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Carlos Mateu
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EN CONSTRUCCION

España

POTENCIA
En este apartado, se expone la evolución anual y acumulada de la potencia FV instalada de GD (régimen especial), en España, desde los años 1994-2011 (Ilustración 24).
 
Ilustración 24.- Evolución anual y acumulada de la potencia FV instalada en España. Fuente: REE

La energía solar FV presenta 4.168 MW instalados en España, en 2011. Supone el 12% de la capacidad total de GD y el 4,14% respecto a la capacidad de generación total instalada en España (100.576 MW, año 2011).
Se observa que, en 2008, existe un cambio de escala, con una potencia instalada de 2.708 MW para dicho año, un 392% más respecto al año anterior, siendo el primer país por potencia instalada del mundo.  Se pasa de 690 MW, en 2007, a 3.398 MW en 2008. Esto es debido, principalmente, a que se establece un marco retributivo atractivo en el Real Decreto 661/2007, que incentiva el desarrollo de potencia fotovoltaica durante 2008.
Este RD hace que la instalación de grandes plantas de producción FV sea muy rentable, produciendo la proliferación de grandes huertos solares.
Un estudio elaborado por la empresa consultora Eclareon para ASIF, sobre el parque fotovoltaico español, revela la preeminencia que tienen las plantas solares de gran tamaño.
El estudio se ha realizado sobre una muestra de 1.034 sistemas fotovoltaicos ya terminados, que suman 2,5 GW de potencia y representan el 77% del parque fotovoltaico español hasta el mes de marzo de 2009.
El 44% de los sistemas solares españoles tienen una potencia superior a 5 MW y el 20% están entre 2 MW y 5 MW.
La potencia instalada, en 2009, no obtiene un incremento tan fuerte como en el año anterior debido al cambio de regulación del sector (RD 1578/2008). El cierre de 2010 muestra un incremento con respecto a 2009.
Según datos de 2010, España es el segundo país de Europa en potencia fotovoltaica acumulada, siendo Alemania el país que lidera el ranking (Ilustración 25).  Atendiendo a la potencia instalada per cápita, el primer país sigue siendo Alemania, seguida por la República Checa, ocupando en este caso España el tercer lugar. Las tres áreas de mayor interés en el mundo, según la potencia acumulada, son Europa (destacando Alemania y España, con más de un 50% del total mundial), Japón y EE.UU.
 
Ilustración 25.- Potencia acumulada en Europa al cierre del año 2010. Fuente: IDEA, EurObserv´ER
El modelo español de energía solar ha sido un referente mundial tanto por su potencial suministrador como por su aportación a la investigación. La industria FV española, además, se ha orientando cada vez más hacia los mercados exteriores. En 2010, el mercado de instalación fuera de España creció por encima del 130% y el sector fotovoltaico exportó más del 70% de su producción. La creciente salida al exterior de las empresas españolas del sector ha sido la respuesta a un contexto internacional muy favorable  para esta industria.

Titularidad de las instalaciones

A continuación, se puede observar la titularidad de las instalaciones FV, en España, y una comparación con otros países europeos (Ilustración 26).

 
Ilustración 26.- Titularidad de las instalaciones FV, año 2007. Fuente: EuPD Research 2008

La segmentación de clientes en el mercado FV, a nivel europeo, varía en cada país. Algunas de las posibles explicaciones pueden ser: El desarrollo histórico, la etapa de difusión  de los segmentos, las características arquitectónicas, las características de alimentación, los objetivos de los agentes del mercado y, por último, pero no menos importante el tamaño absoluto diferente de los mercados.


Distribución Territorial

En la Ilustración 27, se agrupa los valores de potencia total acumulada en FV por comunidad autónoma, para el año 2011.
 
Ilustración 27.- Reparto por Comunidad Autónoma de la potencia total acumulada de FV en España, año 2011. Fuente: REE

Se observa que la comunidad autónoma con mayor potencia acumulada en FV es Castilla La Mancha, con el 21,00%, seguida de Andalucía con un 18,74% y Extremadura con un 12,74%.
Murcia se encuentra en un quinto lugar, con un 9,07% con respecto a la potencia total de tecnología FV, en España.
Con el fin de hacer una comparación, más exhaustiva, entre comunidades autónomas, se determina el ratio potencia acumulada/ área, expresado en kW/km2 (Ilustración 28).
 
Ilustración 28.- Ratio potencia acumulada FV/población.área, año 2011. Fuente: CNE  

La comunidad de la Región de Murcia presenta el mayor ratio de Potencia acumulada FV/Área, con un valor de 33,42 kW/km2, seguida de la comunidad de Canarias y La Rioja, con 17,65 kW/km2 y 16,80 kW/km2, respectivamente.
Para observar de manera más detallada la implantación del sector FV, se ha comparado el ratio obtenido en Murcia, con el ratio determinado para España y Alemania (
Ilustración 29).

 
Ilustración 29.- Ratio potencia acumulada FV/población.área, en Alemania, España y Murcia. Fuente: POLDER PV y CNE

En septiembre de 2011, Alemania presenta una potencia acumulada en energía solar FV de 20.617 MW, obteniendo un ratio de 57,73 kW/km2, para un área territorial de 357.104 km2. Este ratio destaca frente a los valores obtenidos para España y Murcia.
España presenta un ratio de 8,26 kW/km2, para 4.168 MW instalados, en 2011, y una superficie territorial de 504.645 km2. Este valor es muy inferior al ratio de Alemania.




Región de Murcia

En la Ilustración 30, se muestra la evolución de la tecnología solar FV, en la comunidad autónoma de la Región de Murcia.

 
Ilustración 30.- Evolución anual y acumulada de la potencia FV instalada en Región de Murcia. Fuente: CNE

Según el Registro Especial de Productores de Energía (REPE), existen 3.599 instalaciones FV en la Región de Murcia, año 2011, alcanzándose en la actualidad, los 378 MW de potencia instalada en energía solar FV.
Dicha potencia supone el 41,46% de la capacidad total de GD, en Región de Murcia, y el 1,05% respecto a la capacidad total de GD en España (36.135 MW, año 2011).
Dentro de la potencia instalada de 378 MW, en Murcia, la distribución de instalaciones por potencia nominal se muestra en la Ilustración 31.

 
Ilustración 31.- Distribución de las instalaciones FV en Región de Murcia, año 2011. Fuente: REPE
Tal y como se puede observar, dentro de las diferentes opciones de GD, mediante tecnología solar FV, la que ha presentado una menor expansión ha sido la microgeneración (potencias inferiores a 5 kW), con un 1% respecto del total instalado.
Dada la dificultad de poder discriminar las instalaciones de suelo de las instalaciones de cubierta, en función de un criterio de potencia instalada, debido a la gran cantidad de agrupaciones existentes, se ha planteado el siguiente criterio para identificar dicha tipología (Ilustración 32):
    Potencia > 100 kW: Instalación en suelo
    20 kW < Potencia < 100 kW: 20% en cubierta industrial; 80% en suelo
    5 kW < Potencia < 20 kW: cubierta industrial
    5 kW < Potencia: tejado en vivienda

 
Ilustración 32.- Diferentes tipologías de instalación FV en la Región de Murcia en el año 2011. Fuente: REPE

Se comprueba que el tipo de instalación más común, en la Región de Murcia, es el sistema solar FV en suelo, con un 83% respecto del global.



EVOLUCIÓN REGULATORIA DEL SECTOR  FOTOVOLTAICO
Es evidente que la regulación del sector eléctrico juega y debe jugar el papel de orientar la evolución de las energías en función de las necesidades energéticas nacionales, incentivando o desincentivando su producción en función del grado de desarrollo o de interés en la misma.
Para analizar los cambios de ritmo producidos en el mercado FV español es necesario remontarse a sus inicios y observar los cambios legales que se han aplicado en los últimos años (Tabla 3).


TMR año 2007: 7,6588 c€/kWh    RD 2818/1998    RD 436/2004    RD 661/2007
Instalación    Tarifa 1998 (ptas/kWh)    Tarifa 2004 (c€/kWh)    % sobre TRM      C€/kWh    C€/kWh
P ≤ 5 kW
-Primeros 25 años desde su puesta en servicio
-A partir de los 25 años    66
66    40
40            

5 kW < P < 50 kW
-Primeros 25 años desde su puesta en servicio
-A partir de los 25 años

    36
36    22
22            

P ≤ 100 kW
-Primeros 25 años desde su puesta en servicio
-A partir de los 25 años

    36
36    22
22    575%
460%    44,03810
35,23048    44,0381
35,2305

    kW < P ≤ 10 MW
-Primeros 25 años desde su puesta en servicio
-A partir de los 25 años    36
36    22
22    300%
240%    22,97640
18,38112    41,7500
33,4000
    W < P ≤ 50 MW
-Primeros 25 años desde su puesta en servicio
-A partir de los 25 años    36
36    22
22            22,9764
18,3811
                    Necesidad Centro  Control
(> 10 MW)

Tabla 3.- Evolución de las tarifas reguladas en los RD de 1998, 2004 y 2007 [60]

En el RD 2818/1998, se da una tarifa preferente a las instalaciones fotovoltaicas con una potencia nominal de hasta 5 kW. Esto da lugar a una estructura de potencias, en la que el porcentaje de instalaciones inscritas en el Registro Especial de Productores de Energía (REPE) con potencias inferiores o iguales a 5 kW es del 71,41 %, de las cuales el porcentaje de las instalaciones con una potencia nominal, exactamente, igual a 5 kW es del 52,95 %. La potencia acogida a ese RD ha sido de aproximadamente 6 MW (de los 150 MW máximos admisibles).
El tratamiento, también, preferencial que se da a las instalaciones con potencias nominales iguales o inferiores a 100 kW, se ve reflejado en las instalaciones adscritas al RD 436/2004, ya que el porcentaje de las instalaciones inscritas en el Registro Especial de Productores de Energía (REPE) con potencias inferiores o iguales a 100 kW es del 97,11 %, de las cuales el porcentaje de las instalaciones con una potencia nominal, exactamente, igual a 100 kW es del 24,94 %.
La retribución pasa a ser de hasta el 575% de la TMR, durante los primeros años, y luego del 80% de esa cantidad durante el resto de vida de la instalación sólo para instalaciones menores a 100 kW. Estas condiciones se mantienen hasta que España alcance los 150 MW instalados [62].
En este último caso, hizo que instalaciones mayores de 100 kW se inscribieran a nombre de diferentes empresas en partes de 100 kW (más del 10% del total en potencia de las instalaciones), conectándose en baja tensión y en algunos casos cediendo las instalaciones de evacuación de media tensión a la empresa distribuidora correspondiente.
La potencia acogida a este RD es de, aproximadamente, 160 MW según registro de instalaciones inscritas en el REPE, hasta Julio de 2007 (de 363 MW máximos admisibles, PANER 2005-2010).
La aparición del RD 661/2007 propicia la aparición de grandes instalaciones en muy poco tiempo, ya que la diferencia entre las tarifas inferiores a 100 kW y las superiores a 100 kW e inferiores a 10 MW solamente varían en un 5%, a favor de las de potencia más pequeña.
El nuevo escalón de potencia se sitúa en los 10 MW, donde se produce un cambio de prima realmente apreciable y siendo además esa la potencia necesaria para tener la obligación de conectarse a un centro de control (CECRE).
Con la entrada en vigor del RD 661/2007, el mercado experimenta un fuerte crecimiento del 385%, respecto al año anterior, instalándose 2700 MW, entre finales de 2007 y sobre todo durante el 2008, siendo apoyado por el agente regulador [60].
Tras la oleada de nuevas instalaciones por este último RD 661/2007, el Gobierno trata de seguir fomentando las EERR, pero de una forma mucho más ordenada. Con la intención de regular el crecimiento de sector, se publica el Real Decreto 1578/2008.
Este Real Decreto clasifica las nuevas instalaciones en dos tipologías, según estén ubicadas en cubiertas (tipo I) o en suelo (tipo II). Dentro de las primeras, se distinguen dos subtipos:
Tipo I.1 Instalaciones con potencia inferior o igual a 20 kW
Tipo I.2  Potencia superior a 20 kW.
Además introduce:
    Mecanismo de preasignación de retribución
    Cupos anuales de potencia incrementados anualmente
    Reducción trimestral de tarifa en función del grado de cobertura del cupo anterior: un 2,5%, aproximadamente, (10% anual aprox.) de la tarifa de venta indicada anteriormente (si se cubren los cupos de cada convocatoria).
La evolución de las tarifas aplicables a las instalaciones FV, puestas en funcionamiento a partir del 30.09.2008, se observa en la Tabla 4.

TARIFA DE VENTA DE LA ENERGÍA (€/kWh)
Energía Solar FV (subgrupo b.1.1)
Régimen Retributivo RD 1578/2008
Convocatoria    Subtipo I.1
(cubierta pequeña)    Subtipo I.2
(cubierta grande)    Tipo 2
(Suelo)
1ª 2009    0,340000    0,320000    0,320000
2ª 2009    0,340000    0,320000    0,3071893
3ª 2009    0,340000    0,320000    0,2991125
4ª 2009    0,340000    0,320000    0,2908570
1ª 2010    0,340000    0,311665    0,2810450
2ª 2010    0,334652    0,303099    0,2731780
3ª 2010    0,330597    0,295200    0,2655090
4ª 2010    0,321967    0,286844    0,2586020
1ª 2011    0,313542    0,278887    0,2517140
2ª 2011    0,288821    0,203726    0,134585
3ª 2011    0,281271    0,198353    0,130324
4ª 2011    0,273817    0,193170    0,124970

Tabla 4.- Evolución de las tarifas reguladas en los RD de 2008
 La publicación de este Real Decreto provoca una nueva orientación del sector, centrándose mayoritariamente en las instalaciones incorporadas a la edificación en detrimento de las plantas en suelo.
Un año más tarde, en el año 2009, el sector FV español pasa por uno de sus peores momentos, en gran parte, debido a la disminución de las primas y a la inseguridad jurídica provocada por los rumores de aprobación de una serie de medidas de carácter retroactivo que supusieron una disminución significativa de la demanda y consecuentemente conlleva a una ralentización del mercado.
 Tal y como se muestra en la Ilustración 24, a pesar de la incertidumbre creada, el 2010 supuso un año de ligera recuperación con 392 MW instalados, según datos de la CNE en comparación con el 2009, año en el que se produjo la desaceleración con sólo 17 MW instalados [58]. En cuanto a la tipología de instalaciones, tras la transición de los años 2009 y 2010, el sector fotovoltaico se ha reorientado focalizándose mayoritariamente en instalaciones ubicadas en edificaciones (Tipos I.1 y I.2) y políticas de cupos, en detrimento de las de suelo (disminución de las cuotas en suelo), que fueron las grandes protagonistas en los años 2007 y 2008.
A partir de 2010, se da prioridad a la reducción del gasto y la liquidación del déficit tarifario eléctrico, tomando medidas que han afectado de forma drástica al sector FV.
En noviembre de 2010, se publica el RD 1565/2010 donde se aplica una reducción a la remuneración para los tres tipos de instalaciones [58].
    Instalaciones de tipo I.1: 5% de reducción.
    Instalaciones de tipo I.2: 25% de reducción.
    Instalaciones de tipo II: 45% de reducción.
En diciembre de ese mismo año se publica el RD Ley 14/2010, se aplica una limitación de horas equivalentes de funcionamiento de las instalaciones en función de la zona climática hasta final de 2013, con carácter retroactivo a las instalaciones acogidas al RD 661/2007 y RD1578/2008, compensando esta limitación con un aumento de retribución de 25 a 28 años.
Esta reducción extraordinaria de tarifas disminuye la rentabilidad de numerosos proyectos, especialmente los de plantas solares ubicadas en las regiones con menor irradiación.
En el mes de junio de 2011, se publica el Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) 2011-2020. Se trata de un documento en el que se marcan las pautas referentes a legislación, objetivos de generación y políticas de fomento para las diferentes tecnologías renovables, con vistas a la consecución del objetivo de cubrir un 20% del consumo de energía final con renovables en 2020 establecido por la Directiva 2009/28/CE.
En él, se estima un incremento de la potencia fotovoltaica instalada de 4.346 MW, hasta el 2020, de los cuales cerca de un 70% corresponderá a instalaciones en edificaciones.
No obstante, a pesar del incremento previsto, el PANER no supone mayor progreso para el sector.
Para facilitar y potenciar el desarrollo y la penetración de las energías renovables (EERR), el PANER propone una batería de medidas, materializándose una de ellas en el Real Decreto 1699/2011 por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia.
Este RD que traspone a nuestra legislación parte de la Directiva Europea 2009/28/CE, relativa al fomento de las de EERR, se suma a la ya existente en este capítulo y tiene como finalidad simplificar la tramitación exigida para acelerar la entrada en el sistema eléctrico de instalaciones de pequeño tamaño regulando las condiciones administrativas y técnicas básicas para la conexión de las instalaciones de fuentes renovables y de cogeneración de pequeña potencia.
Del mismo modo, en este RD, se  anuncia una  próxima regulación del suministro de la energía eléctrica producida en el interior de la red de un consumidor, para su propio consumo, que incentivará el autoconsumo.
Estos antecedentes, junto con la reciente entrada en vigor del  Real Decreto-Ley 1/2012, ha supuesto la paralización por tiempo indefinido del sistema de fomento de las EERR, existente hasta la fecha, en España (basado en tarifas de inyección a red)  [22]. Para poder cumplir los  objetivos marcados en el PANER, se ha de tener en cuenta la llegada de la  Paridad de Red en el sector y el autoconsumo [58], para generar un incremento de potencia instalada sin asociar al régimen especial.
La instalación en suelo alcanzaría la paridad de red después del segmento edificación. En este sentido, este informe, se ha centrado fundamentalmente en el segmento de edificación [61].
 AUTOCONSUMO Y BALANCE NETO
Paridad de red

Se dice que una tecnología de generación eléctrica alcanza la Paridad de Red, o Grid Parity en inglés, cuando el precio de la energía generada por el sistema, en este caso fotovoltaico, es el mismo que el precio de referencia de la electricidad. En otras palabras, es preferible autoconsumir la propia energía generada a comprarla a cualquier distribuidora.
Se entiende por Precio de Referencia de la Electricidad la suma del término de energía (TEU), el coste estimado de la energía suministrada (CE), el término de energía de la tarifa de acceso (TEA) y el impuesto especial de electricidad (IEE) [4].

