2 V se obtiene como resultado una capacidad de almacenamiento de hasta 34,375 kWh o 671,39 Ah. Se deben buscar baterías que cuenten con las características mencionadas para su aplicación en la CLE. 2.6.1.3. Determinación de la producción energética, alternativa 1, CLE física Una vez dimensionado el sistema de generación y el sistema de almacenamiento, se procede a estimar la producción de energía del sistema fotovoltaico y posteriormente se cuantifica el consumo de la CLE considerando el sistema de almacenamiento. En la Figura 25 se representa la generación de la CLE durante un año. 65 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 25. Perfil de generación de la alternativa 1, CLE física. Fuente: Propia Tal como se puede observar en la figura anterior, el perfil de generación alcanza niveles favorables, superando los 12 kWh en ciertos días. Se puede puntualizar que se produce un decremento de los niveles de energía entre las 3.000 y 7000 horas, esto se debe a la falta del recurso solar en épocas invernales. El sistema puede generar hasta los 17.941,80 kWh durante el año de operación de la CLE. Al complementar la generación y el consumo se puede analizar la diferencia de energía cada hora durante el año de operación de la CLE. Esto permite obtener la energía remanente del sistema de generación o bien la energía que no alcanza a suministrar dicho sistema. La Figura 26 permite observar la diferencia de energía en el año de operación de la CLE. Por un lado, en varios puntos de la gráfica se puede observar que la diferencia de energía es positiva, con lo cual, la generación es superior al consumo siendo esta la energía remanente del sistema de generación. Por otro lado, el consumo es mayor que la generación en varios puntos, por lo tanto, la diferencia de energía es negativa. 66 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 26. Diferencia de energía entre la generación y consumo de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. La energía remanente del sistema de generación es la electricidad que no se consume durante el día y puede tratarse de dos maneras distintas. En primera instancia, la energía sobrante se puede verter a la red y así obtener beneficio económico con la venta de energía. Como segunda opción, si la CLE cuenta con un sistema de almacenamiento, la energía se debe almacenar hasta alcanzar la capacidad máxima de las baterías y así ser aprovechada durante la noche. Si las baterías tienen carga completa, la energía sobrante debe ser vendida. Figura 27. Energía remanente de la fuente de generación de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. Tal como se indica en la Figura 27, La energía que no se consume durante el día puede alcanzar altos valores en ciertas horas y puede ser almacenada para ser aprovechada cuando no se 67 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO disponga de recurso solar, alcanzando los 11.272,60 KWh al año. En ciertas épocas del año, el recurso solar es limitado y la energía remante tiene niveles bajos. La CLE cuenta con un banco de baterías capaz de almacenar parte de la energía remanente durante el día, por lo tanto, la electricidad que se consume a través del sistema de almacenamiento se representa en la Figura 28. Figura 28. Energía suministrada por el sistema de almacenamiento de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. El sistema de almacenamiento es capaz de suministrar un aproximado de 4.959,00 kWh durante el año de operación. Si el sistema de almacenamiento no puede cubrir la demanda de energía, esta se obtiene a través de la red de distribución. Figura 29. Energía suministrada a través de la red de distribución de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. 68 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO En la Figura 29, se detalla cada hora la energía que debe ser suministrada por la red de distribución publica, la electricidad de la red alcanza valores de hasta 5.957,50 kWh durante el año de operación. Si las baterías se encuentran completamente cargadas, la energía sobrante es evacuada a la red de distribución y se obtienen beneficios económicos a cambio de la electricidad. Figura 30. Energía vertida a la red con sistema de almacenamiento de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. Tal como se indica en la Figura 30, durante el invierno no es posible verter energía a la red debido a la falta del recurso solar. En este caso el valor de electricidad vertida alcanza los 6.322,7 kWh durante el año de operación de la CLE. Las bacterias tienen ciclos de carga y descarga, en la Figura 31 se analiza cada hora los ciclos del sistema de almacenamiento para este caso de estudio. 69 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 31. Ciclo de carga de las baterías de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. Es notable que durante el invierno la carga de las baterías se reduce por completo, esto se debe a la elevada demanda y la poca producción en la temporada señalada. A continuación, se representa el resumen de la operación de la CLE para la alternativa 1 mediante la Tabla 19. Tabla 19. Resumen de la energía producida y consumida de la CLE física, alternativa 1. Fuente: propia. Tipo Energía Demanda 17,58 MWh/año Generación 17,94 MWh/año Generación estimada en PVsyst 17,98 MWh/año Desglose de la generación Energía Energía consumida directamente de la generación 6,67 MWh/año Energía remanente de la generación que se almacena o se vierte a la red 11,27 MWh/año Energía remanente de la generación que se almacena 4,95 MWh/año Energía remanente de la generación que se vierte a la red 6,32 MWh/año Energía de la red o de las baterías que alimenta a la carga 10,92 MWh/año Energía proveniente netamente de las baterías 4,95 MWh/año Energía proveniente netamente de la red 5,96 MWh/año 70 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 2.6.2. Estudio técnico de la alternativa 2, CLE física 2.6.2.1. Dimensionamiento del sistema fotovoltaico, alternativa 2, CLE física El consumo de la CLE conformada por los 6 miembros ronda los 24,396 MWh / año, y el recurso solar disponible alcanza los 1,37 MWh/𝑚2 por año, de esta manera se procede con: o Dimensionamiento del inversor A continuación, en la Tabla 20, se detallan la información para el cálculo del inversor. Tabla 20. Dimensionamiento del Inversor para la alternativa 2. CLE física. Fuente: propia. Característica Valor Energía del sistema (Demanda) 24,396 MWh/año Hora solar pico (HSP) 1.374,22 HSP Eficiencia del sistema (𝜼) 0,96 Potencia del inversor 18,49 kW La potencia del inversor es aproximadamente de 18,49 kW. El Software PVsyst permite estimar que la potencia del inversor necesaria para cubrir la demanda debe ser de 20 kW para este caso en particular ANEXO II. o Potencia y arreglo de los paneles solares En la Tabla 21 se detallan las características de los paneles solares y el arreglo necesario para suministrar la energía demandada. Tabla 21. Características y arreglo de los paneles solares de la alternativa 2. CLE física. Fuente: propia. Característica Valor Nro. De paneles 48 Potencia de cada panel 400 W Nro. De paneles en serie 8 Nro. De ramas en paralelo 6 Área 96,3 𝑚2 Potencia del Arreglo 19,2 kW 71 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO El arreglo que paneles solares que recomienda PVsyst está conformado por 6 cadenas de paneles solares conectadas en paralelo con 8 módulos en serie cada una ANEXO II. Esto permitiría tener una potencia instalada de 19,2 kW que se conectaran al inversor de 20 kW. El esquema de conexión se representa en la siguiente figura. Figura 32. Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico para la alternativa 2. CLE fisica. Fuente: propia. 2.6.2.2. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento, alternativa 2, CLE física En este caso los 5 consumidores residenciales y el consumidor comercial tienen perfiles de consumo distintos, por tal motivo el cálculo de la capacidad de almacenamiento será el mismo para los 5 miembros residenciales. El cliente 6 tiende a consumir durante el día y esa energía puede ser cubierta por el sistema de generación. En la Tabla 22 se detallan las propiedades de las baterías para este caso en específico. 72 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Tabla 22. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento para la alternativa 2. CLE física. Fuente: propia. Característica Valor Consumo del cliente (CC) 10 kWh Días de autonomía (DA) 0,5 días Factor de corrección (FC) 1,1 Profundidad de descarga (PD) 0,8 Voltaje de operación de las baterías 51,2 V Nro de clientes 5 Capacidad de almacenamiento (CA) 34,375 kWh / 671,39 Ah Para este caso en específico, se considera la misma dimensión del sistema de almacenamiento de la alternativa 1. El objetivo de la implementación de las baterías es proporcionar energía para el consumo durante la noche y el cliente comercial reduce su consumo considerablemente durante ese periodo de tiempo, al tener un consumo bajo durante la noche, la mayor cantidad de electricidad es aprovechada por las cargas residenciales. De este modo, la capacidad de almacenamiento es de hasta 34,375 kWh o 671,39 Ah. 2.6.2.3. Determinación de la producción energética, alternativa 2, CLE física Una vez dimensionado el sistema de generación y el sistema de almacenamiento, se procede a estimar la producción de energía del sistema fotovoltaico y posteriormente se cuantifica el consumo de la CLE considerando el sistema de almacenamiento. En la Figura 33 se representa la generación de la CLE durante un año. 73 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 33. Perfil de generación de la alternativa 2, CLE física. Fuente: Propia El sistema puede generar hasta los 25.329,54 kWh durante el año de operación de la CLE. Figura 34. Diferencia de energía entre la generación y consumo de la alternativa 2, CLE física. Fuente: propia. La Figura 34 permite observar la diferencia de energía en el año de operación de la CLE. Por un lado, en varios puntos de la gráfica se puede observar que la diferencia de energía es positiva, con lo cual, la generación es superior al consumo siendo esta la energía remanente del sistema de generación. Por otro lado, el consumo es mayor que la generación en varios puntos, por lo tanto, la diferencia de energía es negativa. 