Mi casa a pilas

 

Como decían en “El equipo A”, la mítica serie de los 80: Me encanta que los planes salgan bien.

Desde hace ni se sabe me quería poner autoconsumo en casa y por fin en 2019 se dieron las condiciones legales para hacer realidad mi sueño (antes era una locura, más que nada por el precio que implicaba cumplir con la absurda legalidad de entonces).

Cuando pensé en el tamaño de mi instalación, pensé que en un futuro, muy indeterminado, también querría poner una batería, así que me puse 2 kW de paneles sabiendo que para ese momento iba algo sobredimensionada pero ya la tendría preparada. Y el tan ansiado momento llegó cuando se reformó el RD 477/2021 en 2022 para que las pequeñas instalaciones también pudieran recibir ayudas para almacenamiento, así que solicité la ayuda y por fin desde mediados de diciembre del año pasado ya la tengo en marcha y disfrutándola!

Que no se te vaya la olla

Si te estás pensando ponerte una instalación de autoconsumo y/o de almacenamiento, mi opinión es que no te dejes llevar por la opinión de tu cuñado, el amigo de tu primo o ese vídeo que has visto en Youtube y mantengas la mente fría, que vas a desembolsar mucha pasta!

Si no te sobra el dinero, cada céntimo que inviertas en tu instalación debe estar muy bien aprovechado y consignas como independizarte de la red o facturas a 0 € para no regalarle nada a las eléctricas, son claramente antirrentables ¿por qué? Puede que te den mucha satisfacción (y si es lo que buscas, pues nada que añadir, que cada uno con su dinero hace lo quiere), pero si para tener una instalación, acorde a tus consumos y pautas, tiene un cierto coste, lo más probable es que si quieres seguir las mencionadas consignas, tengas ese coste x3, x4 o más. O dicho de otra manera si para ahorrarte el ¿80%? de la factura tienes un coste x, para llevarlo al 100% será mucho mayor y ahorrarte esos últimos 200€ al año te puede costar varios miles de € más. Siempre te vas a ahorrar algo más, pero el TIR de tu inversión bajará muy, muy, muy (me faltan muys) notablemente!

 

Mi caso

Te contaré mi experiencia, que sólo me vale a mí. Lo que vas a ver a continuación puede que a tí no te sirva, no se ajuste a tus preferencias, a tus consumos, en fin, lo que trato de decir es que te sirva sólo como una referencia más y no un modelo.

Tras todo el rollo anterior, deducirás que por un lado, mi cuenta del banco no tiene muchos ceros y por otro, que el dinero que invierto en autoconsumo, quiero que sea lo más rentable posible, así que mi instalación FV es modesta, acorde a mis necesidades, y la batería que he añadido recientemente también es modesta (5 kWh) y acorde a mi instalación/necesidades, aunque viendo el resultado que me está dando en este poco tiempo que la tengo, empiezo a sospechar que en verano igual se quedará algo corta. Es algo que iré viendo.

 

¿Esto funciona?¿es efectivo?

Hasta ahora ¡ya lo creo que lo es! Quizás para verificarlo mejor hubiera sido mejor que enero hubiera sido un mes caro (como suele ser habitual), en vez de serlo barato, pero bueno ya vendrán otro tipo de meses.

Primero mencionar que indistintamente he dejado la batería funcionando en automático (carga el Sol con los excedentes y descarga cuando la casa lo pide) o con programa de carga/descarga manual mediante horarios, cuando veía que el día siguiente iba a estar nublado, Algo que me lleva 1 minuto programarlo la noche anterior (que es cuando salen los precios de mi tarifa, el PVPC).

Con este esquema de funcionamiento, los balances de energía del mes, comparados con los eneros de otros años, estaría representado en las siguientes gráficas, teniendo en cuenta que la primera quincena de enero de 2020 tuve el vertido 0 activado y a partir de entonces ya tuve excedentes:

Yield es la producción del mes. La de 2020 está muy mermada por lo mencionado anteriormente con los excedentes. Enero (y febrero) del año pasado fue un mes excepcional. La de este año ha sido “lo normal” y muy parecido a 2021 (la estimación de PVGIS para mi instalación en un enero tipo es de 191 kWh).

El verde oscuro representa, de lo generado, lo consumido localmente (en porcentaje sería la Tasa de Autoconsumo) y en clarito lo exportado a la red:

Tasas de autoconsumo
2021	61%	Una pasada para no tener batería
2022	46%
2023	93%	Esta es una gran diferencia: casi todo mi excedente se utiliza para cargar la batería. Esa energía la usaré cuando se ponga el Sol

El azul oscuro representa, de lo consumido, lo aportado por el sol+batería (tasa autártica o de independencia de la red). Lo clarito, lo consumido de la red. Aquí está la otra gran diferencia, la tasa autártica ha aumentado desde un 30-35% de años anteriores hasta un 55%, o sea, lo que consumo de la red ha disminuido en idéntica proporción! En meses venideros cuando haya mayor producción solar y esta sea más estable en el mes, necesitaré cargar menos de la red y esta tasa debería aumentar considerablemente.

Así que y a modo de resumen, a nivel energía se aprecian 2 efectos: menos consumo de la red y un autoconsumo mucho más elevado. Veamos ahora cómo ha variado el aspecto económico.

Como llevo un control importante de mi factura, me permite hacer comparativas interesantes con eneros de otros años donde ya se aprecian cambios importantes.

La gráfica superior representa el consumo horario medio mensual en kWh, mientras que la inferior el gasto medio del término de energía, en €.

