lunes, 7 de octubre de 2013

Frenado regenerativo: Aprovechamiento de la energía cinética y su aplicación ferroviaria

Hola a todos:
En esta entrada voy a hablar sobre el frenado regenerativo. Esta es una tecnología que tiene un potencial de ahorro muy grande en el sector del transporte, y que ya se utiliza en muchos campos. Empezaré el artículo explicando en que consiste y que tipo de aplicaciones tiene. Mas adelante me centraré en su aplicación ferroviaria, describiendo los principales sistemas de tracción ferroviaria y comentando los condicionantes de aplicación que tiene este tipo de tecnología. Concluiré el artículo analizando el potencial de ahorro de esta tecnología y mencionando un ejemplo de proyecto innovador para el empleo de la energía recuperada. Con este artículo pretendo identificar un recurso mas para ahorrar energía y mejorar la eficiencia de los sistemas de transporte colectivo con el fin de hacerlos mas competitivos. Espero que os guste.



El concepto de freno regenerativo o KERS (kinetic energy recovery system) consiste en aprovechar la energía cinética de un vehículo en movimiento para generar energía eléctrica en el frenado del mismo. Con este sistema, se acopla al eje tractor del vehículo un generador eléctrico, el par resistente de dicho generador disminuye la velocidad del vehículo generando energía eléctrica en el proceso. 

Este sistema se puede emplear en cualquier tipo de vehículo, pero ha encontrado una mayor aplicación en dos sectores concretos:


  • Automoción: Mediate el empleo de este tipo de sistemas tanto en coches eléctricos como híbridos, utilizando su motor eléctrico para el frenado, se recargan las baterías. Esta energía se puede utilizar para los arranques, sistemas auxiliares o para cuando el coche está funcionando en modo eléctrico. En Fórmula 1 se empezó a utilizar este sistema en 2009, enfocándose la tecnología en obtener aumentos de potencia puntuales para adelantamientos (aunque no ha estado exento de polémica). Su aplicación para los automóviles de calle se centra en disminuir el consumo de combustible, por lo que se puede considerar una medida de eficiencia energética.

Esquema de frenado regenerativo en un Toyota Prius (Fuente: www.motorpasion.com
  • Transporte ferroviario: En este sector el potencial de aprovechamiento es mucho mayor, principalmente por dos motivos. Las grandes masas de los trenes y sus en muchos casos altas velocidades, hacen que la energía cinética que se puede recuperar en sistemas de frenado sea mucho mayor. Por otro lado, al ser sistemas de transporte que están en muchos casos conectados a la red eléctrica, parte de la energía recuperada y que no se aprovecha a bordo de los trenes se puede exportar a la red eléctrica.

Esquema de frenada regenerativa en un tren (Fuente: www.tecmovia.com)

Voy a centrar este artículo en la segunda aplicación, la ferroviaria, puesto que el potencial de ahorro es mayor y permite su integración en la red eléctrica. Pero antes de entrar en detalle sobre la aplicación de la frenada regenerativa en ferrocarriles, explicaré de forma resumida cual es el funcionamiento energético de un tren, así como los principales sistemas de tracción e infraestructuras asociadas.

TRACCIÓN FERROVIARIA

Hoy en día, en el sistema ferroviario español, coexisten dos sistemas de tracción diferentes:

  • Sistema de tracción diésel-eléctrica: En este sistema de tracción está formado por tres elementos en serie: un motor diésel (denominado motor primario), un generador eléctrico (o generador principal) y un motor de tracción eléctrico. Aunque la energía primaria utilizada es el gasoil mediante un ciclo diésel, los motores que mueven las ruedas del tren, son eléctricos de corriente continua (tienen un gran par de arranque y su característica de par-velocidad se adapta bien a las necesidades de la tracción ferroviaria). Esto se hace así debido a la alta masa de las locomotoras y las cargas arrastradas; el acoplar directamente o mediante sistemas mecánicos un motor diésel a las ruedas haría que el motor funcionase a muy bajo rendimiento (el rendimiento de los motores de combustión es el optimo en unas determinadas revoluciones). Es por ello que se emplea un alternador para generar electricidad, y mediante un rectificador, se regula la tensión de alimentación al motor de corriente continua y por lo tanto su velocidad. Este tipo de sistema, como ya se puede imaginar, no requiere la electrificación de la vía, lo cual tiene sus ventajas y sus inconvenientes. No obstante este tipo de tracción cada vez se utiliza menos.
Esquema conceptual de una locomotora diésel-eléctrica. (Fuente: Elaboración propia)
  • Sistema de tracción eléctrico: En este sistema, se elimina el motor diésel, y se conecta la locomotora directamente a la red eléctrica mediante la catenaria, por lo que las vías deben estar electrificadas. Los sistemas de tracción eléctrica ferroviaria pueden ser principalmente de dos tipos:
    • De corriente continua: Son los sistemas de tracción eléctrica ferroviaria que se utilizaron primero, ya que la forma de regular la velocidad de los motores de corriente continua se realiza modificando la tensión. Hay que tener en cuenta que la primera línea ferroviaria electrificada en España se hizo en 1911, y en aquella época era técnicamente mas sencillo regular la tensión añadiendo elementos resistivos en paralelo con el motor (o tener varios trenes funcionando al mismo tiempo en la misma línea). Actualmente, con la evolución de los tiristores y el uso de rectificadores se puede regular la tensión con mayor precisión, y por lo tanto el régimen de funcionamiento de los motores. Este tipo de líneas funcionan a una tensión máxima normalizada de 3 kV en corriente continua, y por norma general se emplean para las redes de ferrocarriles metropolitanos (metro y cercanías).
Esquema conceptual de una locomotora eléctrica de corriente continua. (Fuente: Elaboración propia)
  • De corriente alterna: Con el avance de la electrónica de potencia, de los rectificadores y de los onduladores y de materiales aislantes, a partir de los años 70 empezó a ser técnica y económicamente viable utilizar motores asíncronos trifásicos. De esta forma se podían emplear mayores tensiones, con lo que se reducían las pérdidas en el transporte (que son proporcionales al cuadrado de la intensidad). Las locomotoras actuales utilizan el motor trifásico asíncrono (o de inducción) con rotor en jaula de ardilla. La ventaja de este tipo de motor es que no tiene escobillas ni anillos rozantes y el mantenimiento es mas simple, es mucho mas robusto y tiene mejores rendimientos. En los trenes de corriente alterna, las locomotoras tienen su propio transformador para bajar la tensión de la catenaria, y también cuentan con un rectificador (que rectifica la corriente alterna a corriente continua) y luego un ondulador que la pasa a corriente alterna otra vez. Esto se hace para mantener mas estable la tensión de alimentación del motor, y poder regular el funcionamiento del motor con mayor precisión. Este tipo de alimentación es la mas usada en ferrocarriles de largo recorrido y de Alta Velocidad.