80 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 41. Perfil de generación de la alternativa 3, CLE física. Fuente: Propia El sistema fotovoltaico puede generar hasta los 73.877,82 kWh durante el año de operación de la CLE. Figura 42. Diferencia de energía entre la generación y consumo de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. La Figura 42 permite observar la diferencia de energía en el año de operación de la CLE. Por un lado, en varios puntos de la gráfica se puede observar que la diferencia de energía es positiva, con lo cual, la generación es superior al consumo siendo esta la energía remanente del sistema de generación. Por otro lado, el consumo es mayor que la generación en varios puntos, por lo tanto, la diferencia de energía es negativa. 81 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 43. Energía remanente de la fuente de generación de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. Tal como se indica en la Figura 43, La energía que no se consume durante el día puede alcanzar altos valores en ciertas horas y puede ser almacenada para ser aprovechada cuando no se disponga de recurso solar, alcanzando los 38.194,2 KWh al año. En ciertas épocas del año, el recurso solar es limitado y la energía remante tiene niveles bajos. La CLE cuenta con un banco de baterías capaz de almacenar parte de la energía remanente durante el día, por lo tanto, la electricidad que se consume a través del sistema de almacenamiento se representa en la Figura 44. Figura 44. Energía suministrada por el sistema de almacenamiento de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. 82 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO El sistema de almacenamiento es capaz de suministrar un aproximado de 7.167,80 kWh durante el año de operación. La capacidad de las baterías se puede aprovechar de mejor manera en la alternativa 3 a comparación de las otras dos alternativas. Si el sistema de almacenamiento no puede cubrir la demanda de energía, esta se obtiene a través de la red de distribución. Figura 45. Energía suministrada a través de la red de distribución de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. En la Figura 45, se detalla cada hora la energía que debe ser suministrada por la red de distribución publica, la electricidad de la red alcanza valores de hasta 30.436,30 kWh durante el año de operación. Si las baterías se encuentran completamente cargadas, la energía sobrante es evacuada a la red de distribución y se obtienen beneficios económicos a cambio de la electricidad. 83 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 46. Energía vertida a la red con sistema de almacenamiento de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. Tal como se indica en la Figura 46, durante el invierno no es posible verter energía a la red debido a la falta del recurso solar. En este caso el valor de electricidad vertida alcanza los 31.042,60 kWh durante el año de operación de la CLE. Las bacterias tienen ciclos de carga y descarga, en la Figura 47 se analizan los ciclos del sistema de almacenamiento cada hora para este caso de estudio. Figura 47. Ciclo de carga de las baterías de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. Es notable que durante el invierno la carga de las baterías se reduce por completo, esto se debe a la elevada demanda y la poca producción en la temporada señalada. 84 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO A continuación, se representa el resumen de la operación de la CLE para la alternativa 3 mediante la Tabla 27. Tabla 27. Resumen de la energía producida y consumida de la CLE física, alternativa 3. Fuente: propia. Tipo Energía Demanda 73,28 MWh/año Generación 73,87 MWh/año Desglose de la generación Energía Energía consumida directamente de la generación 35,68 MWh/año Energía remanente de la generación que se almacena o se vierte a la red 38,19 MWh/año Energía remanente de la generación que se almacena 7,17 MWh/año Energía remanente de la generación que se vierte a la red 31,04 MWh/año Energía de la red o de las baterías que alimenta a la carga 37,60 MWh/año Energía proveniente netamente de las baterías 7,17 MWh/año Energía proveniente netamente de la red 30,43 MWh/año 2.7. Estudio técnico de las CLEs virtuales En este aparatado se realiza el dimensionamiento de las fuentes de generación y los sistemas de almacenamiento, además, se analiza la producción y el consumo de energía de la CLE virtual. El sistema de generación y la carga no se encuentran conectados de manera física, por tal motivo, el agregador energético debe gestionar la producción y el consumo de manera remota y verificar los beneficios que aporta la implementación de este caso de estudio. Se debe considerar para los cálculos: el sistema de generación se emplazaría en Málaga al sur del país; el sistema de almacenamiento se instalaría en Tolosa, donde se almacena la energía de la red en horas valle (00:00 a 08:00) y se las consume durante el día. 2.7.1. Estudio técnico de la alternativa 1, CLE virtual 2.7.1.1. Dimensionamiento del sistema fotovoltaico, alternativa 1, CLE virtual El consumo de la CLE virtual conformada por 5 accionistas ronda los 17,58 MWh/año, y el recurso solar disponible alcanza los 1,83 MWh/m^2 por año, de esta manera se procede con: 85 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO o Dimensionamiento del inversor A continuación, en la Tabla 28, se detallan la información para el cálculo del inversor. Tabla 28. Dimensionamiento del Inversor para la alternativa 1. CLE virtual. Fuente: propia. Característica Valor Energía del sistema (Demanda) 17,58 MWh/año Hora solar pico (HSP) 1.832,74 HSP Eficiencia del sistema (𝜼) 0,92 Potencia del inversor 10,43 kW La potencia del inversor es aproximadamente de 10,43 kW. El Software PVsyst permite estimar que la potencia del inversor necesaria para cubrir la demanda debe ser de 10 kW para este caso en particular ANEXO II. o Potencia y arreglo de los paneles solares En la Tabla 29 se detallan las características de los paneles solares y el arreglo necesario para suministrar la energía demandada. Tabla 29. Características y arreglo de los paneles solares de la alternativa 1. CLE virtual. Fuente: propia. Característica Valor Nro. De paneles 26 Potencia de cada panel 400 W Nro. De paneles en serie 13 Nro. De ramas en paralelo 2 Área 52,2 𝑚2 Potencia del Arreglo 10,40 kW El arreglo que paneles solares que recomienda PVsyst está conformado por 2 cadenas de paneles solares conectadas en paralelo con 13 módulos en serie cada una, los resultados se puedes constatar en el ANEXO II. El arreglo permitiría tener una potencia instalada de 10,40 kW que se conectaran al inversor de 10 kW. El esquema de conexión se representa en la siguiente figura. 86 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 48. Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico para la alternativa 1. CLE virtual. Fuente: propia. 2.7.1.2. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento, alternativa 1, CLE virtual En este caso los 5 accionistas tienen perfiles de consumo parecidos, por tal motivo, el cálculo de la capacidad de almacenamiento debe cubrir las necesidades de los accionistas. El objetivo de las baterías es almacenar energía durante la noche para cubrir las necesidades energéticas de cada accionista durante el día, si bien los sistemas de almacenamiento y de generación no están conectados físicamente, el propósito es adquirir energía con el menor precio posible y reutilizarla. En la Tabla 30 se detallan las propiedades de las baterías para este caso en específico. Tabla 30. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento para la alternativa 1. CLE virtual. Fuente: propia. Característica Valor Consumo del cliente (CC) 10 kWh Días de autonomía (DA) 0,5 días Factor de corrección (FC) 1,1 Profundidad de descarga (PD) 0,8 Voltaje de operación de las baterías 51,2 V Nro de accionistas 5 Capacidad de almacenamiento (CA) 34,375 kWh / 671,39 Ah 87 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Para este caso en específico, se considera que el sistema de almacenamiento debe ser capaz de suministrar la energía necesaria para 5 accionistas y además debe cubrir la mayor cantidad de demanda durante el día. De este modo, la capacidad de almacenamiento es de hasta 34,375 kWh o 671,39 Ah. 2.7.1.3. Determinación de la producción energética, alternativa 1, CLE virtual Una vez dimensionado el sistema de generación y el sistema de almacenamiento, se procede a estimar la producción de energía del sistema fotovoltaico y posteriormente se cuantifica el consumo de la CLE considerando el sistema de almacenamiento. En la Figura 49 se representa la generación de la CLE durante un año. Figura 49. Perfil de generación de la alternativa 1, CLE virtual. Fuente: Propia El sistema fotovoltaico puede generar hasta los 19.060,51 kWh durante el año de operación de la CLE. En el caso que se implemente un sistema de baterías, el agregador energético debe encargarse de gestionar la energía que se consume para cargar las baterías, al mismo tiempo que se gestiona el consumo de los accionistas. 88 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 50. energía proveniente de la red para cubrir la demanda y cargar las baterías de la alternativa 1, CLE virtual. Fuente: propia. La energía que proviene de la red alcanza los 17.657,00 kWh durante el año de operación de la CLE virtual. Figura 51. Energía de las baterías suministrada durante el día de la alternativa 1, CLE virtual. Fuente: propia. Tal como se observa en la Figura 51, las baterías pueden suministrar en ciertas horas la energía que se requiere durante el día, en otros casos es necesario el aporte de la red. La electricidad que suministra el sistema de almacenamiento alcanza los 10.102,80 kWh durante el año de operación. Las bacterias tienen ciclos de carga y descarga, en la Figura 52 se analizan los ciclos del sistema de almacenamiento cada hora para este caso de estudio. 