Se ve que 2021 tiene una curva de consumo y gasto diferente porque por aquel entonces no estaban los actuales peajes y yo tenía contratado el PVPC con Discriminación Horaria y concentraba mucho consumo al mediodía, antes de las 12h, aunque eso no implicaba coste elevado porque eran horas baratas (peaje valle). En general en las horas solares, cuando el autoconsumo va a tope, el consumo de la red es casi nulo y el mayor consumo de red se daba por la tarde/noche, que eso ya con los nuevos peajes de la 2.0TD se traduce en horas pico y llano, o sea consumo alto a precio alto=coste alto.

También se observa que las primeras horas de la madrugada de este año, el consumo ha sido superior y esto se debe a la carga de la batería cuando el precio era bajo y ese día iba a ser nublado.

Pero lo interesante viene en la gráfica de costes: se ha aplanado y el alto coste de la tarde/noche ha desaparecido casi por completo, además de no penalizar casi el hecho de la carga nocturna.

Si el precio medio ponderado del PVPC para un consumidor tipo en este mes, ha estado sobre los 13,95 c€/kWh, el de mi factura estará sobre los 8,16 c€/kWh con un consumo ridículo en P1 (0,7%) y muy flojo en P2 (14,9%) concentrándose casi todo en P3 (84,4%).

La conclusión rápida es que el autoconsumo me rebaja la factura en la franja de precios pico/llano de la mañana y gracias a la batería se elimina la franja de pico/llano de la tarde/noche.

 

¿Pero esto se amortiza?

La pregunta del millón. Tengo claro que con las ayudas disponibles lo será, pero ¿en cuanto tiempo? Eso es una gran incógnita porque va a depender mucho de los precios de la electricidad en el futuro, y como digo siempre, la bola de cristal la tengo rota, pero si que me he hecho unos cálculos, más que nada para cuando hay días nublados y cargo de la red, porque no hace falta saber de matemáticas para entender que si cargo a 10 céntimos (por ejemplo) para soltar esa energía cuando el precio de la red está 12 céntimos, la amortización será a muy largo plazo y habré hecho una mala inversión (aunque este no ha sido del todo mi motivación).

Veamos, vimos que la batería me quita sobre todo el consumo de la tarde/noche, que casualmente también es el más caro, así que cuando la batería se carga con el Sol tendré todo ese diferencial de beneficio, pero si he cargado de la red sólo tendré la diferencia de precios entre lo comprado y lo dejado de consumir.

El fabricante da 10 años de garantía en los que garantiza haberle extraído 16,45 MWh. Como me ha costado 1.500€ (descontando ayudas), eso quiere decir que para que me salga rentable en 10 años tengo que sacar un diferencial de precios de 1.500€/16.450 kWh=9,1 c€/kWh, o sea, si cargo a los 10 c€/kWh del ejemplo anterior es para vender esa energía a más de 19,1 c€/kWh. Pero es que justo los precios de por la noche son los más caros y es muy fácil sacar ese diferencial de 9 céntimos.

Ya que los precios en esa franja horaria no serán baratos a corto/medio plazo, mi estimación es que la tendré amortizada entre 4 y 6 años.

Cómo funciona la compensación simplificada de excedentes

Las cosas están empezando a cambiar. Hasta hace poco más de un año, si mirabas a los tejados de tu pueblo/ciudad no veías apenas paneles fotovoltaicos para instalaciones de autoconsumo y la gente casi ni sabía de su existencia, situación bien diferente con la actual. ¿Qué ha cambiado desde entonces? Pues por un lado se han puesto en marcha una serie de ayudas que facilitan el hecho de que la gente se anime y por otro cada vez se le está perdiendo el miedo/respeto que traíamos de tiempos pasados. Otro factor fundamental está siendo el incremento brutal del precio de la electricidad, pero a mi juicio lo que más ha influido es que ahora estas instalaciones ¡se publicitan en la tele! cosa que antes no se hacía.

Y creo que esto es como una bola de nieve rodando cuesta abajo y por el simple hecho de ver que la gente se lo está poniendo, te planteas si tú también no podrías hacerlo.

El caso es que, con el autoconsumo en auge, todavía hay mucho desconocimiento sobre cómo funciona tanto la energía autoconsumida como el mecanismo de compensación de excedentes, y es lo que veremos en esta entrada, pero antes veamos un repaso de conceptos.

Los conceptos

Para los más profanos haremos un repaso de conceptos del autoconsumo con exportación de excedentes hacia la red, resumidos en la siguiente imagen de un caso real de un consumidor doméstico (para una empresa sería parecido: valores mayores y un consumo diferente):

 

• La línea roja representa el consumo de la vivienda cuando importa electricidad de la red. Se convierte en azul cuando hay suficiente potencia solar y por tanto todo el consumo se satisface con la energía de los paneles (por consiguiente, no se consume nada de la red)
• La verde es la generación solar del sistema
• Instantáneamente, si el consumo es inferior a la generación, toda la energía consumida proviene del sistema solar y aún sobra para exportar electricidad a la red. Esta electricidad se valora económicamente según el contrato que tengamos con nuestra comercializadora: las de mercado libre suelen ser a precio fijo por cada kWh exportado. Las reguladas (y algunas pocas de ML) se valoran económicamente hora a hora.
• Instantáneamente, si el consumo es superior a la potencia proveniente de los paneles, estos aportarán hasta el valor que puedan en cada momento y el restante proviene de la red eléctrica

El tamaño si importa

Una instalación de autoconsumo debería ser como un traje a medida: el tamaño de la instalación (potencia o número de paneles) debe ser el adecuado a cada consumidor.  ¿Te comprarías el mismo traje que tu vecino que mide 1,90 y pesa 160 kg siendo tú menudo y un tirillas? Es tu vecino, pero no sois iguales. Pues con el consumo de energía suele suceder igual, por mucho que vuestras casas sean parecidas o tengáis los mismos electrodomésticos, vuestros hábitos de consumo eléctrico no tienen por qué ser iguales y por consiguiente la instalación de autoconsumo tampoco debería serlo.

