Ahorro energético y económico en instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo y balance neto

Comunicación Greencities&Sostenibilidad 2013/Comunicaciones Científicas/Edificaciones

 

RESUMEN

En España, a finales de 2011 se aprueba la normativa que permite el autoconsumo fotovoltaico y se promete una nueva regulación de autoconsumo con balance neto. Sin embargo, este aún no ha sido aprobado. El objetivo de este estudio es llevar a cabo un análisis energético y económico de los siguientes modelos de autoconsumo:

• Autoconsumo en régimen especial (Aprobado mediante el RD 1699/2011)
• Autoconsumo con balance neto propuesto por el gobierno mediante el borrador de Real Decreto de noviembre de 2011
• Autoconsumo con balance neto propuesto por la Comisión Nacional de la Energía (CNE) de 2012

Partiendo de un escenario industrial, del que se conoce el perfil de consumo eléctrico horario para un año de funcionamiento, se simularán los flujos energéticos producidos en el sistema tras realizar una instalación fotovoltaica variando la potencia pico instalada y el ángulo de inclinación de los módulos fotovoltaicos.

Una vez obtenidos los datos horarios energéticos, se realizará un estudio energético-económico anual para los tres modelos de autoconsumo ya citados anteriormente. Con este estudio se intentará obtener el diseño de las instalaciones que optimicen los costes anuales.

Para finalizar el estudio se ha realizado un estudio de viabilidad económica de las instalaciones que optimizan los costes en cada modelo de autoconsumo.

 

 

ABSTRACT

Regulations for self consumption installations were approved in Spain at the end of 2011. However, regulations for net metering installations are still under discussion. The target of this study is to discuss different options for net metering implementation which are not defined yet.

Different cases have been studied: the regulatory frame of the RD 1699/2011; the regulatory frame which was drafted by the former government (but not approved yet) and the proposals amending to the mentioned draft that was issued by the Energy National Commission of Spain.

For an industrial demand curve, several sets of simulations with growing installed peak power have been done. In this way, it has been obtained the optimal installed peak power for each case of discussion.

With the aim of obtaining the optimal design of the PV system, an energetic and economic study has been carried out taking into account the three mentioned frame.

Finally, an economic feasibility study has been done to find the PV plant that optimizes the costs for each model of self consumption.

 

1. Introducción

El 8 de Diciembre de 2011, el Consejo de Ministros aprobó el Real Decreto RD 1699/2011 por el que se regula la conexión a red de instalaciones de  producción de energía eléctrica de pequeña potencia. Este Real Decreto transpone a nuestra legislación parte de la Directiva Europea 2009/28/CE, y tiene como finalidad simplificar la tramitación exigida  para acelerar la entrada en el sistema eléctrico de instalaciones de pequeño tamaño, regulando las condiciones administrativas y técnicas básicas para la conexión de las  instalaciones de fuentes renovables y de cogeneración de pequeña potencia. Con estas medidas se pretende el desarrollo de la generación distribuida, que presenta notables beneficios para el sistema como son la reducción de pérdidas en la red, la reducción de necesidades de inversiones en nuevas redes y, en definitiva, una minimización del impacto de las instalaciones eléctricas en su entorno.

Del mismo modo, en el RD 1699/2011 se anuncia una próxima regulación del suministro  de la energía eléctrica producida en el interior de la red de un consumidor. Esta nueva regulación está en proceso de aprobación y es conocida como autoconsumo con balance neto (Collado, 2010; Collado, 2011; Collado, 2012a; Collado, 2012b).

Una de las tecnologías que se puede expandir como generación distribuida modular, es la energía solar fotovoltaica conectada a la red. La energía fotovoltaica presenta una naturaleza distribuida, que sumada a la facilidad de instalación gracias a la modularidad de los sistemas, hace que su aparición en el consumo del usuario final sea muy factible.

Este hecho, junto con la entrada en vigor del Real Decreto-Ley 1/2012, que ha supuesto la paralización, por tiempo indefinido, del sistema de fomento de las energía renovables existente hasta la fecha en España (basado en tarifas de inyección a red), ha despertado el interés por este concepto de consumidores eléctricos y, por tanto, de instaladores y promotores (Daroqui, 2013; Pérez, 2013; Sainz de Miera, 2012).