89 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 52. Ciclo de carga de las baterías de la alternativa 1, CLE virtual. Fuente: propia. A continuación, se representa el resumen de la operación de la CLE para la alternativa 1 mediante la Tabla 31. Tabla 31. Resumen de la energía producida y consumida de la CLE virtual, alternativa 1. Fuente: propia. Tipo Energía Demanda 17,58 MWh/año Generación 19,06 MWh/año Desglose de la generación Energía Energía total proporcionada por la red 17,66 MWh/año Energía almacenada en las baterías 10,69 MWh/año energía consumida netamente de la red 6.97 MWh/año 2.7.2. Estudio técnico de la alternativa 2, CLE virtual 2.7.2.1. Dimensionamiento del sistema fotovoltaico, alternativa 2, CLE virtual El consumo de la CLE virtual conformada por 6 accionistas ronda los 24,39 MWh/año, y el recurso solar disponible alcanza los 1,83 MWh/m^2 por año, de esta manera se procede con: 96 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 58. Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico para la alternativa 3. CLE virtual. Fuente: propia. 2.7.3.2. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento, alternativa 3, CLE virtual En este caso los 5 accionistas de la alternativa 1 tienen perfiles de consumo parecidos, pero el accionista comercial y el accionista industrial tienen perfiles diferentes y mucho mayores debido a las actividades que realizan. Por tal motivo, el cálculo de la capacidad de almacenamiento debe cubrir las necesidades de los 5 accionistas y en ciertas horas a los accionistas comerciales e industriales. En la Tabla 38 se detallan las propiedades de las baterías para este caso en específico. Tabla 38. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento para la alternativa 3. CLE virtual. Fuente: propia. Característica Valor Consumo del cliente (CC) 10,24 kWh Días de autonomía (DA) 0,5 días Factor de corrección (FC) 1,1 Profundidad de descarga (PD) 0,8 Voltaje de operación de las baterías 51,2 V Nro de accionistas 6 Capacidad de almacenamiento (CA) 71,68 kWh / 1400 Ah Para este caso en específico, se considera que el sistema de almacenamiento debe ser capaz de suministrar la energía necesaria para 5 accionistas y en ciertas horas a los accionistas restantes. De este modo, la capacidad de almacenamiento es de hasta 71,68 kWh o 1400Ah. 97 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 2.7.3.3. Determinación de la producción energética, alternativa 3, CLE virtual La Figura 59 se representa la generación de la CLE de la alternativa 3 durante un año. Figura 59. Perfil de generación de la alternativa 3, CLE virtual. Fuente: Propia El sistema fotovoltaico puede generar hasta los 76.242,050 kWh durante el año de operación de la CLE. De manera similar que en las alternativas 1 y 2. En el caso que se implemente un sistema de baterías, el agregador energético debe encargarse de gestionar la energía que se consume para cargar las baterías, al mismo tiempo que se gestiona el consumo de los accionistas. Tal como se indica en la Figura 60. 98 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 60. Energía proveniente de la red para cubrir la demanda y cargar las baterías de la alternativa 3, CLE virtual. Fuente: propia. La energía que proviene de la red alcanza los 71.814,80 kWh durante el año de operación de la CLE virtual. Figura 61. Energía de las baterías suministrada durante el día de la alternativa 3, CLE virtual. Fuente: propia. Tal como se observa en la Figura 61, las baterías pueden suministrar en ciertas horas la energía que se requiere durante el día, en otros casos es necesario el aporte de la red. La electricidad que suministra el sistema de almacenamiento alcanza los 21.677,40 kWh durante el año de operación. Las bacterias tienen ciclos de carga y descarga, en la Figura 62 se analizan los ciclos del sistema de almacenamiento cada hora para este caso de estudio. 99 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 62. Ciclo de carga de las baterías de la alternativa 3, CLE virtual. Fuente: propia. A continuación, se representa el resumen de la operación de la CLE para la alternativa 3 mediante la Tabla 39. Tabla 39. Resumen de la energía producida y consumida de la CLE virtual, alternativa 3. Fuente: propia. Tipo Energía Demanda 73,28 MWh/año Generación 76,24 MWh/año Desglose de la generación Energía Energía total proporcionada por la red 71.81MWh/año Energía almacenada en las baterías 21.68MWh/año Energía consumida netamente de la red 50,13 MWh/año 2.8. Análisis de los resultados técnicos El respectivo dimensionamiento de las CLEs y la gestión de energía para cada alternativa garantiza de cierta manera el recurso energético suficiente para cubrir la demanda exigida por los miembros de las comunidades. Ya sea de manera física o de manea virtual, los miembros pueden cubrir por completo sus necesidades energéticas con la producción a partir de los sistemas fotovoltaicos. 100 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Se pudo observar también que, la implementación de sistemas de almacenamiento para todas las alternativas permite gestionar de mejor manera el autoconsumo. Por una parte, para las CLEs físicas, la electricidad proveniente del sistema de generación que no se consume durante el día puede ser almacenada y aprovechada durante la noche, reduciendo así el consumo de la red durante la noche y la energía vertida a la red durante el día. Por otra parte, para las CLEs virtuales, el sistema de almacenamiento no aprovecha directamente la energía de los sistemas fotovoltaicos, su función es almacenar energía proveniente de la red cuando el precio de esta es mucho más barato. A nivel técnico, todas las alternativas pueden mejorar en cuanto a la capacidad de almacenamiento, pero esto puede aumentar significativamente los costes de la instalación. A continuación, se analizan los aspectos económicos de cada alternativa, así se obtiene la rentabilidad del proyecto en el caso de una posible instalación. 3. ASPECTOS ECONÓMICOS Una vez encontradas las mejores características de los sistemas que conforman las CLEs para cada alternativa y verificada la factibilidad técnica para cada caso, en este apartado se procede a obtener los beneficios económicos de una supuesta implementación de los sistemas. Es importante determinar los costos de inversión de cada proyecto, aplicar los modelos de negocios seleccionados y obtener la rentabilidad que estos puedan generar. 3.1. Costos de inversión inicial, operación y mantenimiento La implementación de energías renovables es una solución cada vez más accesible debido a la reducción de los precios de los equipos, al mismo tiempo que las garantías son mucho mayores, pero no deja de ser una inversión que genera beneficios a largo plazo y que requiere un alto gasto inicial para la instalación. Los sistemas fotovoltaicos con almacenamiento a pequeña escala todavía se pueden considerar como una tecnología cara que requiere de varios factores para obtener una recuperación de la inversión en poco tiempo. Dichos factores dependen directamente de los precios de los equipos 101 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO para la instalación como lo son: las placas solares, inversores, baterías, cableado, estructuras de soporte, precio de la instalación. Otros factores que afectan los costos de inversión dependen de la eficiencia de los equipos y el lugar de instalación, estos deben garantizar menores perdidas en la producción y almacenamiento. Por último, existen factores externos que pueden afectar la inversión inicial como: Los precios de la electricidad en el mercado, el consumo medio de energía, subvenciones y ayudas. 3.1.1. Costos de sistemas fotovoltaicos Los precios de los sistemas fotovoltaicos tienen una tendencia a reducir y durante los últimos años se comprobó dicha variación. Para el sector residencial, los precios son cada vez menores y cada vez más accesibles, si se comparara con el sector comercial, los costos son mucho más altos debido a las escalas de las instalaciones. En la Figura 63 se puede observar la tendencia de los últimos años. Figura 63. Evolución de los sistemas residenciales y montados en el suelo gama de precios 2012 - 2021 ($/W). Fuente:[29]. Para el 2021, a nivel mundial los precios de para los sistemas residenciales alcanzaron valores entre 1,8 $/W y 3 $/W, y para sistemas a escalas comerciales llegaron a costar entre 0,35 $/W a 2,1 $/W. En la siguiente tabla se recogen los precios de los sistemas a nivel mundial y nacional [29]. 102 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Tabla 40. Precios de los sistemas fotovoltaicos en el 2021. Fuente: [29]. Sistemas Potencia en kW Precios A nivel mundial 10-100 0,35-2,10 $/W En España 10-100 0,70-0,90 €/W Tal como se indica en la Tabla 40, los precios en España rondan los 0,70 €/W a 0,90 €/W para sistemas con potencia instalada de más de 10 kW. Para este proyecto se establece que el precio para las alternativas es de 1,00 €/W instalados. 3.1.2. Costos de las baterías de Ion-litio El avance tecnológico ha permitido que las baterías de ion-litio aumenten su eficiencia y con profundidades de descarga de hasta el 100%. La gran variedad de fabricantes en la actualidad ofrece sus productos con precios cada vez menores y con mejores garantías, es por ello por lo que para el cálculo de la inversión inicial de los sistemas de almacenamiento depende mucho de las marcas y las características del producto final. Las características técnicas de las baterías obtenidas en el dimensionamiento de las CLEs permiten seleccionar un producto en específico. En la Tabla 41, se indican las características técnicas y el precio del producto seleccionado para este proyecto. Tabla 41. Características técnicas y precio de las baterías de litio. Fuente: [30]. Especificación Características Marca CYM-POWER Procedencia España Voltaje nominal 51,2 V Capacidad nominal 100Ah Eficiencia 99% Profundidad de descarga 90% Precio 1.650,00 € El proveedor de las baterías de ion-litio seleccionada para este estudio garantiza que las mismas tienen una duración de hasta 10 años hasta realizar un cambio de las unidades de almacenamiento. El modelo de los acumuladores se muestra en la Figura 64 y la ficha técnica en el ANEXO II. 103 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 64. Batería CYM-POWER de Ion-litio de 100Ah y 51,2 V. Fuente: [30]. 