PRE (precio referencia electricidad) = TEU + CE + TEA + IEE
TUR (tarifa último recurso) = TPU (término de potencia) + TEU (término de energía)

 
Ilustración 33.-  Precio de referencia de la electricidad

La tendencia del coste de la electricidad va en aumento, debido en gran parte al encarecimiento de los combustibles fósiles, a partir de los cuales se genera la mayor parte de la electricidad y al déficit eléctrico acumulado durante los últimos años.
En cambio, el coste del kWh fotovoltaico, representado en azul (Ilustración 34), responde a una tendencia decreciente gracias a las mejoras tecnológicas y economías de escala que han permitido aumentar su competitividad.
La Paridad de Red se define como el momento en el que las dos líneas de tendencia se cruzan (Ilustración 34).
En este punto, es importante diferenciar dos conceptos como son la “Paridad de Red” y la “Paridad de Generación” que son comúnmente asociados y en algunos casos utilizados de forma errónea.
 
Ilustración 34.-  Representación ilustrativa de paridad de red [30]

Paridad de Generación: Representa el momento en el que la tecnología fotovoltaica empieza a ser rentable si inyectamos a la red toda la producción de nuestra instalación fotovoltaica.

 

Ilustración 35.-  Paridad de red y paridad de generación. Fuente: ECLAREON [31]

Cálculo de llegada de la paridad de red

La llegada de la Paridad de Red depende de tres parámetros objetivos: el coste de inversión en el sistema solar, el índice de irradiación y el precio kWh de la energía suministrada por la compañía eléctrica.

Coste de la inversión inicial

El precio del kWh fotovoltaico se calcula teniendo en cuenta el coste de instalación del sistema, el cual viene dado en euros por vatio pico instalado  (€/Wp).  Dentro de éste, los módulos FV representan, típicamente, entre un 30% y un 50% del coste total de la instalación (Ilustración 36).

 
Ilustración 36.-  Coste instalación fotovoltaica desglosada. Fuente: [34] y FDS

En este sentido, cabe destacar que las curvas de aprendizaje tecnológico han experimentado un gran desarrollo e incorporado avances en la cadena productiva, que han reducido considerablemente los costes de obtención. Tratándose de una tecnología que aún no ha alcanzado su madurez, se espera que los precios puedan seguir con una tendencia a la baja, durante los próximos años.
La Ilustración 37 muestra la evolución del coste del panel fotovoltaico.
 
Ilustración 37.-  Evolución coste módulo fotovoltaico. Fuente: [30] y FDS

Actualmente, la reducción de los costes del kWp instalado es constante y se espera que, en un intervalo de 10 años, se reduzcan en un 50% (Ilustración 38) en su mayor parte debido a la reducción de los elementos básicos de la instalación, como son los módulos y los inversores fotovoltaicos [34].

 
Ilustración 38.-  Evolución costes instalación fotovoltaica. Fuente: [34] y FDS
Precio FV kWh generado

La metodología tradicional para calcular los costes de generación de electricidad se basa en la obtención del LCOE (Levelised Cost of Electricity).
 El LCOE es una medida del coste promedio anual de producción de electricidad por unidad de energía producida, a lo largo de la vida útil de la planta, descontado y expresado en valor presente.
Dicha medida se expresa en Euros por Kilovatio-hora, por lo que es comparable entre distintas tecnologías de generación. Incluye todos los costes presentes y futuros de las unidades de generación: los costes de inversión inicial (incluido los costes de planificación, el pago de intereses, etc.), los costes de operación y mantenimiento (fijos y variables) y el coste de combustible.
La fórmula empleada para el cálculo del LCOE es:
LCOE=(∑_(t=1)^N▒(I_t+M_t)/〖(1+r)〗^t )/(∑_(t=1)^N▒E_t/〖(1+r)〗^t )
A continuación, se determina el coste promedio anual de producción de electricidad por unidad de energía producida, LCOE, para una instalación FV situada en la Región de Murcia, teniendo en cuenta:
 - Autoconsumo del 100%.
- Pago Instalación por medios propios del 100%.
- Tratamiento fiscal de la instalación como consumidor.
- No se contabiliza el pago de peajes eléctricos.

Precio kWh comprado a Tarifa Último Recurso (TUR)
- TUR sin discriminación horaria: 0,142349 €/kWh (Primer trimestre 2012)
- Impuesto Eléctrico: 5,113%
- IVA: 18%
- Precio total kWh (sin autoconsumo): 0,1753 €/kWh (IVA incluido)
- Consumo medio anual de electricidad de un hogar español: 3.600 kWh
Precio kWh para instalación Fotovoltaica Residencial de 5 kWp
- Producción unitaria estimada (zona Murcia): 7512 kWh/kWp (apartado 8.6: 1502,40 kWh/ kWp)
- Precio medio del Wp: 2,5 € (IVA no incluido)
- Precio total instalación (inversión, It): 12.500 € (IVA no incluido)
- Costes anules O&M (15€/kW): 75 € (IVA no incluido)
- Coste anual seguro instalación (10€/kW): 50 € (IVA no incluido)
- Incremento anual gastos de instalación: 1,5%
- Tasa de actualización: 5%
- Incremento anual del precio de energía: 4%
- Años de funcionamiento: 25 años
- Factor de corrección debido a la pérdida de potencia anual: 0,40%
-  Precio kWh (LCOE con autoconsumo): 0,1701 €/kWh (IVA incluido)

Según este ejemplo, teniendo en cuenta las hipótesis mencionadas, el sistema fotovoltaico ya sería más rentable que la compra de red. No obstante,  el autoconsumo de este tipo de instalaciones no será del 100%, factor importante para la estimación del coste del kWh en esta modalidad [30].
En la Tabla 5, se puede observar el ahorro generado de 8.022,5 €, para este caso de autoconsumo estudiado.


Año    Energía producida kWh/año    Tarifa ahorro    Ahorro Bruto anual 100% autoconsumo    It,  €    Mt, €    Total Gastos    Flujo de caja, actualizado a origen    Acumulado
0                12.500,0    125,0    12.625,0    -12.625,0    -12.625,0     
1    7.512,0    0,1423    1.069,3    0,0    126,9    126,9     940,6         -11.682,5     
2    7.482,0    0,1480    1.107,7    0,0    128,8    128,8     924,7         -10.750,3     
3    7.452,0    0,1540    1.147,3    0,0    130,7    130,7     909,1         -9.828,2     
4    7.422,2    0,1601    1.188,5    0,0    132,7    132,7     893,7         -8.916,1     
5    7.392,5    0,1665    1.231,1    0,0    134,7    134,7     878,5         -8.014,1     
6    7.363,0    0,1732    1.275,2    0,0    136,7    136,7     863,6         -7.122,1     
7    7.333,5    0,1801    1.320,9    0,0    138,7    138,7     848,8         -6.239,9     
8    7.304,2    0,1873    1.368,2    0,0    140,8    140,8     834,3         -5.367,6     
9    7.275,0    0,1948    1.417,3    0,0    142,9    142,9     820,1         -4.505,1     
10    7.245,9    0,2026    1.468,1    0,0    145,1    145,1    806,0         -3.652,3     
11    7.216,9    0,2107    1.520,7    0,0    147,2    147,2    792,1         -2.809,1     
12    7.188,0    0,2191    1.575,2    0,0    149,5    149,5     778,4       -1.975,5     
13    7.159,3    0,2279    1.631,6    0,0    151,7    151,7     765,0         -1.151,4     
14    7.130,6    0,2370    1.690,1    0,0    154,0    154,0     751,7    -336,8     
15    7.102,1    0,2465    1.750,7    0,0    156,3    156,3     738,7          468,5     
16    7.073,7    0,2564    1.813,4    0,0    158,6    158,6     725,8          1.264,5     
17    7.045,4    0,2666    1.878,4    0,0    161,0    161,0     713,1          2.051,3     
18    7.017,2    0,2773    1.945,7    0,0    163,4    163,4     700,6          2.828,9     
19    6.989,1    0,2884    2.015,5    0,0    165,9    165,9     688,3     3.597,4     
20    6.961,2    0,2999    2.087,7    0,0    168,4    168,4     676,2         4.357,0     
21    6.933,3    0,3119    2.162,5    0,0    170,9    170,9     664,0          5.107,6     
22    6.905,6    0,3244    2.240,0    0,0    173,4    173,4     652,5          5.849,4     
23    6.878,0    0,3374    2.320,3    0,0    176,0    176,0     640,9          6.582,4     
24    6.850,5    0,3508    2.403,5    0,0    178,7    178,7     629,5          7.306,8     
25    6.823,1    0,3649    2.489,6    0,0    181,4    181,4     618,2          8.022,5     
AHORRO POR AUTOCONSUMO EN 2012 (25 años)    8.022,5

,5
        
    Tabla 5.- Ahorro con autoconsumo en instalación de 5 kWp

El autoconsumo por Balance Neto. Definición

Una vez alcanzada la paridad de red, el autoconsumo de la electricidad generada sería algo lógico para el titular del punto de suministro eléctrico en cualquiera de los segmentos. Por lo tanto, podría resultar apropiado promover el autoconsumo mediante un sistema de medición neta o balance neto (Net Metering, en inglés) que viene preparando el mercado para ese momento [61].
El balance neto es un sistema de compensación de saldos de energía que permite al consumidor auto-productor compatibilizar su curva de demanda y producción. Se trata de un sistema interconectado a la red pudiendo verter o consumir energía en momentos puntuales.
Estos sistema implican un cambio de filosofía en el que el “generador” de EERR pasa a ser a su vez un “consumidor” produciendo parte de lo que posteriormente va a consumir, lo cual no implica realizar una actividad estrictamente económica como puede con el sistema tarifario actual.
Además, mediante el contador el consumidor puede identificar los picos y valles de demanda pudiendo modificar sus hábitos de consumo adaptando así la curva de generación a la demanda (Ilustración 39).
Tramo A: Todo el consumo eléctrico se cubre con electricidad importada de la red eléctrica. La generación fotovoltaica es nula.
Tramo B: El sistema fotovoltaico cubre una parte del consumo. El sistema eléctrico proporciona el resto de energía para satisfacer la demanda

 
Ilustración 39.-  Funcionamiento conceptual del balance neto. FUENTE: ECLAREON

Tramo C: Las horas de máxima generación del sistema coinciden con las horas valle de la demanda. Una parte de la generación fotovoltaica cubre toda la demanda eléctrica del edificio. El excedente se vierte a la red eléctrica.
El autoconsumo en la modalidad de balance neto se caracteriza, principalmente, porque un consumidor genera in situ parte de la energía eléctrica que consume, típicamente en la cubierta de la propia edificación.
La estacionalidad y variabilidad de recursos renovables, junto con la cogeneración los más empleados, traen como consecuencia que no toda la energía producida se autoconsuma instantáneamente (Ilustración 39). La energía excedentaria, que se inyecta en la red, genera en estos casos un crédito que el consumidor puede recuperar, esto es “balancear”, en períodos posteriores  [22].
La valoración o monetización del intercambio más común –y a la vez la más sencilla– es la que confiere idéntico precio a la energía exportada que a la importada, siempre que éstas se balanceen dentro del mismo período de facturación.
En aquellos periodos de facturación con saldo neto de energía importada (menos autoproducción que energía consumida), si existen saldos de energía exportada anteriores se hace uso de los mismos, pero pagando un coste o peaje del servicio prestado por el sistema eléctrico.
Este coste es objetivable, aunque es habitual que los reguladores lo utilicen como señal de mercado para incentivar o ralentizar el desarrollo de estos mecanismos de balance neto de energía, basados en tecnologías renovables.
Con el objeto de no desvirtuar la finalidad de autoconsumo y evitar que se conviertan en instalaciones de exportación neta de energía a la red, se suele establecer penalizaciones a los casos en los que los créditos de energía excedentaria no son redimidos en el plazo preestablecido, típicamente un año desde su generación. En el caso extremo, sin dar valor alguno a la energía sobrante una vez pasado un año.
Con este sistema, explica el borrador del decreto, «una instalación producirá energía eléctrica para consumo en la misma vivienda siempre que haya demanda. Si la demanda es superior a la producción, se importará energía de la red, y cuando la demanda sea inferior a la producción, se exportará energía a la red».
La generación de excedentes puede producirse a diario en las horas centrales, aunque también siempre que no haya nadie en el hogar requiriendo energía, algo habitual en vacaciones. El borrador habla de derechos de consumo diferido para referirse a los kilowatios (kW) excedentarios que se inyectan en la red, que se podrían acumular durante 12 meses y compensarse al final del periodo o bien con la misma frecuencia que la facturación.
La comercializadora –generalmente la compañía eléctrica o una de sus filiales– se encargará de hacer los saldos entre el consumo diferido y el consumo instantáneo.
Los consumidores tendrán que seguir pagando un ‘peaje’ por el acceso a la red y un ‘coste’ del balance neto cuyo importe máximo debe definir el Ministerio de Industria. El sistema es especialmente aplicable a las instalaciones de generación eléctrica con fuentes renovables que no se pueden gestionar: eólica y solar, ya que permite adecuar su producción al consumo sin necesidad de las carísimas y poco eficientes baterías y acumuladores.

En general, el autoconsumo sirve para todas las renovables por debajo de los 100 kW, que es la potencia máxima para la baja tensión. «Un hogar—recuerdan en ASIF— instala habitualmente 4 kW por lo que el sistema también es apto para comercios y pequeñas industrias [23].
 Ilustración 40.-  Ejemplo de factura con balance neto. Fuente: IDAE

Experiencias anteriores

En este apartado, se describe la experiencia internacional de las políticas de balance neto. El objetivo es poder observar las características de las principales políticas adoptadas, por algunos países, que han implementado el balance neto. Además, se expone el caso norteamericano con mayor grado de detalle, donde se puede ver cómo han afectado las políticas de balance neto al desarrollo de las fuentes de generación de pequeña escala, en base a EERR no convencionales.
Otro aspecto a destacar en la regulación norteamericana es que muchos estados hacen una diferenciación entre clientes pequeños y clientes grandes, lo cual funciona bastante bien para disminuir las barreras de entrada a clientes residenciales. Además, se diferencia en pequeños clientes entre los que operan con equipos certificados y los que operan sin equipos certificados, en donde a los primeros se les exigen menos pruebas a la hora de poner en servicio la instalación.
En Europa, la situación es un tanto distinta. Si bien los países europeos se encuentran liderando el campo de las EERR, en Europa  la experiencia en cuanto a balance neto se refiere, es diferenciada entre los distintos países, existiendo países como Italia en el cual la iniciativa ha tenido gran éxito, con una legislación poseedora de un alto grado de detalle. Otros países han comenzado la implementación de estos sistemas, recientemente, y el éxito de los programas es incierto. Finalmente, otros aún no han promulgado leyes de balance neto (España se encuentra en vías de promulgar una ley propia de balance neto o autoconsumo) [5][6][7].
La iniciativa de balance neto ha comenzado a ganar relevancia en Latinoamérica, debido al aumento que las EERR han comenzado a tener en los países de esta región. Existen algunas iniciativas pero estas aun son incipientes y no poseen una experiencia detallada de forma que pueda ser comentada. Se destaca el caso de Chile en donde ya se han presentado 4 proyectos de ley, en donde el proyecto del senador Horvath es el que más se ha desarrollado. En general, los proyectos de ley que se han presentado en el país no han sido muy aterrizados y carecen de peso en aspectos técnicos[5][6][7].
A continuación, se muestra la experiencia en distintos países en materia de balance neto o autoconsumo.
Mercados de referencia: Políticas internacionales existentes en la actualidad de GD
De acuerdo con datos de la CIGRE (International Council on Large Electric Systems), en diversos países del mundo, se ha incrementado el porcentaje de la potencia instalada de GD, en relación con la capacidad total instalada. Así, la GD se ha convertido una realidad en muchos países como EEUU, Canadá, Colombia, Chile, Reino Unido, Alemania, Suecia y Portugal que cuentan, en la actualidad, con regulaciones específicas. Un ejemplo claro es la situación en Portugal, que ha establecido recientemente una legislación específica para la microproducción.
Mercado Europeo
Portugal
En Portugal, se han establecido marcos regulatorios muy modernos y flexibles.
    El Decreto ley 363/2007 de 2 de noviembre, sobre microgeneración
En Portugal, el 2 de Noviembre de 2008, entra en vigor el Decreto Ley 363/2007 sobre Microgeneración, para la aplicación de un régimen de licencias simplificado (Internet) para conexión a red local a bajo voltaje, de productores pequeños o residenciales, que utilicen fuentes de EERR (hasta 1,5 kW. en fotovoltaica y 2,5 kW. en micro-eólica). Este nuevo régimen jurídico, se enmarca dentro del ámbito de la “Estrategia Nacional para la Energía”, que pretende impulsar de forma significativa la microproducción de electricidad.
Este Decreto crea el Sistema de Registro de Microproducción (SRM) que consiste en una plataforma electrónica de interacción con los productores, en el cual es posible realizar con la administración toda la relación necesaria para implementar la actividad del microproductor. En la parte de licencias, los viejos procedimientos lentos y burocráticos son sustituidos por una única acción de registro en el MRS, permitiendo que cualquier entidad, que tenga un contrato de compra de electricidad, pueda convertirse en microproductor. También, es prevista la creación de un sistema de facturas y de relación comercial simplificados, evitando la emisión de recibos y correcciones de IVA, por parte de los productores privados. El microproductor recibe o paga a través de una única transacción, por el valor neto del ingreso relativo a la electricidad producida y los pagos referentes a la electricidad consumida.
De acuerdo a esta regulación, hay dos regímenes para la venta de energía eléctrica producida por unidades de microgeneración: el régimen general (que considera la producción hasta potencias de 5,75 kW) y el régimen especial (que considera la producción hasta 3,68 kW). Cualquier consumidor de energía puede ser un productor de energía, pero sólo puede producir y vender energía a la red pública hasta la mitad del índice de potencia de su hogar. Esta regulación sólo permite el acceso al régimen especial, en los casos de edificios o locales, donde la instalación tiene, como mínimo, 2 m2 de paneles solares térmicos [51].
En resumen, esta norma prevé que la electricidad producida se destine, principalmente, a consumo propio, pero el excedente puede ser vendido a terceros o a la red pública.
Se establece una tarifa única de referencia de 650€/MWh, durante los 5 primeros años de vida de la instalación, para diferentes tecnologías de microgeneración: solar, eólica, minihidráulica, cogeneración con biomasa, pilas de combustible de hidrógeno producido a partir de fuentes renovables. Para obtener esta tarifa, estas tecnologías están limitadas a una potencia en el inversor de 3,68 kW.
Esta tarifa de 650 €/MWh, será para los primeros 10MW de potencia que se instalen en el país. Por cada 10 MW adicionales que se instalen, la tarifa irá disminuyendo un 5%. Una vez pasados los cinco primeros años, la instalación percibirá durante 10 años adicionales, anualmente, la tarifa única que corresponda a la del 1 de enero de ese año, aplicable a las nuevas instalaciones que sean equivalentes. Después de este período de 15 años, las instalaciones pasarán al régimen general.
Cada tecnología, recibirá un porcentaje de esta tarifa única. En el caso de la energía minieólica, será el 70% de la misma, es decir, 450 €/kWh. Para la energía solar, la prima es del 100%: 650 €/MWh. La electricidad vendida se limita a 4 MWh/año para la energía minieólica por cada kW instalado. El recuento de electricidad se realiza con un contador bidireccional, que asegure el recuento en ambos sentidos.
La condición de acceso a estas tarifas es la existencia de colectores solares térmicos en el local de consumo y, en el caso de instalaciones cuya propiedad pertenezca a un conjunto de personas, como los vecinos de un bloque de viviendas, a la realización de una auditoría energética en dicha propiedad.
En cuanto a la tramitación de las instalaciones, se establece un régimen simplificado, que se reduce a un simple registro electrónico, sujeto a una inspección técnica de conformidad. Para instalar una unidad de microgeneración, el interesado debe inscribirse en el SRM. Si el registro es adecuado y se cumplen las limitaciones de potencia pertinentes se acepta provisionalmente hasta que se pague la tasa aplicable.
Después del registro provisional, el productor tiene 120 días, para instalar la unidad de microgeneración, y pedir el certificado de exploración, que se obtiene al final del proceso de inspección. Dicha inspección debe realizarse 20 días después de la petición del certificado de exploración. Un inspector realizará las mediciones oportunas para determinar la viabilidad de la instalación. Si el resultado es favorable, se le remitirá al productor el certificado de exploración.
Si el resultado es negativo, el productor tendrá un período de 30 días para subsanar las incidencias. Un inspector realizará una segunda inspección (previo pago de una tasa); si ésta es favorable se remitirá al productor el certificado de exploración; si los problemas persistieran, se procederá a cancelar la instalación. Una vez emitido el certificado de exploración, se notifica al comercializador y envía el contrato de compra y venta al productor en cinco días.
Firmado el contrato entre el productor y el comercializador, se solicita automáticamente al operador de la red de distribución la conexión de instalación a la red eléctrica, que se hará en 10 días después de esta notificación [52].
Desde el punto de vista económico, destaca una garantía de tasa de venta bonificada durante un período de 15 años, lo que permite un retorno rápido y controlado de la inversión. De este modo es evidente que, para el micro-productor, la solución que más le conviene es la instalación para vender a la red nacional por el simple hecho de ser ésta la única forma de tener acceso al régimen bonificado, desechando por completo la idea de invertir en una instalación para consumo propio.
A groso modo, una instalación para la venta de energía a la red nacional con una  potencia de 3,68 kW (potencia máxima permitida por el Decreto Ley para el acceso al  régimen bonificado), puede costar de 18.000 a 20.000 euros (precio llave en mano con IVA). Es conveniente disponer de un área de aproximadamente 30 m2, que permita la instalación de los paneles orientados hacia el sur y sin sombras significativas.
En estas condiciones, el gobierno durante 5 años compra la energía producida a una tasa bonificada de  0,6175 €/kWh, contra los  0,11 €/kWh que actualmente el consumidor paga a EDP (Compañía Eléctrica Portuguesa). Todos estos factores llevan a que la inversión realizada sea recuperada en un tiempo de 5 a 6 años. Es necesario resaltar que el período de vida útil de estos sistemas nunca deberá ser inferior a 25 años. Por último, es importante destacar que los combustibles fósiles tienden a encarecerse cada vez más, y que el hecho de convertirse en microproductor es una garantía de que ese efecto negativo le afectará considerablemente menos.