2. Objetivos

El objetivo de este estudio es llevar a cabo un análisis energético y económico de los siguientes modelos de autoconsumo fotovoltaico:

• Autoconsumo en régimen especial (Aprobado mediante el RD 1699/2011)
• Autoconsumo con balance neto propuesto por el borrador de Real Decreto (MITC, 2011)
• Autoconsumo con balance neto propuesto por la Comisión Nacional de la Energía (CNE, 2012)

Partiendo de un escenario industrial, del que se conoce el perfil de consumo eléctrico horario para un año de funcionamiento, se simularán los flujos energéticos producidos en el sistema tras realizar una instalación fotovoltaica variando la potencia pico instalada y el ángulo de inclinación de los módulos fotovoltaicos. Se obtienen, para cada simulación realizada, los siguientes datos anuales: Energía consumida instantáneamente, energía recibida desde la red y energía cedida a la red.

Una vez obtenidos los datos horarios energéticos, se realizará un estudio energético-económico anual para los tres modelos de autoconsumo ya citados anteriormente. Con este estudio se intentará obtener el diseño de las instalaciones que optimicen los costes anuales.

3. Metodología

3.1 Simulación de instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo

Para estudiar energética y económicamente los modelos de autoconsumo planteados y encontrar el diseño de instalación que optimiza el ahorro económico para cada uno de ellos debemos, en primer lugar, simular el funcionamiento de los sistemas eléctricos con instalaciones fotovoltaicas (Arribas, 2012; Montoya, 2012). Para ello, usaremos un perfil de consumo industrial del que se conoce el consumo horario durante un año de funcionamiento. En la figura 1 se muestra, como ejemplo, el perfil de consumo para un día concreto (20-Julio).

Mediante simulaciones con el software “iHOGA” se obtendrán los datos energéticos con resolución horaria (energía generada, energía cedida a la red y energía recibida desde la red) que tienen lugar en modelos de instalaciones fotovoltaicas conectadas a red. A través de ellos podremos obtener los datos energéticos mensuales, con los cuales se realizará el estudio energético y económico de cada modelo de autoconsumo y diseño de la instalación fotovoltaica.

• Potencia pico instalada: Se mantendrá fijo el número de módulos conectados en serie y se variará el número de cadenas en paralelo para cada simulación. De esta forma se simularán un total de 17 posibles potencias pico instaladas.
• Ángulo de inclinación de los módulos fotovoltaicos: Para cada potencia pico simulada se realizará una simulación para cada ángulo de inclinación propuesto, con el objetivo de obtener el diseño del ángulo de inclinación que optimice los costes de la energía eléctrica. Los ángulos de inclinación serán variados de 5° en 5°.

Como resultado de las simulaciones se obtienen los siguientes flujos energéticos horarios para un año de funcionamiento:

• Energía (CC) generada por la instalación fotovoltaica: Es energía eléctrica en corriente continua generada por la instalación, teniendo en cuenta el conjunto de pérdidas producidas durante su generación y transporte.
• Energía (CA) cedida a la red: La energía generada en CC pasa CA a través del inversor, lo cual implica unas pérdidas adicionales. Esta energía será consumida por el sistema y, en caso de tener excedentes, será cedida a la red.
• Energía (CA) recibida desde la red: toda la energía que el sistema fotovoltaico no puede suministrar es suministrada por la red AC de la compañía suministradora.

En la figura 2 se muestran los resultados energéticos de una de las simulaciones realizadas. En la gráfica se pueden distinguir varias zonas, correspondientes a distintas modalidades de consumo:

• ZONA A: En ella la producción fotovoltaica es nula y todo el consumo eléctrico del sistema se cubre con la compra de energía a la red general. En la figura 3 se muestra un esquema de los flujos de energía que tiene lugar durante este modo de funcionamiento.

 

• ZONA B: En esta zona la instalación fotovoltaica se encuentra produciendo energía, sin embargo, el consumo eléctrico del sistema es mayor que la producción fotovoltaica y, por tanto, se necesitará un apoyo de la red general para ser capaz de proporcionar la energía requerida para el consumo. En la figura 4 se muestra un esquema de los flujos de energía que tienen lugar durante este modo de funcionamiento.