3.1.3. Gastos de operación y mantenimiento Los sistemas de generación y almacenamiento requieren ciertos cuidados y un correcto manejo, los equipos que conforman dichos sistemas no se encuentran exentos de posibles fallos. Para que las CLEs tengan un buen funcionamiento, es necesario un correcto mantenimiento que debe realizarse periódicamente y así prevenir posibles contingencias. Dentro de una correcta operación y mantenimiento se debe considerar los siguientes aspectos: posible sustitución de inversores, operaciones, sustitución de módulos y componentes, inspección, monitorización, limpieza de módulos fotovoltaicos, control de vegetación y plagas, arrendamiento de terrenos, impuestos sobre la propiedad, seguros, gestión de activos y seguridad. Todas estas actividades representan gastos que se deben considerar al momento de estimar el coste total del sistema, en la Figura 65 se representa los costes en $ por KW/año de operación y mantenimiento para distintos escenarios de instalaciones [31]. 104 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 65. Gastos por operación y mantenimiento según la categoría del emplazamiento. Fuente: [31]. Para este proyecto es necesario definir que un posible gasto por operación y mantenimiento entra en la categoría comercial con instalación sobre los tejados, el coste ronda los 17,92 $/kW/año o también los 17,33 €/kW/año. 3.1.4. Subvenciones y ayudas Varios estados de la UE buscan promover la implementación de energías renovables para la producción de energía, algunos de ellos ofrecen ayudas económicas para la realización de los proyectos. En este caso existen varios programas de ayudas para subvencionar parte de la inversión inicial de potenciales instalaciones. El ente vasco de la energía (EVE) es una agencia energética del gobierno vasco, esta organización busca fomentar la transición energética y constantemente ofrece programas de ayudas e incentivos para el autoconsumo y almacenamiento. En este año se encuentra vigente programa de incentivos que promueven la implantación de sistemas fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento en zonas residenciales para el autoconsumo [32]. Las posibilidades de acceder a este tipo de subvenciones son muy altas y se considera que para este proyecto las ayudas pueden cubrir hasta el 50% de la inversión inicial del sistema fotovoltaico y sistema de almacenamiento. 105 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 3.2. Estimación de costos de inversión inicial de las CLEs físicas 3.2.1. Estimación de costo de inversión inicial, alternativa 1, CLE física La CLE física de la alternativa 1 está compuesta por 5 clientes residenciales y se determinó que se necesita una potencia instalada de 13,6 kW y una capacidad de almacenamiento de 671,39 Ah. En la Tabla 42 se indican los valores correspondientes al coste de inversión inicial de los sistemas de generación y almacenamiento para esta alternativa con y sin subvenciones. Tabla 42. Costo de inversión inicial de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. Sistema fotovoltaico Potencia instalada Precio por W instalado Costo Total 5 clientes 13,60 kW 1,00 €/W 13.600,00 € Sistema de almacenamiento Numero de baterías Precio por batería Costo Total 5 clientes 7 1.650,00 € 11.550,00€ Sin subvención Costo total del sistema sin baterías 13.600,00 € Costo total del sistema con baterías 25.150,00€ Con subvención del 50% Costo total del sistema sin baterías 6.800,00€ Costo total del sistema con baterías 12.575,00€ Con los valores obtenidos en la tabla anterior se puede obtener el costo de inversión inicial que recae sobre cada cliente y al tener características de consumo parecidas, el valor final se divide en partes iguales para todos los clientes. Para obtener los beneficios económicos se debe aplicar el modelo de negocio de comunidades de energía. 112 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO La tasa de descuento permite evaluar los proyectos de inversión y es un indicador del valor del dinero que se generará en el futuro. En España, el tipo de interés se encuentra en el 2% para el 2022, por lo tanto, la tasa de descuento es de aproximadamente el 0,66%. 3.4.2. Flujo de caja neto El flujo de caja permite evaluar el balance económico de un proyecto, se debe tener en cuenta los ingresos y egresos anuales para establecer la rentabilidad y los beneficios, ya sean por la venta de energía o compensación por excedentes, se debe contabilizar durante la vida útil del proyecto [34]. Dentro de la información que se debe disponer para el cálculo de los flujos de caja debe constar: energía producida, venta de energía producida, energía consumida, utilidad bruta, egresos fijos, utilidad neta, flujo neto y flujo acumulado [34]. Figura 66. Ejemplo de flujo neto para el análisis de flujo de caja. Fuente: [34]. Usando el ejemplo anterior se puede representar de manera gráfica los ingresos y egresos del proyecto. 3.4.3. Análisis de rentabilidad de CLEs físicas 3.4.3.1. Análisis de rentabilidad de la alternativa 1, CLE física El modelo de negocio que se aplica en esta alternativa corresponde al de comunidades de energía. El agregador energético se encarga de gestionar la producción y el consumo de energía 113 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO de los 5 clientes, de tal manera que se reduzca el valor de la factura y se generen beneficios para los consumidores. Es necesario determinar el LCOE del sistema de generación y almacenamiento emplazados en Tolosa y establecer un precio mínimo de la energía, para posteriormente calcular los beneficios económicos. Tabla 48. LCOE y ahorro de energía de la alternativa 1, CLE física. Fuente: Propia. Tipo de sistema LCOE Valor de la energía consumida sin CLE en un año Valor de la energía consumida con la CLE en un año Ahorro de la energía consumida con la CLE en un año Ahorro durante los 25 años de vida útil Sin baterías y sin subvención 0,05 € 4.947,30 € 2.500,90 € 2.446,40 € 49.602,16 € Con baterías y sin subvención 0,14 € 4.947,30 € 1.352,40 € 3.594,90 € 47.389,48 € Sin baterías y con subvención 0,03 € 4.947,30 € 2.500,90 € 2.446,40 € 56.402,16 € Con baterías y con subvención 0,08 € 4.947,30 € 1.352,40 € 3.594,90 € 71.514,48 € Tal como se indica en la Tabla 48. El valor del LCOE de menor costo corresponde al sistema sin baterías y con una subvención para la inversión inicial, alcanzando los 0,03€. Pero el mayor ahorro se genere con una CLE con baterías y con subvención, alcanzando los 71.514,48 €. Si no es posible conseguir alguna ayuda, la mejor opción sería una CLE sin baterías y sin subvención con un LCOE de 0,05 € y un ahorro de 49.602,16 € en los 25 años de vida útil. Cada cliente debe aportar un cierto capital para la inversión inicial, los clientes de esta alternativa son residenciales y tienen características de consumo parecidas. En la Tabla 49 se 114 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO indica el porcentaje de participación y los beneficios para cada consumidor miembro de la CLE de la alternativa 1. Tabla 49. Participación y beneficios para cada cliente de la alternativa 1, CLE física. Fuente: propia. Característica Cliente 1 Cliente 2 Cliente 3 Cliente 4 Cliente 5 % de participación 19,45 % 19,46 % 19,45 % 22,19 % 19,43 % Inversión inicial para la CLE sin baterías y sin subvención 2.645,20 € 2.646,56 € 2.645,20 € 3.017,48 € 2.642,48 € Inversión inicial para la CLE con baterías y con subvención 2.445,83 € 2.447,09 € 2.445,83 € 2.790,39 € 2.443,32 € Valor de la energía consumida sin CLE 962,94 € 963,03 € 962,88 € 1.096,80 € 961,56 € Valor de la energía consumida con CLE sin baterías 485,07 € 485,14 € 485,08 € 562.98 € 482,65 € Valor de la energía consumida con CLE con baterías 264,29 € 264,31 € 264,31 € 300,48 € 258,98 € 115 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO En la tabla anterior, se puede apreciar que se produce una considerable reducción en el valor de la energía consumida por parte de los clientes que conforman la CLE. Siendo la comunidad con baterías la que representa un mayor ahorro, pero en el caso que se pueda acceder a una subvención los beneficios serán aún mayores. Además, se considera que la energía excedente se vierte a la red con un precio de 0,05 €. En las Figuras 67 y 68 se determina el tiempo de retorno de la inversión de las dos mejores opciones para la alternativa 1. Figura 67. Flujo de caja para una CLE sin baterías y sin subvención de la alternativa 1. Fuente: propia. Según la Figura 67, el tiempo de retorno de la inversión al producirse un ahorro en el consumo seria en aproximadamente 7 años. Figura 68. Flujo de caja para una CLE con baterías y con subvención de la alternativa 1. Fuente: propia. $(20,000.00) $(10,000.00) $- $10,000.00 $20,000.00 $30,000.00 $40,000.00 $50,000.00 $60,000.00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Flujo Neto Flujo Acumulado $(20,000.00) $(10,000.00) $- $10,000.00 $20,000.00 $30,000.00 $40,000.00 $50,000.00 $60,000.00 $70,000.00 $80,000.00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Flujo Neto Flujo Acumulado 116 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Según la Figura 68, el tiempo de retorno de la inversión al producirse un ahorro en el consumo sería en aproximadamente 5 años. 3.4.3.2. Análisis de rentabilidad de la alternativa 2, CLE física El modelo de negocio que se aplica en esta alternativa corresponde al de comunidades de energía. El agregador energético se encarga de gestionar la producción y el consumo de energía de los 6 clientes, de tal manera que se reduzca el valor de la factura y se generen beneficios para los consumidores. Es necesario determinar el LCOE del sistema de