Esquema conceptual de una locomotora eléctrica de corriente alterna. (Fuente: Elaboración propia)

Desde el punto de vista energético, el comportamiento de un tren en marcha tendida (empleando el menor tiempo posible para recorrer la distancia entre dos estaciones sin desnivel entre ellas) se puede describir mediante el siguiente gráfico (extraído de este interesante artículo sobre el frenado regenerativo en trenes metropolitanos).

Perfil de consumo energético de un ferrocarril en marcha tendida. (Fuente: Revista Anales de Mecánica y Electricidad http://www.revista-anales.es/)

En la gráfica se puede apreciar la relación entre la potencia disponible en el pantógrafo (elemento que conecta la locomotora a la catenaria de la vía) en función de la velocidad de un tren metropolitano entre dos estaciones a 1,4 km de distancia sin desnivel. La operación tiene tres fases bien diferenciadas:

  • Aceleración: En esta fase la potencia eléctrica se emplea con un rendimiento variable para acelerar el tren, hasta que llega a la velocidad de crucero. La evolución de la potencia empleada es ascendente mientras se esté acelerando el tren, y una vez se ha alcanzado la velocidad de crucero, la potencia disminuye considerablemente.
  • Mantenimiento de velocidad: En esta fase, la potencia consumida es mucho menor, y se emplea únicamente en mantener dicha velocidad de crucero, por lo tanto es la energía necesaria para vencer todas las pérdidas mecánicas y eléctricas del movimiento.
  • Frenado: En dicha fase se disminuye la velocidad hasta parar por completo el tren, la potencia disminuye hasta ser nula, y si se emplea el frenado regenerativo, cambia el sentido de circulación de la energía, pasando a inyectarse en la catenaria.

Con las cifras arrojadas por el gráfico por los autores del mismo, se indica que el total de energía empleada para arrancar, mantener la velocidad y frenar es respectivamente de 23,7 kWh, 4 kWh y -10 kWh. Por lo que el total de energía consumida es de 27,7 kWh frente a los 10 kWh devueltos a la red en el frenado, esto supone que se puede recuperar un 36% de la energía consumida mediante el frenado regenerativo. 

SISTEMAS DE FRENADO

Básicamente los sistemas de frenado ferroviario desde el punto de vista técnico (desde el punto de vista funcional hay otra clasificación) se agrupan en tres tipos:

  • Freno neumático: Este es el sistema de frenado básico, en el cual mediante circuitos neumáticos de aire comprimido o de vacío se aplica fuerza para aumentar la presión de unas zapatas sobre las ruedas. Este sistema siempre está presente, aunque el tren tenga sistemas de frenos dinámicos, para su empleo como freno complementario, de reserva y de estacionamiento.
  • Freno dinámico: Este es el sistema de frenado en el que los propios motores eléctricos se emplean para reducir la velocidad del tren, usándolos como “freno motor” (empleando el símil automovilístico). De esta forma, los motores pasan a ser generadores, y la energía generada se emplea para alimentar los servicios auxiliares del propio tren. En el caso de que la energía recuperada sea mayor que la que se puede aprovechar en los servicios auxiliares del propio tren, el freno dinámico se clasifica de dos formas en función de lo que se haga con dicha energía excedentaria:
Esquema conceptual de los flujos de energía en sistemas de freno regenerativo (verde) y reostático (azul) (Fuente: www.ingeteam.com)
    • Frenado reostático: En el frenado reostático, los motores invierten su conexión y actúan como generadores. La energía generada en este frenado se disipa en una bancada de resistencias de frenado, las cuales imponen una elevada carga al circuito eléctrico, haciendo que la velocidad de rotación de los motores (y por lo tanto de las ruedas) disminuya. Como consecuencia de esto, las bancadas de resistencias aumentan su temperatura, ya que la energía se disipa en forma de calor, es por ello que estas resistencias han de estar equipadas con sistemas de ventilación para evitar su deterioro. Si la temperatura aumenta demasiado, las resistencias se desconectan, y pasa a actuar el freno neumático.
    • Frenado regenerativo: En este sistema, la energía producida por los motores se cede a la catenaria, en función de la capacidad de la misma de absorber dicha energía.