 

• ZONA C:En esta zona, se observa que la energía producida es mayor que la necesaria para el consumo, por tanto tendremos un exceso de energía. Esta energía producida que no estamos consumiendo se podrá verter a la red y la compañía nos compensará la energía vertida a precio de pool. En la figura 5 se muestra un esquema de los flujos de energía que tienen lugar durante este modo de funcionamiento.

 

 

Se han realizado un total de 153 simulaciones, correspondientes a 17 potencias pico instaladas y 9 ángulos de inclinación. Una vez obtenidos los flujos energéticos horarios durante un año de funcionamiento para estas 153 simulaciones, se ha estudiado para cada una de ellas la gestión energético-económica según el modelo de autoconsumo planteado. El objetivo de los siguientes estudios energético-económicos es obtener el coste final que el consumidor deberá pagar por la energía consumida tras un año de funcionamiento (Sellas, 2012).

Veamos en los siguientes apartados las diferencias entre los modelos de autoconsumo y los costes que conlleva cada uno de ellos.

 

 

3.2 Estudio energético-económico de instalaciones de autoconsumo en régimen especial

En la figura 6 se observan los posibles balances energéticos-económicos que tienen lugar en una instalación de autoconsumo en régimen especial por período tarifario.

 

 

 

En la figuras 7 y 8 se muestran los flujos energéticos anuales que tienen lugar en aquellas instalaciones de autoconsumo en régimen especial cuyo diseño ha sido optimizado para disminuir los costes anuales asociados al consumo de energía.

 

En la figura 9 se muestra la distribución de costes anuales en función de la potencia pico instalada. La venta a red de los excedentes hace posible que el consumidor, además de los beneficios por ahorro en costes, obtenga beneficios por venta a red. El coste neto anual se ha calculado como la diferencia entre los costes asociados al consumo de energía y los beneficios por venta a red de excedentes.

 

3.3 Estudio energético-económico de instalaciones de autoconsumo con balance neto según la propuesta realizada en el borrador de RD

La gestión energética se realiza siguiendo las siguientes premisas:

• El consumidor acogido a la modalidad de balance neto podrá ceder a la empresa comercializadora la energía generada en el interior de su red y que no pueda ser consumida en el punto de suministro o instalación para el que tiene suscrito un contrato de suministro en ese instante.
• La cesión generará unos derechos de consumo diferido, que podrán ser utilizados en cualquier momento durante un plazo máximo de vigencia, que será de 12 meses desde la fecha de generación del derecho.
• La fecha inicial de generación del derecho en cada periodo de vigencia, será aquella en que se produzca de manera efectiva energía eléctrica por la instalación de generación y deberá contar con registro válido en el equipo de medida.
• Durante el plazo de vigencia del derecho, la energía adquirida por el consumidor a su empresa comercializadora se compensará hasta una cuantía igual a los derechos de consumo acumulados en el mismo periodo tarifario que el peaje de acceso que le resulte de aplicación a efectos del suministro.
• La adquisición de energía por dicha cuantía con cargo a los derechos por consumo diferido, únicamente tendrá coste para el consumidor en concepto de peaje de acceso y coste del servicio del balance neto, sin que pudiera serle imputado coste alguno por la energía suministrada.
• El precio de la energía será  libremente pactado entre las partes. El coste del servicio de balance neto es la cantidad que podrá cobrar la empresa comercializadora al consumidor acogido a la modalidad de balance neto por las gestiones asociadas al mismo, y será como máximo el establecido por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
• En todo caso, los consumidores acogidos a la modalidad de balance neto deberán proceder al pago de los peajes de acceso que les resulten de aplicación por la energía consumida en su instalación.

En la figura 10 se observan los posibles balances energéticos-económicos anuales, por periodo tarifario, que tienen lugar en una instalación de autoconsumo con balance neto propuesto en el proyecto de RD.