generación y almacenamiento emplazados en Tolosa y establecer un precio mínimo de la energía, para posteriormente calcular los beneficios económicos. Tabla 50. LCOE y ahorro de energía de la alternativa 2, CLE física. Fuente: Propia. Tipo de sistema LCOE Valor de la energía consumida sin CLE en un año Valor de la energía consumida con la CLE en un año Ahorro de la energía consumida con la CLE en un año Ahorro durante los 25 años de vida útil Sin baterías y sin subvención 0,05 € 7.137,90 € 3.308,70 € 3.829,20 € 80.630,61 € Con baterías y sin subvención 0,11 € 7.137,90 € 2.033,20 € 5.104,70 € 82.004,81 € Sin baterías y con subvención 0,03 € 7.137,90 € 3.308,70 € 3.829,20 € 90.230,61 € Con baterías y con subvención 0,06 € 7.137,90 € 2.033,20 € 5.104,70 € 108.929,81 € 117 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Tal como se indica en la Tabla 50. El valor del LCOE de menor costo corresponde al sistema sin baterías y con una subvención para la inversión inicial, alcanzando los 0,03€. Pero el mayor ahorro se genera con una CLE con baterías y con subvención, alcanzando los 108.929,81 €. Si no es posible conseguir alguna ayuda, la mejor opción sería una CLE con baterías y sin subvención con un LCOE de 0,11 € y un ahorro de 82.004,81 € en los 25 años de vida útil. Cada cliente debe aportar un cierto capital para la inversión inicial, los clientes de esta alternativa son residenciales y comerciales, y tienen características de consumo distintas. En Tabla 51, se indica el porcentaje de participación y los beneficios para cada consumidor miembro de la CLE de la alternativa 2. Tabla 51. Participación y beneficios para cada cliente de la alternativa 2, CLE física. Fuente: propia. Característica Cliente 1 Cliente 2 Cliente 3 Cliente 4 Cliente 5 Cliente 6 % de participación 14.02% 14.02% 14.02% 15.99% 14.00% 27.91% Inversión inicial para la CLE Con baterías y sin subvención 4.311,15 € 4.311,15 € 4.311,15 € 4.916,93 € 4.305,00 € 8,582,32 € Inversión inicial para la CLE con baterías y con subvención 2.156,74 € 2.156,98 € 2.156,63 € 2.459,52 € 2.153,62 € 4.291,49 € Valor de la energía consumida sin CLE 994,59 € 994,69 € 994,53 € 1.132,90 € 993,17 € 2.028,00 € Valor de la energía consumida con CLE sin baterías 478,91 € 478,96 € 478,92 € 559,82 € 476,03 € 836,03 € Valor de la energía consumida con CLE con baterías 259,76 € 259,73 € 259,78 € 300,15 € 253,62 € 700,16 € En la tabla anterior se puede apreciar que se produce una considerable reducción en el valor de la energía consumida por parte de los clientes que conforman la CLE. Siendo la comunidad con 118 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO baterías la que representa un mayor ahorro, pero en el caso que se pueda acceder a una subvención los beneficios serán aún mayores. En las Figuras 69 y 70 se determina el tiempo de retorno de la inversión de las dos mejores opciones para la alternativa 2. Figura 69. Flujo de caja para una CLE con baterías y sin subvención de la alternativa 2. Fuente: propia. Según la Figura 69, el tiempo de retorno de la inversión al producirse un ahorro en el consumo seria en aproximadamente 7 años. Figura 70. Flujo de caja para una CLE con baterías y con subvención de la alternativa 2. Fuente: propia. Según la Figura 70, el tiempo de retorno de la inversión al producirse un ahorro en el consumo sería en aproximadamente 4 años. $(40,000.00) $(20,000.00) $- $20,000.00 $40,000.00 $60,000.00 $80,000.00 $100,000.00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Flujo Neto Flujo Acumulado $(40,000.00) $(20,000.00) $- $20,000.00 $40,000.00 $60,000.00 $80,000.00 $100,000.00 $120,000.00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Flujo Neto Flujo Acumulado 119 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 3.4.3.3. Análisis de rentabilidad de la alternativa 3, CLE física El modelo de negocio que se aplica en esta alternativa corresponde al de comunidades de energía. El agregador energético se encarga de gestionar la producción y el consumo de energía de los 7 clientes, de tal manera que se reduzca el valor de la factura y se generen beneficios para los consumidores. Es necesario determinar el LCOE del sistema de generación y almacenamiento emplazados en Tolosa y establecer un precio mínimo de la energía, para posteriormente calcular los beneficios económicos. Tabla 52. LCOE y ahorro de energía de la alternativa 3, CLE física. Fuente: Propia. Tipo de sistema LCOE Valor de la energía consumida sin CLE en un año Valor de la energía consumida con la CLE en un año Ahorro de la energía consumida con la CLE en un año Ahorro durante los 25 años de vida útil Sin baterías y sin subvención 0,05 € 23.922,00 € 10.461,00 € 13.461,00 € 299.919,71 € Con baterías y sin subvención 0,09 € 23.922,00 € 8.691,60 € 15.230,40 € 280.593,23 € Sin baterías y con subvención 0,03 € 23.922,00 € 10.461,00 € 13.461,00 € 327.919,71 € Con baterías y con subvención 0,05 € 23.922,00 € 8.691,60 € 15.230,40 € 343.243,23 € Tal como se indica en la Tabla 52, el valor del LCOE de menor costo corresponde al sistema sin baterías y con una subvención para la inversión inicial, alcanzando los 0,03€. Pero el mayor ahorro se genera con una CLE con baterías y con subvención, alcanzando los 343.243,23 €. Si no 120 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO es posible conseguir alguna ayuda, la mejor opción sería una CLE sin baterías y sin subvención con un LCOE de 0,05 € y un ahorro de 299.919,71 € en los 25 años de vida útil. Cada cliente debe aportar un cierto capital para la inversión inicial, Los clientes de esta alternativa son residenciales, comerciales e industriales, y tienen características de consumo distintas. En la Tabla 53 se indica el porcentaje de participación y los beneficios para cada consumidor miembro de la CLE de la alternativa 3. Tabla 53. Participación y beneficios para cada cliente de la alternativa 3, CLE física. Fuente: propia. Característica Cliente 1 Cliente 2 Cliente 3 Cliente 4 Cliente 5 Cliente 6 Cliente 7 % de participación 4,66 % 4,66 % 4,66 % 5,32 % 4,66 % 9,29 % 66,71 % Inversión inicial para la CLE sin baterías y sin subvención 2.614,89 € 2.615,18 € 2.614,75 € 2.981,99 € 2.611,10 € 5.203,11 € 37.358,95 € Inversión inicial para la CLE con baterías y con subvención 1.846,76 € 1.846,97 € 1.846,67 € 2.106,03 € 1.844,08 € 3.674,70€ 26.384,76 € Valor de la energía consumida sin CLE 1.071,70 € 1.071,80 € 1.071,60 € 1.215,20 € 1.069,20 € 2.242,40 € 16.180,00 € Valor de la energía consumida con CLE sin baterías 363,18 € 363,18 € 363,20 € 447,93 € 359,12 € 886,29 € 7.678,49 € Valor de la energía consumida con CLE con baterías 139,67 € 139,60 € 139,71 € 183,98 € 134,07 € 762,02 € 7.192,57 € En la tabla anterior, se puede apreciar que se produce una considerable reducción en el valor de la energía consumida por parte de los clientes que conforman la CLE. Siendo la comunidad con baterías la que representa un mayor ahorro, pero en el caso que se pueda acceder a una 121 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO subvención los beneficios serán aún mayores. En las Figuras 71 y 72 se determina el tiempo de retorno de la inversión de las dos mejores opciones para la alternativa 3. Figura 71. Flujo de caja para una CLE sin baterías y sin subvención de la alternativa 3. Fuente: propia. Según la Figura 71, el tiempo de retorno de la inversión al producirse un ahorro en el consumo seria en aproximadamente 5 años. Figura 72. Flujo de caja para una CLE con baterías y con subvención de la alternativa 3. Fuente: propia. Según la Figura 72, el tiempo de retorno de la inversión al producirse un ahorro en el consumo sería en aproximadamente 3 años. $(100,000.00) $(50,000.00) $- $50,000.00 $100,000.00 $150,000.00 $200,000.00 $250,000.00 $300,000.00 $350,000.00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Flujo Neto Flujo Acumulado $(100,000.00) $(50,000.00) $- $50,000.00 $100,000.00 $150,000.00 $200,000.00 $250,000.00 $300,000.00 $350,000.00 $400,000.00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Flujo Neto Flujo Acumulado 128 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Tabla 58. LCOE y ahorro de energía de la alternativa 3, CLE virtual. Fuente: Propia. Tipo de sistema LCOE Valor de la energía consumida sin CLE en un año Valor de la energía vertida por la CLE en un año Valor de la energía consumida con la CLE en un año Ahorro durante los 25 años de vida útil Sin baterías y sin subvención 0,04 € 23.992,00 € 9.219,00 € 14.773,00 € 153.725,81 € Con baterías y sin subvención 0,08 € 23.992,00 € 9.219,00 € 12.165,00 € 158.084,07 € Con baterías y con subvención 0,06 € 23.992,00 € 9.219,00 € 11.827,00 € 192.734,07 € Tal como se indica en la Tabla 58, el valor del LCOE de menor costo corresponde al sistema sin baterías y sin subvención para la inversión inicial, alcanzando los 0,04€. Pero el sistema con baterías y con subvenciones es el que mayor ahorro genera, siendo este la mejor opción con un ahorro de 192.734,07 € en los 25 años de vida útil. Cada accionista debe aportar un cierto capital para la inversión inicial, los accionistas de esta alternativa son residenciales, comerciales e industriales, y tienen características de consumo distintas. En la Tabla 59 se indica el porcentaje de participación y los beneficios para cada consumidor miembro de la CLE de la alternativa 3. 