Es muy importante tener presente que en la factura eléctrica, el término de energía, lo que pagamos por la energía eléctrica proveniente de la red incluye el coste de la energía (que incorpora mercados, pérdidas, calidad de suministro, etc) + peajes (costes que suponen dejarte la electricidad en la puerta de tu casa/empresa) + cargos (políticas energéticas).

Así, toda energía autoconsumida reducirá o eliminará todos esos conceptos, sin embargo la compensación de excedentes sólo servirá para reducir/eliminar la parte correspondiente al coste de la energía, dejando intactos los costes de peajes y cargos, vamos el famoso mantra de “menudo timo si la eléctrica me cobra X y los kWh que exporto me los renumera la mitad” (la eléctrica no te cobra eso, te cobra la energía y el resto lo recauda para otros)

Es importante recalcar en esto porque una instalación:

• Infradimensionada, siempre será muy rentable ya que se utilizará toda la energía que genere no existiendo casi excedentes que servirá para reducir el término de energía, pero quizás al generar muy poco, no se note apenas después en la factura.
• Sobredimensionada, siempre te hará ahorrar en la factura, pero el hecho de tener mucha energía generada implica tener muchos excedentes, que, como veremos luego, sólo servirán para compensar una parte del término de energía (el coste de la energía) dejando intactos el resto (peajes y cargos). Esto quiere decir que invertir en una instalación grande te hará ahorrar, pero quizás el dinero invertido en ella no sea tan rentable (porque no atacas la totalidad del término de energía) y quizás cueste mucho más tiempo amortizarla.

Así que el tamaño óptimo es aquella instalación que satisface una gran parte de tu consumo pero a la vez te hace tener los excedentes justos. Y aunque esta premisa es cierta, también está bien sobredimensionar ligeramente la instalación, ya que en un futuro los consumos eléctricos están dados a crecer, pero siempre siendo algo deseado por ti, o si la instalación te la ha dimensionado una empresa o un profesional, que sea siempre con tu conocimiento y consentimiento.

Tú mismo con tu mecanismo

Bueno pues ya estamos listos para saber cómo funciona el mecanismo de compensación simplificada de excedentes, que recordemos, es operativo hasta instalaciones de 100 kW de inversor.

Todo lo visto antes es válido pero si te has fijado, en la explicación he añadido el término “instantáneamente” y ahí está la diferencia: en la práctica no se utilizan valores instantáneos, sino que se integran en valores horarios y se netean, lo que viene siendo un “balance neto horario”, o sea:

• Se suma todo lo que has importado de la red en cada hora
• Se suma todo lo que has exportado a la red en cada hora
• Se hacen las diferencias entre una y otra magnitud, en cada hora

Veámoslo en un ejemplo. Imagina que en un cuarto de hora consumes de la red 1 kWh, al siguiente 0,2, al siguiente 0,8 y en el último cuarto de hora exportas a la red 2,2 kWh. El resultado en factura para esa hora es: 1+0,2+0,8-2,2=-0,2 kWh o sea, es como si hubieras exportado a la red 0,2 kWh, aunque a lo largo de esa hora has consumido y exportado valores diferentes.

Esto se hace así tanto si tienes un precio fijo como indexado, porque al final el resultado para cada hora es un único valor neto positivo o negativo. Así un fichero de autoconsumo con compensación simplificada de excedentes que genera la distribuidora para un día concreto, tiene este aspecto:

 

Estos ficheros te los puedes descargar de la web de tu distribuidora (ojo, no confundir con la comercializadora) o mejor aún, de la web unificada de distris Datadis aunque sólo estarán disponibles aquí, cuando lo estén en tu distribuidora.

Resulta curioso comparar estos datos con las curvas de generación/consumo instantáneos que te dan los sistemas de monitorización de los inversores fotovoltaicos para ese mismo día:

 

Vemos que, aunque ha habido importaciones de la red de manera importante de 11 a 12, sin embargo, de cara a la factura con compensación simplificada en esa hora, por muy poquito, el saldo ha sido exportador (0,03 kWh). Sin embargo, de 16 a 18, con la generación ya en decaimiento, los picos de consumo han provocado que para esas 2 horas el saldo haya sido importador de la red, la primera de esas horas muy poquito también (0,03 kWh), la segunda algo más (0,18 kWh).

Así pues, lo que se cobra en la factura son las importaciones tras hacerse este balance neto horario y lo que se valora como excedentes son las exportaciones también tras este neteo. Estas exportaciones servirán posteriormente para reducir el coste de la energía del término de energía de la factura, hasta llegar este coste de la energía al mínimo de 0€

A tener en cuenta

El mecanismo de compensación simplificado de excedentes podría llevarnos a error en varias situaciones:

