Análisis de la competitividad de las Comunidades Energéticas en España

Abstract

Las comunidades energéticas en España están creciendo, pero siguen en una fase temprana y a menudo dependen de subvenciones; este estudio evalúa su competitividad tecnoeconómica y su valor social, y traza una vía práctica hacia un escenario maduro en 2050. Se modelan dos arquetipos: (i) un sistema fotovoltaico en azotea de 39 kWp que da servicio a 20 hogares bajo autoconsumo colectivo y (ii) el mismo sistema FV acoplado a una batería comunitaria de 47,2 kWh operada para aumentar el autoconsumo. Los flujos de energía horarios se obtienen con PVSyst; un modelo de flujos de caja a 25 años (WACC 5 %) evalúa cuatro casos de financiación; el análisis de costes y beneficios sociales se estima con una tasa de descuento social real del 3 %. Los resultados muestran una TIR por encima del WACC en todos los casos: FV sin subvención 5,98 % (retorno 13 años), FV con subvención 18,31 % (5 años); FV + BESS (almacenamiento en baterías) sin subvención 9,60 % (9 años), FV + BESS con subvención 17,85 % (5 años). El almacenamiento incrementa el autoconsumo y reduce los picos, mejorando la preparación para futuros ingresos por flexibilidad; la evaluación social arroja un valor social neto positivo gracias a facturas más bajas para hogares vulnerables, emisiones evitadas y menor morosidad. Concluimos que las comunidades energéticas son técnica y económicamente viables y aportan beneficios sociales significativos; para escalar se requiere completar el Real Decreto específico con acceso a datos para reparto dinámico y liquidación horaria, un incentivo estable a la energía compartida, adquisición de flexibilidad por parte de la distribuidora (DSO), apoyo a mercados OTC y movilización de financiación ciudadana.

Energy communities in Spain are growing but remain in an early stage and often depend on subsidies; this study evaluates their techno-economic competitiveness and social value, and maps out a practical pathway toward a mature 2050 scenario. Two archetypes are modeled: (i) a 39 kWp rooftop PV system serving 20 households under collective self-consumption and (ii) the same PV system coupled to a 47.2 kWh community battery operated to increase self-consumption. Hourly energy flows are obtained with PVsyst; a 25-year project cash-flow model (WACC 5%) evaluates four financing cases; the social cost-benefit analysis is estimated with a 3% real social discount rate. Results show IRR above WACC in all cases: PV without subsidy 5.98% (payback 13 years), PV with subsidy 18.31% (5 years); PV + BESS (battery energy storage system) without subsidy 9.60% (9 years), PV + BESS with subsidy 17.85% (5 years). Storage increases self-consumption and reduces peaks, improving readiness for future flexibility revenues; the social appraisal yields positive net social value thanks to lower bills for vulnerable households, avoided emissions, and reduced arrears. We conclude that energy communities are technically and economically viable and deliver meaningful social benefits; scaling requires completing the specific Royal Decree with data access for dynamic sharing and hourly settlement, a stable incentive for shared energy, DSO procurement of flexibility, OTC market support, and mobilization of citizen finance.