129 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Tabla 59. Participación y beneficios para cada accionista de la alternativa 3, CLE virtual. Fuente: propia. Característica Accionista 1 Accionista 2 Accionista 3 Accionista 4 Accionista 5 Accionista 6 Accionista 7 % de participación 4,66 % 4,66 % 4,66 % 5,32 % 4,66 % 9,29 % 66,71 % Inversión inicial para la CLE con baterías y con subvención 2.481,81 € 2.482,08 € 2.481,68 € 2.830,22 € 2.478,21 € 4.938,31 € 35.457,65 € Valor de la energía consumida sin CLE 1.071,70 € 1.071,80 € 1.071,60 € 1.215,20 € 1.069,20 € 2.242,40 € 16.180,00 € Valor de la energía vertida a la red 430,47 € 430,52 € 430,45 € 490,91 € 429,85 € 856,56 € 6.150,21€ Ahorro por la venta de energía 641,22 € 641,27 € 641,14 € 724,28 € 639,34 € 1.385,83 € 10.029,78 € En la tabla anterior, se puede apreciar que se produce una considerable reducción en el valor de la energía consumida por parte de los clientes que conforman la CLE. En la Figuras 75, se determina el tiempo de retorno de la inversión de las dos mejores opciones para la alternativa 3. Figura 75. Flujo de caja para una CLE con baterías y con subvención de la alternativa 3. Fuente: propia. $(100,000.00) $(50,000.00) $- $50,000.00 $100,000.00 $150,000.00 $200,000.00 $250,000.00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Flujo Neto Flujo Acumulado 130 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Según la Figura 75, el tiempo de retorno de la inversión al producirse un ahorro en el consumo seria en aproximadamente 6 años. 3.5. Análisis de los resultados económicos Las CLEs, como en cualquier otro proyecto, requieren un alto valor de inversión inicial. Para comenzar con los permisos y la adquisición de los equipos, los socios deben aportar un porcentaje de capital y así completar la fase de instalación del sistema. Los beneficios económicos no se ven reflejados hasta pasado el primer año de funcionamiento de las comunidades. Las comunidades físicas tienen una fuerte inversión inicial, y durante cada año se genera un gasto por operación y mantenimiento de los sistemas. Por otra parte, en las comunidades virtuales es necesario considerar la renta de parcelas o tejados, donde se instalarían los equipos remotamente. Además, se debe considerar también las normativas locales del sector y otros factores que pueden encarecer aún más los gastos de operación y mantenimiento. Si se consideran que las CLEs tienen almacenamiento, es necesario definir el tiempo de vida útil de las baterías. Para este proyecto se considera el mismo modelo de baterías, el fabricante garantiza que la vida útil puede alcanzar los 10 años hasta que se necesite un reemplazo. Cada vez que sea necesario una renovación del sistema de almacenamiento, los miembros de las CLEs deben estar al tanto que se deberá hacer una nueva inversión para la adquisición de nuevos equipos. A continuación, en la Tabla 60, se indica como resumen la comparación de todas las alternativas en cuanto a la reducción de la factura por cada CLE durante un año. Es necesario especificar que, para el cálculo del valor del beneficio se considera el porcentaje de participación hora a hora para hacer una distribución del consumo mucho más justo. 131 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Tabla 60. Resumen de la reducción de las facturas para cada alternativa. Fuente: propia. Usuarios residenciales Usuario comercial (centro de estética) Usuario industrial (panadería) Tipo CLE Usuario 1 Usuario 2 Usuario 3 Usuario 4 Usuario 5 Usuario 6 Usuario 7 CLE física 1 SIN baterías 485,07 € 485,14 € 485,08 € 562.98 € 482,65 € x x CLE física 1 CON baterías 264,29 € 264,31 € 264,31 € 300,48 € 258,98 € x x CLE física 2 SIN baterías 478,91 € 478,96 € 478,92 € 559,82 € 476,03 € 836,03 € x CLE física 2 CON baterías 259,76 € 259,73 € 259,78 € 300,15 € 253,62 € 700,16 € x CLE física 3 SIN baterías 363,18 € 363,18 € 363,20 € 447,93 € 359,12 € 886,29 € 7.678,49 € CLE física 3 CON baterías 139,67 € 139,60 € 139,71 € 183,98 € 134,07 € 762,02 € 7.192,57 € CLE virtual 1 SIN baterías (por defecto) 517,85 € 517,89 € 517,81 € 589,22 € 517,11 € x x CLE virtual 2 CON baterías (por defecto) 550,33 € 550,38 € 550,29 € 626,27 € 549,55 € 1.144,02 € x CLE virtual 3 CON baterías (por defecto) 641,22 € 641,27 € 641,14 € 724,28 € 639,34 € 1.385,83 € 10.029,78 € 132 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 4. CONCLUSIONES 4.1. Conclusiones generales Una vez concluidos los estudios técnicos y económicos para cada alternativa planteada en este trabajo, se procede a discutir los resultados de las CLEs diseñadas. Las comunidades locales de energía y el diseño de las nuevas modalidades de intercambio de energía en Tolosa son una potencial alternativa en la búsqueda de la transición energética. Se llegó a demostrar que la aplicación de la tecnología solar fotovoltaica y los sistemas de almacenamiento pueden cubrir las necesidades básicas de los consumidores. Además, la nueva modalidad puede generar conciencia en las personas para la búsqueda de nuevas opciones para frenar el cambio climático. La correcta gestión del consumo puede ser una pieza clave para un buen dimensionamiento del sistema de generación y de almacenamiento. En el proyecto se analizan 3 alternativas para conformar CLEs físicas o virtuales, con diferentes socios o accionistas que cuentan con perfiles de consumo distintos. Para cada una de las alternativas ha sido necesario analizar el consumo hora a hora durante un año y dimensionar el sistema de generación mediante la tecnología solar fotovoltaica, dependiendo de las necesidades de los socios. También ha sido necesario el dimensionamiento de un sistema de almacenamiento a partir de baterías de Ion-Litio para cubrir la demanda durante la noche. El recurso solar disponible en las zonas analizadas permite estimar la producción de energía de los sistemas fotovoltaicos dimensionados para cada alternativa, y así comprobar si la misma es capaz de cubrir la demanda y generar excedentes de electricidad. Los niveles de irradiación, una correcta ubicación y la disponibilidad de espacio es un factor fundamental para alcanzar la producción necesaria. Gran parte de la energía que se produce durante el día puede ser aprovechada de diferentes maneras. Por un lado, la energía remanente puede verterse por completo a la red de distribución. Por otro lado, la energía puede almacenarse durante el día para ser consumida en la noche, esto en el caso de las CLEs físicas. Las CLEs virtuales tienen una gestión completamente diferente, la energía no se consume directamente del sistema de generación por la distancia con la carga, por el contrario, se vierte por completo a la red de distribución donde se encuentra el emplazamiento. Si es el caso, el sistema de almacenamiento 133 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO en una CLE virtual tiene como objetivo almacenar energía en horas valle, para luego ser consumidas en horas punta. Por último, se realizó un estudio de los aspectos económicos para cada alternativa donde se logró calcular los costos de inversión inicial que debe ser cubiertos por los miembros de las CLEs. Parte del costo de la inversión inicial puede ser cubierto mediante una ayuda o subvención económica por parte del gobierno o alguna organización, lo cual reduce de manera significativa los costes de implementación. Se logró determinar que la aplicación de las CLEs como nueva modalidad de intercambio de energía, puede reducir el consumo de energía eléctrica de la red y generar un ahorro en la factura eléctrica de cada miembro de la comunidad. 4.2. Conclusiones específicas Las alternativas que se representaron en este proyecto tienen características distintas y dependen del número de socios donde cada uno cuenta con perfiles de consumo que varían según las actividades que se realizan. Como se pudo observar los niveles de energía para cubrir las necesidades diarias de las cargas pueden aumentar dependiendo del tipo de consumidor, ya sea residencial, comercial o industrial. Las 3 alternativas analizadas en este proyecto mantienen los mismos tipos de consumidores. Por tal motivo, el perfil de consumo de cada caso es el mismo ya sea para una CLE física o una CLE virtual. El recurso solar es la principal fuente para la generación de la energía eléctrica para cubrir las necesidades de los socios. En Tolosa los niveles de irradiancia son de menor intensidad que en Málaga, esto puede afectar en la producción y por consiguiente puede generar pérdidas económicas. La solución efectiva para esta problemática es un correcto dimensionamiento de los sistemas de generación y de almacenamiento. El objetivo principal es aprovechar el recurso solar disponible para cubrir la demanda. En el proyecto se logró dimensionar los sistemas de generación y almacenamiento adecuados, capaces de cubrir las necesidades energéticas para cada alternativa. Como se pudo observar, la potencia instalada de un sistema fotovoltaico es mucho mayor en Tolosa que en Málaga, debido a los niveles de irradiancia en cada zona. En Tolosa se considera que la CLE son de tipo física por su cercanía con las cargas que alimenta. Por otra parte, en Málaga se consideran de tipo virtual 134 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO por la distancia existente. La principal problemática en el dimensionamiento para cada alternativa es la disponibilidad de espacio para la instalación de los paneles solares, al aumentar la potencia instalada del sistema se requiere mayor superficie para la instalación. Para obtener resultados mucho más fiables en el dimensionamiento, fue necesario el uso del software PVsyst de donde se obtuvo la configuración y las potencias de los equipos del sistema de generación. Si bien existen unas pequeñas incertidumbres en las simulaciones, estas se dan por la base de datos propia del PVsyst, pero se comprobó que las simulaciones y los cálculos de los sistemas llegan a ser muy parecidos a la hora de determinar las potencias de los inversores y la energía producida en un año. En todas las alternativas se logró estimar la energía consumida, vertida y almacenada con la implementación de una CLE y se comprobó que el consumo se reduce considerablemente. En el caso de las CLEs físicas, la implementación de un sistema de almacenamiento permite almacenar la energía remanente que no se consume durante el día y que es aprovechada durante la noche, reduciendo aún más el consumo de la red. Por otra parte, las CLEs virtuales que cuentan con sistema de almacenamiento son capaces de almacenar energía durante la noche en las horas valle y ser consumida en las horas punta, reduciendo de esta manera el consumo en horas pico. El análisis de los aspectos económicos permitió comprobar la reducción del valor de consumo de energía eléctrica de la red, en algunos casos hasta más del 50%. El objetivo de la implementación de una CLE es reducir lo máximo posible la factura eléctrica, para los casos analizados. Alcanzar un valor de consumo igual a cero requiere una mayor inversión, áreas de emplazamiento más amplias, mayores gastos en operación y mantenimiento, y en CLEs virtuales aumenta el gasto por renta de terrenos. Si bien un sistema más potente puede reducir aún más el valor de la factura, los factores antes mencionados pueden representar impedimentos para llevar a cabo dicha acción. En el caso de la CLE física de la alternativa 1, se puede generar un ahorro de hasta 71.514,48 € en el mejor de los casos durante los 25 años de vida útil. En la CLE física de la alternativa 2, se puede generar un ahorro de hasta 108.929,81 € en el mejor de los casos. En la CLE física de la alternativa 3, se puede generar un ahorro de hasta 343.243,23 €. Por otro lado, para las CLEs virtuales de las alternativas 1, 2 y 3 se pueden generar ahorros de hasta 37.949,92 €, 52.562,46 € y 192.734,07 € respectivamente. 