    Guía para la certificación de instalación de una unidad de microproducción
Para impulsar de forma significativa la microproducción de electricidad, mediante diferentes tecnologías de GD (entre ellas, la energía solar FV), Portugal publica una guía para la certificación de estas instalaciones [53].  

Italia
En Italia, el balance neto se ofrece de forma híbrida con el sistema de tarifa especial (FiT), es decir, un mix de incentivos. Actualmente, ya es una política bastante consolidada en el país y sus principales aspectos, en el marco regulatorio, son:
    Capacidad instalada por conexión
    200 kW como máximo.

    Clientes
    Comerciales y Residenciales.

    Remuneración e incentivos
    Subsidios en ciertas regiones.
    Intercambio de créditos de EERR.
    El exceso de energía se acredita al próximo estado de cuenta o se paga a un precio determinado por la Autoridad de Energía Eléctrica y Gas (Autorità Per l''Enegia Elettrica e il Gas, en italiano -AEEG-).
    Préstamos subsidiados.
    Tarifa especial (Feed in tariff, en inglés -FiT-).
    Además, existen incentivos adicionales para situaciones especiales, tales como:
    Las instalaciones en los municipios pequeños (menos de 5.000 habitantes): +5% sobre los incentivos.
    Los sistemas instalados en las zonas deterioradas (zonas industriales, canteras, sitios contaminados): +5%.
    Para la sustitución del amianto: +0,05 kW
    Si el 60% de los componentes se produce en Europa: +10%.

    Se utilizan dos medidores uni-direccionales

La formula de balance neto es una combinación de compensación en € y crédito del exceso de producción indefinido:
INCENTIVO TOTAL = FiT + Balance Neto + (Crédito + Ahorro factura)
Donde:
    FiT para toda la producción FV:   €/kWh)  x Total producido (kWh)
Hay una tarifa “Feed in Tarif” para el 100% de lo que se produce.

    Balance neto:

CS (€)=       MIN (Oe;Cei)    +       CU (c€/kWh)      * Es
                Cuota de Energía      Cuota de Servicios

CS: Contribución del balance neto, €
Oe: Valor neto de electricidad suministrada por la red (menos el coste de transporte y distribución), €
Cei: Valor equivalente, €
CU: Costo variable unitario para el transporte y distribución de electricidad, €/kWh
Es: Energía intercambiada, kWh

    Crédito: Cei - Oe

Para entender el funcionamiento del balance neto en Italia, a continuación, se describen dos ejemplos.
Ejemplo 1: La electricidad inyectada > electricidad que se consume
Si Cei>Oe, se selecciona el valore Oe. Existe una diferencia (A), que se acredita al año siguiente (Ilustración 41). Por cada kWh, que el particular inyecta a la red, la compañía le descuenta el pago equivalente a un kWh.
 
Ilustración 41.-  Ejemplo 1. Balance neto en Italia





Ejemplo 2: La electricidad inyectada < electricidad que se consume
Si Cei<Oe, se selecciona Cei en la fórmula, para calcular la contribución de balance neto. En este caso, no hay crédito (A), para el próximo año (Ilustración 42).

 
Ilustración 42.-  Ejemplo 2. Balance neto en Italia

Por lo tanto, hay una valoración tanto de la parte de energía como de la parte del servicio, que es el coste variable de la tarifa y, con la parte de peaje, es lo que se llama balance neto.
Este incentivo total está permitiendo una fuerte subida en la inversión en el mercado italiano, ya que existe una parte de tarifa fija, una buena factura y un crédito en € o en kWh.






Dinamarca

Presenta una regulación de  balance neto con incentivos fiscales. En Dinamarca, el sistema de autoconsumo está disponible para clientes residenciales, desde el año 2005.
Dinamarca introduce el balance neto para la energía FV, como parte de un programa FV (SOL 300 y SOL 1000), llegando a ser permanente. Junto con el programa de descuento, la generación de energía FV es atractiva debido al coste de electricidad elevado, en Dinamarca. También, el incremento de los precios de la electricidad, en el futuro, juega un papel importante.
En Dinamarca, han puesto en marcha un programa de balance neto que contempla tecnologías de generación fotovoltaica de pequeña escala. La electricidad generada por entes privados es comprada al mismo precio que el que la compañía distribuidora cobra cuando vende su electricidad estándar. Este programa ha permitido que, efectivamente, el medidor del consumidor corra hacia atrás cuando la cantidad de energía inyectada a la red supera la cantidad de energía consumida.
La legislación danesa estipula una capacidad máxima instalada por instalaciones individuales de 6 kW, encontrándose la capacidad promedio en los hogares en un valor cercano a 1,8 kW.
A continuación, se resumen algunas de las características de la política de balance neto en Dinamarca:
    Remuneración e incentivos
    Balance neto (piloto) en 1989: 0,20 €/kWh  (menos impuestos)
    Balance neto en 2011: 0,30 €/kWh  de los cuales el 60% son impuestos.

El balance neto es atractivo para los consumidores domésticos, cuando la tarifa eléctrica presenta un impuesto de más del 50% del precio final. El precio medio del consumidor está alrededor de 0,23 €/kWh.  

    Negocio: 0,08 €/kWh durante 10 años, luego 0,04 €/kWh durante los próximos 10 años o  0,13 €/kwh de valor de reemplazo directo.
    Los sistemas no requieren pago por el uso de la red.

     Capacidad instalada por conexión
    Tamaño máximo sistema: 6 kW.
    Máximo igual al consumo anual propio.

    Clientes
    Residencial.
    Instituciones: 6 kW/100 m2.

Reino Unido
Pese a que no hay una política establecida de balance neto en Reino Unido, la implementación de esta es opcional, según la empresa de distribución. A continuación, se presentan algunas de las principales características de la legislación de Reino Unido:
    Remuneración e incentivos
    Los incentivos para sistemas de tarifas o primas reguladas, FiT, alcanzan precios hasta 10 veces mayores a los precios de mercado.
    Existen otros incentivos como la rebaja entre un 5% y 15% a instalaciones fotovoltaicas profesionales.
    Se usa la electricidad que se genera y se paga al propietario por ella.
    Se compra la electricidad de la distribuidora cuando se necesita y se exporta electricidad cuando no se necesita, recibiendo una compensación económica.
A continuación, se expone la fórmula para determinar el incentivo total del sistema de balance neto, observando la existencia de tres tarifas:
INCENTIVO TOTAL = FiT (Tarifa de generación)+ (Tarifa exportación x 50%) + Ahorro factura (Tarifa de importación)
Donde:
    Tarifa de generación: FiT para toda la producción FV
    Tarifa exportación: Para los kWh generados de más o en exceso. Si no hay seguimiento del balance, se considera una exportación del 50%.

    Tarifa importación (ahorro factura): El precio del kWh en punto de consumo.
En Reino Unido, se considera una tarifa especial de 0,43 ₤/kWh, una tarifa de exportación de 0,03 ₤/kWh y una tarifa de importación (sector doméstico) de 0,13 ₤/kWh, obteniendo un incentivo total de 0,51 ₤/kWh, en este caso.


Alemania
Alemania se caracteriza por altas tarifas en régimen especial del orden de 0,547 €/kWh, para sistemas menores a 30kW, en el caso fotovoltaico. A continuación, se presentan algunas de las principales características de la legislación alemana en la materia:
    Capacidad instalada por conexión
    No está especificado, pero para instalaciones sobre 100 kW, la empresa de distribución debe tomar el control técnico de la central.
    Capacidad instalada por distribuidor
    No especificado.
    Remuneración e incentivos
Se definen dos tipos de tarifas:
    Tarifa especial (FiT): FiT para la producción total de kWh o sólo para los kWh que se exportan a la red.
    Tarifa adicional para Autoconsumo (Feed in Premium -FiP-): Se trata de una prima adicional, que es más baja que la tarifa especial.
Si más del 30% de la energía generada se consume en el punto de generación, se obtiene una  prima adicional (FiP)  “X” determinada.
Si el consumo en el punto de generación es inferior o igual al 30% de la energía generación, se obtiene un FiP menor que “X”.
El actual modelo de balance neto establece que el consumidor/productor percibe una subvención de 25 c€ por cada kilovatio de electricidad fotovoltaica autoconsumido. Los ingresos por consumo superan aquellos por la venta de energía eléctrica.
    Tecnologías
    FV, eólica, hidráulica, biomasa, biogás y geotérmica.

    Alto desarrollo de EERR no convencionales
    Debido a una tarifa especial alta.

Mercado Americano y Latinoamericano
Estados Unidos
El balance neto se encuentra altamente consolidado en EE.UU. En algunos estados, esta iniciativa está presente desde hace más de 30 años. Lo positivo de dicha iniciativa es el hecho de que el balance neto y las diferentes regulaciones existentes en Estados Unidos han funcionado de forma dinámica, ya que han identificado las necesidades de los sistemas particulares, variando las regulaciones conforme fuera necesario. Casos emblemáticos son Oregón, California, Colorado y Texas (este último como un mal ejemplo), entre muchos otros. Sólo tres estados, actualmente, no poseen sistemas de balance neto [5][6].
A pesar de que, en EE.UU., esta iniciativa es ya una política bastante conocida y con muchos años de experiencia, se puede decir que sirvió bastante para abrir el camino a desarrollos más innovadores como lo son las redes inteligentes. Esta nueva línea de desarrollo se dio, en gran parte, debido a la necesidad de integrar de manera eficiente la GD no despachable (caso EERR no convencionales).
El balance neto en EE.UU. ha sido aplicado de la mano de la creación de incentivos para permitir que su desarrollo sea económicamente factible, desde el punto de vista del consumidor. Es más, muchos expertos [7] aseguran que las políticas de balance neto por si solas ofrecen incentivos insuficientes para la instalación de medios de generación distribuidos limpios y han sido los incentivos económicos adicionales los que han impulsado su instalación.
La Ilustración 43 resume los límites de capacidad instalada para instalaciones con sistemas de GD, en los diferentes estados de Estados Unidos, que poseen balance neto.

 
Ilustración 43.- Límites de capacidad por conexión, para sistemas de GD, con balance neto, por estado (EE.UU)

A continuación, se presentan algunos de los casos más representativos.

Minnesota

Es interesante observar el caso de Minnesota, debido al grado de penetración que ha obtenido en balance neto, gracias a la legislación que posee, actualmente.  A continuación, se describe algunos antecedentes y detalles referentes al programa de balance neto en esta estado.
Por otro lado, merece la pena destacar el caso de Minnesota, debido al desarrollo que han alcanzado las instalaciones fotovoltaicas. Esto se ha debido, además de a una política de balance neto bien implementada, a un programa de subsidios en este tipo de tecnología. En la Ilustración 44, se puede apreciar el desarrollo de las renovables en el estado.
 
Ilustración 44.- Balance neto en Minnesota

Las características de la política de balance neto de Minnesota son las siguientes:
    Límite de capacidad del sistema
    150 kW.
    Límites por empresa de distribución
    0,75% de la demanda pico de la empresa, en su año anterior.
    Clientes
    Residencial, comercial e industrial.
    Tecnologías
    FV, Gas de vertederos, Eólica, Biomasa, Hidráulica, Digestión Anaeróbica, Minihidráulica, Residuos Sólidos Municipales, Energía de las Olas (undimotriz) y Energía Mareomotriz.
    Remuneración e incentivos
    El exceso neto es acreditado al consumidor, en el próximo estado de cuenta a tarifa, para sistemas menores a 20kW. Para sistemas mayores a 20 kW es acreditado al próximo estado de cuenta valorizado según el componente de potencia de la tarifa.

La acumulación de excesos netos de energía generada, para periodos siguientes de facturación (roll over, en inglés), es indefinida.

    Descuentos o rebajas.
    Exenciones tributarias para biomasa y digestor de metano.
    Incentivos basados en el rendimiento para sistemas FV (Performance Based Incentives, en inglés -PBI-): Tarifa fijada por kWh.

California

En California, se establece una capacidad instalada máxima por instalación de 1 MW, con un máximo total para el sistema correspondiente a un 2,5% del pico máximo de demanda del sistema, proyectándose alcanzar un máximo de un 5% en el corto plazo. Sin embargo, California comienza la iniciativa de balance neto estableciendo un máximo de capacidad instalada correspondiente a un 0,5% del pico máximo de demanda del sistema.
Los pagos por la energía generada, bajo la cota de consumo de cada cliente se pagan mediante una tarificación anual, donde se reúne el consumo de 12 meses consecutivos y se calcula el consumo neto, pagándose dicho consumo al precio de distribución final.
Forsyth  asegura que existen tres factores clave en el desarrollo del balance neto en este estado:
    La posibilidad de que clientes de hasta 1MW de potencia instalada puedan optar a un programa de balance neto.
    Los incentivos existentes en California, enfocados en disminuir los costes de adquisición de equipos de generación a los consumidores.
    La transparencia y la calidad de información disponible a los usuarios.
El estado de California se puede considerar como un ejemplo de buena práctica, donde el balance neto establece los siguientes condicionantes:
     Límite de capacidad instalada por empalme
    Hasta 1 MW.

    Capacidad instalada por distribuidor
    5% del pico de demanda de la empresa.

    Tecnología
    FV, eólica, pilas de combustible y biogás.

    Clientes
    Residenciales, comerciales, industriales y agropecuarios.

    Tarifas e incentivos
    Prescripción créditos: 12 meses. El exceso neto de energía generada se acredita a la tarifa del particular, al próximo estado de cuenta y, después de 12 meses, el exceso se acredita al distribuidor. Esto significa que el exceso es eliminado de la cuenta de energía generada, una vez se cumple un año.

La legislación californiana no obliga a las empresas de distribución a pagar por los excesos generados por los clientes – generadores.

    California ha tenido una gran expansión en EERR no convencionales (principalmente FV), gracias a sus programas de rebaja y a otros incentivos (Administración de Información Energética, EIA, siglas en inglés).
    Tarifas especiales (FiT), con tarifas mayores para FV entre las 8 y 18 horas. (Quien opte a este incentivo no puede hacerlo a ningún otro).

    Por defecto se utiliza un medidor bi-direccional.
    El cliente puede solicitar la instalación de otro medidor, sin costes adicionales para él.

Oregón
Se presenta el ejemplo del estado de Oregón, definido por el NNEC (Network for New Energy Choice) como un ejemplo de buenas prácticas, dentro del programa de balance neto.