• Las monitorizaciones incorporadas en los sistemas de autoconsumo no contemplan este mecanismo por lo que sus datos no coincidirán con lo facturado, ya que mostrarán el global exportado/importado: por lo general, mostrarán más excedentes y más consumo que lo realmente facturado.
• La creencia de “tengo contratada "x" potencia así que para que el sol cubra las necesidades de mi casa/electrodomésticos tengo que poner la misma potencia de paneles o más” es errónea. El autoconsumo no va de potencias, sino de energía y la mayoría de los electrodomésticos que requieren mucha potencia, suelen demandar esta de manera muy puntual: una lavadora/lavavajillas solo demanda mucha potencia cuando calienta el agua; el horno y cocina a ratitos, según les gobierne su termostato, etc. Sólo habrá que contemplar pues aquellos aparatos domésticos cuya potencia es mantenida por mucho tiempo (y entonces hablamos ya de energía), esto es, una aerotermia o bomba de calor, la recarga de un Vehículo Eléctrico, un termo/radiador eléctrico y, la verdad, no se me ocurre ningún otro electrodoméstico.
• Como se explicó al inicio, una instalación grande para sus consumos asociados, provocará muchos excedentes. Con el mecanismo simplificado estos se valoran hasta un límite (actualmente ya hay comercializadoras que teniendo el mecanismo como base legal, superan ese límite y admiten compensar la totalidad de los excedentes, por supuesto cada una de ellas con sus condiciones técnicas y económicas). Como se explicó la inversión para tener esa cantidad de excedentes podría no ser tan eficiente (o al menos excluyente) como la de invertir en un sistema de acumulación de Litio ahora que hay ayudas de los fondos Next Generation. Con un sistema de acumulación que se carga con parte de esos excedentes, tendrás autoconsumo incluso por la noche, eliminando en cada kWh proporcionado por la batería, todos los conceptos del término de energía de la factura (coste de la energía+cargos+peajes) y reduciendo en mayor medida los impuestos aplicados (tasa municipal, impuesto eléctrico e IVA) tanto en consumidores domésticos como en comercios, pymes e industrias (hasta 100 kW)

 El increíble comportamiento del apuntamiento fotovoltaico en 2021

El apuntamiento fotovoltaico es un factor usado ampliamente, especialmente a la hora de cerrar PPAs o realizar ventas a mercado proveniente de plantas fotovoltaicas.

Lo podríamos definir como la relación entre el precio medio del mercado mayorista (OMIE) y el precio que toma también en OMIE la generación fotovoltaica, pero teniendo en cuenta la cantidad de energía generada por esta. Estamos hablando pues de un precio medio ponderado.

Suelo seguir este factor de manera mensual o anual, y alguna vez ya he hablado de él en este blog (mira esta entrada).

Como decía en ese artículo, hasta ahora teníamos tan poca energía solar instalada, que no afectaba casi nada su generación en los precios, dándose la paradoja de que, hasta el año pasado, siempre era positivo este factor, o sea el precio de la FV era superior a la media del mercado, justamente porque la generación coincide cuando más demanda de electricidad hay y por tanto precios más altos.

Y ahí estábamos cuando llegó 2020 con el confinamiento por la pandemia y el consiguiente  desplome de la demanda, la nueva FV de las subastas renovables anteriores entrando (desde mediados de 2019) aliñado con un precio muy barato del Gas Natural mayorista como no se veía en décadas que formó el cóctel perfecto para empezar a tener un apuntamiento anual negativo, el primero que habíamos tenido.

Mes a mes en negativo...

Si nos fijamos en horizontes temporales mensuales, excepto enero con su filomena, el resto de meses ha sido negativo, especialmente de marzo a mayo. 

Y este comportamiento es algo que ha venido para quedarse: según se vaya incorporando nueva generación renovable, tanto eólica como solar, y coincidan en el tiempo generando de manera importante, veremos como los precios se deprimen, especialmente en las horas solares y por tanto tendremos un factor negativo.

¿Por qué el mínimo se da en marzo? precisamente por esa coincidencia. En marzo todavía hay buen recurso eólico, aunque ya en tendencia a disminuir, y la fotovoltaica comienza a tener producción significativa. Según pasan los meses el viento tiende a generar menos (y menos aún en las horas solares), sin embargo la demanda empieza a repuntar y como todavía hay mucha carencia de solar pues el apuntamiento tiende a subir. Este julio todavía no ha hecho un calor generalizado (aumento de demanda) y parece que se está retrasando, pero bien podríamos terminarlo en positivo: en la gráfica sólo se muestran datos hasta el día 16

...Pero el año en positivo

Sin embargo, si nos fijamos en horizontes temporales anuales el panorama cambia y donde mes a mes veíamos apuntamientos negativos, en el rango anual, de momento (hasta el 16 de julio) las tornas cambian y el apuntamiento es positivo: nada menos que un 3,4%

Y esto es algo que me tiene un poco confundido y pensaba que estaba haciendo mal los cálculos porque ¿cómo es posible que si mes a mes son negativos, para el año sea positivo? Habré repasado todos los procedimientos como 3 o 4 veces y juraría que no tengo errores y la explicación debe venir de la mano de lo que está pasando con los precios este año, en el que mes a mes suben y el acumulado de energía fotovoltaica también, o sea tiene más peso la situación de ahora que la de febrero/marzo. 

De hecho me he puesto a ver cómo era la evolución del apuntamiento anual, pero mes a mes, dando como resultado que el mínimo anual se alcanzó en marzo (como el mensual) y de ahí no paró de subir hasta convertirse en positivo en el mes de junio.

Habrá que ver qué pasa con el mercado los próximos meses, con la demanda y con la generación renovable para ver cómo queda finalmente a final de año.

¡No deja de ser cuando menos curioso! 😅

¿Por qué conviene poner más potencia de panel que de inversor en una instalación fotovoltaica?