135 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Se produce un mayor ahorro en CLEs físicas que en las virtuales y esto se debe a varios factores: Para las CLEs virtuales es necesario pagar el arrendamiento de una parcela de terreno en Málaga para la instalación, y el precio es proporcional al tamaño necesario. Por otra parte, si no se llega a realizar algún convenio que beneficie a los habitantes de Málaga y los miembros de la CLE en Tolosa, la energía tiene que ser vertida por completo a la red y participar en el mercado para la venta de energía que en algunos casos se pueden comercializar con precios relativamente bajos. Las normativas vigentes llegan a ser un gran impedimento para la realización de este tipo de proyectos, la falta de algunas de ellas tiende a generar inconvenientes ya sea entre los socios de la CLE o con los distintos elementos que componen el sistema eléctrico español. Durante los últimos años se le ha dado mayor énfasis a este tipo de alternativas. La transición energética es un objetivo que se puede cumplir con el desarrollo de este tipo de sistemas. Por último, la aplicación de las CLEs puede generar beneficios ambientales que se ven cuantificados de la siguiente manera: para la alternativa 1, se pueden evitar la emisión de aproximadamente 5,82 Toneladas de CO2 al año. Para la alternativa 2, se pueden evitar la emisión de aproximadamente 8,07 Toneladas de CO2 al año. Para la alternativa 3, se pueden evitar la emisión de aproximadamente 24,25 Toneladas de CO2 al año. 136 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 5. BIBLIOGRAFÍA [1] Quintero, J. P. V. (2008). Generación Distribuida: Democratización de la energía eléctrica. Criterio Libre, 6(8), 105-112. [2] Palensky, P., & Kupzog, F. (2013). Smart grids. Annual Review of Environment and Resources, 38, 201-226. [3] IRENA, Coalition for Action 2021 (in English): Recuperado 28 de junio de 2022 [4] Graditi, G., di Somma, M., & di Somma, M. (2021). Distributed Energy Resources in Local Integrated Energy Systems. Elsevier Gezondheidszorg. [5] BOE.es - DOUE-L-2018-82107 Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables. (2018, 21 diciembre). BOE.es. [6] BOE.es - DOUE-L-2019-81031 Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE. (2019, 14 junio). BOE.es. [7] Euskal energia sistemaren historia hurbila - EVE. (s. f.). eve.eus. Recuperado 29 de junio de 2022, de https://www.eve.eus/Conoce-la-Energia/La-energia-en-Euskadi/Historia.aspx [8] E. (2020, 17 enero). QUÉ ES». EKIAN. Recuperado 29 de junio de 2022, de https://ekian.eus/es/que-es-ekian/ [9] Larrea Basterra, M., & Bilbao Ozamiz, M. (2020). Modelos de Negocio en Recursos Distribuidos de Electricidad. Orkestra Basque Institute of Competitiveness. [10] Gobierno de España. (s. f.). IDAE. www.idae.es. Recuperado 18 de julio de 2022, de https://www.idae.es/informacion-y-publicaciones/estudios-informes-y-estadisticas 137 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO [11] Sebastián, M. S. (2020, 4 febrero). Tolosa tiene 19.667 habitantes, la cifra más alta de su historia. Noticias de Gipuzkoa. Recuperado 24 de julio de 2022, de https://www.noticiasdegipuzkoa.eus/gipuzkoa/2020/02/04/tolosa-19-667-habitantes-cifra3797476.html [12] F. (2022, 17 marzo). El Ayuntamiento de Tolosa apuesta por las energías renovables. Electro Eficiencia | Noticias del sector eléctrico. Recuperado 24 de julio de 2022, de https://www.fevymar.com/electroeficiencia/el-ayuntamiento-de-tolosa-apuesta-por-lasenergias-renovables/ [13] El clima en Tolosa, el tiempo por mes, temperatura promedio (España) - Weather Spark. (s. f.). es.weatherspark.com. Recuperado 24 de julio de 2022, de https://es.weatherspark.com/y/39097/Clima-promedio-en-Tolosa-Espa%C3%B1a-durantetodo-el-a%C3%B1o [14] Tolosa, Guipúzcoa, País Vasco, España - Ciudades y pueblos del mundo. (s. f.). es.dbcity.com. Recuperado 24 de julio de 2022, de https://es.db-city.com/Espa%C3%B1a-- Pa%C3%ADs-Vasco--Guip%C3%BAzcoa--Tolosa [15] Tolargi. (2021). Tolargi. Recuperado 29 de julio de 2022, de https://www.tolargi.eus/?lang=es [16] Sebastián, M. S. (2021, 19 octubre). Renuevan la estación y las líneas eléctricas de San Blas. Noticias de Gipuzkoa. Recuperado 13 de agosto de 2022, de https://www.noticiasdegipuzkoa.eus/gipuzkoa/bertan/2021/10/19/renuevan-estacion-lineaselectricas-san-3654409.html [17] MAPA INFORMATIVO DE CAPACIDAD | i-DE - Grupo Iberdrola. (s. f.). Grupo Iberdrola. Recuperado 13 de agosto de 2022, de https://www.i-de.es/conexion-red-electrica/produccionenergia/mapa-capacidad-acceso 144 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 145 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Script para la gestion de la CLE fisica, Alternativa 1: clear all Time= 0:8759; PC1=readmatrix("Irradiacion en Tolosa.xlsx","Range","L12:L8771");%Potencia Activa Consumida cliente 1 PC2=readmatrix("Irradiacion en Tolosa.xlsx","Range","M12:M8771");%Potencia Activa Consumida cliente 2 PC3=readmatrix("Irradiacion en Tolosa.xlsx","Range","N12:N8771");%Potencia Activa Consumida cliente 3 PC4=readmatrix("Irradiacion en Tolosa.xlsx","Range","O12:O8771");%Potencia Activa Consumida cliente 4 PC5=readmatrix("Irradiacion en Tolosa.xlsx","Range","P12:P8771"); %Potencia Activa Consumida cliente 5 PCT=PC1(:,1)+PC2(:,1)+PC3(:,1)+PC4(:,1)+PC5(:,1);%Potencia consumida Total PG1=readmatrix("Irradiacion en Tolosa.xlsx","Range","J12:J8771");%Potencia Activa Generada Hora=readmatrix("Irradiacion en Tolosa.xlsx","Range","D12:D8771"); FacturaC1=0; FacturaCLEC1=0; FacturaCLEBATC1=0; FacturaC2=0; FacturaCLEC2=0; FacturaCLEBATC2=0; FacturaC3=0; FacturaCLEC3=0; FacturaCLEBATC3=0; FacturaC4=0; FacturaCLEC4=0; FacturaCLEBATC4=0; FacturaC5=0; FacturaCLEC5=0; FacturaCLEBATC5=0; Totalfactura=0;% Factura original sin beneficios Totalahorro=0;% Factura de una CLE sin bateria Totalahorrobat=0;% Factura de una CLE con baterias Valorexcedentes=0;% Venta de excedentes sin baterias Valorexcedentesbat=0;% Venta de excedentes con baerias DE=PG1(:,1)-PCT(:,1);%Diferencia de Energia %Gestion de la energia entre produccion y demanda for n=1:8760 DE(n,2)=0;%Energia proveniente de la red o del almacenamiento DE(n,3)=0;%Energia sobrante del sistema de generacion if DE(n,1)<=0 %Cuando la diferencia de energia es negativa DE(n,2)=abs(DE(n,1));% Se entiende que es la energia que se necesita de la red o del almacenamiento end if DE(n,1)>0 %Cuando la energia es positiva DE(n,3)=abs(DE(n,1)); %Energia remanente de sistema de generacion end end %Sistema de almacenamiento y gestion de la energia almacenada 146 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO EA=34375;%Capacidad de las baterias for n=1:8760 DE(n,4)=0;%Energia proveniente de las baterias DE(n,5)=0;%Energia proveniente de la red DE(n,6)=0;%Energia vertida a la red DE(n,7)=0;%Carga y descarga de baterias if (Hora(n,1)<= 8) | (20 <= Hora(n,1))% en la noche if DE(n,1)<=0 % Si la diferencia de energia es negativa DE(n,4)=DE(n,2);% La energia que se suministra proviende de las baterias EA=EA-DE(n,4);% La energia almacenada se reduce else %Si la DE es positiva EA=EA+DE(n,3); % La energia del sistema de generacion carga las baterias if EA>=34375 % Si la capacidad de almacenamiento esta llena DE(n,6)=DE(n,3)-(34375-DE(n-1,7));% se vierte la energia sobrante a la red EA=34375; end end if EA<=0 % Si la energia almacenada llega a cero DE(n,5)=DE(n,2)+(0-DE(n-1,7));% Es necesario suministrar energia a travez de la red DE(n,4)=DE(n-1,7);% parte de la energia se suministra de las baterias EA=0;% las Baterias permanecen descargadas end else if DE(n,1)>0 % Si la diferencia de energia es positiva EA=EA+DE(n,3); % La energia del sistema de generacion carga las baterias else DE(n,5)=DE(n,2);% Es necesario suministrar energia a travez de la red end if EA>=34375 % Si la capacidad de almacenamiento esta llena DE(n,6)=DE(n,3)-(34375-DE(n-1,7));% se vierte la energia sobrante a la red EA=34375; end end DE(n,7)=EA; end % Discriminacion de tarifa horaria sin CLE for i =1:8760 DE(i,8)=0;% Valor de la energia consumida de la red sin considerar la CLE if (10 <= Hora(i,1))& (Hora(i,1)<= 14)% Horas punta DE(i,8)=PCT(i,1)*(0.3002/1000); elseif (Hora(i,1)>=18) & (Hora(i,1) <=22)% Horas punta DE(i,8)=PCT(i,1)*(0.3002/1000); 147 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO else DE(i,8)=PCT(i,1)*(0.2633/1000);% horas valle end Totalfactura=Totalfactura+DE(i,8);% Factura al final del mes end % Discriminacion de tarifa horaria con CLE pero sin baterias for i =1:8760 DE(i,9)=0;% Valor de la energia consumida de la red con la CLE sin baterias DE(i,10)=0;% valor del excedente de energia if (10 <= Hora(i,1))& (Hora(i,1)<= 14)% Horas punta DE(i,9)=DE(i,2)*(0.3002/1000); DE(i,10)=DE(i,3)*(0.05/1000);% Excedente elseif (Hora(i,1)>=18) & (Hora(i,1) <=22)% Horas punta DE(i,9)=DE(i,2)*(0.3002/1000); DE(i,10)=DE(i,3)*(0.05/1000);% Excedente else DE(i,9)=DE(i,2)*(0.2633/1000);% horas valle DE(i,10)=DE(i,3)*(0.05/1000);% Excedente end Valorexcedentes=Valorexcedentes+DE(i,10); Totalahorro=Totalahorro+DE(i,9)-DE(i,10);% Factura con ahorro