Por lo general, los tres sistemas de frenado coexisten en todas las locomotoras, para complementar las características de cada uno. El freno neumático se emplea como sistema de seguridad, y para has últimas etapas de frenado en las que los frenos dinámicos no son capaces de seguir disminuyendo la velocidad. El freno reostático se emplea cuando la energía excedentaria de frenado no puede ser inyectada en la catenaria o en la red (en función de la receptividad de la energía recuperada de la frenada por la red, esto lo explicaré mas adelante).


INTEGRACIÓN DEL FRENADO REGENERATIVO EN LAS REDES DE TRACCIÓN Y EN LA RED ELÉCTRICA


Basándome en las ideas y conceptos desarrollados en el artículo sobre “Aprovechamiento de la energía procedente del frenado regenerativoen ferrocarriles metropolitanos” del cual he empleado anteriormente el gráfico del comportamiento energético de un tren en marcha tendida, explicaré a continuación los principales condicionantes técnicos que afectan a la integración de los sistemas de frenado regenerativo en las red eléctrica (tanto la de tracción como la red eléctrica general).


En relación a la gestión de la energía regenerada en la frenada, se define el concepto de la receptividad como la capacidad del sistema eléctrico ferroviario de aceptar la energía regenerada en la frenada de los trenes. Como ya he mencionado anteriormente, las redes eléctricas ferroviarias pueden ser de dos tipos:

  • Redes de Corriente Alterna (CA): En estos sistemas la tensión de la catenaria puede llegar a los 25 kV, por lo que las pérdidas por transporte de la energía son mas bajas (dependen del cuadrado de la corriente). La conexión de las catenarias con la red eléctrica exterior se realiza mediante transformadores de potencia que son bidireccionales. Por lo que la energía excedente recuperada en la frenada del tren se puede inyectar en la red eléctrica exterior sin problemas. Se puede decir que la receptividad de las redes ferroviarias de CA es buena.
  • Redes de Corriente Contínua (CC): En estos sistemas la tensión de la catenaria suele ser del orden de los 3kV, por lo que los elementos aislantes no están diseñados para soportar los mismos niveles de tensión. El principal problema de este tipo de sistemas es que se conectan a la red eléctrica exterior a través de rectificadores (convertirodes CA/CC) que al funcionar en su gran mayoría con diodos, son unidireccionales (solo permiten la circulación de la energía en un sentido: de la red hacia la catenaria). Por lo tanto se puede decir que los rectificadores “aíslan” la red eléctrica ferroviaria de la red eléctrica en lo que respecta a la regeneración de energía. Las consecuencias de esto son las siguientes:
    • Si la energía regenerada en la frenada de un tren no se consume por otro tren o se almacena en acumuladores en el mismo momento que se produce (o es mayor que la consumida o almacenada), se producirá una elevación de la tensión en la catenaria, por lo que se puede llegar a sobrepasar la tensión máxima permitida en la línea. Como consecuencia de esto, parte de la energía regenerada se tendría que consumir mediante freno reostático para evitar la elevación de la tensión en la catenaria.


Por lo tanto se puede concluir que las redes de corriente continua tienen mayores problemas de receptividad. Es por esto que se deben emplear una serie de medidas de mejora en las redes ferroviarias de CC, que son las mas comunes en grandes ciudades, para mejorar su receptividad. Pero el llevar a cabo medidas para mejorar la receptividad en las redes de CC implica que se haga una inversión. Es por ello que en sistemas ferroviarios si que se ha implantado la metodología de balance neto (que ya expliqué en mi anterior artículo aplicado a instalaciones fotovoltáicas, en las cuales la legislación no plantea esa posibilidad). De esta forma, las inversiones necesarias para mejorar la receptividad se amortizan con los ahorros económicos derivados de la energía regenerada. Las principales medidas que se pueden llevar a cabo son:

  • Modificar las subestaciones para hacerlas reversibles: Esta solución consiste en instalar en las subestaciones que alimentan a la catenaria unos equipos onduladores que se conectan en paralelo a los rectificadores existentes y que permiten inyectar en la red eléctrica los excedentes de energía que no se pueden consumir en la propia red de CC. Por ejemplo la empresa Ingeteam, ha desarrollado el sistema INGEBER que sigue este principio. El sistema monitoriza continuamente el estado de la catenaria, y cuando detecta que hay energía de frenada que no se puede consumir, la convierte en CA y la inyecta en la red eléctrica con los parámetros de calidad de onda adecuados. Esta es la solución óptima para subestaciones existentes, pero a la hora de hacer nuevas subestaciones de suministro para líneas de CC es conveniente ejecutarlas directamente con convertidores bidireccionales.