La fotovoltaica ha vuelto, esperemos que esta vez para quedarse. Cuando una persona me pidió consejo para elegir un kit de autoconsumo, vi que había muchas ofertas en el mercado en las que, normalmente, se ofrecía la misma potencia de paneles que de inversor o pelín arriba/abajo, lo cual me ha hecho decidirme a escribir sobre esto.

¿Qué le pasa a los módulos fotovoltaicos en el verano?

Como a todo componente electrónico (un panel fotovoltaico es un diodo “a lo bestia”), la temperatura le afecta sobre manera. Cuando tú te compras un panel de 100W no significa que te de esos 100W en cualquier condición sino, de manera estadística, sólo lo hará en las de laboratorio (que pocas veces coincidirá con las reales), esto es, con una irradiancia y temperatura determinados (normalmente 1.000 W/m2 y 25ºC).  Esto quiere decir que el fabricante ha hecho un montón de pruebas en paneles diferentes en esas condiciones y de media le sale esa potencia (en la realidad cada panel tendrá sus características propias y diferentes, aunque muy parecidas).

Pues bien, un panel bajo las mismas condiciones, no funciona igual a una temperatura que a otra, y la potencia que entrega en el punto de máxima potencia de su curva tensión-voltaje irá variando inversamente con ella, o sea, a mayor temperatura el módulo será capaz de entregar una potencia menor…y viceversa (los paneles de zonas árticas van de maravilla los días soleados).

Estas son las curvas corriente-tensión de un mismo fabricante para un panel policristalino, monocristalino y monocristalino PERC

Como se ve, el aumento de la temperatura hace que la tensión para el punto de máxima potencia se reduzca, o en otras palabras, a un panel le sacas menos chicha cuanto más caliente esté, o sea, en verano.

Esto que vemos gráficamente el fabricante también lo da en forma de fórmula en las hojas técnicas de los paneles y se llama coeficiente de temperatura, que para los ejemplos anteriores es:

• Poli: -0.410%/ ℃
• Mono: -0.38001%/°C
• Mono PERC: -0.36%/℃

Por ejemplo, en idénticas condiciones y si sólo varía la temperatura de la célula, quiere decir que estos paneles de 100W si pasaran a funcionar de 25ºC a 60ºC (35 ºC de incremento), entregarán en su punto de máxima potencia en vez de 100W:

• Poli: -14.35% -> 85,6 W
• Mono: -13.3% -> 86,7 W
• Mono PERC: -12,6% -> 87,4 W

Pero es que da la casualidad de que cuando hay más horas con el Sol atizando fuerte es en verano así que en la época en que más energía generan es en la que más se recorta la potencia que pueden entregar. Resulta que nos acabamos de instalar una planta de 10 kW de paneles a la que le hemos conectado un inversor de 10 kW y justo cuando más energía debería producir el inversor no da más allá de 8-8,5 kW 

La solución

¿Cómo solucionar esto? Pues efectivamente, poniendo un extra de paneles (ahora que valen tan poco esto será un problema menor) pero ¿cuántos? Lo normal que suele poner la gente es entre un 10% y un 30% más que la potencia del inversor. En el caso anterior instalaríamos entre 11 y 13 kW.

Ojo que tampoco podemos poner potencia de panel alegremente porque corremos el riesgo de quemar el inversor algún día frío pero soleado de invierno, así que habrá que cuadrar ese extra de paneles con la máxima tensión admisible del inversor.

A modo de ejemplo, en mi instalación de #autoconsumo, el día que más energía se produjo fue el 3 de abril. Apuesto que ese día en Madrid fue despejado, frío y seguramente con viento.

Apuntamiento de la fotovoltaica: Houston ¿tenemos un problema?

La fotovoltaica de siempre había tenido un apuntamiento positivo, esto es, al producir en las horas centrales del día, cuando hay más demanda, coincidía con los mayores precios del “pool” y por tanto su energía media ponderada siempre es mayor que el precio medio. Tenemos tan poca fotovoltaica instalada, que mientras hay producción fósil o con agua en esas horas, los precios en ese espacio de tiempo seguirán siendo altos.

Esto no quiere decir que no se hayan dado casos de apuntamiento negativo en el pasado. Ha sucedido pero de una manera esporádica y sólo de manera mensual o diaria. Desde 2012 (no he mirado más atrás) se han dado apuntamientos negativos en:

• Febrero de 2013 con un -0,2%
• Marzo de 2016 con un -1,2%
• Junio y octubre de 2019 con un -0,3% y un - 0,9% respectivamente (notad que con el declive de precios en las fósiles sucede 2 meses en el mismo año)

Pero llegó 2020 y la alineación planetaria perfecta: Sobreoferta fósil, bajada de demanda por los confinamientos y por tanto desplome de precios.

Y todo esto ¿cómo le está afectando a  los precios de la fotovoltaica? Pues este 2020 y de momento ¡es el primer año de apuntamiento negativo!

Cierto es que queda casi todo el año y el grueso de la energía de la fotovoltaica aún está por llegar, pero de momento pinta mal. Si vemos la evolución en este mismo año, enero empezó como siempre, con apuntamiento positivo (1,8%), pero desde entonces todos los meses han sido negativos, incluido por 2 céntimos de €, marzo.

Y desde luego el peor mes, con diferencia está siendo este mayo (-9,8%), aunque sólo incluyo los 17 primeros días. Veremos cómo termina el mes.

Dentro de mayo, dentro de ese rango de días, los peores han sido el 1,10 y 3 con -43%, -22,6% y -22,3% respectivamente. Sólo ha habido con apuntamiento positivo los días: 5, 11, 12, 13 y 15. El mayor de ellos con 5,1% el día 15. El resto de días han sido negativos.