end % Discriminacion de tarifa horaria con CLE con baterias for i =1:8760 DE(i,11)=0;% Valor de la energia consumida de la red con la CLE con baterias DE(i,12)=0;% valor del excedente de energia if (10 <= Hora(i,1))& (Hora(i,1)<= 14)% Horas punta DE(i,11)=DE(i,5)*(0.3002/1000); DE(i,12)=DE(i,6)*(0.05/1000);% Excedente elseif (Hora(i,1)>=18) & (Hora(i,1) <=22)% Horas punta DE(i,11)=DE(i,5)*(0.3002/1000); DE(i,12)=DE(i,6)*(0.05/1000);% Excedente else DE(i,11)=DE(i,5)*(0.2633/1000);% horas valle DE(i,12)=DE(i,6)*(0.05/1000);% Excedente end Valorexcedentesbat=Valorexcedentesbat+DE(i,12); Totalahorrobat=Totalahorrobat+DE(i,11)-DE(i,12);% Factura con ahorro con baterias end %Participacion de cada cliente for j =1:8760 %Aportacion del C1 PC1(j,2)=(PC1(j,1)*100)/PCT(j,1);%Porcentaje de consumo del primer cliente PC1(j,3)=(PC1(j,2)/100)*DE(j,8);% Valor a pagar por el C1 sin considerar la CLE 148 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO PC1(j,4)=(PC1(j,2)/100)*DE(j,9);% Valor a pagar por el C1 considerando la CLE sin baterias PC1(j,5)=(PC1(j,2)/100)*DE(j,11);% Valor a pagar por el C1 considerando la CLE con baterias FacturaC1=FacturaC1+PC1(j,3); FacturaCLEC1=FacturaCLEC1+PC1(j,4); FacturaCLEBATC1=FacturaCLEBATC1+PC1(j,5); %Aportacion del C2 PC2(j,2)=(PC2(j,1)*100)/PCT(j,1);%Porcentaje de consumo del segundo cliente PC2(j,3)=(PC2(j,2)/100)*DE(j,8);% Valor a pagar por el C2 sin considerar la CLE PC2(j,4)=(PC2(j,2)/100)*DE(j,9);% Valor a pagar por el C2 considerando la CLE sin baterias PC2(j,5)=(PC2(j,2)/100)*DE(j,11);% Valor a pagar por el C2 considerando la CLE con baterias FacturaC2=FacturaC2+PC2(j,3); FacturaCLEC2=FacturaCLEC2+PC2(j,4); FacturaCLEBATC2=FacturaCLEBATC2+PC2(j,5); %Aportacion del C3 PC3(j,2)=(PC3(j,1)*100)/PCT(j,1);%Porcentaje de consumo del tercer cliente PC3(j,3)=(PC3(j,2)/100)*DE(j,8);% Valor a pagar por el C3 sin considerar la CLE PC3(j,4)=(PC3(j,2)/100)*DE(j,9);% Valor a pagar por el C3 considerando la CLE sin baterias PC3(j,5)=(PC3(j,2)/100)*DE(j,11);% Valor a pagar por el C3 considerando la CLE con baterias FacturaC3=FacturaC3+PC3(j,3); FacturaCLEC3=FacturaCLEC3+PC3(j,4); FacturaCLEBATC3=FacturaCLEBATC3+PC3(j,5); %Aportacion del C4 PC4(j,2)=(PC4(j,1)*100)/PCT(j,1);%Porcentaje de consumo del cuarto cliente PC4(j,3)=(PC4(j,2)/100)*DE(j,8);% Valor a pagar por el C4 sin considerar la CLE PC4(j,4)=(PC4(j,2)/100)*DE(j,9);% Valor a pagar por el C4 considerando la CLE sin baterias PC4(j,5)=(PC4(j,2)/100)*DE(j,11);% Valor a pagar por el C4 considerando la CLE con baterias FacturaC4=FacturaC4+PC4(j,3); FacturaCLEC4=FacturaCLEC4+PC4(j,4); FacturaCLEBATC4=FacturaCLEBATC4+PC4(j,5); %Aportacion del C5 PC5(j,2)=(PC5(j,1)*100)/PCT(j,1);%Porcentaje de consumo del quinto cliente 149 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO PC5(j,3)=(PC5(j,2)/100)*DE(j,8);% Valor a pagar por el C5 sin considerar la CLE PC5(j,4)=(PC5(j,2)/100)*DE(j,9);% Valor a pagar por el C5 considerando la CLE sin baterias PC5(j,5)=(PC5(j,2)/100)*DE(j,11);% Valor a pagar por el C5 considerando la CLE con baterias FacturaC5=FacturaC5+PC5(j,3); FacturaCLEC5=FacturaCLEC5+PC5(j,4); FacturaCLEBATC5=FacturaCLEBATC5+PC5(j,5); end figure("Name","Perfil de consumo") plot(Time,PCT,"Color","r") figure("Name","Perfil de generacion") plot(Time,PG1,"Color","g") figure("Name","Consumo vs Generacion") plot(Time,DE(1:8760,1),"Color","b") figure("Name","Energia remanente") plot(Time,DE(1:8760,3))%Energia sobrante del sistema de generacion figure("Name","Energia proveiente de las baterias") plot(Time,DE(1:8760,4))%Energia proveniente de las baterias figure("Name","Energia Proveniente de la red") plot(Time,DE(1:8760,5))%Energia Proveniente de la red figure("Name","energia vertida a la red") plot(Time,DE(1:8760,6))%energia vertida a la red figure("Name","Carga y descarga de las baterias") plot(Time,DE(1:8760,7))%Carga y descarga de las baterias 150 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Obtención del LCOE para las CLE física, alternativa 1: Egresos Energía Año Inversion Costos Operación y Mantenimiento Total Actualizado Total Actualizado 0 13,600.00$ -$ 13,600.00$ 13,600.00$ 1 235.68$ 235.68$ 235.66$ 17941.75626 17940.57218 2 235.68$ 235.68$ 235.65$ 17762.3387 17759.9943 3 235.68$ 235.68$ 235.63$ 17584.71531 17581.234 4 235.68$ 235.68$ 235.62$ 17408.86816 17404.27298 5 235.68$ 235.68$ 235.60$ 17234.77948 17229.09313 6 235.68$ 235.68$ 235.59$ 17062.43168 17055.67652 7 235.68$ 235.68$ 235.57$ 16891.80737 16884.00541 8 235.68$ 235.68$ 235.56$ 16722.88929 16714.06223 9 235.68$ 235.68$ 235.54$ 16555.6604 16545.82958 10 235.68$ 235.68$ 235.52$ 16390.1038 16379.29025 11 235.68$ 235.68$ 235.51$ 16226.20276 16214.4272 12 235.68$ 235.68$ 235.49$ 16063.94073 16051.22355 13 235.68$ 235.68$ 235.48$ 15903.30132 15889.66259 14 235.68$ 235.68$ 235.46$ 15744.26831 15729.7278 15 235.68$ 235.68$ 235.45$ 15586.82563 15571.40281 16 235.68$ 235.68$ 235.43$ 15430.95737 15414.67142 17 235.68$ 235.68$ 235.42$ 15276.6478 15259.51758 18 235.68$ 235.68$ 235.40$ 15123.88132 15105.92541 19 235.68$ 235.68$ 235.38$ 14972.64251 14953.8792 20 235.68$ 235.68$ 235.37$ 14822.91608 14803.36338 21 235.68$ 235.68$ 235.35$ 14674.68692 14654.36256 22 235.68$ 235.68$ 235.34$ 14527.94005 14506.86148 23 235.68$ 235.68$ 235.32$ 14382.66065 14360.84505 24 235.68$ 235.68$ 235.31$ 14238.83404 14216.29833 25 235.68$ 235.68$ 235.29$ 14096.4457 14073.20651 Total 19,486.95$ 398299.4055 LCOE A1 SBSS 0.05$ LCOE Alernativa 1 sin baterias 151 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Egresos Energía Año Inversion Costos Operación y Mantenimiento Total Actualizado Total Actualizado 0 25,150.00$ -$ 25,150.00$ 25,150.00$ 1 235.68$ 235.68$ 235.66$ 17941.75626 17940.57218 2 235.68$ 235.68$ 235.65$ 17762.3387 17759.9943 3 235.68$ 235.68$ 235.63$ 17584.71531 17581.234 4 235.68$ 235.68$ 235.62$ 17408.86816 17404.27298 5 235.68$ 235.68$ 235.60$ 17234.77948 17229.09313 6 235.68$ 235.68$ 235.59$ 17062.43168 17055.67652 7 235.68$ 235.68$ 235.57$ 16891.80737 16884.00541 8 235.68$ 235.68$ 235.56$ 16722.88929 16714.06223 9 235.68$ 235.68$ 235.54$ 16555.6604 16545.82958 10 235.68$ 235.68$ 235.52$ 16390.1038 16379.29025 11 11,550.00$ 235.68$ 11,785.68$ 11,777.13$ 16226.20276 16214.4272 12 235.68$ 235.68$ 235.49$ 16063.94073 16051.22355 13 235.68$ 235.68$ 235.48$ 15903.30132 15889.66259 14 235.68$ 235.68$ 235.46$ 15744.26831 15729.7278 15 235.68$ 235.68$ 235.45$ 15586.82563 15571.40281 16 235.68$ 235.68$ 235.43$ 15430.95737 15414.67142 17 235.68$ 235.68$ 235.42$ 15276.6478 15259.51758 18 235.68$ 235.68$ 235.40$ 15123.88132 15105.92541 19 235.68$ 235.68$ 235.38$ 14972.64251 14953.8792 20 235.68$ 235.68$ 235.37$ 14822.91608 14803.36338 21 11,550.00$ 235.68$ 11,785.68$ 11,769.36$ 14674.68692 14654.36256 22 235.68$ 235.68$ 235.34$ 14527.94005 14506.86148 23 235.68$ 235.68$ 235.32$ 14382.66065 14360.84505 24 235.68$ 235.68$ 235.31$ 14238.83404 14216.29833 25 235.68$ 235.68$ 235.29$ 14096.4457 14073.20651 Total 54,112.57$ 398299.4055 LCOE A1 CBSS 0.14$ LCOE Alernativa 1 con baterias 152 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Egresos Energía Año Inversion Costos Operación y Mantenimiento Total Actualizado Total Actualizado 0 6,800.00$ -$ 6,800.00$ 6,800.00$ 1 235.68$ 235.68$ 235.66$ 17941.75626 17940.57218 2 235.68$ 235.68$ 235.65$ 17762.3387 17759.9943 3 235.68$ 235.68$ 235.63$ 17584.71531 17581.234 4 235.68$ 235.68$ 235.62$ 17408.86816 17404.27298 5 235.68$ 235.68$ 235.60$ 17234.77948 17229.09313 6 235.68$ 235.68$ 235.59$ 17062.43168 17055.67652 7 235.68$ 235.68$ 235.57$ 16891.80737 16884.00541 8 235.68$ 235.68$ 235.56$ 16722.88929 16714.06223 9 235.68$ 235.68$ 235.54$ 16555.6604 16545.82958 10 235.68$ 235.68$ 235.52$ 16390.1038 16379.29025 11 235.68$ 235.68$ 235.51$ 16226.20276 16214.4272 12 235.68$ 235.68$ 235.49$ 16063.94073 16051.22355 13 235.68$ 235.68$ 235.48$ 15903.30132 15889.66259 14 235.68$ 235.68$ 235.46$ 15744.26831 15729.7278 15 235.68$ 235.68$ 235.45$ 15586.82563 15571.40281 16 235.68$ 235.68$ 235.43$ 15430.95737 15414.67142 17 235.68$ 235.68$ 235.42$ 15276.6478 15259.51758 18 235.68$ 235.68$ 235.40$ 15123.88132 15105.92541 19 235.68$ 235.68$ 235.38$ 14972.64251 14953.8792 20 235.68$ 235.68$ 235.37$ 14822.91608 14803.36338 21 235.68$ 235.68$ 235.35$ 14674.68692 14654.36256 22 235.68$ 235.68$ 235.34$ 14527.94005 14506.86148 23 235.68$ 235.68$ 235.32$ 14382.66065 14360.84505 24 235.68$ 235.68$ 235.31$ 14238.83404 14216.29833 25 235.68$ 235.68$ 235.29$ 14096.4457 14073.20651 Total 12,686.95$ 398299.4055 LCOE A1 SBCS 0.03$ LCOE Alernativa 1 sin baterias 153 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Egresos Energía Año Inversion Costos Operación y Mantenimiento Total Actualizado Total Actualizado 0 12,575.00$ -$ 12,575.00$ 12,575.00$ 1 235.68$ 235.68$ 235.66$ 17941.75626 17940.57218 2 235.68$ 235.68$ 235.65$ 17762.3387 17759.9943 3 235.68$ 235.68$ 235.63$ 17584.71531 17581.234 4 235.68$ 235.68$ 235.62$ 17408.86816 17404.27298 5 235.68$ 235.68$ 235.60$ 17234.77948 17229.09313 6 235.68$ 235.68$ 235.59$ 17062.43168 17055.67652 7 235.68$ 235.68$ 235.57$ 16891.80737 16884.00541 8 235.68$ 235.68$ 235.56$ 16722.88929 16714.06223 9 235.68$ 235.68$ 235.54$ 16555.6604 16545.82958 10 235.68$ 235.68$ 235.52$ 16390.1038 16379.29025 11 5775 235.68$ 6,010.68$ 6,006.32$ 16226.20276 16214.4272 12 235.68$ 235.68$ 235.49$ 16063.94073 16051.22355 13 235.68$ 235.68$ 235.48$ 15903.30132 15889.66259 14 235.68$ 235.68$ 235.46$ 15744.26831 15729.7278 15 235.68$ 235.68$ 235.45$ 15586.82563 15571.40281 16 235.68$ 235.68$ 235.43$ 15430.95737 15414.67142 17 235.68$ 235.68$ 235.42$ 15276.6478 15259.51758 18 235.68$ 235.68$ 235.40$ 15123.88132 15105.92541 19 235.68$ 235.68$ 235.38$ 14972.64251 14953.8792 20 235.68$ 235.68$ 235.37$ 14822.91608 14803.36338 21 5775 235.68$ 6,010.68$ 6,002.36$ 14674.68692 14654.36256 22 235.68$ 235.68$ 235.34$ 14527.94005 14506.86148 23 235.68$ 235.68$ 235.32$ 14382.66065 14360.84505 24 235.68$ 235.68$ 235.31$ 14238.83404 14216.29833 25 235.68$ 235.68$ 235.29$ 14096.4457 14073.20651 Total 29,999.76$ 398299.4055 LCOE A1 CBCS 0.08$ LCOE Alernativa 1 con baterias