    Límite de capacidad del sistema (por tipo de empresa de distribución)
    Privadas: No especificado.
    Públicas: 0,5% del pico horario histórico.
    Límites por tipo de empresa de distribución
    Privadas: 2 MW (no residencial)  y 25 kW (residencial).
    Públicas: 25 kW (no residencial) y 10 kW (residencial).
    Tecnologías
    Termoeléctrica, FV, gas procedente de vertedero, eólica, biomasa, hidráulica, pilas de combustibles, digestión anaeróbica, minihidráulica.
    Remuneración e incentivos
    Privadas: La remuneración al exceso neto de energía generada se traspasa a la próxima cuenta de tarifa eléctrica.
    Públicas: El tipo de remuneración al exceso neto de energía generada varía según empresa.
    Incentivos “Crédito de Energía” (Energy Trust, en inglés).
    Límite total de capacidad instalada (por tipo de empresa de distribución)
    Privadas: No hay límite.
    Públicas: 0,5% de la demanda pico.
    Definiciones claras. Implementación exitosa

Latinoamérica
Puerto Rico
Puerto rico ha aprobado, recientemente, una legislación de balance neto, muy similar a los marcos regulatorios existentes en algunos estados de Estados Unidos.  A continuación, se presentan algunas de las principales características de la legislación de Puerto Rico:  
    Límite por conexión
    25 kW para usuarios residenciales.
    1 MW para comerciales, industriales, agrícolas, educativas u hospitales.
    Tarifa
    El periodo de acumulación de energía termina en el mes de Julio.
    El 75% del exceso neto de energía generada se compra a 0,1 US$/kWh. El restante se da a la Autoridad de Energía Eléctrica, para distribuirlos en créditos o rebajas en las cuentas de escuelas públicas.
    Se utilizan dos medidores uni-direccionales

Costa Rica

El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) inicia, en octubre de 2010, el plan piloto de GD para autoconsumo, que promueve la producción de energía limpia y la disminución del consumo de los abonados por medio de alternativas de generación de energía. A casi 9 meses del inicio del plan, son 15 proyectos los que se realizan en el país, entre residenciales y empresas.
El plan piloto tiene una duración de 2 años y luego se planea implementar un plan nacional.
 Los clientes del ICE que, efectivamente, generen más electricidad de la consumida pueden, a través de un medidor especial, inyectar energía a la Red Nacional Eléctrica y reutilizarla en una siguiente factura [5].

A continuación se presentan algunas de las principales características de la legislación de Costa Rica:  
    Capacidad instalada por conexión
    El tamaño de cada sistema de generación está definido por la capacidad de la instalación eléctrica del cliente y de su conexión a la empresa distribuidora.
    La capacidad total que se instalará bajo este Plan está limitada a 5 MW, de los cuales al menos 1MW estará reservado a sistemas instalados por clientes residenciales.
    El límite de capacidad instalada total considera la posibilidad que otras empresas distribuidoras implementen programas piloto similares en el corto plazo.
    Para instalaciones de menos de 10 kW, usando inversores certificados en fábrica, se establece un procedimiento de interconexión simplificado y expedito, para facilitar la participación de clientes residenciales.

    Interconexión
    Las condiciones y requisitos de la instalación y operación de sistemas de autoconsumo se establece a través de un “Acuerdo de Interconexión”, que será suscrito por un representante de la empresa eléctrica y el cliente participante (duración de 15 años).

    Clientes
    El programa está dirigido a todos los clientes del ICE: Comerciales y Residenciales.

    Tecnología
    EERR: hidráulica, eólica, solar, biomasa y microhidráulica.

    Remuneración e incentivos
    CRÉDITOS INTERMENSUALES
    Si en un mes el cliente tiene una generación neta, se le reconoce un crédito por los kWh netos entregados.
    Los créditos se aplican en los meses con consumo neto.
    La facturación mensual se hará sobre el consumo neto de kWh menos los créditos acumulados.
    Los créditos no usados a noviembre de cada año se eliminan.
    El Plan Piloto establece un conteo de créditos anuales para considerar la naturaleza estacional de los recursos renovables.
    CRÉDITOS POR ENERGIA
    El crédito de energía se contabiliza en kWh.
    No hay créditos en colones (moneda oficial de la República de Costa Rica), es decir, no requiere tarifa especial. Los créditos sólo se pueden usar para compensar consumo, y no dan derecho a algún pago o compensación adicional.
    La potencia entregada no recibe ningún crédito.

    Se utilizan dos medidores uni-direccionales o un medidor bidireccional

    Coste del cliente y de la empresa distribuidora
    Dentro de los costes cubiertos por la distribuidora se encuentran:
    Medidores especiales, procesos de facturación especiales, procesamiento de solicitudes, inspecciones, etc.
    La distribuidora absorbe los costes fijos de distribución y los de transmisión.

Se estima que aunque los costes de medición, procesamiento e inspección de las instalaciones pueden ser elevados al principio, el principal factor del coste está formado por el incentivo de absorber los costes de distribución y transmisión que ya no se recaudan en la tarifa de venta [6].

Resumen y conclusiones
A continuación, en la Tabla 6, se muestra un resumen con las principales características del balance neto, separadas por estado o país.

País o Estado    Clientes    Capacidad por Conexión    Capacidad por Sistema    Tecnología    FiT    Otros Incentivos
Portugal    Comercial residencial    Régimen especial: Límite anual (10MW en 2008)    Régimen Especial: 3,68 kW
Régimen General: 5,75 kW    solar, eólica, minihidráulica, cogeneración con biomasa, pilas de combustible     Sí    
Italia    Comercial, residencial    200 kW            SI    Subsidios, Préstamos
Dinamarca    Residencial        6 kW (residencia); 6kW/100m2 (institución)
    Programa FV a pequeña escala        Rebajas
Reino Unido    Comercial, residencial        11,8 MW        SI    Rebajas en impuestos (FV Profesionales)
Alemania        No específica    No específica    FV, eólica, hidráulica, biomasa, biogás y geotermal    SI    Préstamos (hasta 2003)
Minnesota    Residencial, comercial, industrial    150 kW    0,75% de la demanda pico    FV, gas de vertederos, eólica, biomasa, hidráulica, digestión anaerobia, minihidráulica, residuos sólidos municipales, undimotriz y mareomotriz    Sí    Subsidios, Rebajas, PBI
California    Comercial, residencial, industrial y agrícola    1 MW    5% de la demanda pico    FV, eólica, pilas de combustible y biogás    SI    Tributarios, Préstamos, PBI
Puerto Rico    Comercial, residencial, industrial, agrícola, etc.    25kW Residencial;
1MW otros        EERR no convencionales; Especifica sólo FV y eólica    NO    Tributarios, Rebajas, Créditos Tributarios
Costa Rica    Comercial, residencial    Plan Piloto: 5 MW (al menos 1MW clientes residenciales)    capacidad máxima igual a la su instalación eléctrica    hidráulica, eólica, solar, biomasa y microhidráulica    NO    Costes fijos de distribución y transmisión asumidos por la distribuidora
Oregón    Comercial, residencial, industrial, agrícola, etc.    Privadas: 2 MW (NR); 25kW (R)    Privadas: No específica    Termoeléctrica, FV, gas de vertedero, eólica, biomasa, hidráulica, pilas de combustible, digestión anaerobia, minihidráulica    NO    Subsidios, Préstamos, Tributarios, PBI
        Públicas: 25 kW (NR); 10 kW (R)    Públicas: 0,5% del pico            

Tabla 6.- Resumen políticas de balance neto por país o estado
Se observa que los lugares donde el balance neto ha alcanzado un alto grado de desarrollo, ha sido porque ha habido una colaboración conjunta entre las empresas distribuidoras y el ente regulador, desarrollando programas de incentivos para los consumidores y, también, para las empresas de distribución.
Se desprende, además, que los factores clave en una buena política de balance neto son disminuir las barreras de entrada a generadores pequeños, la implementación de subsidios para la adquisición de equipos, por parte de los consumidores, y la accesibilidad de información.
La experiencia internacional ha mostrado que el foco principal de los programas de balance neto se encuentra concentrado en los pequeños clientes residenciales. Esto es debido a que, en la mayoría de los países donde el balance neto ha sido implementado, se ha diseñado el esquema tarifario en conjunto con importantes paquetes de incentivos complementarios.
Por lo anterior, tal y como se ha observado en la mayoría de los marcos regulatorios de Estados Unidos y Europa, se han establecido diferenciaciones entre los tipos de clientes, ya sea estableciendo limites de capacidad para la instalaciones de forma diferenciada entre los diferentes grupos o exigencias que van en conformidad con la capacidad de pago y logística, que cada actor posee.
Un ejemplo de esto es lo observado en países, como Italia y Reino Unido, donde sólo son admisibles a programas de balance neto los clientes residenciales y comerciales, excluyendo de estos programas a clientes industriales. Otro ejemplo, es el caso del estado de Oregón, EE.UU., donde se establecen límites de capacidades diferenciados para clientes operando en redes de distribución atendidas por empresas de distribución privada y pública y, a su vez, diferenciando entre clientes residenciales y no residenciales. En este caso, se encuentra un límite de capacidad instalada por sistema de generación en redes de distribución privadas de 2 MW, para clientes no residenciales, y 25 kW, para clientes residenciales, mientras que en redes atendidas por empresas públicas se tiene límites de 25 kW, para clientes no residenciales, y 10 kW, para clientes residenciales.
Debido a que los programas de balance neto se encuentran orientados a clientes residenciales, es deseable eliminar las posibles barreras existentes para que estos clientes instalen sistemas de GD y se acojan a programas de balance neto. Por esta razón, es aceptable la utilización de tarifas que remuneran energía y potencia de manera conjunta, para no desincentivar a posibles interesados en instalar estos sistemas, debido a la complejidad que podría significar el cambio de tarifa para el cliente. Para el caso de Estados Unidos, el abanico de tarifas existentes en los diferentes estados es enorme, permitiendo que el usuario mantenga su tarifa y los excedentes netos inyectados a la red sean valorizados a dicha tarifa. Un ejemplo de esto, es el estado de Minnesota donde los excedentes netos son acreditados al consumidor al próximo estado de cuenta a tarifa eléctrica, para sistemas menores de 20 kW. Es decir, un cliente residencial pequeño, que opera con tarifa, recibe una compensación de sus excedentes netos en sus próximos estados de cuenta.
Además, en la misma línea de eliminación de barreras de entrada, se observa el  establecimiento de contratos tipo, que no requieren negociación, y representan una vía simple, para el usuario, de establecer un acuerdo con la empresa de distribución y poder instalar de forma expedita el sistema de GD. Adicionado a lo anterior, también, se establecen sistemas de certificación estandarizados que son impuestos al equipamiento admisible para ser vendido a los clientes interesados, y de esta forma,  reducir considerablemente las exigencias y pruebas que se le impongan al cliente con respecto al medio de generación local, que ha instalado.
Es importante destacar, que pese a que de acuerdo a la experiencia internacional es deseable establecer un marco regulatorio, que simplifique la penetración de GD con balance neto, reduciendo exigencias e incentivando con especial énfasis a clientes residenciales, se ha observado que el establecimiento de normas de interconexión adecuada y limites de capacidad para instalaciones y por sistema, permiten no perjudicar la calidad y seguridad de suministro que el sistema está entregando a todos los usuarios, siendo esto en conjunto, con adecuados paquetes de incentivos complementarios, el eje central del éxito de una política de balance neto. En este aspecto, los límites de capacidad existentes en las diferentes regulaciones son variados.
Existen casos como el de Oregón y Puerto Rico, donde existen limitaciones de capacidades relativamente pequeñas, para los clientes residenciales, encontrándose estos límites entre los 10 kW y 25 kW. Se observa que estos valores, en el caso de Estados Unidos, son los más habituales para establecer límites de capacidad para las instalaciones individuales. Además, es posible ver valores más altos para los límites de capacidad instalada, aunque con mucha menor frecuencia. En lugares como Italia o el estado de Minnesota, donde los limites de capacidad por instalación se encuentran entre los 100 kW y los 200 kW, sin distinción de cliente.
Finalmente, existen casos más extremos como el de California u Oregón, para clientes no residenciales, donde los límites de capacidad se establecen entre 1 MW y 2 MW de capacidad instalada.  Así mismo, prácticamente, en todos los marcos regulatorios se observan límites de capacidad para los sistemas de distribución en su totalidad, encontrándose estos límites expresados como porcentajes entre el 0,5% y el 10% o limites de capacidad instalada clara como, por ejemplo, Reino Unido, que establece un valor de 11,8 MW, por sistema de distribución.
Es importante destacar que, en los lugares donde se ha observado una política más agresiva respecto a la capacidad instalada en sistemas de GD, como por ejemplo California y  Oregón (caso no residencial), se ha debido a que, en primer lugar, existe un gran interés político en potenciar la energía renovable no convencional, existiendo un número importante de incentivos complementarios y, en segundo lugar, existe una disposición a incurrir en costes más altos con el fin de mejorar el comportamiento ambiental de la matriz energética y la mayor integración del usuario en el proceso de mitigación de impactos ambientales asociados a la producción de energía. En estos lugares, se ha definido como política de éxito para el balance neto, la alta penetración de GD de baja tensión y no los criterios de optimización (principio de optimalidad) y eficiencia económica, habitualmente, utilizados en la operación de un sistema de abastecimiento energético.



NORMATIVA SOBRE GENERACIÓN  DISTRIBUIDA
Contexto Europeo
El 1 de abril entra en vigor el RDL 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista.
Este RDL traspone varias directivas europeas, entre ellas, la Directiva 2009/028/CE relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables.
Esta Directiva había sido transpuesta casi, íntegramente, en la Ley de Economía Sostenible y otras disposiciones de rango reglamentario, pero el nuevo RDL 13/2012 desarrolla de esa Directiva un aspecto adicional, que puede ser interesante para el desarrollo del sector FV, pues puede abrir un nuevo e importante frente de actividad, si se regula adecuadamente.
En efecto, en el Artículo 1. Modificación de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, de este RDL 13/2012, apartado Dieciocho, se añade una disposición adicional vigésima sexta con la siguiente redacción:
«Disposición adicional vigésima sexta. Mecanismos de cooperación internacional para el cumplimiento de los compromisos derivados de la directiva de energías renovables.
1. La Administración General del Estado habilitará el marco que permita la puesta en marcha de los mecanismos de cooperación previstos en la normativa comunitaria para el fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y, en particular, de los contemplados en la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE. Dentro de los mecanismos de cooperación internacional que de esta forma podrán facilitarse, se incluirán, al menos, los siguientes:
a) Las transferencias estadísticas entre Estados miembros de cantidades determinadas de energía procedente de fuentes renovables.
b) La puesta en marcha de proyectos conjuntos con otros Estados miembros.
c) La puesta en marcha de proyectos conjuntos con terceros países.
d) La coordinación con los sistemas de apoyo a las energías procedentes de fuentes renovables instaurados en otros Estados miembros.
La aplicación de estos mecanismos garantizará en todo momento la seguridad del sistema eléctrico y no podrá suponer en ningún caso una disminución o pérdida de la energía de origen renovable producida en España.
2. La puesta en marcha de los correspondientes proyectos o actuaciones singulares estará supeditada a su aprobación por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo que, a tal fin, tendrá en cuenta la afección a las estructuras de transporte de energía y la planificación energética en su conjunto.»
Las asociaciones empresariales de renovables, en general, y las de fotovoltaica, en particular, tienen pues otro frente para influir en la Administración y que desarrolle esta Disposición de la forma más apropiada.

Contexto Nacional
Revisando la legislación vigente, se encuentran numerosas referencias a la producción de energía eléctrica, a partir de tecnologías renovables, destinada total o parcialmente al autoconsumo o consumo propio.
A continuación, se citan dichas referencias así como la interpretación que se hace de las mismas [59].
En la Ley 54/1997 del Sector eléctrico, el artículo 9 establece que:
“a) Los productores de energía eléctrica, que son aquellas personas físicas o jurídicas que tienen la función de generar energía eléctrica, ya sea para su consumo propio o para terceros, así como la de construir, operar y mantener las centrales de producción”.
Por lo tanto, ya desde la Ley 54/1997 se establece la posibilidad de que un productor destine su producción no a su venta a red (para terceros) sino a su consumo propio, ya sea autoconsumo total (consumo del 100% de la energía generada) o parcial. Esta definición del productor es la dada en la Ley tras la modificación por Real Decreto-ley 7/2006, mediante la cual se incluye el concepto de autoproductor en la definición de productor.
En la Ley 38/1992 de impuestos especiales el artículo 64 quinto sobre exenciones establece que estarán exentas las siguientes operaciones:
“…/…
1. La fabricación de energía eléctrica en instalaciones acogidas al régimen especial que se destine al consumo de los titulares de dichas instalaciones.
2. La fabricación, importación o adquisición intracomunitaria de energía eléctrica que sea objeto de autoconsumo en las instalaciones de producción, transporte y distribución de energía eléctrica…”
También, se reconoce la posibilidad de consumo propio de energía eléctrica en esta Ley, estableciendo que la energía eléctrica destinada al autoconsumo de los titulares de las instalaciones no está sujeta al régimen de impuestos especiales, así como el autoconsumo en instalaciones de producción, transporte o distribución.
El Real Decreto (RD) 1955/2000, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, establece en su artículo 60:
“Artículo 60. Derecho de acceso a la red de distribución.
1. Tendrán derecho de acceso a la red de distribución los productores, los autoproductores, los distribuidores, los comercializadores, los agentes externos y los consumidores cualificados.
(…)
2. Este derecho sólo podrá ser restringido por la falta de capacidad necesaria, cuya justificación se deberá exclusivamente a criterios de seguridad, regularidad o calidad de los suministros.
(…)
4. El acceso a la red de distribución tendrá carácter de regulado y estará sometido a las condiciones técnicas, económicas y administrativas que fije la Administración competente.”
Por tanto, el acceso a la red de distribución es un derecho para productores, según quedan definidos en la Ley 54/1997, que pueden producir tanto para autoconsumo total como parcial.
Este derecho de acceso sólo se puede restringir por la falta de capacidad, y el acceso tendrá carácter reglado (por tanto no es discrecional a juicio de la empresa distribuidora).
El RD 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, establece en su Capítulo III:
“Artículo 16. Contratos con las empresas de red.
1. El titular de la instalación de producción acogida al régimen especial y la empresa distribuidora suscribirán un contrato tipo, según modelo establecido por la Dirección General de Política Energética y Minas, por el que se regirán las relaciones técnicas entre ambos.
En dicho contrato se reflejarán, como mínimo, los siguientes extremos:
a) Puntos de conexión y medida, indicando al menos las características de los equipos de control, conexión, seguridad y medida.
b) Características cualitativas y cuantitativas de la energía cedida y, en su caso, de la consumida, especificando potencia y previsiones de producción, consumo, generación neta, venta y, en su caso, compra.
c) Causas de rescisión o modificación del contrato.
d) Condiciones de explotación de la interconexión, así como las circunstancias en las que se considere la imposibilidad técnica de absorción de los excedentes de energía.
La empresa distribuidora tendrá la obligación de suscribir este contrato, incluso aunque no se produzca generación neta en la instalación.”
Es decir, el RD 661/2007 ya reconoce la posibilidad de que una instalación generadora en régimen especial no llegara a verter energía neta a la red de distribución, como ocurre en el caso de una instalación cuya producción se destinase a autoconsumo total.
En este caso, y en virtud de este artículo, también sería necesaria la firma del contrato técnico de acceso con la compañía distribuidora.
Igualmente ocurriría en el caso de una instalación de autoconsumo parcial, puesto que en ese caso parte de la producción sí se vuelca a la red y lógicamente las condiciones técnicas del vertido deberán ser acordadas.
Así mismo, el RD 661/2007 establece en los artículos 17 y 24 la posibilidad de venta parcial de la producción:
“Artículo 17. Derechos de los productores en régimen especial.
(…)
b) Percibir por la venta, total o parcial, de su energía eléctrica generada neta en cualquiera de las opciones que aparecen en el artículo 24.1, la retribución prevista en el régimen económico de este real decreto.”
“Artículo 24. Mecanismos de retribución de la energía eléctrica producida en régimen especial.
1. Para vender, total o parcialmente, su producción neta de energía eléctrica, los titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real decreto deberán elegir una de las opciones siguientes:”
Por lo tanto, el mismo RD 661/2007 reconoce que parte de la producción de la instalación podría no ser vendida a red sino autoconsumida. Es decir, este RD ya reconoce la posibilidad de que las instalaciones produzcan energía destinada a un autoconsumo total o a un autoconsumo parcial.
En cuanto a la condición de instalaciones productoras en Régimen especial, el RD 661/2007 establece:
“Artículo 9. Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial.
1. Para el adecuado seguimiento del régimen especial y específicamente para la gestión y el control de la percepción de las tarifas reguladas, las primas y complementos, tanto en lo relativo a la categoría, grupo y subgrupo, a la potencia instalada y, en su caso, a la fecha de puesta en servicio como a la evolución de la energía eléctrica producida, la energía cedida a la red, la energía primaria utilizada, el calor útil producido y el ahorro de energía primaria conseguido, las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial deberán ser inscritas obligatoriamente en la sección segunda del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica a que se refiere el artículo 21.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Dicha sección segunda del Registro administrativo citado será denominada, en lo sucesivo Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial.”
En el caso de las instalaciones destinadas a autoconsumo parcial, la inscripción en el Registro administrativo de producción en régimen especial (RIPRE) como instalación productora en régimen especial sería necesaria, puesto que explícitamente se cita que unos de los objetivos del Registro es el control de la energía cedida a la red.
Las instalaciones de autoconsumo total estarían en el mismo caso que las instalaciones aisladas, las cuales en la práctica no se inscriben en el RIPRE, si bien debería analizarse más detenidamente si tendrían obligación de inscribirse o no, tanto unas como otras, puesto que una de las funciones del RIPRE es el control de potencia instalada y energía producida en régimen especial.
En la ITC-BT-40 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT), aprobado por el RD 842/2002, se definen en su artículo 2 tres tipos de instalaciones:

“2. CLASIFICACION
Las Instalaciones Generadoras se clasifican, atendiendo a su funcionamiento respecto a la Red de Distribución Pública, en:
a) Instalaciones generadoras aisladas: aquellas en las que no puede existir conexión eléctrica alguna con la Red de Distribución Pública.
b) Instalaciones generadoras asistidas: Aquellas en las que existe una conexión con la Red de Distribución Pública, pero sin que los generadores puedan estar trabajando en paralelo con ella. La fuente preferente de suministro podrá ser tanto los grupos generadores como la Red de Distribución Pública, quedando la otra fuente como socorro o apoyo. Para impedir la conexión simultánea de ambas, se deben instalar los correspondientes sistemas de conmutación. Será posible no obstante, la realización de maniobras de transferencia de carga sin corte, siempre que se cumplan los requisitos técnicos descritos en el apartado 4.2.
c) Instalaciones generadoras interconectadas: Aquellas que están, normalmente, trabajando en paralelo con la Red de Distribución Pública.”
Las instalaciones destinadas a autoconsumo total o parcial, sobre las que se están recopilando referencias en la presente nota, son instalaciones generadoras interconectadas, ya que trabajan en paralelo con la red de distribución, si bien su conexión se realiza en la red interior. La conexión en red interior, “aguas abajo” del contador de suministro, es necesaria para que exista un autoconsumo, total o parcial, de la energía producida, como ya se ha citado anteriormente.
Así mismo, en el apartado 4.3.3 sobre equipos de maniobra y medida se establece:
 “4.3.3 Equipos de maniobra y medida a disponer en el punto de interconexión. En el origen de la instalación interior y en un punto único y accesible de forma permanente a la empresa distribuidora de energía eléctrica, se instalará un interruptor automático sobre el que actuarán un conjunto de protecciones. Éstas deben garantizar que las faltas internas de la instalación no perturben el correcto funcionamiento de las redes a las que estén conectadas y en caso de defecto de éstas, debe desconectar el interruptor de la interconexión que no podrá reponerse hasta que exista tensión estable en la Red de Distribución Pública.”
Es decir, por un lado la instalación generadora interconectada deberá disponer de un interruptor de desconexión accesible en todo momento a la empresa distribuidora, sobre el cuál actuarán un conjunto de protecciones de manera que se garantice que la instalación no perturba la red.
Actualmente, la potencia instalada en España en régimen especial ya cumple con estos requisitos, estando los equipos diseñados para no provocar distorsiones en la red.
La empresa distribuidora comprobará que se cumplan estas condiciones de seguridad las cuales no se ven afectadas por el hecho de que la energía sea destinada a autoconsumo total o parcial.
El mismo apartado 4.3.3 continua con:
“4.3.3 Equipos de maniobra y medida a disponer en el punto de interconexión.
(…)
Cuando se prevea la entrega de energía de la instalación generadora a la Red de Distribución Pública, se dispondrá, al final de la instalación de enlace, un equipo de medida que registre la energía suministrada por el Autogenerador. Este equipo de medida podrá tener elementos comunes con el equipo que registre la energía aportada por la Red de Distribución Pública, siempre que los registros de la energía en ambos sentidos se contabilicen de forma independiente.”
Como se deduce del párrafo anterior, el REBT ya contempla la posibilidad de que una instalación generadora no vierta energía a la red ya que el contador de energía sólo sería necesario si se prevén vertidos de energía a la red de distribución. Una instalación de autoconsumo total (el 100% de la energía producida se consume en la red interior), estaría exenta de disponer de contador.
Las instalaciones de autoconsumo parcial sí precisarían de contador puesto que parte de la energía se vierte a la red.
Además, en cualquier caso, se establece que este equipo de medida podrá tener elementos comunes con el equipo que registre la energía aportada por la Red.
Por último, el RD 314/2006, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación (CTE), establece en la sección HE5 del Documento Básico de Energía (DB HE) sobre contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica, lo siguiente:
“3.2.2 Condiciones generales
1 Para instalaciones conectadas, aún en el caso de que éstas no se realicen en un punto de conexión de la compañía de distribución, serán de aplicación las condiciones técnicas que procedan del RD 1663/2000, así como todos aquellos aspectos aplicables de la legislación vigente.”
Por lo tanto, el CTE contempla la posibilidad de conectar las instalaciones solares fotovoltaicas ubicadas en edificios, en un punto de conexión que no pertenezca a la compañía distribuidora, lo que ocurriría en las instalaciones destinadas a autoconsumo total o parcial de la energía.
En este caso, sólo serían de aplicación las condiciones técnicas que procedan del RD 1663/2000, recientemente derogado por el RD 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia. Esta referencia al RD 1663/2000 debe entenderse ahora realizada respecto al RD 1699/2011 [59].

ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL DE GENERACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA SOBRE CUBIERTA EN LA REGIÓN DE MURCIA
A la hora de estimar el potencial de generación solar fotovoltaica sobre cubierta o tejado, en la Región de Murcia,  se han valorado diferentes metodologías aplicadas, en estudios similares, dentro de la bibliografía disponible.
La metodología empleada comprende tres niveles:
     Potencial físico
Dicho potencial considera la cantidad de energía total recibida del Sol en un área determinada.
    Potencial geográfico
Limita la zona donde la energía solar puede ser captada.  
    Potencial técnico
Tiene en cuenta las características técnicas (incluido rendimiento) del equipamiento empleado para la transformación del recurso solar en energía eléctrica.  
A continuación, se describe la metodología seguida para la estimación del potencial fotovoltaico, en la Región de Murcia.

Potencial  físico

El potencial físico indica el límite máximo de energía, en la fuente primaria considerada.  En este estudio, se pretende evaluar el potencial de energía solar en la Región de Murcia, evaluando la disponibilidad de energía solar (irradiación) que puede disponer un proyecto de captación situado en la cubierta o tejado de un edificio, vivienda, nave industrial, etc.
Para ello, se plantea la necesidad de obtener datos de radiación solar y otras variables climatológicas importantes en la zona.
El parámetro principal a la hora de dimensionar y parametrizar una instalación fotovoltaica, es la radiación. En el mercado, se pueden encontrar muchos modelos diferentes de generadores fotovoltaicos con un amplio rango de potencias, pero para todos ellos es fundamental conocer si la ubicación en la que se quieren instalar es la más adecuada. Por ello, en la práctica, se debe estudiar una serie de bases de datos donde poder consultar la irradiación que puede encontrarse en la zona donde la instalación va a ser ubicada y, con ello, tener una idea de la idoneidad de la misma.
Estas bases de datos están conformadas mediante el estudio histórico de propiedades meteorológicas como la radiación, lo que permite realizar estimaciones conforme a datos históricos, de las condiciones que se pueden encontrar en una ubicación determinada.
El sistema de información geográfica fotovoltaica, PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System, en inglés), del instituto Joint Research Centre (JRC),  es una base de datos gratuita, avalado por la Unión Europea. Cualquier equipo informático con acceso a internet puede acceder a ella (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/). Su versión clásica, parte de datos obtenidos en estaciones terrestres existentes.
En esta base de datos, se puede hallar información de utilidad como:
    Los valores medios de radiación mensual y diaria en cualquier ángulo de inclinación o mediante seguimiento solar, H.
    El ángulo optimo de inclinación a la hora de instalar generadores fotovoltaicos, Iopt.
    La temperatura ambiente promedio, T.
    El factor de turbidez de Linke, TL.
    Numero de grados por día de calentamiento, NDD.
    Una herramienta que permite estimar de forma aproximada la energía eléctrica, que se puede producir en esa ubicación.
Esta información se puede obtener en los continentes de Europa y África, introduciendo la localización o las coordenadas geográficas.
Para España, los valores anuales para la irradiación horizontal (antes de restar los efectos de sombras), presentan un rango de 1100 a 1900 kWh/(m2.año). Por lo tanto, debido a su latitud y extensión, España es el país europeo con mayor potencial físico solar, que confirma la importancia de este estudio [1]
Los valores de irradiación global media, en el plano horizontal (Wh/m2.día), mensual y anual, para cada Término Municipal de la Comunidad Autónoma de la Región de Murcia, se determinan a partir de la base de datos PVGIS.
Dichos valores son útiles para realizar una estimación bastante aproximada de la radiación disponible en un municipio, en concreto, a la hora de prediseñar una instalación de aprovechamiento solar.
Además, a la hora de instalar un sistema fotovoltaico de estructura fija, en cubierta, se debe tener en cuenta la inclinación óptima del módulo sobre la horizontal, para obtener la máxima generación de energía eléctrica.
La inclinación, que deben tener los módulos fotovoltaicos, normalmente, tiene relación con la Latitud del lugar donde se instalan, lo que es posible siempre que no haya exigencias de tipo arquitectónico que lo impidan.
Por todo lo anterior, se estima el ángulo óptimo, para cada municipio, mediante la base de datos PVGIS, junto con la irradiación para dicho ángulo.




Potencial  geográfico

El potencial geográfico de una fuente de energía renovable es, normalmente, determinado por el área física existente, excluyendo de ésta las zonas reservadas para otros usos, como carreteras, ríos, lagos, playas y sus áreas de influencia, además de las zonas protegidas tales como Parques Nacionales.
Para la determinación de generación de energía solar sobre cubierta o tejado, esas exclusiones no son significativas o válidas, ya que sólo el área de tejado disponible es importante.
La estimación del área disponible en tejado o cubierta es la piedra angular en el proceso de estimación del potencial.
En este trabajo, para la estimación de potencial geográfico, se ha partido de los  estudios previos realizados, en España, por el Grupo de Fluidodinámica Numérica, Universidad de Zaragoza, (http://gfn.unizar.es).  
En estos estudios, la metodología empleada para determinar el área de tejado disponible, parte de  los siguientes datos:
    Población (INE 2001)
    Nº Edificios (INE 2001)
    Usos del Suelo (Área Urbana, CORINE 2000)

Área urbana, Au
El área urbana de cada municipio se determina mediante el Sistema de Información Urbana, SIU. Este sistema de información es concebido como un proyecto, en el que colaboran instituciones tanto a nivel nacional como autonómico y local, que recoge información sobre suelo y urbanismo de España, siendo publicado luego a través de Internet. No se trata de un registro público de planeamiento.
Actualmente, ofrece información urbanística de un mayor número de municipios y nuevos datos sobre ocupación de suelo, obtenidos del proyecto CORINE Land Cover 2006 y del Sistema de Información de la Ocupación de Suelo en España (SIOSE).

Tipología Representativa de Edificación, TRE
Conocida el área urbana, se determina la Tipología Representativa de Edificación (TRE), que se asigna de acuerdo a dos parámetros:
    Densidad de población, Dp: ratio entre el número de habitantes y el área urbana (Au), expresada en km2, dentro de una determinada zona geográfica.
    Densidad de edificación, Db: ratio entre el número de edificios y el área urbana (Au), expresada en km2, dentro de una determinada zona geográfica.
Una vez se han determinado los parámetros, Dp y Db, para cada municipio, el rango obtenido es dividido en categorías usando un número de cuartiles (cuatro en este trabajo). De esta manera, TRE es definida, simplemente, como un par de categorías  Dp-Db (Tabla 7).

    Dp            
Db    BAJA    MEDIA    ALTA    MUY ALTA
BAJA    L-L    L-M    L-H    L-VH
MEDIA    M-L    M-M    M-H    M- VH
ALTA    H-L    H-M    H-H    H- VH
MUY ALTA    VH-L    VH-M    VH-H    VH- VH

Tabla 7.-  Nomenclatura de las tipologías representativas de edificación

Adicionalmente, se emplean tres áreas distintas en esta metodología:
    Área construida, Ab: Es la superficie ocupada por edificios.
    Área de tejado o cubierta, Ar: Área dentro de la superficie construida ocupada por tejado.
    Área disponible de tejado, Aa: Superficie de tejado que puede ser empleada para aplicaciones de energía solar.
El área de tejado disponible es determinada a partir del área construida, aplicando las restricciones correspondientes, mediante los siguientes coeficientes:
    Coeficiente de fracción de espacio, Cv: Considera el espacio o hueco en los edificios.
    Coeficiente de sombras, Cs: Tiene en cuenta los efectos de las sombras producidas por otros edificios, objetos o por la misma configuración del tejado.
    Coeficiente de instalaciones, Cf: Excluye las superficies que tienen otras aplicaciones (antenas, chimeneas, equipos de aire acondicionado, etc.).

Mediante la Ecuación 1, el área de tejado disponible, Aa, puede ser determinada, una vez conocida el área construida, Ab, y los coeficientes de espacio, sombra e instalaciones existentes.
Aa=Ar×Cs×Cf=Ab×Cv×Cs×Cf         Ecuación 1

Área construida, Ab
El área construida, Ab, para cada TRE, se determina mediante una muestra estratificada empleando un SIG vectorial. Las técnicas de muestreo seleccionadas están basadas en métodos bien conocidos (bibliografía). El proceso de muestreo es estratificado a partir de las TRE y su importancia o peso, que determina el número de muestras aleatorias o al azar en cada tipología. Está basado en el coeficiente de variación de la población (que es desconocida al inicio del proceso). En este caso, la población es el conjunto de municipios de cada TRE; y el coeficiente de variación es el cociente entre la desviación estándar del área construida, Ab, y su promedio.
La fracción de la superficie ocupada por edificios, ρb, dentro del área urbana, es calculada mediante las muestras tomadas en el SIG vectorial (Ecuación 2).
ρ_b=Ab/Au            Ecuación 2

Los pasos para determinar ρ_b son los siguientes:
    Determinar el número de muestras n, que son necesarias para obtener una precisión dada.
    Estratificar las muestras de acuerdo al coeficiente de variación de la población. La variable más representativa para estimar el coeficiente de variación de la población es la densidad de edificios.
    Muestrear los municipios correspondientes de cada TRE, usando SIG Vectorial, para cuantificar el área ocupada por edificios.
    Chequear el coeficiente de variación y volver al punto 2, si la predicción no es bastante precisa.
Los errores de cada tipología, TRE,  y por lo tanto,  el error medio para cada municipio o región, varían entre el 1% y el 13% para el área construida, Ab, y entre el 4% y el 49% para el área de tejado disponible, Aa.
A mayor número de muestras, menor error, a expensas de una mayor dedicación en el estudio [1].
Con esta metodología descrita, se realiza la estimación del área de tejado disponible, Aa, para cada municipio de la Región de Murcia.

Potencial  técnico

En la estimación del potencial técnico, para energía solar fotovoltaica, se debe tener en cuenta tres aspectos adicionales:
    La radiación sobre las superficies inclinadas y la determinación de las  contribuciones de radiación directa, difusa y reflejada (albedo).
    La necesidad de espacio entre módulos fotovoltaicos para evitar sombras (especialmente, se aplica el criterio de mínimo sombreado en el solsticio de invierno. Caso más desfavorable, ya que las sombras son las más alargadas).
    La eficiencia del módulo fotovoltaico, que es función, entre otros factores, de la irradiancia incidente (W/m2) y de la temperatura ambiente (ºC) [1].
En este apartado, se parte de una instalación tipo de 5kWp, para estimar la separación mínima entre filas. Conocido el porcentaje de área ocupada por el sistema FV, respecto del total calculado, se aplica dicho valor en el área de tejado disponible en cada municipio. Los datos empleados para estos cálculos son:
    Tipo de módulo FV empleado: Cristalino (SUNTECH STP190S - 24_Ad+)
    Potencia pico del módulo FV: 190 Wp
    Inversor de 5 kW    
    Configuración: 2 filas (14+14)
    Distancia mínima entre filas de módulos
    Área total instalación
    % Área ocupada por los módulos FV respecto del total: 46,26% (I.Fija); 35%(I.Seguidor)
    Área de tejado disponible, Aa
    Área FV:  Aa x %Área ocupada por FV
    Nº Módulos empleados
    Potencia total de todos los sistemas de generación FV (kWp), en cada municipio
    Estructura de anclaje
    Inclinación óptima para cada municipio
    Pérdidas debidas a la temperatura (empleando las temperaturas medias anuales)
    Pérdidas debidas a  los efectos de la reflectancia angular
    Otra pérdidas (cables, inversor, etc.): 10,3%
    Pérdidas del sistema FV combinado

Estos datos son introducidos en la base de datos PVGIS, obteniendo:
    Irradiación diaria y mensual, además de la total anual (kWh/m2).
    Producción diaria y mensual, además de la total anual (kWh).