Excepto el del día 5, el resto de positivos se han dado en días de diario de esta última semana, que parece coincidir con una cierta tendencia de repunte de precios.

Es muy llamativo, lo que sucede en los días: 1, 2, 3, 4, 9, 10, 16 y 17 donde el precio medio ponderado de la generación fotovoltaica en el programa PBF (que es el utilizado para formar los precios en OMIE) sea tan inferior al precio medio diario y al valor de la energía excedentaria del PVPC.

Con el viento tirando cada vez menos y la demanda recuperándose (y más con el calor), personalmente creo que se volverá a la "normalidad" de apuntamientos positivos. ¡Veremos a ver qué pasa los próximos meses!

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¿Cuánta nueva generación fotovoltaica cabe en el sistema?

En muchas de mis publicaciones comento que tenemos un sistema eléctrico muy desequilibrado con mucha eólica y muy poca solar, algo que hace muy ineficiente la lucha contra las emisiones de GEI.

También desde hace años alimento el hashtag de twitter #Mas10GigasSolaresYa porque pienso es lo mínimo que le hace falta al sistema con urgencia. Llegué a esa cifra con unos números "gordos" necesarios para empezar a equilibrar el sistema, aunque también con números gordos, siempre pensé que cabían muchos más, en total (nuevos más los 4,4 que ya hay) unos 23-25 GW, pero si soy sincero, nunca he llegado a hacer números más finos, así que ¡llegó el momento!

¿Qué debería desplazar del sistema la nueva fotovoltaica?

En general cualquier nueva renovable (en nuestro caso la fotovoltaica) debería desplazar del sistema:

1. Aquellas fuentes más contaminantes y generadoras de GEI
2. Aquellas fuentes más caras

Normalmente coinciden los puntos 1 y 2, pero ¿cuáles son esas fuentes?

Las del punto 1 son todas aquellas que necesitan quemar combustible, especialmente carbón y fuel (en sistemas extrapeninsulares), pero también, ciclos combinados, cogeneraciones, residuos e incluso la biomasa.

Las del punto 2 son prácticamente las mismas pero aparece una fuente renovable: el agua.

Así cada nuevo MWh renovable añadido al sistema, debería servir para eliminar de él la misma cantidad de energía de las mencionadas fuentes.

Montando el modelo de simulación

Dicho y hecho. Voy a ver qué habría pasado en 2018 según vaya metiendo más fotovoltaica con datos reales, para lo cual he descargado la generación P48 (es el fichero de REE que indica la generación de cada fuente tras pasar por OMIE y servicios de ajuste, siendo pues una foto bastante real del mix final) de las fuentes implicadas. En una primera fase las reduciré a Carbón, Ciclos y agua, las que llamaré "caras".

Por otro lado, para disponer de datos lo más reales posibles, he generado las horas equivalentes horarias de la FV existente de todo el año para aplicárselas a la nueva fotovoltaica a incorporar. Todos los datos son horarios y trataré de ir añadiendo nueva potencia y ver en qué momento la generación de esas 3 fuentes caras se vuelve 0 o toma valores negativos y durante cuántas horas. Recordamos que 2018 fue un año solar malo

Hasta 5,8 GW seguiría habiendo producción "cara" todas las horas del año, pero según aumentamos este valor vamos consiguiendo determinadas horas donde la generación con fuentes caras sería 0. Las horas/días más críticos serían:

• El 1 de enero de 11 a 12h, festivo, muy baja demanda y bastante viento
• El domingo 7 de octubre de 12 a 13h, festivo y por tanto baja demanda y bastante viento
• El domingo 13 de mayo de 12 a 13h, festivo y por tanto baja demanda y bastante viento

Parece pues que nos encontramos un patrón en las horas/días más complicados a la hora de incorporar más potencia fotovoltaica: son festivos de baja demanda y relativamente bastante viento (en esas horas se generó a razón de unos 8 GWh de eólica).

Si sólo tenemos en cuenta estas fuentes caras, pero seguimos incorporando potencia FV, lógicamente el número de horas/días se incrementa, casi de forma exponencial, de tal forma que si incorporáramos 9,5 GW de nueva fotovoltaica, en 2018 hubiera habido 111 horas (el 1,3% de horas del año) con exceso de energía. Podrían no parecer muchas, pero es algo preocupante, sobre todo para el Operador del Sistema (REE) que tiene que cuadrar generación con consumo el 100% de las horas del año, debiendo pues acometer acciones adicionales como puede ser parar generación renovable, cosa nada recomendable puesto que sería un desperdicio, o actuar sobre otras fuentes y aquí es donde hallaremos la solución.

Pero ¿sobre qué fuentes? Veamos, estas horas tan críticas, necesariamente deberían ser muy baratas (con el permiso de nuestras maravillosas condiciones complejas, que pueden hacer que a pesar de no entrar absolutamente nada de energía cara en estas horas, eleven su precio por la que si entrará en las horas anteriores y/o posteriores) y aquí es donde pueden intervenir los bombeos (nuestras baterías) y las interconexiones, ya que estas fuentes (si así las podemos clasificar) actúan en función de los precios.

Activando bombeos

En el caso de haber excedentes de FV se podrían activar los bombeos. En la simulación se ha tenido en cuenta el bombeo horario de todo el año con respecto al máximo posible, de tal forma que si en una hora determinada se estuviera bombeando, sólo se considera la cantidad de energía restante hasta el máximo. Esto es equivalente a provocar un aumento de demanda.

