Techno-economics of PV solar and electric storage at consumer level

Abstract

Los costes de los módulos fotovoltaicos, los inversores y el almacenamiento de energía mediante baterías de ion litio están disminuyendo rápidamente año tras año. Cada vez más gobiernos, corporaciones y consumidores se preguntan qué cambios provocará el desarrollo de estas tecnologías en el modelo de sistema eléctrico actual. Como se indica en el estudio MIT Utility of the Future, se espera que en un futuro próximo, la inclusión de tecnologías de generación distribuida como la solar fotovoltaica, permitirá generar la energía más cerca del consumo haciendo uso de un gran número de pequeñas unidades de generación en contraposición con el sistema actual de grandes activos de generación conectados con los consumidores por líneas de transporte y despachados de una manera centralizada. Tras una investigación inicial a cerca de las distintas tecnologías implicadas en la transformación energética del futuro, en el presente trabajo de fin de master se ha desarrollado un modelo tecno-económico para simular el comportamiento de una instalación fotovoltaica a nivel residencial. El modelo está dividido en dos partes: a) Un modelo principal programado en MATLAB con el que se simulará la operación del sistema incluyendo la estratega de gestión de las baterías, los intercambios de potencia con la red, el comportamiento de los distintos componentes y el desempeño económico de todo ello. b) Un modelo secundario desarrollado en Excel que permite alimentar el modelo principal transformando los datos satelitales de irradiancia sobre superficie horizontal en datos de irradiancia global sobre la superficie de un módulo fotovoltaico que va montado en los distintos sistemas de seguimiento. El modelo ha permitido simular la operación de la instalación en varios escenarios que contemplan el uso de distintos tipos de seguimiento solar, el uso de baterías, distintas estrategias de operación, distintos perfiles de demanda, distintos precios de electricidad (con y sin costes regulados), la aplicación de impuestos al intercambio de electricidad con la red y el impacto de las variaciones en los costes de financiación. Los resultados obtenidos a partir de la simulación de estos escenarios han permitido evaluar la viabilidad económica de algunos componentes individuales y de la instalación en general bajo diferentes supuestos regulatorios. Estos resultados muestran que si se aplican impuestos al intercambio de energía con la red y las políticas energéticas incrementan en gran medida el precio de compra de electricidad minorista (PVPC) con cargos regulados elevados, las instalaciones fotovoltaicas a nivel residencial pueden ser ya rentables en zonas de gran irradiancia como Sevilla. Sin embargo se ha comprobado que la rentabilidad de estas instalaciones se basa fundamentalmente en el hecho de que el auto-consumo de la energía fotovoltaica auto-producida, permite evitar el pago de los impuestos y los cargos regulados que conlleva consumir de la red. Los costes publicados año tras año en los informes de NREL (Fu, et al., 2017) muestran que la clave para reducir los costes de las instalaciones fotovoltaicas está en la escala. Las instalaciones a gran escala tienen un coste de módulo fotovoltaico muy similar a las instalaciones residenciales, sin embargo, el resto de costes son tan bajos que hacen que el coste total de la instalación por unidad de potencia instalada sea 2.72 veces inferior. Gracias a unas restricciones de espacio inferiores, estas instalaciones permiten montar los módulos sobre unos sistemas de seguimiento que bajo las consideraciones realizadas en el modelo han demostrado ser más rentables que las instalaciones fijas. Así pues, el autor considera que si se pretende incrementar el peso de las tecnologías de generación fotovoltaica en el mix energético, el futuro de las instalaciones fotovoltaicas reside no en el sector residencial sino en las instalaciones de generación a gran escala. Pese a todo lo anterior, se destaca que en algunas zonas específicas con restricciones de red, las instalaciones fotovoltaicas a pequeña escala distribuidas en zonas clave pueden llegar a ser más efectivas por que permiten reducir las pérdidas de energía en el transporte y aliviar las restricciones de red.

The cost of PV panels, DC/AC inverters and li-on batteries is diminishing year after year. Increasingly, governments, corporations and consumers are wondering what changes will produce the development of these technologies in the current electric system architecture. It is expected that in the near future, the development of new distributed power generation technologies that allow producing energy in the vicinity of consumption using a greater number of smaller power generation units (Pérez-Arriaga et al. 2016). After an initial investigation into the different technologies involved, the present master's degree project develops a techno-economic model to simulate the behavior of a residential photovoltaic installation. The model is divided into two parts: a) A main model programmed in MATLAB with which the operation of the system will be simulated, including the battery management strategy, the power exchanges with the network, the behavior of the different components and the economic performance of all this. b) A secondary model developed in Excel that allows feeding the main model by transforming the satellite horizontal surface irradiance data into the global irradiance data over the surface of a photovoltaic module that is mounted in the different tracking systems. The model has allowed to simulate the operation of the installation in several scenarios that contemplate the use of different types of solar tracking, the use of batteries, different operating strategies, different demand profiles, different electricity prices (with and without regulated costs) , the application of taxes on the exchange of electricity with the network and the impact of variations in financing costs. The results obtained from the simulation of these scenarios have allowed to evaluate the economic viability of some individual components and of the installation in general under different regulatory assumptions. Results show that if taxes are applied on energy exchange with the network and energy policies increase the retail electricity purchase price (PVPC) with high regulated costs, investments in residential PV installations can already be profitable in high irradiation places like Seville. However, it has been proven that the profitability of these facilities is fundamentally on the fact that the self-consumption of photovoltaic energy allows saving the taxes and regulated charges derived from the purchase of energy from the grid. The costs for photovoltaic installations published in the NREL´s report (Fu, et al., 2017) show that the key to reduce the costs of photovoltaic installations is on the scale. Large-scale photovoltaic installations have a very similar module cost but the total cost of the installation is 2.72 times lower than in the residential case as they manage to minimize the "soft costs". Thanks to lower space constraints, these installations allow modules to be mounted on tracking systems that, under the considerations made in the model, have proven to be more profitable than fixed installations. Thus, the author considers that if the goal is to increase the share of the photovoltaic generation technology in the energy mix with an efficient resources allocation, the future of photovoltaic installations is not generally in the residential sector but in large-scale generation. Nevertheless, it is highlighted that in some specific locations that are inaccessible to more centralized resources, small scale residential PV installations could be more effective providing services to the network due to their distributed nature.