 

Para cada diseño estudiado se realiza un estudio de la gestión energética y sus costes tras un año de funcionamiento. De esta forma se obtiene, para cada posible potencia pico instalada, el diseño que optimiza los costes energéticos anuales de la instalación.

En la figura 11 se muestra la gestión del consumo eléctrico anual que tienen lugar en aquellas instalaciones de autoconsumo con balance neto con la normativa propuesta en el borrador de RD y cuyo diseño ha sido optimizado para disminuir los costes anuales asociados al consumo de energía.

 

La figura 12 muestra la gestión de la energía cedida a red para aquellas instalaciones cuyo diseño optimiza los costes totales de la energía para un año de funcionamiento del  sistema. .

En la figura 13 se muestra la distribución de costes anuales en función de la potencia pico instalada.

 

3.4 Estudio energético-económico de instalaciones de autoconsumo con balance neto según la propuesta realizada por la Comisión Nacional de la Energía

La gestión energética propuesta por la CNE plantea que el mecanismo de balance neto no debería estar basado únicamente en los intercambios de energía (cesión y adquisición) entre consumidor y la red, como se incluye en la propuesta de Real Decreto, sino que debería completarse con el valor económico de esa energía, cuyo valor unitario depende del momento en que se produzca el intercambio, con lo que el balance neto tendría una base más económica, y por lo tanto, más eficiente.

Según las modificaciones propuestas por la CNE para el Artículo 9 del proyecto de RD, el consumidor acogido a la modalidad de balance neto podrá ceder a la empresa comercializadora la energía generada en el interior de su red y que no pueda ser consumida en el punto de suministro o instalación para el que tiene suscrito un contrato de suministro en ese instante.

La energía excedentaria generará derechos económicos de consumo diferido. La energía adquirida por el consumidor a su empresa comercializadora, se compensará hasta una cuantía igual al importe económico de los derechos de consumo acumulados, conforme a lo pactado entre las partes. Esto conlleva una gran ventaja respecto a la propuesta realizada en el proyecto de RD, puesto que el uso de los derechos de consumo no está limitado al periodo tarifario en el que se genera el derecho.

Los consumidores acogidos a la modalidad de balance neto deberán proceder al pago de los peajes de acceso que les resulten de aplicación por la energía neta horaria consumida en su instalación, incluyendo en su caso, los consumos correspondientes a los derechos diferidos, así como el pago de los peajes de generación que les corresponda por la energía excedentaria vertida a la red.

En la figura 14 se observan los posibles balances energéticos y económicos, por periodo tarifario, que tienen lugar en este modelo de autoconsumo durante un periodo de funcionamiento similar a la vigencia de los derechos, es decir, 12 meses.

Para cada diseño estudiado se realiza un estudio de la gestión energética y sus costes tras un año de funcionamiento. De esta forma se obtiene, para cada posible potencia pico instalada, el diseño que optimiza los costes energéticos anuales de la instalación.

En la figura 15 se muestra la gestión del consumo eléctrico anual que tienen lugar en aquellas instalaciones de autoconsumo con balance neto con normativa propuesta por la CNE y cuyo diseño ha sido optimizado para disminuir los costes anuales asociados al consumo de energía.

La figura 16 muestra la gestión económica de la energía cedida a red para aquellas instalaciones cuyo diseño optimiza los costes totales de la energía para un año de funcionamiento del  sistema.

 

En la figura 17 se muestra la distribución de costes anuales en función de la potencia pico instalada.

 

4. Resultados

4.1 Costes anuales de las instalaciones cuyo diseño ha sido optimizado

En la figura 18 se muestra un resumen de los costes anuales asociados al consumo de energía de las 51 instalaciones de autoconsumo (17 por modelo de autoconsumo estudiado) cuyos diseños son óptimos.

En la figura 18 se observa que para instalaciones con potencias pico instaladas bajas (inferiores a 17.50 kWp), con autoconsumo instantáneo, el coste anual es el mismo para los tres modelos. Esto es debido a que toda la energía generada se autoconsume instantáneamente y no hay cesión de energía a red, que es lo que marca la diferencia entre los tres modelos de autoconsumo estudiados.