Esto es un poco ficticio porque el bombeo depende exclusivamente de los interesas de las compañías  y no se las puede obligar a realizarlo (de siempre he pensado que la energía del agua debería gestionarla el Operador del Sistema - REE), pero si existen horas baratas en el mercado, lo lógico es que éstas lo aprovechen...

De hacerlo, vemos que el panorama cambia radicalmente. Ahora la potencia crítica empieza a partir de casi 7 GW de FV, pero aumentando bastante la potencia, las horas críticas aumentan muy poco y con 10,5 GW solares tendríamos sólo 24 horas complicadas en todo el 2018 (el 0,3% de las horas) dándose en Abril, Mayo y Octubre.

Para obtener las 111 horas del caso anterior, tendría que haber instalados unos 14,3 GW de FV.

Exportando a nuestros vecinos

Pero podemos ir un paso más y pensar que si en estas horas, nuestra energía es barata, seguramente también podríamos exportarla a nuestros vecinos utilizando las interconexiones. En este caso, al igual que los bombeos he mirado el saldo horario de cada país para todas las horas del año. En el caso de, para una hora/país concretos fuera importador, lo he tenido en cuenta y lo he sumado hasta el máximo exportador. Si ya fuera exportador, sólo he tenido en cuenta la energía restante hasta el máximo exportador.

Con el resultado de aplicar lo anterior, junto con bombeos y las fuentes caras obtenemos unos resultados mucho más favorables a la introducción de nueva potencia fotovoltaica y hasta 14 GW no habría problemas. Se pueden añadir considerables cantidades de GW más incrementando sólo un poco las horas problemáticas y con 22 GW sólo serían estas del orden de 43 (el 0,5% de las horas) dándose principalmente en los mismos meses que el caso anterior: Abril, Mayo y Octubre (y 1h en enero). Para obtener las 111 del primer caso, harían falta instalar 25,5 GW de FV

¿Y para el año 2017?

Montando el mismo modelo y sólo retirando agua, carbón y ciclos, hasta 4,2 GW no habría problema, pero a partir de ahí habría alguna hora problemática:

 

• El miércoles 19 de abril de 13 a 15h. 2 horas donde la demanda es baja por ser abril y con vientos fuertes (unos 11 GW)
• Domingo 31 de diciembre de 13 a 14h con vientos de 12,2 GW. 

Las siguientes gráficas resultan de activar bombeos y exportando por las interconexiones respectivamente:

 

Observamos una vez más que según vamos gestionando estas fuentes, la potencia fotovoltaica a instalar sin que se produzcan problemas en el sistema, aumenta  de manera muy considerable, aunque para este año sale una cantidad menor.

Conclusiones

A la hora de hacer este estudio me he llevado alguna que otra sorpresa y de cambio de pensamiento ya que siempre que hablaba sobre este tema veía sólo la tan necesaria reducción del hueco térmico del verano, época en la que la mayoría de los días se podría introducir mucha solar sin necesitar el uso de interconexiones ni bombeos y además es la forma más eficaz ya que en estos meses la eólica no "tira".

En el ejemplo de la gráfica anterior, vemos 3 días de julio de 2018 en los que sólo reduciendo hueco térmico y generación con agua en horas solares, caben sin problema 14,5 GW de nueva solar (serían 32,5 GW activando bombeos y conexiones)

Sin embargo no es lo mismo "la mayoría de los días" que todos los días en todas sus horas y aquí es donde se me han roto los esquemas ya que algunos días ventosos de baja demanda puede haber horas problemáticas para el sistema. La primera sorpresa es la poca FV nueva que "cabe" en el sistema antes de que haya alguna hora problemática (4,2 GW en el 2017 o 5,8 GW en el 2018). Curioso que 2017 a pesar de haber sido un año eólico/hidroeléctrico mediocre y especialmente bueno en solar, sin embargo, contra todo pronóstico, empieza a presentar problemas bastante antes que en 2018.

Siempre decía que con la FV no hacía falta ampliar interconexiones, pero cuando ves que usándolas puedes duplicar o triplicar la cantidad de potencia a instalar, pues.... bienvenidas sean (de hecho no he considerado las nuevas con Francia y Marruecos).

No he contemplado la reducción de otras fuentes, pero sería interesante ver que se puede hacer con la cogeneración/residuos/biomasa de tal forma que también pudieran reducir energía en las horas solares. También sería interesante contemplar la posibilidad de transformar nuestro parque nuclear desde potencia base a potencia flexible (realizando modificaciones en las centrales). Con ambos cambios el potencial para la nueva FV (o eólica) se abriría de manera muy, muy importante.

En un futuro, tal vez no tan lejano, las nuevas instalaciones deberían realizarse con algunas horas de almacenamiento. Hasta que llegue ese momento (aún deben bajar muchísimo de precio, si hablamos del Litio), y si resulta imposible lo planteado en el párrafo anterior, no cabrá más remedio que desperdiciar energía renovable algunas horas al año. El hándicap estará en minimizar estas.

Por último creo que según se vaya incorporando nueva FV, se debería favorecer el consumo en estas horas para que los problemas se minimizaran. La manera de realizar esto es mediante los periodos horarios de las tarifas eléctricas debiendo ponerse las horas solares como valle. Esto podría ser especialmente interesante de cara a poder recargar el coche eléctrico y muchísimo más si se termina de implantar la tecnología V2G (Vehicle to Grid). Quizás con esto no haría falta lo dicho en el párrafo anterior y sería el propio conductor quién pondrá esa necesaria capacidad de almacenamiento.