Considerando una instalación de 5 kWp, el área y potencia del módulo FV empleado, el número de alturas y disposición de los módulos (horizontal o vertical), se puede conocer el número total de módulos instalados.
Una vez estimado el número de módulos necesarios, se puede calcular la potencia pico total generada por los sistemas instalados, en un determinado municipio de la Región de Murcia. Estos datos son introducidos en la base de datos PVGIS, obteniendo:
    Irradiación diaria y mensual, además de la total anual (kWh/m2)
    Producción diaria y mensual, además de la total anual (kWh)
El potencial técnico se estima para dos tipos de instalaciones diferentes, según estructura:
    Instalación fija.
    Instalación con seguidor solar a un eje.

En la Ilustración 45, se representa un esquema de la metodología descrita paso a paso, anteriormente.

















RESUMEN DE METODOLOGÍA EMPLEADA
 
Ilustración 45.- Metodología general para determinar el potencial fotovoltaico
Estimación de potencial físico
En la Ilustración 46, se muestra la irradiación global media anual, en el plano horizontal (Wh/m2.día), para cada municipio de la Región de Murcia.
 
Ilustración 46.- Irradiación Global media anual, en el plano horizontal (Wh/m2.día), para diferentes municipios de la Región de Murcia. FUENTE: PVGIS

La Región de Murcia presenta un gran potencial físico, con un valor medio de radiación solar, en el plano horizontal, del orden de 4653,78 Wh/m2.dia.
Estos datos obtenidos son similares a los encontrados en bibliografía [2].
La Ilustración 47 muestra la irradiación global media anual, en el ángulo óptimo (Wh/m2.día), para cada municipio de la Región de Murcia.

 
Ilustración 47.- Irradiación Global media anual, en ángulo óptimo (Wh/m2.día), para diferentes municipios de la Región de Murcia. FUENTE: PVGIS

La Región de Murcia presenta un gran potencial físico, con un valor medio de radiación solar, en el ángulo óptimo, del orden de 5345,33 Wh/m2.dia.

Estimación de la superficie de cubiertas disponibles

En la Ilustración 48, se muestra el área de cubierta o tejado disponible, en cada municipio de la Región de Murcia.
 
Ilustración 48.- Área de tejado disponible en cada municipio de la Región de Murcia.

El área de tejado o cubierta disponible, en la Región de Murcia, excluyendo las zonas industriales, se estima en 14,37 km2.
El área disponible por habitante, en cada municipio, se representa en la Ilustración 49.
 

Ilustración 49.- Área de tejado disponible per cápita, en cada municipio de la Región de Murcia

Para la Región de Murcia, se estima un ratio de 12 m2/hab. El municipio de Los Alcázares presenta la mayor área disponible de tejado per cápita, con un valor de 62,68 m2/hab, seguido de Aledo y San Javier, con 59,55 m2/hab  y 37,99 m2/hab, respectivamente.

Estimación de la producción fotovoltaica sobre cubierta

El potencial técnico se estima para dos tipos de instalaciones diferentes, según estructura:
    Instalación fija
    Instalación con seguidor solar a un eje


Instalación con  estructura fija

Los valores de irradiación y producción anual se muestran en la Tabla 8 y Tabla 9. A partir de estos valores, se puede determinar la relación de eficiencia considera, PR.

Municipio    PFV, kWp    Irrad. Anual Efectiva, Hopt kWh/m2    ETotal Generada MWh/año    Ratio generación kWh anual/kWp    PR %
Abanilla    3896,79
    1960    5870    1506,37    77
Abarán    3705,82
    1930    5510    1486,85
    77
Águilas    21714,03
    1950    32400    1492,12
    77
Albudeite    267,89
    1950    402    1500,61    77
Alcantarilla    12174,14
    1950    18200    1494,97    77
Los Alcáceres    36552,20    1950    54600    1493,75    77
Aledo    4167,19
    2000    6440    1545,41    77
Alguazas    5328,05
    1950    7980    1497,73    77
Alhama de Murcia    13796,37    1960    20800    1507,64    77
Archena     14004,73    1940    20900    1492,35    77
Beniel    7307,46    1950    10900    1491,63    76
Blanca     7128,87
    1930    10600    1486,91
    77
Bullas    12680,16
    1990    19500    1537,84
    77
Calasparra    5134,57
    1950    7730    1505,48    77
Campos del Río    2812,85    1950    4220    1500,26    77
Caravaca de la Cruz    14451,22    1990    22200    1536,20    77
Cartagena    144884,23
    1940    216000    1490,85
    77
Cehegín    9316,64
    1960    14100    1513,42
    77
Ceutí    7009,81
    1950    10500    1497,90
    77
Cieza    25762,16    1930    38200    1482,80
    77
Fortuna    10581,68
    1960    16000    1512,05
    77

Tabla 8.- Potencial estimado de instalación , irradiación, producción anual y relación de eficiencia, en cada municipio





Municipio
PFV, kWp    Irrad. Anual Efectiva, Hopt kWh/m2    ETotal Generada MWh/año    Ratio generación kWh anual/kWp    PR %
Fuente Álamo    23738,09    1960    35700    1503,91    77
Jumilla    20419,23    1940    30700    1503,49    77
Librilla    5164,34    1960    7760    1502,61    77
Lorca    45065,17    1980    68500    1520,02    77
Lorquí    4851,80    1950    7260    1496,35    77
Mazarrón    40362,20    1950    60500    1498,93    77
Molina de Segura    46181,38    1950    69200    1498,44    77
Moratalla    5447,11    1990    8380    1538,43    77
Mula    3750,47    1960    5660    1509,14    77
Murcia    238616,21    1950    356000    1491,94    77
Ojós    267,89    1920    395    1474,48    77
Pliego    4003,48    1970    6060    1513,68    77
Puerto Lumbreras    13215,94    1980    20200    1528,46    77
Ricote    2262,19    1950    3400    1502,97    77
San Javier    52640,53    1950    78700    1495,05    77
San Pedro del Pinatar    14972,11    1950    22400    1496,11    77
Santomera    5640,59    1950    8430    1494,53    77
Torre-Pacheco    24110,16    1950    36100    1497,29    77
Las Torres de Cotillas    15195,36    1950    22800    1500,46    77
Totana    29720,99    1970    44900    1510,72    77
Ulea    267,89    1920    394    1470,75    77
La Unión    9629,18    1950    14400    1495,45    77
Villanueva del Río     2604,49    1940    3890    1493,57    77
Yecla    18290,98    1930    27400    1498,01    78

Tabla 9.- Potencial estimado de instalación, irradiación, producción anual y relación de eficiencia, en cada municipio, para instalación solar fija. Continuación

En la Región de Murcia, existe un potencial del orden de 989,09 MWp, con una producción de 1482,18 GWh/año, en instalación solar fija. Esta energía equivale al consumo de 411.717 hogares, considerando un consumo anual medio de 3600 kWh/hogar.
Se obtiene un valor promedio de 1502,40 kWh/kWp.
En la Ilustración 50, se expone el potencial técnico estimado para energía solar fotovoltaica en cubierta.

 

Ilustración 50.- Potencial de energía solar fotovoltaica en la Región de Murcia, para instalación fija

Se comprueba que a mayor área de tejado disponible, se obtiene un mayor potencial técnico FV, en el municipio.
Para realizar una comparación más exhaustiva, se establece un ratio entre el potencial técnico estimado y el número de habitantes por municipio, kWh/año.hab, representando dicho ratio, gráficamente, junto con el área territorial del municipio (Ilustración 51) y el nº edificios (Ilustración 52).

 
Ilustración 51.- Ratio potencial técnico FV/población, en la Región de Murcia, para instalación fija, y área territorial de municipio

El municipio de Los Alcázares presenta el mayor ratio de Potencial Técnico FV/Población, con un valor de 6446,28 kWh/año.hab, seguido de Aledo y San Javier, con 6332,35 kWh/año.hab  y 3910,56 kWh/año.hab, respectivamente.
Es importante destacar que dichos municipios tienen un área territorial mucho menor que otros municipios presentes en la Región de Murcia. San Javier se encuentra en un vigésimo sexto lugar, Aledo en vigésimo octavo lugar y Los Alcázares en un trigésimo octavo lugar (Tabla 10 y Tabla 11).

 Municipio
Área Territorial, km2    Ranking
Lorca    1675,2    1
Jumilla    970,6    2
Moratalla    954,8    3
Murcia    885,9    4
Caravaca de la Cruz    858,8    5
Mula    634,1    6
Yecla    603,1    7
Cartagena    558,3    8

Tabla 10 Área territorial de cada municipio en la Región de Murcia
Municipio
Área Territorial, km2    Ranking
Cieza    366,8    9
Mazarrón    318,9    10
Alhama de Murcia    311,5    11
Cehegín    299,3    12
Totana    288,9    13
Fuente Álamo    273,5    14
Águilas    251,8    15
Abanilla    236,6    16
Torre-Pacheco    189,4    17
Calasparra    185,5    18
Molina de Segura    170,4    19
Fortuna    148,5    20
Puerto Lumbreras    144,8    21
Abarán    114,4    22
Ricote    87,5    23
Blanca    87,1    24
Bullas    82,2    25
San Javier    75,1    26
Librilla    56,5    27
Aledo    49,7    28
Campos del Río    47,3    29
Ojós    45,3    30
Santomera    44,2    31
Ulea    40,1    32
Torres de Cotillas (Las)    38,8    33
Pliego    29,4    34
Unión (La)    24,8    35
Alguazas    23,7    36
San Pedro del Pinatar    22,3    37
Alcázares (Los)    19,8    38
Albudeite    17    39
Archena    16,4    40
Alcantarilla    16,3    41
Lorquí    15,8    42
Villanueva del Río Segura    13,2    43
Ceutí    10,2    44
Beniel
    10,1    45

Tabla 11 Área territorial de cada municipio en la Región de Murcia. Continuación

 
Ilustración 52.- Ratio potencial técnico FV/población, en la Región de Murcia, para instalación fija, y nº edificios

Se observa como los municipios con mayor nº de edificios, no siempre presentan un mayor ratio Potencial/Población (Ilustración 52).
La irradiación es bastante constante en España, y los altos valores, en el Sur, son compensados, en parte, por el rendimiento de los módulos FV, debido a temperaturas elevadas.
La importancia del área de tejado disponible se puede comprobar, también, en la Ilustración 53, donde algunas ciudades del Norte de España tienen un potencial relativamente alto, pese a presentar una irradiación más baja.  Esto es debido a una mayor área de tejado disponible, como consecuencia de su tamaño [1].

 

Ilustración 53.- Distribución geográfica del potencial técnico fotovoltaica en tejado, para España. Fuente: [1]

La Ilustración 54 muestra el área de tejado disponible, en cada municipio, y el potencial técnico de energía solar FV acumulada frente al número de municipios.
Los municipios están ordenados en el eje de abscisas conforme a su potencial FV, en orden decreciente. Dicha ilustración indica que un pequeño número de municipios presenta la mayoría de potencial, contribuyendo un 8,89% de ellos con la mitad del potencial total (48,57%), aproximadamente.
 
Ilustración 54.- Área de tejado disponible y  potencial FV acumulado frente al número de municipios

Instalación con seguidor solar en un eje

En los sistemas solares FV, existe la posibilidad de emplear elementos seguidores del movimiento del Sol, que favorezcan y aumenten la capacidad de radiación solar.
En este estudio, se estima la energía generada por una instalación solar, considera en el apartado 8.3, con seguidor en un eje azimutal o vertical.
Se supone una reducción del área de tejado disponible del orden del 65%, aproximadamente, debido al espacio ocupado por el seguidor solar, que genera un 25% de potencial técnico FV menos.
Seguidor en eje azimutal
A partir de los datos obtenidos, en el apartado 8.6.1, y la base de datos PVGIS, se determinan los valores de irradiación y producción anual, para cada municipio, con seguimiento solar en eje azimutal o vertical (Tabla 12 y Tabla 13).
Municipio    PFV, kWp    Irrad. Anual Efectiva, Hopt kWh/m2    ETotal Generada MWh/año    Ratio generación kWh anual/kWp    PR %
Abanilla    2923    2550    5750    1967,16    77
Abarán    2779    2500    5350    1925,15    77
Águilas    16286    2560    32000    1964,88    77
Albudeite    201    2550    395    1965,17    77
Alcantarilla    9131    2560    18000    1971,31    77
Los Alcáceres    27414    2560    54000    1969,80    77
Aledo    3125    2610    6320    2022,40    77
Alguazas    3996    2560    7890    1974,47    77
Alhama de Murcia    10347    2560    20400    1971,59    77
Archena     10504    2540    20600    1961,16    77
Beniel    5481    2560    10800    1970,44    77
Blanca     5347    2480    10200    1907,61    77
Bullas    9510    2600    19200    2018,93    78
Calasparra    3851    2540    7570    1965,72    77
Campos del Río    2110    2560    4170    1976,30    77
Caravaca de la Cruz    10838    2570    21600    1992,99    78
Cartagena    108663    2540    212000    1950,99    77
Cehegín    6987    2540    13700    1960,78    77
Ceutí    5257    2550    10400    1978,31    78
Cieza    19322    2500    37400    1935,62    77
Fortuna    7936    2570    15800    1990,93    77
Fuente Álamo    17804    2570    35300    1982,70    77
Jumilla    15314    2510    29900    1952,46    78
Librilla    3873    2560    7630    1970,05    77
Lorca    33799    2570    66900    1979,35    77
Lorquí    3639    2550    7160    1967,57    77
Mazarrón    30272    2550    59300    1958,91    77
Molina de Segura    34636    2560    68200    1969,05    77
Moratalla    4085    2540    8030    1965,73    77
Mula    2813    2550    5550    1972,98    77
Murcia    178962    2540    349000    1950,13    77
Ojós    201    2440    376    1870,65    77
Pliego    3003    2540    5880    1958,04    77
Puerto Lumbreras    9912    2580    19700    1987,49    77

Tabla 12.- Potencial estimado de instalación, irradiación, producción anual y relación de eficiencia, en cada municipio. Seguidor solar en un eje azimutal o vertical
Municipio    PFV, kWp    Irrad. Anual Efectiva, Hopt kWh/m2    ETotal Generada MWh/año    Ratio generación kWh anual/kWp    PR %
Ricote    1697    2510    3290    1938,72    77
San Javier    39480    2560    77900    1973,15    77
San Pedro del Pinatar    11229    2560    22100    1968,12    77
Santomera    4230    2550    8300    1962,17    77
Torre-Pacheco    18083    2570    35800    1979,76    77
Las Torres de Cotillas    11397    2560    22500    1974,20    77
Totana    22291    2570    44200    1982,86    77
Ulea    201    2440    377    1875,62    77
La Unión    7222    2550    14100    1952,37    77
Villanueva del Río    1953    2530    3810    1950,84    77
Yecla    13718    2490    26600    1939,06    78

Tabla 13.- Potencial estimado de instalación, irradiación, producción anual y relación de eficiencia, en cada municipio. Seguidor solar en un eje azimutal o vertical. Continuación

En la Región de Murcia, existe un potencial del orden de 741,82 MWp, con una producción de 1455,45 GWh/año, para instalaciones con seguimiento solar en un eje azimutal o vertical.
Esta energía equivale al consumo de 404.291 hogares, considerando un consumo anual medio de 3600 kWh/hogar.
Se observa un 30% más de captación solar al año, respecto a una instalación fija, aproximadamente.
En la Ilustración 55, se expone el potencial técnico estimado para energía solar fotovoltaica en cubierta.
 
Ilustración 55.- Potencial de energía solar fotovoltaica en la Región de Murcia, para instalación con seguidor solar en eje azimutal o vertical

Para realizar una comparación más exhaustiva, se establece un ratio entre el potencial técnico estimado y el número de habitantes por municipio, kWh/año.hab, representando dicho ratio, gráficamente, junto con el nº edificios (Ilustración 56).
 
Ilustración 56.- Ratio potencial técnico FV/población, en la Región de Murcia, para instalación con seguidor solar, y nº edificios

El municipio de Los Alcázares presenta el mayor ratio de Potencial Técnico FV/Población, con un valor de 6375,44 kWh/año.hab, seguido de Aledo y San Javier, con 6214,36 kWh/año.hab  y 3870,81 kWh/año.hab, respectivamente.
La Ilustración 57 muestra el área de tejado disponible, en cada municipio, y el potencial técnico de energía solar FV acumulada frente al número de municipios.
Los municipios están ordenados en el eje de abscisas conforme a su potencial FV, en orden decreciente. Dicha ilustración indica que un pequeño número de municipios presenta la mayoría de potencial, contribuyendo un 8,89% de ellos con la mitad del potencial total (48,58%), aproximadamente.
 
Ilustración 57.- Potencial FV acumulado frente al número de municipios. Instalación con seguidor solar en eje azimutal o vertical

A continuación, se comparan los datos de producción anuales obtenidos, para cada una de las instalaciones estudiadas (Ilustración 58):
    Instalación fija de 5 kW
    Instalación con seguidor en un eje de 2,5 kW
En la Tabla 14, se resume los valores de potencia pico, producción anual e irradiación global media anual, para la Región de Murcia.

 
Ilustración 58.- Energía generada en las dos instalaciones solares fotovoltaicas estudiadas (fija y con seguidor solar en un eje)


        PFV, kWp    Energía Generada      MWh/año    Irradiación media anual kWh/m2    ∆Captación Solar
Instalación Fija           989,09

           1482,12

            1953,56

    --------
Instalación con Seguidor Solar en 1 eje        741,82    1455,45    2544,67    30,26%

Tabla 14.- Potencia generada, producción anual, irradiación e incremento de captación solar respecto a instalación fija, en la Región de Murcia

En conclusión, una instalación con seguidor solar en un eje produce un 30% más de energía eléctrica, aproximadamente, respecto a una instalación solar de estructura fija.
En la Tabla 15 y Tabla 16, se resume el potencial físico, geográfico y fotovoltaico estimado para cada municipio, en la Región de Murcia.