Para potencias comprendidas entre 17.50 kWp y 34.50 kWp, se observa que mientras que los modelos de autoconsumo con balance neto bajan costes de una forma similar al aumentar la potencia pico instalada, no ocurre lo mismo con las instalaciones de autoconsumo en régimen especial. La razón de ello es estas últimas pueden recuperar de forma gratuita (salvo el pago de los peajes) la energía cedida por derechos, mientras que las instalaciones de autoconsumo en régimen especial bajan sus costes debido a los beneficios obtenidos por venta a red, cuyo precio por kWh es muy inferior al precio de compra de energía.

En el rango de potencias pico instaladas comprendido entre 34.50 kWp y 57.50 kWp se producen las primeras diferencias entre los dos modelos. Se observa que en la instalación con el modelo de autoconsumo con balance neto propuesto por la CNE los costes siguen disminuyendo con la misma pendiente al aumentar la potencia pico instalada. Sin embargo, en el modelo propuesto por el RD la pendiente empieza a suavizarse, disminuyendo los costes pero a una velocidad inferior. Esto es debido a que mientras que en el modelo propuesto por la CNE los derechos generados pueden compensar la energía de cualquier periodo tarifario, en el modelo propuesto por el proyecto de RD los derechos energéticos están limitados por el periodo tarifario en el que se generaron, lo cual hace que para el modelo propuesto en el borrador de RD empiecen a perderse derechos de consumo para estas potencias pico instaladas.

Las instalaciones de autoconsumo con balance neto estabilizan sus costes para aquellas potencias pico instaladas en las que se saturan los derechos de consumo, es decir, para aquellas potencias pico en las que no podrán recuperarse más derechos de consumo. En el modelo con balance neto propuesto por la CNE, este punto se alcanza para una potencia pico instalada de 57.50 kWp en la cual se ha llegado a un balance neto completo, es decir, el sistema no paga nada en concepto de energía, aunque seguirá pagando los peajes de acceso a red (unos 2000 € aproximadamente). En el modelo con balance neto propuesto en el proyecto de RD, este punto se alcanza para una potencia pico instalada de 63.25 kWp en la cual se ha llegado a un balance neto completo en dos de los tres períodos tarifarios, sin embargo, el sistema deberá seguir pagando, además del peaje de acceso a red de toda la energía recibida, la energía en el periodo en el cual nunca se generan derechos de consumo (Periodo Valle). Esta es la razón por la cual este modelo de autoconsumo estabiliza los costes en un valor cercano a los 4000 €.

Para potencias pico elevadas, mientras que los modelos de autoconsumo con balance neto han estabilizado sus costes, las instalaciones de autoconsumo en régimen especial siguen vendiendo energía a red, disminuyendo su coste neto anual. Esto conlleva a que para instalaciones con grandes potencias pico instaladas el coste anual de la energía pueda llegar a ser menor en instalaciones de autoconsumo en régimen especial que en las instalaciones con balance neto.

Una vez analizados y comparados los tres modelos de autoconsumo estudiados, es conveniente saber qué potencia pico instalada optimiza la viabilidad económica del proyecto.

4.2 Análisis de viabilidad económica de los proyectos de autoconsumo

El correcto análisis de viabilidad económica de un proyecto es fundamental, no solo para determinar la conveniencia de efectuar una inversión, sino también para predecir el posible comportamiento de la misma, pudiendo así evitar o limitar perjuicios económicos importantes para los inversores (Suarez, 2008; Torres, 2011; Urresti, 2013).

En las figuras 19, 20 y 21 se muestran los resultados obtenidos tras realizar un análisis del Valor Actual Neto del ahorro obtenido, en adelante VAN, de las instalaciones de autoconsumo estudiadas, estimando una vida útil de 25 años.

 

 

 

De la forma de la curva VAN para cada modelo de autoconsumo de las figuras 19, 20 y 21, obtenemos las siguientes conclusiones:

• VAN en instalaciones de autoconsumo en régimen especial (curva amarilla):

Para potencias pico instaladas en las que no se produce cesión de energía a la red, la curva es creciente y tiene una pendiente muy pronunciada, debido a que toda la energía producida por la instalación fotovoltaica es consumida instantáneamente por el sistema a un coste de 0 €. Esto es debido a que esa energía ha producido un ahorro del 100% respecto a la energía que se consumiría sin producción fotovoltaica.