    Esquema conceptual para hacer reversibles las subestaciones ferroviarias de CC. (Fuente: www.ingeteam.com)
  • Incorporar sistemas de almacenamiento de energía: Estos sistemas almacenan la energía de la frenada que no se puede consumir en el momento en que es regenerada. De esa forma la energía está disponible para ser consumida cuando sea requerida. Dichos acumuladores pueden ser fijos en las subestaciones de alimentación embarcados en los propios trenes, de tal forma que la energía se puede emplear para la circulación en tramos no electrificados (puntos muertos de empalme entre las catenarias de dos subestaciones distintas). Estos equipos pueden tener dos usos principales: almacenamiento de energía y apoyo al mantenimiento de la tensión en la catenaria, en función de un uso u otro, varían los dispositivos de control. Las principales tecnologías de almacenamiento utilizadas en la actualidad son:

Esquema de funcionamiento de una subestación ferroviaria de CC equipada con sistema de almacenamiento (Fuente: Informe final proyecto ElecRail, http://www.investigacion-ffe.es/)
  • Condensadores de doble capa o super condensadores: La energía se almacena electrostáticamente entre dos electrodos separados por un electrolito. Tienen altas densidades de potencia, por lo que son idóneos para su uso como estabilizadores de la tensión.
  • Volantes de inercia: Almacenan la energía en forma cinética, y tienen mayores densidades de energía que los supercondensadores. Son elementos rotativos de gran masa (y por lo tanto de gran inercia) que se mantienen rodando en un rango determinado de revoluciones. La energía recuperada, se emplea en motores para mantenerlos en el régimen de giro adecuado, almacenando energía. Cuando esta energía se quiere recuperar, el mismo motor que los ha acelerado, se conecta como generador, cediendo los volantes parte de su energía al motor, disminuyendo su velocidad.
Volante de inercia para almacenamiento de energía (Fuente: www.adif.es)
  • Baterías: Este es el elemento mas común y conocido de almacenamiento de energía, su evolución ha sido muy grande, y actualmente la tecnología que presenta las mejores características de densidad de energía, efecto memoria y mantenimiento es la de Litio-Ion. Sus ventajas principales son la rápida respuesta a los cambios de la demanda de energía, así como muy bajas pérdidas en espera. También, dependiendo del uso y detalles de la operación pueden tener un alto rendimiento energético.

Batería de Ión de Litio (Fuente: www.wikipedia.org)


POTENCIAL DE AHORRO DEL FRENO REGENERATIVO

Como afirmación general, se puede decir que el frenado regenerativo aplicado en el sector ferroviario es una medida de eficiencia energética, que combinada con un régimen de balance neto por parte de las autoridades energéticas del país en el que se aplica, puede generar unos importantes ahorros económicos, reduciendo la energía eléctrica consumida por los operadores ferroviarios. 

El potencial de ahorro específico que se puede obtener mediante esta tecnología, es muy difícil de cuantificar, ya que depende tanto de la receptividad de las redes ferroviarias, como de los regímenes de frenada de los trenes. En general se puede conseguir cierto nivel de coordinación entre frenadas de unos trenes y arrancadas de otros, especialmente en ferrocarriles metropolitanos, en los cuales las frecuencias son elevadas.

  • El informe final del Proyecto ElecRail “Análisis sistemático del consumo en líneas ferroviarias metropolitanas, de cercanías y de alta velocidad, con valoración del impacto energético y del resultado económico, incluyendo el desarrollo de modelos y simuladores parametrizables” liderado por la Fundación de los Ferrocarriles Españoles (FFE), hace un interesante análisis del consumo energético de los sistemas ferroviarios españoles. Concretamente, y centrándose en el tema del freno regenerativo, en el apartado 5.2 se afirma que en una unidad de tren con cadena de tracción de corriente alterna trifásica, aproximadamente el 60% de la energía de tracción se regenera en la frenada y se devuelve a la red.
  • Según el ejemplo que se ha explicado anteriormente en el artículo “Aprovechamiento de la energía procedente del frenado regenerativo en ferrocarriles metropolitanos” publicado por la revista Anales de Mecánica y Electricidad, el potencial de regeneración de energía en la frenada de un tren metropolitano en su marcha entre dos estaciones es del 36% de la energía consumida para acelerarlo y mantener su velocidad.
  • Según Ingeteam, la empresa desarrolladora del sistema Ingeber que permite convertir en reversibles las subestaciones de CC, el potencial de ahorro generado por el freno regenerativo en redes de metro, es de entre el 30% y el 50%. En la siguente gráfica, se puede apreciar el perfil de flujo de potencia en una subestación con dicho sistema implantado.

Perfil del flujo de potencia con freno regenerativo y subestaciones reversibles (Fuente: www.ingeteam.com)

EJEMPLOS INNOVADORES PARA EL USO DE LA ENERGÍA REGENERADA: PROYECTO FERROLINERA


Voy a concluir este artículo citando un proyecto llevado a cabo por Adif, sobre el uso e integración de los sistemas de frenado regenerativo que ha sido bastante innovador, enfocado en la sostenibilidad y eficiencia energética. Dicho proyecto se denomina Ferrolinera Adif, fue desarrollado por el Centro de Tecnologías Ferroviarias (CTF) de Adif en Málaga y se presentó el pasado septiembre de 2011.

El proyecto básicamente consiste en emplear la energía regenerada en las operaciones de frenado de los trenes y de instalaciones solares fotovoltáicas instaladas en las marquesinas de los aparcamientos para abastecer puntos de recarga de vehículos eléctricos.