Con este ejercicio ha aumentado, si cabe, mi admiración por nuestro Operador del Sistema (Red Eléctrica de España) que cuadra la generación con el consumo TODAS LAS HORAS DEL AÑO y que hace posible el milagro de que siempre que le damos al interruptor se encienda la luz: ¡menudo trabajo os espera chic@s !

Valorizando la energía solar fotovoltaica en el mercado mayorista de electricidad

Hace poco, un conocido me preguntaba qué le saldría más rentable para una pequeña-mediana instalación solar fotovoltaica (200 kW) que tiene pensado levantar ¿un PPA (Power Purchase Agreement o acuerdo de compra a largo plazo) o vender en OMIE?

Ya no me dedico a promoción solar y cuando lo hacía era con el antiguo sistema de primas, donde el precio era conocido... mucho más sencillo y predecible.

Me puse a hacer números "gordos" y he llegado a unos resultados que no pretenden sustituir a un estudio más serio y profundo de plantas concretas, ni debe emplearse para extrapolar datos, sino sólo como números genéricos y sobre todo, a modo didáctico. 

La idea es conocer los precios asociados en el mercado mayorista de la electricidad (OMIE) en la generación solar fotovoltaica, de esta manera sabremos lo que podríamos sacar por nuestra instalación en dicho mercado o si al negociar un PPA o un bilateral, estaremos por encima o debajo que en dicho mercado.

¿De cuánto Sol dispongo?

Lo primero de todo, es valorizar el recurso solar. Lo mejor para ello sería descargarnos los datos de estaciones medidoras de radiación solar, para tener datos precisos. Aquí la primera pega: el Sol no atiza lo mismo en Galicia que en Murcia y yo lo que busco son valores genéricos.

Además no obtengo la misma energía dependiendo de la elevación (la inclinación) y el azimut (la desviación del Sur) de mi panel solar. Tampoco tengo la misma energía dependiendo de si mi instalación es fija, móvil a 1 eje o a dos...

Demasiadas variables para unos números gordos!! :)

Lo que si tengo muy accesible, gracias a REE, son los datos de generación fotovoltaica en la península a lo largo del día, durante todo el año y desde varios años, así que manos a la obra. Una vez descargados y procesados los datos, tenemos unas hermosas curvas como estas:

Utilizo promedios de varios años porque si sólo cojo sólo uno, igual ese año es algo distinto, pero vamos, la generación es siempre bastante parecida de un año para otro. Si algo bueno tiene el parón en instalaciones que sufrimos desde hace ya bastantes años, es la estabilidad de datos para poder hacer este tipo de ejercicios.... ;-)

Ahora ya sabemos qué pinta tiene la generación solar fotovoltaica a lo largo del año, pero las curvas de generación media por hora del día para los distintos meses tampoco me dicen gran cosa a la hora de calcular precios.

Hay que tener presente que mi planta generará más a unas horas que a otras, y por tanto el peso de los ingresos que obtendré, dependerán de ello. Por ejemplo, de nada me sirve que a las 8 de la mañana el precio del "POOL" esté muy alto, si apenas voy a generar energía...

Así que lo que necesito es convertir la generación de cada hora (MWh) en un porcentaje de la producción mensual, para poder obtener posteriormente precios medios ponderados en función de la hora (y del mes claro).

Si hacemos esto, obtenemos las mismas curvas, pero en porcentajes, lo que les dan un aspecto algo distinto:

Precios

Toca ahora ver los precios del mercado mayorista para cuadrar las dos gráficas. Las medias de precios horarios del 2014 al 2016 fueron las de la siguiente gráfica:

Lo único que nos resta pues es ponderar estos precios con los porcentajes de generación, con ello obtenemos los precios ponderados medios de cada mes en las horas de producción solar:

Precios ponderados medios
Enero	44,33 €/MWh
Febrero	30,66 €/MWh
Marzo	33,03 €/MWh
Abril	32,69 €/MWh
Mayo	39,11 €/MWh
Junio	50,10 €/MWh
Julio	52,42 €/MWh
Agosto	51,13 €/MWh
Septiembre	53,78 €/MWh
Octubre	55,75 €/MWh
Noviembre	54,17 €/MWh
Diciembre	56,75 €/MWh

Con esto nos podemos hacer una idea de cuánto podría ingresar cada mes, de media, una instalación solar fotovoltaica, sin más que multiplicar por su producción. Este sería pues el precio del mercado OMIE en las horas de generación.

Pero si queremos simplificar más aún, para obtener un único precio anual, tendremos que volver a ponderar la energía. No nos vale hacer la media de dichos precios, puesto que la generación solar fotovoltaica tiene una estacionalidad muy marcada y evidentemente no generará lo mismo en verano que en invierno y por tanto la influencia de dichos precios no será uniforme.

La energía solar fotovoltaica generada por el sistema español se reparte a lo largo del año de la siguiente manera:

Ahora, con estos datos y los anteriores de precios, por fin, ya podremos poner un único precio ponderado medio a nuestra generación solar fotovoltaica anual: 45,97 €/MWh

Visto que la venta de energía solar fotovoltaica en el mercado mayorista de electricidad no está mal remunerada y que el precio de los paneles, y por ende de las instalaciones, cada vez es más barato ¿por qué no invertir en instalaciones sin esperar primas, ni alicientes, ni concursos? ¡Es el momento de la fotovoltaica!

PD1 Quiero insistir en el carácter didáctico de este artículo, que no sirve en absoluto para instalaciones concretas puesto que son muchas variables muy diferentes las que pueden marcar grandes diferencias con el precio anterior

PD2 Todos los datos del estudio se han obtenido de REE y son valores medios de precios y generación solar fotovoltaica de los años 2014 a 2016