Una vez que se empieza a ceder energía, la energía vendida no está valorada al mismo valor que la energía comprada, sino a precio de pool, que es un precio bastante inferior del orden del 40% del valor de la energía comprada. Esto hace que, dependiendo de la tasa de descuento aplicada, la pendiente quede prácticamente constante o empiece a ser descendiente (en la mayoría de los casos), lo cual quiere decir que al aumentar la potencia pico instalada el proyecto irá disminuyendo su viabilidad.

Este modelo obtiene la rentabilidad óptima (VAN máximo) para potencias pico cercanas a aquella en la cual el sistema es capaz de consumir instantáneamente la mayor parte de lo que produce. En los resultados obtenemos que la potencia pico óptima a instalar se encontrará entre 40.25 kWp (visión optimista) y 28.75 kWp (visión pesimista).

A partir de estas potencias pico, el coste en la inversión realizado para aumentar la potencia pico instalada no compensa con el beneficio obtenido por venta de energía a red.

• VAN en instalaciones de autoconsumo con balance neto propuesta en borrador de RD (curva naranja):

Para potencias pico instaladas en las que toda la energía producida es autoconsumida instantáneamente y, por tanto, no hay cesión a red, el comportamiento es similar a la instalaciones en régimen especial.

Una vez que se empieza a ceder energía, ésta genera unos derechos de consumo energéticos. Si se recupera la energía cedida, sólo debemos pagar el término de peaje de acceso a red, ahorrando un 55% respecto al coste que deberíamos pagar por esa energía si fuese comprada a red. Los derechos que no puedan ser recuperados no aportarán ningún beneficio al sistema.

Del análisis de viabilidad, entre una visión optimista y una pesimista, obtenemos que la potencia pico óptima a instalar se encontrará entre 34.50 kWp (visión pesimista) y 46.00 kWP (visión optimista).

A partir de estas potencias pico, el coste de inversión en instalaciones con potencias pico superiores no compensa el ahorro producido por recuperación de derechos, es por ello que la curva VAN tiene pendiente negativa. Es más, a partir de una potencia pico instalada de 69.00 kWp, un aumento de la potencia pico instalada supondría un aumento en la inversión que no repercute en el ahorro producido, debido a que los derechos de consumo a consumir se han saturado. Además, el coste del peaje por cesión a red aumentaría debido a que la energía cedida a red aumenta con la potencia pico instalada.

• VAN en instalaciones de autoconsumo con balance neto propuesta por la  CNE (curva verde):

Para potencias pico instaladas en las que no se produce cesión de energía a la red, es decir, toda la energía producida es autoconsumida instantáneamente, el comportamiento es similar a los dos modelos estudiados anteriormente.

Una vez que se empieza a ceder energía, ésta genera unos derechos de consumo económicos que podremos consumir en cualquier periodo tarifario. El hecho de poder recuperarlos en cualquier periodo tarifario es el motivo por el cual pueden recuperarse más derechos de consumo que en el modelo anterior. Consecuencia de ello es que la curva sigue creciendo hasta potencias pico superiores a las obtenidas en el modelo propuesto en el proyecto de RD.

En los resultados obtenidos en el análisis de viabilidad, entre una visión optimista y una pesimista, obtenemos que la potencia pico óptima a instalar será de 57.50 kWp. En caso en el que la normativa nos obligara a limitar la potencia pico instalada a la potencia contratada, esta sería de 50 kWp. Si observamos las figuras 19, 20 y 21 esta potencia pico sería viable para cualquiera tasa de descuento aplicada de las que se han estudiado.

A partir 57.75 kWp el aumento en la potencia pico instalada no tienen sentido, puesto que toda la energía que estas potencias pico producirán con respecto a la anterior será perdida, ya que se ha llegado a un estado de balance neto energético total.