Esquema conceptual del proyecto Ferrolinera (Fuente: www.adif.es)

El sistema está formado por:
  • Convertidor electrónico de potencia, que conecta la instalación a la catenaria y transforma la energía eléctrica en corriente contínua.
  • Sistema de almacenamiento, para optimizar los ciclos de carga y descarga, están formado por acumuladores de volantes de inercia y supercondensadores.
  • Gestor de recarga, que controla los flujos de energía en función de los requerimientos del sistema.
  • Marquesinas solares, que aprovechan la superficie de cubiertas de los aparcamientos para generar energía extra de recarga.
  • Puntos de recarga de vehículos eléctricos, que pueden ofrecer dos tipos de recargas:
    • Recargas lentas: destinadas a los usuarios de ferrocarril que dejen estacionado su vehículo en periodos de entre 8-12h.
    • Recargas rápidas: tienen una duración de menos de una hora.

Este sistema resulta interesante por varios motivos, además de aprovechar la energía regenerada y la energía solar, permite aumentar la eficiencia energética de la red ferroviaria y favorece la intermodalidad, propiciando la conexión del ferrocarril con el uso de vehículos eléctricos. Hay que mencionar que dicho proyecto se presentó en fase de prototipo y no está aún extendido en todo el territorio nacional, por lo que habrá que ver como evoluciona su implantación para analizar los resultados obtenidos.


CONCLUSIONES

Para finalizar el artículo, puedo afirmar que los sistemas de frenado regenerativo, especialmente los aplicados a sistemas ferroviarios son una medida de eficiencia energética que tiene un potencial de ahorro muy interesante y que ya tiene una implantación bastante amplia en la red ferroviaria española. Si bien es cierto que su aplicación tiene algunos condicionantes en las redes de corriente continua, la tecnología esta lo suficientemente madura como para poder darle solución satisfactoriamente, siendo únicamente una cuestión de que las inversiones necesarias para adaptar las infraestructuras se puedan amortizar con los ahorros generados en un sistema de balance neutro.

Espero que este artículo os haya parecido interesante, espero vuestros comentarios y opiniones. 

Saludos a todos

Fuentes empleadas:

viernes, 27 de septiembre de 2013

Rentabilidad de las instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo: Peaje de respaldo y autoconsumo instantáneo

Hola a todos:
En esta entrada volveré a hablar sobre las instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo. Explicaré el concepto del autoconsumo instantáneo (debido a la no regulación del balance neutro) y haré un análisis teórico del comportamiento energético y la amortización de una instalación fotovoltaica de autoconsumo a nivel doméstico. De esta forma, se podrá ver en que medida afecta a su tiempo de amortización la aplicación o no del peaje de respaldo que quiere implantar el gobierno para este tipo de instalaciones. Los resultados arrojados por este análisis serán lo bastante claros por si mismos y permitirán entender mucho mejor lo que supone esta medida para el sector de las renovables.

Como ya avancé en mi anterior artículo, la finalidad de una instalación solar fotovoltaica de autoconsumo se se fundamenta en la reducción del consumo de energía de la red, que en su gran mayoría procede de fuentes no renovables y contaminantes, viendolo desde un punto de vista ecológico. Pero lo que mas efectivo hace que sea el autoconsumo es que toda la energía que se autogenera con la instalación fotovoltaica, no se tiene que comprar a la compañía eléctrica. Teniendo en cuenta la evolución de los precios de la electricidad (actualmente tiene un precio de 12,49 c€/kW para los consumidores domésticos y que a partir del 1 de octubre se encarecerá un 3,5% de media), hace que todas las medidas que se encaminen a reducir el consumo, sean interesantes y ayuden a que la factura eléctrica se reduzca.

No obstante, dadas las medidas que pretende tomar el gobierno en relación al autoconsumo fotovoltáico , afectan directamente en los potenciales ahorros que pueden producir estas instalaciones. El modelo que se planteaba antes de la aparición de este borrador de RD, era el autoconsumo fotovoltaico con balance neto, en el cual toda la producción que no se autoconsumiera en la instalación se inyectara en la red, generando un derecho de consumo diferido de dicha energía cuando se necesitase.

Una vez analizadas las principales medidas propuestas en dicho borrador de RD, las consecuencias que se plantean para este tipo de instalaciones son las siguientes:

  • Al no contemplarse la posibilidad del balance neutro, o el consumo diferido de la producción no autoconsumida, se obliga a que las instalaciones solares que se pretendan instalar se diseñen para una modalidad de autoconsumo instantáneo.
  • Al introducirse el peaje de respaldo sobre la totalidad de la energía generada por la instalación fotovoltaica (y no sobre la energía que se inyecte en la red), y al ser este peaje de respaldo un 27% mas caro que el peaje de acceso a la red eléctrica, la rentabilidad se reduce drásticamente. Hay que tener en cuenta que actualmente el precio de la energía en TUR (Agosto 2013) es de 0,124985 €/kWh, lo cual, comparado con el peaje de respaldo, que se plantea de 0,067568 €/kWh, supone que el ahorro económico producido por estas instalaciones, se reduce a la mitad (0,067 sobre 0,12 €/kWh).

AUTOCONSUMO INSTANTÁNEO

Como he indicado antes, la no contemplación del balance neutro en la propuesta del RD implica que para evitar tener que regalar a la red una energía por la que no nos va a pagar (punto 4 del artículo 9 del borrador de RD) y que luego no nos va a dejar consumir cuando no se necesite, haya que implantar sistemas de autoconsumo instantáneo. Pero ¿que es el autoconsumo instantáneo?

