Un grupo de investigadores de la Universidad Politécnica de Cartagena (Murcia) y de la Universidad de Castilla–La Mancha ha estudiado diferentes instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo reales que representan los perfiles actuales de los prosumidores españoles: han evaluado 2.640 perfiles de generación diferentes a partir de instalaciones de autoconsumo en cubiertas de potencias nominales de entre 3 kW y 5 kW a lo largo de todo un año completo de funcionamiento.
Una tendencia firmemente establecida entre los instaladores de autoconsumo es la búsqueda de la inclinación y la orientación óptimas para maximizar el rendimiento eléctrico. Sin embargo, no siempre es posible alcanzar esos valores en todos los tejados, por lo que se “buscan” de manera artificial. Pero estas instalaciones fotovoltaicas no coplanares presentan importantes inconvenientes: complejidad estructural, mayores costes y aumento de las cargas en los tejados.
Por el contrario, los diseños fotovoltaicos coplanares, en los que los módulos se alinean con la superficie del edificio existente, ofrecen una producción de energía casi equivalente a un coste sustancialmente menor.
El estudio “Alternative non-optimal orientations in highly PV self-consumption integration: Exploring Spanish prosumers as a case study”, que se publicará en enero en Renewable Energy, ofrece nuevos datos sobre la viabilidad de las instalaciones fotovoltaicas residenciales de autoconsumo en una amplia gama de configuraciones de tejados.
Contrariamente a la creencia generalizada de que una producción energética óptima requiere una orientación y una inclinación precisas, los resultados muestran que la mayoría de los tejados existentes pueden alcanzar un rendimiento económico competitivo con su geometría natural.
De hecho, cuando el diseño del sistema tiene en cuenta los perfiles de demanda de los hogares y el dimensionamiento adecuado de la potencia máxima, los periodos de amortización siguen siendo favorables, incluso comparables o mejores que los de las configuraciones optimizadas convencionales, según los autores del estudio. Solo las cubiertas con inclinaciones extremas orientadas predominantemente al norte presentan inconvenientes significativos en cuanto al rendimiento.
Una vez establecido el mecanismo de compensación, fijados los precios de la energía y seleccionado el perfil de consumo, se pueden calcular los resultados de la compensación y el ahorro anual obtenido para cada perfil de generación. El ahorro anual conseguido para cada perfil de generación permite calcular el periodo de amortización, es decir, el número de años necesarios para recuperar el coste de la inversión.
Los resultados del trabajo subrayan el potencial de una adopción más amplia de la energía fotovoltaica sin necesidad de modificaciones estructurales, lo que refuerza la viabilidad de aprovechar las condiciones existentes de las cubiertas en entornos residenciales. Este fenómeno se atribuye en gran medida a una mejor alineación temporal entre la producción de electricidad y el consumo doméstico durante las horas de tarifa alta, especialmente en estructuras de precios por tiempo de uso y autoconsumo con sistemas de compensación del excedente.
«Estos resultados cuestionan el paradigma tradicional de que maximizar la producción de energía debe ser el objetivo principal del diseño de los sistemas fotovoltaicos a pequeña escala», explican los autores. En cambio, respaldan un enfoque más matizado que da prioridad al rendimiento económico del sistema, teniendo en cuenta tanto la variabilidad de los precios del mercado como la ratio de autoconsumo. «Además, los datos presentados ponen de relieve la importancia de evolucionar los mecanismos de remuneración para compensar de forma justa a los prosumidores, no solo en función del volumen de energía inyectado en la red, sino también del valor temporal y sistémico de su contribución a las redes de distribución locales», añaden.
Los científicos sugieren que los responsables políticos se replanteen el diseño de los programas de apoyo y los marcos normativos: «Las políticas tradicionales tendían a recompensar la generación total de energía, pero este trabajo muestra que ese enfoque puede no estar en consonancia con la integración óptima en la red o la eficiencia económica. En su lugar, se recomiendan instrumentos políticos que incentiven el diseño de sistemas orientados a la demanda y recompensen el autoconsumo local, como las tarifas dinámicas, los incentivos para la medición inteligente o las subvenciones basadas en la capacidad. Estas iniciativas podrían acelerar el despliegue de la energía fotovoltaica y reducir la presión sobre la red», concluyen.
Finamente, de cara a los operadores de sistemas y los planificadores de redes, el estudio destaca el papel que pueden desempeñar los sistemas fotovoltaicos descentralizados y sincronizados con la demanda en la estabilización de las redes locales y la mejora de la gestión de la carga. En este contexto, la metodología proporciona una herramienta valiosa para evaluar el potencial de la generación distribuida, es decir, cuándo y cómo se inyecta o se demanda energía a la red.
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