5. Conclusiones

A través del estudio realizado, se ha creado una herramienta de dimensionado de instalaciones de autoconsumo fotovoltaico. Este tipo de instalaciones variarán su dimensionado en función del perfil de consumo eléctrico del usuario. Si damos una visión global a los resultados obtenidos en el estudio realizado, podemos decir que las instalaciones de autoconsumo fotovoltaico presentan grandes ventajas:

• La primera y gran ventaja del autoconsumo fotovoltaico es el ahorro económico que conlleva este tipo de instalaciones, además de su viabilidad. Este hecho ha quedado demostrado en el estudio realizado usando un perfil de consumo determinado.
• Una segunda ventaja del autoconsumo fotovoltaico es que, como la electricidad no recorre grandes distancias, se evitan las pérdidas de energía en la red. Conviene recordar que, con el actual modelo de generación centralizada, del orden del 10% de la energía eléctrica se pierde durante el transporte y la distribución, con un coste anual de 2.000 millones de euros.
• Un tercer beneficio del autoconsumo fotovoltaico es que la producción se realiza con tecnologías limpias, lo cual reduce el uso de combustibles fósiles y la dependencia energética. En este sentido, la energía fotovoltaica se presenta como la fórmula más adecuada para generar electricidad destinada al autoconsumo en los hogares por varios motivos: su avanzado nivel de desarrollo, que permite conectar directamente los módulos fotovoltaicos a la red doméstica y los precios a la baja, ya que el coste de los paneles solares ha caído un 70% en los últimos cuatro años.
• En cuarto lugar, el autoconsumo fotovoltaico fomentará el empleo y la actividad económica en el sector de las energías renovables. Su implantación aumentará la demanda de módulos fotovoltaicos y permitirá la creación de empresas locales de servicios energéticos para instalar y mantener las centrales domésticas. Ahora que las primas a las energías renovables se han suprimido en España, el autoconsumo puede asegurar el futuro del sector.

P.S.: Con fecha 12 de Julio de 2013 se publicó el Real Decreto-Ley 9/2013 por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. Este decreto contempla el autoconsumo como una modalidad de generación de energía eléctrica, que habrá de ser regulada en una futura normativa que ha sido remitida a la CNE para su valoración.

6. Referencias

ARRIBAS, César. “Análisis del balance neto fotovoltaico”. Proyecto Fin de Carrera (Universidad Carlos III). 2012.

CNE. Informe sobre la propuesta de real decreto por el que se establece la regulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de la modalidad de suministro de energía eléctrica con balance neto. Marzo, 2012.

COLLADO, Eduardo. “El concepto de paridad de red en FV”. ASIF. 2010.

COLLADO, Eduardo. “El Autoconsumo Fotovoltaico previsto en España”. ASIF. 2011.

COLLADO, Eduardo. “Aspectos económicos del Balance Neto con Instalaciones Fotovoltaicas”. ASIF. 2012.

COLLADO, Eduardo. “Regulación y promoción de energías renovables. Generación distribuida y autoconsumo con balance neto” ASIF. 2012.

DAROQUI, Enrique. “Autoconsumo fotovoltaico doméstico e industrial”. Grupo Elecnor. 2013.

PÉREZ, David. “Consideraciones y análisis del grid parity y net metering en España”. Eclareon. 2011.

MITC. Proyecto de Real Decreto por el que se establece la regulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de la modalidad de producción de energía en la modalidad de balance neto. Madrid, 2011.

MONTOYA, Carlos. “Autoconsumo distribuido para la gestión de la demanda”. IDAE. 2012.

SÁENZ DE MIEIRA, Gonzalo. “Análisis del autoconsumo en el marco del sector eléctrico español”. Iberdrola. 2012.

SELLAS, Carlos. “Inversores Fotovoltaicos diseñados para el autoconsumo. La función del inversor en los sistemas de autoconsumo y balance neto”. KOSTAL Solar Electric Ibérica. 2012.

SUAREZ, Ademir. “Estudio técnico económico de instalación fotovoltaica de 100 kW en cubierta de nave industrial”. Proyecto Fin de Carrera (Universidad Pontificia Comillas). 2008.

TORRES, Luis. “El camino hacia el Autoconsumo en Europa”. SunPower Corporation. 2011.

URRESTI, Aitor. “Autoconsumo y balance neto”. Jornada Passivhaus. 2013

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