Una instalación fotovoltaica de autoconsumo instantáneo es una instalación cuya potencia de generación en ningún caso supere la potencia consumida por la instalación a la que va a abastecer. Es decir, que toda la energía que se produce con la fotovoltaica, se autoconsuma instantáneamente, para evitar inyectar energía en la red y “regalarla”. Esto supone hacer la instalación mucho mas a medida, ya que hay que tener en cuenta dos aspectos:

  • El perfil horario de consumo de la instalación eléctrica a la que se conectaría la fotovoltaica, para obtener cual es la mínima potencia consumida por la instalación en horario diurno a lo largo del año(en el que se puede estar produciendo energía solar).
  • El perfil horario de generación de la instalación fotovoltaica, de tal forma que la potencia entregada por el inversor nunca supere la potencia consumida por la instalación, y por lo tanto nunca se llegue a inyectar energía en la red.

El determinar el perfil horario de consumo de una instalación puede suponer algunas dificultades. En primer lugar hay que instalar sistemas de medición (como los que he explicado en mi anterior artículo), y monitorizar el consumo durante un periodo de tiempo representativo (lo ideal es durante todo un año, ya que el perfil de consumo no es el mismo en verano que en invierno). En instalaciones industriales o comerciales (que ya de por si tienen unos consumos mas elevados), es mas fácil determinar este perfil de consumo, ya que se conocen los principales receptores y horarios de funcionamiento, ocupaciones y demás. En el caso de viviendas es mas complicado, ya que es mas difícil predecir el consumo, al ser el uso es mucho mas dispar. No obstante lo mejor siempre es tener históricos de consumo con precisión suficiente para conocer la evolución del consumo a lo largo de un día en las distintas estaciones del año.

De forma gráfica, el comportamiento energético de una instalación solar de autoconsumo instantáneo sería la siguiente.
Esquema explicativo del comportamiento energético de una instalación fotovoltaica de autoconsumo instantáneo. (Fuente: Elaboración propia)

A estas alturas, ya se puede uno imaginar que en definitiva, el autoconsumo instantáneo se traduce en una característica fundamental: las instalaciones han de ser mas pequeñas. De todas formas, aunque la legislación regulase el balance neutro, la potencia de las instalaciones tampoco sería mucho mas grande en la mayoría de los casos, ya que aunque se pueda inyectar energía en la red para luego consumirla gratis, es bastante complicado que se pueda generar toda la energía que consume un domicilio con una instalación fotovoltaica en su tejado (vivienda con consumo nulo de electricidad). El número de paneles necesarios y la superficie necesaria para instalarlos sería demasiado grande, siendo inviable por ser instalaciones demasiado caras, y porque pocas casas tienen tanta superficie disponible.

Para entender esto es necesario tener en cuenta una cosa: aunque no es descabellado conseguir una potencia instalada en paneles igual que la potencia contratada por la vivienda, la energía consumida en horas nocturnas, y los consumos en días nublados o con poca radiación solar, hacen que la potencia instalada en paneles se tenga que sobredimensionar mucho para compensarlo.

La filosofía es hacer instalaciones de una magnitud tal que, permitan una reducción del consumo de la vivienda, teniendo unos periodos de retorno de la inversión razonables. Y que una vez amortizada la instalación, siga generando ahorros energéticos por un periodo de tiempo suficiente. Ya que imaginémonos una cosa: Si la instalación se amortiza a los 10 años, y el onceavo año se estropea el inversor o el panel, es necesario renovar la instalación. De esa forma no se habrían producido apenas ahorros reales, ya que los que ha generado la instalación únicamente han servido para amortizar la inversión. 

SIMULACIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR DE AUTOCONSUMO INSTANTÁNEO

En este apartado, tal y como he anticipado en la introducción a este artículo, voy a hacer un cálculo teórico del funcionamiento de una instalación solar fotovoltaica de autoconsumo instantáneo.

Empezaré definiendo los criterios de cálculo, suponiendo una instalación de 250 W de potencia nominal ubicada en la ciudad de Valencia. Dicha potencia, como ahora demostraré, cumple los requisitos necesarios para que se considere instalación de autoconsumo instantáneo.

Partiré de los datos de monitorización del consumo eléctrico de mi casa para el mes de julio. Estos datos los he obtenido del monitor energético que instalé en el cuadro eléctrico de mi casa (y que ya expliqué en mi anterior artículo). Únicamente me basaré en los datos del mes de julio, ya que por el momento solo tengo datos de consumo de los meses de julio, agosto y medio septiembre, y debido a que los consumos de los meses de agosto y septiembre han sido superiores (principalmente debido al mayor uso de la climatización), los perfiles de carga obtenidos en el mes de julio serán mas bajos, cumpliendo el propósito para este caso. Para hacer la comprobación correcta, habría que tener mediciones de todos los meses del año, pero para este ejemplo, considero que con los datos del mes de julio serán suficientes.

La información que permite obtener el monitor energético a través de su aplicación web es un histórico de medidas de las potencias instantáneas en cabecera de la instalación eléctrica cada minuto. Tal y como se puede apreciar en la siguiente tabla.

