🌞 Optimización de Sistemas Fotovoltaicos: Evaluación de Orientaciones No Óptimas en Sistemas de Autoconsumo Elevado

Introducción

La energía solar fotovoltaica ha emergido como una de las fuentes de energía renovable más prometedoras debido a su capacidad para generar electricidad de manera sostenible y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. En particular, los sistemas de autoconsumo fotovoltaico permiten a los usuarios generar su propia electricidad, reduciendo su dependencia de la red eléctrica y, en muchos casos, sus costos energéticos.

Tradicionalmente, se ha considerado que la orientación óptima de los paneles solares es hacia el sur (en el hemisferio norte), ya que maximiza la captación de radiación solar a lo largo del día. Sin embargo, en entornos urbanos o en instalaciones con limitaciones de espacio, puede no ser posible o práctico seguir esta orientación. Esto ha llevado a la exploración de orientaciones alternativas que, aunque no sean óptimas desde el punto de vista energético, podrían ofrecer ventajas económicas.

Objetivo del Estudio

El estudio en cuestión tiene como objetivo evaluar la viabilidad técnica y económica de orientaciones no óptimas en sistemas fotovoltaicos de autoconsumo elevado. Se busca determinar si las posibles reducciones en la eficiencia energética asociadas con estas orientaciones pueden ser compensadas por beneficios económicos, como la reducción de costos de instalación o la adaptación a restricciones espaciales.

Metodología

Para llevar a cabo esta evaluación, los autores del estudio han desarrollado un modelo techno-económico que simula el rendimiento de sistemas fotovoltaicos con diferentes orientaciones. Este modelo tiene en cuenta factores como la irradiación solar, la eficiencia de los paneles, los costos de instalación, las tarifas eléctricas y los incentivos disponibles. Se realizan comparaciones entre sistemas con orientaciones óptimas y no óptimas para determinar el impacto en la producción de electricidad y en los costos nivelados de electricidad (LCOE).

• Contrato de Mercado Regulado (VPSC):

Bajo la tarifa de Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), el precio de compra corresponde a la tarifa de facturación de energía activa del PVPC 2.0TD, y el precio de venta para la energía excedentaria bajo el mecanismo de compensación simplificada es establecido por el PVPC. Ambos precios son publicados por Red Eléctrica (el Operador del Sistema de Transmisión español, TSO) y varían horaria y diariamente a lo largo del año.

• Contrato de Mercado Libre:

Se asumió un precio de compra fijo (0,14 €/kWh para el caso de estudio español) y un precio de venta fijo para los excedentes (0,08 €/kWh). Estos precios de mercado son valores promedio de varias ofertas, manteniendo la mayoría un diferencial de 0,06 €/kWh entre los precios de compra y venta. A diferencia del PVPC, estos son precios fijos, independientes de la hora y el día del año. Como parte del trabajo de campo para completar el estudio, se recopilaron datos anuales de generación y consumo con granularidad horaria de dos instalaciones residenciales de autoconsumo y datos de generación de una tercera instalación de perfil comercial.

Sector residencial español: descripción del caso de estudio

El consumo eléctrico residencial en España es altamente estacional, aumentando durante los meses de invierno, con picos después del horario laboral y el cierre de comercios. Para analizar sistemas eléctricos con alta integración fotovoltaica (PV) en viviendas unifamiliares, se consideró un perfil de consumo promedio de 5.500 kWh/año, con una potencia contratada monofásica de 4 kW, una potencia nominal de generación PV de 4 kW y un ratio de potencia pico optimizado para maximizar el retorno de inversión en cada caso.

En latitudes peninsulares españolas, al alinear el perfil de consumo con la potencia contratada, instalar una potencia nominal PV igual o ligeramente inferior a la contratada asegura que la mayoría de las instalaciones generen más electricidad anual que la demanda. Los perfiles de demanda se basaron en datos gráficos proporcionados por el operador del sistema español (TSO) y reflejan consumos anuales entre 4.000 y 7.500 kWh, según distintos proveedores.

El crecimiento de la autoconsumo en España ha sido notable: en 2024, el sector residencial sumó 79.426 nuevas instalaciones PV, con un promedio de 4,7 kW por instalación, totalizando 402.441 nuevas instalaciones residenciales entre 2022 y 2024. Los datos de APPA indican que una instalación típica de 4 kW con un ratio de potencia pico de 1,175 es suficiente para compensar las pérdidas anuales en sistemas orientados al sur con inclinación óptima y sin sombras.

Para el estudio, se seleccionó como referencia una instalación de 4 kW nominal, con perfiles de generación que varían según potencia pico, orientación e inclinación. Se simularon diferentes ratios de potencia pico para cada configuración, buscando el resultado más económico que minimice el periodo de amortización.

Se evaluaron ocho orientaciones de techo a un agua y cuatro de techo a dos aguas, con inclinaciones de 0° a 90° en intervalos de 10°. Las orientaciones incluidas fueron sur, sureste, suroeste, este, oeste, noreste, noroeste y norte (techo a un agua), y combinaciones sur-norte, sureste-noroeste, suroeste-noreste y este-oeste (techo a dos aguas), resultando en 120 superficies de generación PV. Se consideraron dos ubicaciones en España: Ávila y Murcia, con distintos niveles de radiación solar y ratios de potencia pico de 1,0 a 2,0 (incrementos de 0,1), obteniendo 2.640 perfiles estimados de generación PV.