Municipio        Potencial físico, Wh/m2.día (horizontal)    Potencial físico, Wh/m2.día  (ángulo óptimo)    Potencial Geográfico, km2          Potencial técnico, kW (instalación Fija)    Potencial técnico, kW (Seguidor Solar)
Abanilla        4660    5360    0,0566    3896,79
    2923
Abarán        4600    5290    0,0539    3705,82
    2779
Águilas        4660    5330    0,3155    21714,03
    16286
Albudeite        4650    5340    0,0038    267,89
    201
Alcantarilla        4650    5350    0,1767    12174,14
    9131
Los Alcáceres        4650    5330    0,5309    36552,20    27414
Aledo        4650    5330    0,0606    4167,19
    3125
Alguazas        4640    5340    0,0773    5328,05
    3996
Alhama de Murcia        4670    5360    0,2005    13796,37    10347
Archena         4620    5320    0,2034    14004,73    10504
Beniel        4640    5330    0,1062    7307,46    5481
Blanca         4600    5290    0,1036    7128,87
    5347
Bullas        4730    5440    0,1841    12680,16
    9510
Calasparra        4640    5350    0,0746    5134,57
    3851
Campos del Río        4650    5350    0,0408    2812,85    2110
Caravaca de la Cruz        4720    5430    0,2098    14451,22    10838
Cartagena        4650    5430    2,1044    144884,23
    108663
Cehegín        4690    5320    0,1354    9316,64
    6987
Ceutí        4630    5370    0,1019    7009,81
    5257
Cieza        4590    5330    0,3742    25762,16    19322
Fortuna        4670    5280    0,1538    10581,68
    7936
Fuente Álamo        4680    5370    0,3448    23738,09    17804
Jumilla        4620    5320    0,2966    20419,23    15314
Librilla        4670    5360    0,0749    5164,34    3873
Lorca        4710    5410    0,6546    45065,17    33799
Lorquí        4640    5340    0,0706    4851,80    3639
Mazarrón        4670    5350    0,5862    40362,20    30272
Molina de Segura        4650    5350    0,6708    46181,38    34636
Moratalla        4710    5420    0,0790    5447,11    4085
Mula        4660    5360    0,0546    3750,47    2813
Murcia        4640    5330    3,4659    238616,21    178962
Ojós        4600    5260    0,0038    267,89    201
Pliego        4690    5380    0,0581    4003,48    3003
Puerto Lumbreras        4730    5420    0,1919    13215,94    9912
Ricote        4650    5340    0,0328    2262,19    1697
San Javier        4650    5340    0,7645    52640,53    39480
San Pedro del Pinatar        4650    5330    0,2174    14972,11    11229
Santomera        4640    5330    0,0820    5640,59    4230
Torre-Pacheco        4660    5340    0,3502    24110,16    18083
Las Torres de Cotillas        4650    5340    0,2206    15195,36    11397
Totana        4690    5380    0,4318    29720,99    22291

Tabla 15.- Potencial estimado de instalación, producción anual, irradiación e incremento de captación solar respecto a instalación fija, en la Región de Murcia
Municipio    Potencial físico, Wh/m2.día    Potencial físico, Wh/m2.día  (ángulo óptimo)    Potencial Geográfico, km2    Potencial técnico, kW (instalación Fija)    Potencial técnico, kW (Seguidor Solar)
Ulea    4590    5250    0,0038    267,89    201
La Unión    4680    5340    0,1399    9629,18    7222
Villanueva del Río Segura    4630    5320    0,0378    2604,49    1953
Yecla    4600    5290    0,2656    18290,98    13718
Región de Murcia    4653,78    5345,33    14,37    989.094,64    741.821,0

Tabla 16.- Potencial estimado de instalación, producción anual, irradiación e incremento de captación solar respecto a instalación fija, en la Región de Murcia. Continuación


Impacto socioeconómico y medioambiental
Impacto socioeconómico
En este apartado, se tiene en cuenta el empleo generado por el sector FV, tanto directa como indirectamente:
    Empleo Directo (fabricación, construcción y mantenimiento):
    Productores/Promotores
    Proveedores de componentes y servicios característicos

    Empleo Indirecto o Inducido: Derivado del sector FV.
El empleo indirecto es consecuencia de los gastos durante las etapas de fabricación, construcción y mantenimiento, que se traducen en aumentos de la demanda de bienes procedentes de otras actividades o sectores económicos.





Instalación Fija

A la hora de estimar la creación de empleo directo e indirecto, asociado al sector fotovoltaico,  se considera el número de puestos de trabajo anuales según tipo de instalación, facilitados por la Asociación Industrial Fotovoltaica, ASIF, y  la Unión Española Fotovoltaica, UNEF.
    Tipo Instalación    Puestos anuales directos e indirectos    Puestos O&M a 25 años    
    Doméstica < 50 kW    26    2,5    
    Industrial 50 kW <P< 2000 kW    17    1,6    
    Suelo  400 kW <P< 10000 kW    14    1    
    Suelo 10 MW <P< 400 MW    10    0,4    

Tabla 17.- Puestos de trabajo generados por MW instalado. Base: 1760 horas. Puesto/año. FUENTE: ASIF, UNEF 2012

 
Ilustración 59.- Puestos de trabajo generados por el sector FV en un año
Considerando que la fase de fabricación, diseño de instalaciones e instalación de equipos se realiza en el plazo de un año, se estima un total de 25.716 puestos de trabajo anuales directos e indirectos, para la Región de Murcia.
Si se tiene en cuenta un plazo más realista de 10 años, para la implantación de la potencia calculada, se estima un total de 2572 puestos de trabajo anuales directos e indirectos.
Con el fin de hacer una comparación, más exhaustiva, entre comunidades autónomas, se determina el ratio Puestos Trabajo/Población, expresado en nº empleos/habitante (Ilustración 60).

 
Ilustración 60.- Ratio puestos de trabajo generados por el sector FV /población en un año

El municipio de Los Alcázares presenta el mayor ratio de Empleo/Población, con un valor de 0,1122 empleos/año.hab, seguido de Aledo y San Javier, con 0,1065 empleo/año.hab y  0,0680 empleo/año.hab, respectivamente.
En la Ilustración 61, se muestra el número de puestos de trabajo generados a lo largo de 25 años, destinados la fase de operación y mantenimiento (O&M).
 
Ilustración 61.- Puestos de trabajo generados por el sector FV (25 años)


Para la Región de Murcia, se estima un total de 2.473 puestos de trabajo a 25 años, destinados a la fase de O&M, considerando tanto el empleo directo como indirecto.
Con el fin de hacer una comparación, más exhaustiva, entre comunidades autónomas, se determina el ratio Puestos Trabajo O&M/Población, expresado en nº empleos O&M/habitante (Ilustración 62.- Ratio puestos de trabajo generados por el sector FV (25 años)/población).

 
Ilustración 62.- Ratio puestos de trabajo generados por el sector FV (25 años)/población

El municipio de Los Alcázares presenta el mayor ratio de Empleo O&M/Población, con un valor de 0,0108 empleo O&M/hab, seguido de Aledo y San Javier, con 0,0102 empleo O&M/hab y  0,0065 empleo O&M/hab, respectivamente.
En conclusión, la realización de una instalación FV genera actividad económica en el ámbito regional, que trae consigo creación de empleo.

Instalación con seguidor solar en un eje

A la hora de estimar la creación de empleo directo e indirecto, asociado al sector fotovoltaico,  se considera el número de puestos de trabajo anuales según tipo de instalación, facilitados por la Asociación Industrial Fotovoltaica, ASIF, y  la Unión Española Fotovoltaica, UNEF.
    Tipo Instalación    Puestos anuales directos e indirectos    Puestos O&M a 25 años    
    Doméstica < 50 kW    27    3    
    Industrial 50 kW <P< 2000 kW    18    2    

Tabla 18.- Puestos de trabajo generados por MW instalado.  Base: 1760 horas. Puesto/año. FUENTE: ASIF, UNEF 2012

 
Ilustración 63.- Puestos de trabajo generados por el sector FV en un año
Considerando que la fase de fabricación, diseño de instalaciones e instalación de equipos se realiza en el plazo de un año, se estima un total de 20.029 puestos de trabajo anuales directos e indirectos, para la Región de Murcia.
Si se tiene en cuenta un plazo más realista de 10 años, para la implantación de la potencia calculada, se estima un total de 2003 puestos de trabajo anuales directos e indirectos.
Con el fin de hacer una comparación, más exhaustiva, entre comunidades autónomas, se determina el ratio Puestos Trabajo/Población, expresado en nº empleos/habitante (Ilustración 64).

 
Ilustración 64.- Ratio puestos de trabajo generados por el sector FV/población en un año

El municipio de Los Alcázares presenta el mayor ratio de Empleo/Población, con un valor de 0,0874 empleo/año.hab, seguido de Aledo y San Javier, con 0,0830 empleo/año.hab y  0,0530 empleo/año.hab, respectivamente.

 
Ilustración 65.- Puestos de trabajo generados por el sector FV (25 años)

Para la Región de Murcia, se estima un total de 2.225 puestos de trabajo a 25 años, destinados a la fase de O&M, considerando tanto el empleo directo como indirecto.
Con el fin de hacer una comparación, más exhaustiva, entre comunidades autónomas, se determina el ratio Puestos Trabajo O&M/Población, expresado en nº empleos O&M/habitante (
Ilustración 66).


 
Ilustración 66.- Ratio puestos de trabajo generados por el sector FV (25 años)/Población

El municipio de Los Alcázares presenta el mayor ratio de Empleo O&M/Población, con un valor de 0,0097 empleo O&M/hab, seguido de Aledo y San Javier, con 0,0092 empleo O&M/hab y  0,0059 empleo O&M/hab, respectivamente.
En conclusión, la realización de una instalación FV genera actividad económica en el ámbito regional, que trae consigo creación de empleo.

Impacto medioambiental
Se determina el impacto en el medio ambiente y en términos de dependencia energética.
    Instalación Fija
Con la instalación de sistemas FV, se evita el consumo de combustibles fósiles. La disminución en el uso de combustible fósil reduce la dependencia energética de la Región de Murcia.
La energía generada y estimada para los sistemas FV estudiados (1482,18 GWh/año), equivale a 19.763.755 barriles de petróleo.
Se ha estimado las emisiones evitadas a la atmósfera de CO2, SO2 y NOx,  reducción que contribuyen a la conservación del medioambiente. Dicha disminución produce un impacto económico de las reducciones CO2 evitadas (ahorro en concepto de derechos de emisión), además de un impacto en la salud y el coste sanitario de las emisiones evitadas.
Con la implantación de sistemas FV en tejado o cubierta estudiados, se evita la emisión a la atmósfera de 330.753 Tn CO2/año, 617.011 Tn SO2/año y 467.208 Tn NOx/año, obteniendo un total de emisiones evitadas de 1.414.972 Tn/año, para la Región de Murcia.
Gracias a la instalación de sistemas FV, se evita la emisión de residuos radiactivos de baja y media Intensidad del orden de 3.352.029 cm3/año. En cuanto a los residuos radiactivos de alta intensidad, se reduciría 409.363 g/año.
A continuación, se expone un resumen de la disminución de combustible fósil y  las emisiones evitadas a la atmósfera, tras la implantación de una instalación fija de energía solar FV (Tabla 19).


Parámetro    Valor    Unidad
Tonelada equivalente del petróleo. 25 años    2.889.438    Tep/25 años
Barril equivalente de petróleo. 25 años    19.763.755    Bep/25 años
Tonelada equivalente de carbón. 25 años    4.128.123     Tec/25 años
Tonelada de dióxido de carbono al año    330.753    Tn CO2/año
Tonelada de dióxido de carbono. 25 años    6.615.066     Tn CO2/25 años
Tonelada de dióxido de azufre al año    617.011    Tn SO2/año
Tonelada de óxidos de nitrógeno  al año    467.208    Tn NOx/año
Total emisiones evitadas (CO2,SO2 y NOx)    1.414.972    Tn/año
Residuos radiactivos de baja y media intensidad    3.352.029     cm3/año
Residuos radiactivos de alta intensidad    409.363    g/año
        
Tabla 19.- Impacto medioambiental. Instalación fija

    Instalación con seguidor solar en un eje

La energía generada y estimada para los sistemas FV estudiados (1455,45 GWh/año), equivale a 19.399.254 barriles de petróleo.
Con la implantación de sistemas FV estudiados, en tejado o cubierta, se evita la emisión a la atmósfera de 324.653 Tn CO2/año, 605.631 Tn SO2/año y 458.591Tn NOx/año, obteniendo un total de emisiones evitadas de 1.388.875 Tn/año, para la Región de Murcia.
Gracias a la instalación de sistemas FV, se evita la emisión de residuos radiactivos de baja y media intensidad del orden de 3.290.208 cm3/año. En cuanto a los residuos radiactivos de alta intensidad, se reduciría 401.813 g/año.
La Tabla 20 expone un resumen de la disminución de combustible fósil y las emisiones evitadas a la atmósfera, tras la implantación de una instalación solar FV con seguidor solar.

Parámetro    Valor    Unidad
Tonelada equivalente del petróleo. 25 años    2.836.148    Tep/25 años
Barril equivalente de petróleo. 25 años    19.399.254    Bep/25 años
Tonelada equivalente de carbón. 25 años    4.051.989    Tec/25 años
Tonelada de dióxido de carbono al año    324.653     Tn CO2/año
Tonelada de dióxido de carbono. 25 años    6.493.065     Tn CO2/25 años
Tonelada de dióxido de azufre al año    605.631    Tn SO2/año
Tonelada de óxidos de nitrógeno  al año    458.591    Tn NOx/año
Total emisiones evitadas (CO2,SO2 y NOx)    1.388.875    Tn/año
Residuos radiactivos de baja y media intensidad    3.290.208    cm3/año
Residuos radiactivos de alta intensidad    401.813    g/año
        
Tabla 20.- Impacto medioambiental. Instalación con seguidor solar



    CONCLUSIONES

    La generación distribuida definida como la generación de electricidad de pequeña potencia, cercana a los puntos de consumo, y utilizando para ello las redes locales de media y baja tensión, es una forma eficiente de generación eléctrica que presenta grandes ventajas desde el punto de vista técnico, económico y medioambiental.

     Dado el posible impacto de una introducción masiva de pequeñas instalaciones de generación  de origen renovable en las red de distribución,  sería recomendable un estudio detallado  de los flujos de potencia en las redes de distribución y transporte, así como habilitar una reserva de potencia suficiente en las redes de evacuación que permita asegurar la confiabilidad del sistema, priorizando la instalación de sistemas de generación distribuida.

    La tecnología renovable más apropiada para la generación distribuida en la Región de Murcia, a escala local,  es la Energía Solar Fotovoltaica. En la actualidad, la Región de Murcia es la primera de España en densidad de instalaciones fotovoltaicas por km2, con un total de 378 MW instalados y una densidad de 33 kW/km2, estando el 83% de estas instalaciones ubicadas en suelo. Este valor de densidad es superior al ratio de 8,26 kW/km2, para España, en 2011. Sin embargo, ambos ratios son muy inferiores al ratio de Alemania, con 57,73 kW/km2, a finales de 2011.

    El potencial estimado de la Región de Murcia para la realización de instalaciones fotovoltaicas sobre cubierta de las viviendas y edificaciones existentes, es de 990  MW con una superficie total disponible de 14,37 km2. Este potencial de instalación supondría una producción de energía eléctrica  anual de 1.482.180  MWh,  equivalentes al consumo eléctrico medio anual de 412.000 hogares.

    El ahorro anual estimado, por la adquisición de la energía  producida por generación fotovoltaica,  comparada con la Tarifa de Último Recurso sin discriminación horaria (0,142349 €/kWh),  ascendería a unos 211 millones de euros.

    De la misma manera, dicha actuación permitiría una disminución total de emisiones contaminantes a la atmósfera de 1.415.000 Tn/año, distribuidas de las siguiente forma: 330.750  Tn de dióxido de carbono (CO2), 467.200 Tn de óxidos nitrosos (NOx)  y  617.000 Tn de dióxido de azufre (SO2).

    La instalación del potencial estimado de 990 MW en un año, mediante sistemas de generación distribuida en pequeñas instalaciones fotovoltaicas de soporte domestico, residencial o industrial, supondría si se considera un periodo de 10 años para su ejecución, la creación y mantenimiento de 2.570 puestos de trabajo anuales.

     Los trabajos de operación y mantenimiento de estas instalaciones suponen un total de 2.470 puestos de trabajo, mantenidos  durante  25 años, además de los puestos de trabajo indicados en el apartado anterior.

    Actualmente, con las consideraciones expuestas en el informe, se puede afirmar que la tecnología fotovoltaica se encuentra en paridad red, siendo económicamente rentable la propuesta de autoconsumo frente a la compra a la red. Para una instalación doméstica de 5 KW, se estima un ahorro económico de 8.000 €, durante la vida útil de la instalación, incluyendo los gastos de amortización, seguros y mantenimiento de la misma.

    Para que la llegada de la Paridad de Red sea efectiva y proporcione un impulso al sector FV, se considera necesaria la aprobación del Real Decreto sobre balance neto. De la misma manera es necesario un esfuerzo para impulsar la formación y concienciación ciudadana, sobre las ventajas asociadas a la tecnología fotovoltaica, y sus posibilidades de aplicación y desarrollo, en el sector doméstico y residencial.


ENERGÍA
La Ilustración 22 muestra la evolución de la energía anual de GD (régimen especial), en Murcia, durante los años 2005-2011.

 
Ilustración 22.- Evolución anual de la energía en GD (régimen especial) en Región de Murcia. Fuente: CNE

Se observa una producción de GD (régimen especial) de 2.605 GWh, para el año 2011.
La demanda aumenta en 62 GWh (2,38%), en 2011, respecto al año 2010.
A continuación, la Ilustración 23 expone la evolución de cobertura de energía para las diferentes tecnologías de GD (régimen especial), en Murcia, desde los años 2005-2010.

 
Ilustración 23.- Evolución de la cobertura de energía regional con GD (régimen especial), desde 2005 hasta 2010

En 2005, existe una participación de GD del 54,16%. Este elevado valor se debe, principalmente, a la generación neta en Murcia y a la aportación de la tecnología de cogeneración, durante ese año.
La cogeneración tiene una participación significativa en 2005, con un 34,54% respecto a la generación neta en Murcia (2.324 GWh), seguida del tratamiento de residuos, con un 12,51%, y de la energía eólica, con 4,04%.
La energía solar FV sólo presenta un 0,05% de participación en 2005.
La energía solar FV comienza a tener una cobertura del 0,30% respecto de la generación neta, en Murcia, durante 2007, superando a la energía minihidráulica en 2008 (0,23%), con un 1,41%, y aportando un 5,86% a la energía total, en 2010.