Extracto de los datos de potencias instantáneas de una instalación doméstica a lo largo del día. (Fuente: Elaboración propia)

En la imagen se muestran los datos de potencias medidas cada minuto durante los días del mes, a lo largo de las 24 horas del día. Mencionar que hay algunos márgenes de tiempo en los que no se tienen datos, al haberse perdido la conexión entre el monitor energético y internet, no pudiéndose sincronizar dichos datos, pero son situaciones puntuales que considero que no afectan significativamente al cálculo. Se puede apreciar que en la última columna he hecho un cálculo de la potencia promedio para todo el mes a lo largo de cada minuto del día. De esa forma se puede obtener el perfil de consumo de un día promedio, representativo del perfil de consumo del mes de julio, dicho perfil se muestra en la siguiente gráfica.

Curva de carga de un día promedio del mes de julio para una instalación doméstica. (Fuente: Elaboración propia)

Como se puede apreciar en la gráfica, entre las 6 de la mañana y las 8 de la tarde, que es la franja horaria entre la que hay luz solar a lo largo del año, el punto de mínima potencia consumida es a las 7:08, con una potencia media de 270 W. Este es el punto que en este caso determina la potencia máxima de la instalación. A lo largo del mes de julio, la instalación de autoconsumo instantáneo no puede generar mas de 270 W para que no se inyecte nada en la red.

Por otro lado, hay que tener en cuenta el perfil de generación de la instalación fotovoltaica. Supondremos la siguiente instalación, formada por un kit de autoconsumo de 250 Wp, con las siguientes características:

  • Kit Solar Autoconsumo ELECSOL SIRIO básico 250 Wp. Las características básicas de este kit se pueden consultar en este enlace. Está compuesto por los siguientes elementos:
    • Panel solar de silicio policristalino de 250 Wp XH250P(72).
    • Microinversor de 250 Wn, 230V E-SOLAR 250.
    • 5 Metros de cable solar con clavija de salida, para conectar directamente a cualquier toma de corriente.
  • El precio comercial de este kit es de 475€, tal y como se puede apreciar en este enlace de la tienda online de eficiencia energética Efimarket. Utilizaré este kit en concreto con este precio en concreto, principalmente debido a que la información técnica y el precio son datos de mercado y de fácil acceso. Por supuesto este cálculo se podría hacer con cualquier otro producto y precio, siendo el proceso exactamente el mismo.

Partiendo de esas especificaciones técnicas, he procedido a parametrizar la instalación en un software de cálculo de instalaciones solares que tiene una gran fiabilidad y es muy utilizado en el sector. Dicho software es el PVSYST , el cual se puede descargar a través este enlace en modo evaluación.

Introduciendo las características técnicas de módulo e inversor, y configurando la instalación en Valencia, con un único inversor y panel orientado totalmente al sur y a una inclinación de 30º respecto a la horizontal (tal y como se define en el Anexo II del Pliego deCondiciones Técnicas de instalaciones solares fotovoltaicas del IDAE). El software hace una simulación del comportamiento de la instalación a lo largo de todo el año, dando entre otra mucha información la siguiente:

Curva de generación de la instalación solar fotovoltaica para el 22 de julio. (Fuente: PVSYST)

En dicha gráfica se representa la curva de potencia de salida del inversor solar a lo largo del día 22 de julio, que se ha comprobado que es el día de dicho mes en que la producción es mayor. Como se puede comprobar, la potencia máxima disponible en bornes del inversor es de entorno a los 200 W, potencia que es inferior a los 270W de consumo mínimo medio mensual de la vivienda en horario solar. Por lo tanto se puede afirmar que la instalación será de autoconsumo instantáneo, no inyectándose en ningún caso energía a la red. Habría que hacer esta comprobación a lo largo de los 12 meses del año para asegurarse.

Otra información que se puede obtener del software de cálculo es el siguiente informe:

Extracto informe de resultados PVSYST (Fuente: PVSYST)

Extracto informe de resultados PVSYST (Fuente: PVSYST)

Extracto informe de resultados PVSYST (Fuente: PVSYST)

Extracto informe de resultados PVSYST (Fuente: PVSYST)

En dicho informe se muestra una gran cantidad de información, que en resumen es la siguiente:

  • Parámetros de la simulación: Ubicación, orientación, inclinación, datos técnicos de paneles e inversores, configuracion de los mismos, etc.
  • Resultados principales: Energía anual producida por la instalación (kWh/año), producción específica (kWh producidos por cada kWp de paneles a lo largo del año), factor de rendimiento (PR), producciones normalizadas (gráfico de columnas mensuales en las que se muestra la energía perdida en el captador, en el inversor y la útil producida), evolución del rendimiento o PR a lo largo del año, balances y resultados principales mensuales y anuales...
  • Diagrama de pérdidas anuales: Este diagrama de Sankey muestra la energía en forma de radiación total horizontal que le llega al sistema por un lado, y la energía inyectada a la red por el inversor por el otro lado. En el camino intermedio, muestra que porcentajes de energía se van perdiendo en cada concepto. Es una forma muy ilustrativa de ver donde y en que cantidad se pierde la energía en el sistema.