El costo de los paneles PV se calculó a partir de cuatro modelos estándar y dos presupuestos personalizados de instaladores. El precio de los inversores depende de la potencia nominal y se promedió de 36 modelos de 12 fabricantes (3–5 kW). El precio de los módulos se basó en compras al por mayor, con precios actuales de 0,09 €/Wp más impuestos, representando solo el 20–25 % del costo total, frente al 80 % hace una década. Esto permite aumentar la potencia pico instalada sin incrementar significativamente la inversión: un aumento del 50 % en potencia pico de una instalación de 4 kW nominal implica solo un 16 % más de inversión.

Especificaciones técnicas principales:

1. Paneles de protección y conexión: protección DC para dos strings, protección AC y equipos de medición.
2. Inversores: monofásicos, conectados a red, con mínimo 2 MPPT.
3. Módulos PV: tecnología PERC monocristalina de fabricantes TIER1, 400–550 Wp.
4. Estructuras: coplanares, aluminio con tornillería de acero inoxidable.

Resultados del estudio sobre instalaciones residenciales PV en España

El estudio analiza la viabilidad de instalaciones fotovoltaicas residenciales de autoconsumo en una amplia variedad de configuraciones de techos. Contrario a la creencia común de que la orientación e inclinación óptimas son esenciales, los resultados muestran que la mayoría de los techos existentes pueden alcanzar un desempeño económico competitivo usando su geometría natural. Solo los techos con inclinaciones extremas orientadas mayormente al norte presentan pérdidas significativas.

Al considerar el perfil de demanda del hogar y el dimensionamiento adecuado de la potencia pico, los periodos de amortización se mantienen favorables, comparables o incluso mejores que los de configuraciones convencionalmente optimizadas.

Balance energético y económico

El análisis permite identificar, para cada hora y día del año:

• Energía autoconsumida
• Energía consumida de la red
• Excedentes generados

Los excedentes pueden venderse en el mercado eléctrico o compensarse en la factura del consumidor, siendo el mecanismo de compensación simplificado el más utilizado por su facilidad de gestión.

Para calcular la rentabilidad, se desarrolla un presupuesto ajustado a la potencia nominal (3–5 kW) y a la potencia pico instalada. Los costos se clasifican en:

1. Costos fijos: paneles de protección, trámites administrativos
2. Dependientes de la potencia nominal: inversores, cableado, otros materiales
3. Dependientes de la potencia pico instalada: módulos, estructuras, mano de obra

Análisis de generación y consumo

Se compararon perfiles de generación anual y mensual con perfiles de consumo para instalaciones de 4 kW y 4,7 kWp en Ávila, con orientación sur y 30° de inclinación. Se observan patrones estacionales:

• Verano: generación supera consumo → excedentes importantes
• Invierno: generación menor que consumo → mayor dependencia de la red
• Primavera y otoño: autoconsumo máximo, buena alineación entre producción y demanda

El balance horario anual permite clasificar:

• Horas cubiertas 100% por la red
• Horas cubiertas por red + autoconsumo
• Horas cubiertas totalmente por PV con excedentes

Mapas de amortización (payback)

Se elaboraron mapas de periodo de retorno de inversión según ubicación, tipo de techo y tarifa aplicada (PVPC o mercado libre):

• Techos a un agua: en Ávila y Murcia, en el 46–51 % de los casos, la amortización solo se extiende un año respecto a la orientación óptima
• Techos a dos aguas: amortización extendida solo un año en 49–55 % de los casos, y en techos ≤30° la amortización es óptima en todos los escenarios

Estudio de campo

Tres generadores en Ávila (GEN1, GEN2, GEN3) muestran que:

• Incluso con desviaciones importantes de la orientación sur, los periodos de amortización son similares
• La instalación más teóricamente óptima (GEN2, 5 kW nominal, 5,85 kWp, S–9° S/30°) tiene un payback parecido a instalaciones con desviaciones mayores (GEN3: NO–52° S/20°)
• Esto demuestra que el diseño flexible de la instalación puede mantener rentabilidad sin requerir orientación estrictamente óptima.

Implicaciones para el Diseño de Sistemas Fotovoltaicos

Estos hallazgos tienen importantes implicaciones para el diseño de sistemas fotovoltaicos en entornos urbanos o en situaciones donde el espacio es limitado. Permiten a los diseñadores y propietarios de sistemas considerar una gama más amplia de orientaciones, adaptándose mejor a las condiciones específicas del sitio sin sacrificar significativamente la viabilidad económica del proyecto.

Conclusión

En conclusión, el estudio demuestra que las orientaciones no óptimas en sistemas fotovoltaicos de autoconsumo elevado pueden ser una opción viable desde el punto de vista económico, siempre que se realice una evaluación adecuada de los factores técnicos y económicos involucrados. Esta perspectiva amplia las posibilidades de implementación de la energía solar fotovoltaica, especialmente en entornos urbanos donde las restricciones espaciales y las consideraciones económicas juegan un papel crucial.

Puedes acceder al artículo científico en el siguiente enlace: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0960148125016519