Estudio de la rentabilidad de una instalación fotovoltaica doméstica a partir de un análisis horario de producción y consumo

Abstract

Este proyecto analiza la rentabilidad de las instalaciones fotovoltaicas domésticas en diferentes regiones de España, utilizando y comparando dos metodologías de balance energético, horaria y mensual. El estudio se centra en tres ciudades: Bilbao, Madrid y Sevilla, para evaluar cómo estos tipos de balance energético afectan la rentabilidad del autoconsumo fotovoltaico. En primer lugar, las simulaciones se han realizado con PVSYST y PVGIS para obtener la producción horaria de dos tipos de viviendas: unifamiliar con 2,9 kW y bloques de viviendas con 1,66 kW. A continuación, se analizaron estos datos considerando la demanda energética, la producción fotovoltaica y las tarifas eléctricas como principales variables del modelo. Los resultados obtenidos muestran que el balance horario, que es más preciso y es exigido por la regulación, revela mayores costes de electricidad en comparación con el balance mensual debido a la contabilización exacta de excedentes y a los picos de demanda. Todo esto hace indicar que el balance mensual sobreestima la rentabilidad frente al balance horario. Por lo tanto, las principales conclusiones obtenidas son: primero, es crucial realizar una simulación horaria para evaluar correctamente la viabilidad económica de una instalación de autoconsumo fotovoltaico. Por otro lado, se encuentra la necesidad de una alta tarifa eléctrica y una localización favorable para que el autoconsumo sea rentable, especialmente en viviendas en bloque. En perspectiva, se encuentra que, para alcanzar un período de retorno de 10 años, se requiere una tarifa cercana a 20 c€/kWh en viviendas unifamiliares y 25 c€/kWh en viviendas en bloque, evitando excedentes y excluyendo zonas con baja radiación como la cornisa cantábrica. En resumen, este estudio subraya la importancia de la simulación horaria y las variaciones geográficas en la evaluación de la rentabilidad del autoconsumo fotovoltaico en España.

This project analyzes the profitability of domestic PV installations in different regions of Spain, using and comparing two energy balance methodologies, hourly and monthly. The study focuses on three cities: Bilbao, Madrid and Seville, to evaluate how these types of energy balance methods affect the profitability of PV self-consumption. First, simulations were performed with PVSYST and PVGIS to obtain the hourly production of two types of houses: single-family with 2.9 kW and blocks of apartments with 1.66 kW. These data were then analyzed considering energy demand, PV production and electricity tariffs as the main variables of the model. The results obtained show that the hourly balance, which is more accurate and is required by regulation, reveals higher electricity costs compared to the monthly balance due to the accurate accounting of surpluses and demand peaks. All this suggests that the monthly balance overestimates profitability compared to the hourly balance. Therefore, the main conclusions obtained are: first, it is crucial to perform an hourly simulation to correctly assess the economic viability of a photovoltaic self-consumption installation. On the other hand, there is the need for a high electricity tariff and a favorable location for self-consumption to be profitable, especially in block dwellings. In perspective, it is found that, to reach a payback period of 10 years, a tariff close to 20 c€/kWh in single-family houses and 25 c€/kWh in block houses is required, avoiding surpluses and excluding areas with low radiation such as the Cantabrian coast. In summary, this study underlines the importance of hourly simulation and geographical variations in the evaluation of the profitability of PV self-consumption in Spain.