De toda la información proporcionada por el informe, la mas interesante es:
  • Producción total anual: 358 kWh/año.
    • Esta es la producción que se utilizará para calcular la rentabilidad de la instalación.
    • Esta es la energía que se autoconsumirá, dejándose de consumir de la red eléctrica.
    • Este es el concepto sobre el que habrá que aplicar el peaje de respaldo.
  • Factor de Rendimiento: 76%.
    • Esto indica que aunque la potencia pico de los paneles sea de 250Wp y la potencia nominal del inversor sea de 250W, la potencia real máxima que inyectará la instalación, sera un promedio de un 24% inferior. Eso se ha podido comprobar en la curva de generación de la instalación solar fotovoltaica que he mostrado antes, en la que se aprecia que la potencia máxima generada es inferior a los 200W.   

CÁLCULO DE LLA RENTABILIDAD TEÓRICA DE UNA INSTALACIÓN SOLAR DE AUTOCONSUMO INSTANTÁNEO

En este apartado, y partiendo de los datos de producción y de la instalación obtenidos en el apartado anterior, procederé a calcular los ahorros económicos generados por la instalación, y el periodo de retorno simple de la inversión. El cálculo lo voy a hacer con dos supuestos diferentes:

  • Sin aplicar el peaje de respaldo.
  • Aplicando el peaje de respaldo.

De esta forma se podrá apreciar claramente el impacto en el sector fotovoltaico que supone la aplicación del peaje de respaldo propuesto por el gobierno. Para hacer dicho cálculo partiré de los siguientes datos:

  • Datos de la instalación: Kit Solar Autoconsumo ELECSOL SIRIO básico 250 Wp. Formado por una panel de 250 Wp y un microinversor de 250W. El fabricante garantiza el funcionamiento del equipo en 25 años para los paneles y 15 años para los inversores.
  • Precio de la instalación: 475€, según datos proporcionados por Efimarket.
    • Si bien es cierto que en función de las condiciones de instalación es posible que sea necesario incurrir en costes extras como por ejemplo: estructura de fijación, monitor energético para control de la energía generada, contador eléctrico para aplicación del peaje de respaldo, costes de instalación por parte de un electricista, costes administrativos para registro de la instalación, etc. No obstante en el presente cálculo únicamente se tendrá en cuenta el precio del kit solar para mayor claridad.
  • Producción de la instalación: 358 kWh/año según PVSYST.
  • Precio de la energía eléctrica: 0,124985 €/kWh.
    • Este es el precio del término de energía de la Tarifa de Último Recurso fijada en agosto del 2013, hay que tener en cuenta que a partir del 1 de octubre previsiblemente suba un 3,5%, y que en cada revisión de la TUR no haga mas que subir, por lo que para ser mas realistas el cálculo habría que hacerlo con un precio distinto cada año. No obstante, supondremos que este es el precio y que será constante, ya que se va a hacer un cálculo del PRS (Periodo de Retorno Simple) y no un cash flow.
  • Precio del peaje de respaldo: 0,067568 €/kWh.

Los resultados obtenidos son los siguientes:

  • Cálculos sin tener en cuenta el peaje de respaldo:
    • Ahorro en la factura de la electricidad: 358 kWh/año x 0,124985 €/kWh = 44,74463 €/año.
    • Amortización de la instalación: 475 € : 44,74463 €/año = 10,615 años.
    • Producción de la instalación hasta agotar garantía del fabricante del inversor: 358 kWh/año x (15 – 10,615) años = 1.569,54 kWh.
    • Ahorro adicional hasta agotar garantía: 1.569,54 kWh x 0,124985 €/kWh = 196,843 €.
  • Cálculos teniendo en cuenta el peaje de respaldo:
    • Coste del peaje de respaldo: 358 kWh/año x 0,067568 €/kWh = 24,189344 €/año.
    • Ahorro en la factura de la electricidad: 358 kWh/año x 0,124985 €/kWh = 44,74463 €/año – 24,189344 €/año = 20,555286 €/año.
    • Amortización de la instalación: 475 € : 20,555286 €/año = 23,108 años.

Como se puede apreciar en los cálculos, la amortización de la instalación, es de 10 años y medio (lo cual es una amortización razonable para el volumen de la inversión necesaria y teniendo en cuenta que la instalación no tiene ningún tipo de subvención ni prima), generándose unos ahorros extras de casi 200 euros hasta que caduca la garantía del inversor (pero que si se mantiene adecuadamente puede funcionar mucho mas tiempo, además de que el panel tiene garantía hasta los 25 años, pudiendo funcionar mucho mas tiempo también con un mantenimiento adecuado).

Pero si se obliga a pagar un peaje de respaldo sobre la producción de la instalación (se inyecte energía en la red o no), la amortización pasa a ser de 23 años, lo cual es totalmente desproporcionado, antes se caducaría la garantía del inversor que se amortizaría la inversión.

Por lo tanto, la conclusión que se puede obtener del presente artículo es bien clara: se ha comprobado numéricamente y mediante simulaciones fiables, que las instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo son rentables, y permiten obtener ahorros interesantes en la factura eléctrica por si mismas. Pero si se impone ese “impuesto revolucionario” que pretende el gobierno, las instalaciones dejan de ser rentables en absoluto. Por lo tanto, es innegable que el gobierno mediante la aprobación del RD de autoconsumo, anulará las posibilidades de implantación de este tipo de medidas de eficiencia energética mediante generación distribuida, por mucho que se muestre a favor de la eficiencia energética y el desarrollo sostenible.

Espero vuestros comentarios y opiniones.

Saludos a todos.

Fuentes empleadas:
http://www.pvsyst.com/