Energía fotovoltaica en sistemas de GD
A nivel internacional

A nivel mundial, los sistemas fotovoltaicos conectados a red pasan de 16,6 GW, en 2010, a 27,7 GW en 2011. Cerca de 21 GW de este crecimiento se encuentra en Europa.
El número de mercados llegando a más de 1 GW de capacidad adicional, durante el año 2011, se eleva de 3 a 6. En 2010, los tres primeros mercados son Alemania, Italia y la República Checa; en 2011, Italia lidera el ranking y Alemania, China, EE.UU., Francia y Japón siguen, cada uno con más de 1 GW de nueva capacidad [44].
La participación europea, en el ámbito mundial FV, sigue siendo predominante con más del 75% de la nueva capacidad global, en 2011. Los 2 principales mercados, Italia y Alemania, representan casi el 60% del crecimiento del mercado mundial durante el año pasado.
El aumento del potencial FV, mediante la adición de nuevos mercados de crecimiento importante, puede ser considerado como el logro más importante en la carrera del crecimiento continuo del desarrollo FV en todo el mundo. Sin embargo, muchos de los mercados citados, en particular, China, EE.UU. y Japón, aunque también Australia y la India,  han abordado sólo una parte muy pequeña de sus enormes potenciales, varios países de las grandes regiones soleadas, como África, Oriente Medio, Asia y América del Sur están a punto de iniciar su desarrollo.
La capacidad total FV instalada, en todo el mundo, supera los 67,4 GW a finales de 2011. La energía FV es, ahora, después de la energía minihidráulica y eólica, la tercera energía renovable más importante, en términos de capacidad instalada, a nivel mundial. La tasa de crecimiento de la energía FV, en 2011, alcanza casi el 70%, un nivel excepcional entre todas las tecnologías renovables. La producción de energía total de la capacidad mundial FV es, en un año de calendario, de  80 millones de kWh. Esta energía es suficiente para cubrir las necesidades energéticas anuales de suministro de más de 20 millones de hogares en el mundo.
En Europa, se instalan más de 50 GW de sistemas FV a finales de 2011. Con las crecientes contribuciones de los países del sur de Europa, el factor de carga promedio de esta capacidad está aumentando y producirá unos 60 millones de kWh, anualmente, energía suficiente para abastecer a más de 15 millones de hogares europeos.
Fuera de Europa, China probablemente se sitúa por primera vez en 2011, con un mínimo de 2 GW de nuevas instalaciones fotovoltaicas instaladas y conectadas. El mercado crece gracias a la implementación de un ajuste a nivel provincial. El rápido crecimiento también se ve en los EE.UU., con un mínimo de 1,6 GW de sistemas nuevos conectados a red. Esto es casi el doble de las cifras de 2010 del mercado.
Detrás de los 2 líderes, se encuentra Japón, con más de 1 GW de sistemas FV conectados a red, en el año 2011, beneficiándose del régimen de tarifa especial. En Asia-Pacífico, el rendimiento de Australia es importante, con 700 MW de nuevas instalaciones en 2011.
Se producen, también, contribuciones importantes de otros 3 mercados, en diferentes partes del mundo: 300 MW en Canadá, 140 MW de Ucrania (2 grandes plantas) y 130 MW procedentes de Israel.
El año 2011 ve bajar los precios, rápidamente, debido al incremento de las  economías de escala, la eficiencia de producción y,  en particular,  un fuerte exceso de oferta en comparación con la demanda.

Europa

Con casi 21 GW de instalaciones FV conectadas a la red, en 2011, Europa ha aumentado su capacidad acumulada en más del 50%. Esta impresionante cifra se debe, principalmente, a 3 mercados: Italia, Alemania y Francia.
Italia se convierte, por primera vez, en líder del mercado FV con 9 GW de sistemas nuevos, que se conectan en 2011 (frente al 2,3 GW en 2010). Una parte importante de estas nuevas conexiones pertenecen a una oleada de instalaciones que tienen lugar a finales de 2010. El motivo de esta concentración inusual es la aprobación de un decreto que permite la instalación de los sistemas FV, a finales de 2010, pero la conexión a mediados de 2011, para beneficiarse de las tarifas especiales de 2010 (FiT), más ventajosas. Este decreto, conocido con el nombre "Salva Alcoa", permite que 3,5 GW de instalaciones puedan beneficiarse de estas condiciones excepcionales.
A principios de 2011, el tercer registro de energía en Italia presenta 1,5 GW de sistemas nuevos conectados. El cuarto entra en vigor a principios de junio de 2011, y a pesar de sus condiciones más estrictas y tarifas reducidas, da lugar a la conexión de casi 4 GW en sólo 7 meses.
En cuanto a Alemania, el último trimestre impulsa el crecimiento del mercado total de 2011 a 7,5 GW. El año 2011 comienza lentamente con condiciones climáticas adversas y capacidad adicional reducida debido a la menor tarifa. A partir de marzo, las instalaciones comienzan a incrementarse y Alemania alcanza hasta 600 MW, en los meses de junio y julio. A diferencia del año anterior, en julio, no hay una reducción en la tarifa especial.
Francia alcanza 1,5 GW de nuevos sistemas conectados en 2011, principalmente, resultado de las instalaciones en el año 2010. Sólo, menos del 10% de esta capacidad se instala durante el año 2011. El nuevo marco legal permite que los sistemas de hasta 100 kW sólo se beneficien de una tarifa remunerada, mientras que proyectos de mayor envergadura tienen que esperar, hasta el verano, para solicitar varios tipos de esquemas de convocatoria para la licitación. El nuevo marco de apoyo tiene por objeto limitar el tamaño del mercado anual a 500 MW.
El proceso de conexión a red extremadamente largo en Francia puede durar hasta 18 meses. Los recortes importantes de las tarifas especiales y los largos tiempos de conexión a la red explican por qué las nuevas instalaciones se encuentran en un nivel bajo, durante el año 2011, si bien las conexiones a red alcanzan un récord de 1,5 GW en 2011.
El Reino Unido, también, presenta un gran desarrollo durante el año 2011, alcanzando un crecimiento de unos 700 MW. En abril de 2010, se presenta un nuevo esquema de tarifas seguido, inmediatamente, por el desarrollo del mercado. La reacción es tan positiva que, después de unos pocos meses, varios interesados buscan limitar este rápido crecimiento. Esto es confirmado, en enero de 2011, con la introducción de una "revisión rápida", que lleva a una fuerte reducción de todas las tarifas especiales, para los sistemas FV de más de 50 kW. Esto da lugar a una avalancha de proyectos que buscan conexión a la red, antes de la fecha límite.
La disminución de tarifa esperada es seguida por otra intervención, anunciada a finales de octubre de 2011, que afecta a pequeñas instalaciones FV, dando lugar a otro incremento de solicitudes para conexión a red en 2011.
Otros mercados clave en Europa son Bélgica (550 MW), España (400 MW), Eslovaquia (350 MW) y Grecia (350 MW).
En Bélgica, el mercado flamenco mejora de nuevo en 2011, a pesar de la reducción de las ayudas, mientras que el mercado de Valonia (Bélgica) alcanza los 100 MW, concentrado en el sector residencial.
España no ha avanzado, sobre todo, por la paralización del mercado a finales de 2008.
Eslovaquia reduce, drásticamente, su apoyo a la energía FV, a mediados de julio, deteniéndose el mercado, después de un rápido crecimiento en los primeros 2 trimestres del año.
Por último, el mercado griego avanza en particular en el sector residencial, donde se conectan alrededor del 60 MW, en 2011.
Otros países de la UE, todavía, están progresando con capacidades limitadas, con Austria alcanzando los 100 MW y Bulgaria con 80 MW, durante el año 2011 [44].

España

POTENCIA
En este apartado, se expone la evolución anual y acumulada de la potencia FV instalada de GD (régimen especial), en España, desde los años 1994-2011 (Ilustración 24).
 
Ilustración 24.- Evolución anual y acumulada de la potencia FV instalada en España. Fuente: REE

La energía solar FV presenta 4.168 MW instalados en España, en 2011. Supone el 12% de la capacidad total de GD y el 4,14% respecto a la capacidad de generación total instalada en España (100.576 MW, año 2011).
Se observa que, en 2008, existe un cambio de escala, con una potencia instalada de 2.708 MW para dicho año, un 392% más respecto al año anterior, siendo el primer país por potencia instalada del mundo.  Se pasa de 690 MW, en 2007, a 3.398 MW en 2008. Esto es debido, principalmente, a que se establece un marco retributivo atractivo en el Real Decreto 661/2007, que incentiva el desarrollo de potencia fotovoltaica durante 2008.
Este RD hace que la instalación de grandes plantas de producción FV sea muy rentable, produciendo la proliferación de grandes huertos solares.
Un estudio elaborado por la empresa consultora Eclareon para ASIF, sobre el parque fotovoltaico español, revela la preeminencia que tienen las plantas solares de gran tamaño.
El estudio se ha realizado sobre una muestra de 1.034 sistemas fotovoltaicos ya terminados, que suman 2,5 GW de potencia y representan el 77% del parque fotovoltaico español hasta el mes de marzo de 2009.
El 44% de los sistemas solares españoles tienen una potencia superior a 5 MW y el 20% están entre 2 MW y 5 MW.
La potencia instalada, en 2009, no obtiene un incremento tan fuerte como en el año anterior debido al cambio de regulación del sector (RD 1578/2008). El cierre de 2010 muestra un incremento con respecto a 2009.
Según datos de 2010, España es el segundo país de Europa en potencia fotovoltaica acumulada, siendo Alemania el país que lidera el ranking (Ilustración 25).  Atendiendo a la potencia instalada per cápita, el primer país sigue siendo Alemania, seguida por la República Checa, ocupando en este caso España el tercer lugar. Las tres áreas de mayor interés en el mundo, según la potencia acumulada, son Europa (destacando Alemania y España, con más de un 50% del total mundial), Japón y EE.UU.
 
Ilustración 25.- Potencia acumulada en Europa al cierre del año 2010. Fuente: IDEA, EurObserv´ER
El modelo español de energía solar ha sido un referente mundial tanto por su potencial suministrador como por su aportación a la investigación. La industria FV española, además, se ha orientando cada vez más hacia los mercados exteriores. En 2010, el mercado de instalación fuera de España creció por encima del 130% y el sector fotovoltaico exportó más del 70% de su producción. La creciente salida al exterior de las empresas españolas del sector ha sido la respuesta a un contexto internacional muy favorable  para esta industria.

Titularidad de las instalaciones

A continuación, se puede observar la titularidad de las instalaciones FV, en España, y una comparación con otros países europeos (Ilustración 26).

 
Ilustración 26.- Titularidad de las instalaciones FV, año 2007. Fuente: EuPD Research 2008

La segmentación de clientes en el mercado FV, a nivel europeo, varía en cada país. Algunas de las posibles explicaciones pueden ser: El desarrollo histórico, la etapa de difusión  de los segmentos, las características arquitectónicas, las características de alimentación, los objetivos de los agentes del mercado y, por último, pero no menos importante el tamaño absoluto diferente de los mercados.


Distribución Territorial

En la Ilustración 27, se agrupa los valores de potencia total acumulada en FV por comunidad autónoma, para el año 2011.
 
Ilustración 27.- Reparto por Comunidad Autónoma de la potencia total acumulada de FV en España, año 2011. Fuente: REE

Se observa que la comunidad autónoma con mayor potencia acumulada en FV es Castilla La Mancha, con el 21,00%, seguida de Andalucía con un 18,74% y Extremadura con un 12,74%.
Murcia se encuentra en un quinto lugar, con un 9,07% con respecto a la potencia total de tecnología FV, en España.
Con el fin de hacer una comparación, más exhaustiva, entre comunidades autónomas, se determina el ratio potencia acumulada/ área, expresado en kW/km2 (Ilustración 28).
 
Ilustración 28.- Ratio potencia acumulada FV/población.área, año 2011. Fuente: CNE  

La comunidad de la Región de Murcia presenta el mayor ratio de Potencia acumulada FV/Área, con un valor de 33,42 kW/km2, seguida de la comunidad de Canarias y La Rioja, con 17,65 kW/km2 y 16,80 kW/km2, respectivamente.
Para observar de manera más detallada la implantación del sector FV, se ha comparado el ratio obtenido en Murcia, con el ratio determinado para España y Alemania (
Ilustración 29).

 
Ilustración 29.- Ratio potencia acumulada FV/población.área, en Alemania, España y Murcia. Fuente: POLDER PV y CNE

En septiembre de 2011, Alemania presenta una potencia acumulada en energía solar FV de 20.617 MW, obteniendo un ratio de 57,73 kW/km2, para un área territorial de 357.104 km2. Este ratio destaca frente a los valores obtenidos para España y Murcia.
España presenta un ratio de 8,26 kW/km2, para 4.168 MW instalados, en 2011, y una superficie territorial de 504.645 km2. Este valor es muy inferior al ratio de Alemania.




Región de Murcia

En la Ilustración 30, se muestra la evolución de la tecnología solar FV, en la comunidad autónoma de la Región de Murcia.

 
Ilustración 30.- Evolución anual y acumulada de la potencia FV instalada en Región de Murcia. Fuente: CNE

Según el Registro Especial de Productores de Energía (REPE), existen 3.599 instalaciones FV en la Región de Murcia, año 2011, alcanzándose en la actualidad, los 378 MW de potencia instalada en energía solar FV.
Dicha potencia supone el 41,46% de la capacidad total de GD, en Región de Murcia, y el 1,05% respecto a la capacidad total de GD en España (36.135 MW, año 2011).
Dentro de la potencia instalada de 378 MW, en Murcia, la distribución de instalaciones por potencia nominal se muestra en la Ilustración 31.

 
Ilustración 31.- Distribución de las instalaciones FV en Región de Murcia, año 2011. Fuente: REPE
Tal y como se puede observar, dentro de las diferentes opciones de GD, mediante tecnología solar FV, la que ha presentado una menor expansión ha sido la microgeneración (potencias inferiores a 5 kW), con un 1% respecto del total instalado.
Dada la dificultad de poder discriminar las instalaciones de suelo de las instalaciones de cubierta, en función de un criterio de potencia instalada, debido a la gran cantidad de agrupaciones existentes, se ha planteado el siguiente criterio para identificar dicha tipología (Ilustración 32):
    Potencia > 100 kW: Instalación en suelo
    20 kW < Potencia < 100 kW: 20% en cubierta industrial; 80% en suelo
    5 kW < Potencia < 20 kW: cubierta industrial
    5 kW < Potencia: tejado en vivienda

 
Ilustración 32.- Diferentes tipologías de instalación FV en la Región de Murcia en el año 2011. Fuente: REPE

Se comprueba que el tipo de instalación más común, en la Región de Murcia, es el sistema solar FV en suelo, con un 83% respecto del global.



EVOLUCIÓN REGULATORIA DEL SECTOR  FOTOVOLTAICO
Es evidente que la regulación del sector eléctrico juega y debe jugar el papel de orientar la evolución de las energías en función de las necesidades energéticas nacionales, incentivando o desincentivando su producción en función del grado de desarrollo o de interés en la misma.
Para analizar los cambios de ritmo producidos en el mercado FV español es necesario remontarse a sus inicios y observar los cambios legales que se han aplicado en los últimos años (Tabla 3).


TMR año 2007: 7,6588 c€/kWh    RD 2818/1998    RD 436/2004    RD 661/2007
Instalación    Tarifa 1998 (ptas/kWh)    Tarifa 2004 (c€/kWh)    % sobre TRM      C€/kWh    C€/kWh
P ≤ 5 kW
-Primeros 25 años desde su puesta en servicio
-A partir de los 25 años    66
66    40
40            

5 kW < P < 50 kW
-Primeros 25 años desde su puesta en servicio
-A partir de los 25 años

    36
36    22
22            

P ≤ 100 kW
-Primeros 25 años desde su puesta en servicio
-A partir de los 25 años

    36
36    22
22    575%
460%    44,03810
35,23048    44,0381
35,2305

    kW < P ≤ 10 MW
-Primeros 25 años desde su puesta en servicio
-A partir de los 25 años    36
36    22
22    300%
240%    22,97640
18,38112    41,7500
33,4000
    W < P ≤ 50 MW
-Primeros 25 años desde su puesta en servicio
-A partir de los 25 años    36
36    22
22            22,9764
18,3811
                    Necesidad Centro  Control
(> 10 MW)

Tabla 3.- Evolución de las tarifas reguladas en los RD de 1998, 2004 y 2007 [60]

En el RD 2818/1998, se da una tarifa preferente a las instalaciones fotovoltaicas con una potencia nominal de hasta 5 kW. Esto da lugar a una estructura de potencias, en la que el porcentaje de instalaciones inscritas en el Registro Especial de Productores de Energía (REPE) con potencias inferiores o iguales a 5 kW es del 71,41 %, de las cuales el porcentaje de las instalaciones con una potencia nominal, exactamente, igual a 5 kW es del 52,95 %. La potencia acogida a ese RD ha sido de aproximadamente 6 MW (de los 150 MW máximos admisibles).
El tratamiento, también, preferencial que se da a las instalaciones con potencias nominales iguales o inferiores a 100 kW, se ve reflejado en las instalaciones adscritas al RD 436/2004, ya que el porcentaje de las instalaciones inscritas en el Registro Especial de Productores de Energía (REPE) con potencias inferiores o iguales a 100 kW es del 97,11 %, de las cuales el porcentaje de las instalaciones con una potencia nominal, exactamente, igual a 100 kW es del 24,94 %.
La retribución pasa a ser de hasta el 575% de la TMR, durante los primeros años, y luego del 80% de esa cantidad durante el resto de vida de la instalación sólo para instalaciones menores a 100 kW. Estas condiciones se mantienen hasta que España alcance los 150 MW instalados [62].
En este último caso, hizo que instalaciones mayores de 100 kW se inscribieran a nombre de diferentes empresas en partes de 100 kW (más del 10% del total en potencia de las instalaciones), conectándose en baja tensión y en algunos casos cediendo las instalaciones de evacuación de media tensión a la empresa distribuidora correspondiente.
La potencia acogida a este RD es de, aproximadamente, 160 MW según registro de instalaciones inscritas en el REPE, hasta Julio de 2007 (de 363 MW máximos admisibles, PANER 2005-2010).
La aparición del RD 661/2007 propicia la aparición de grandes instalaciones en muy poco tiempo, ya que la diferencia entre las tarifas inferiores a 100 kW y las superiores a 100 kW e inferiores a 10 MW solamente varían en un 5%, a favor de las de potencia más pequeña.
El nuevo escalón de potencia se sitúa en los 10 MW, donde se produce un cambio de prima realmente apreciable y siendo además esa la potencia necesaria para tener la obligación de conectarse a un centro de control (CECRE).
Con la entrada en vigor del RD 661/2007, el mercado experimenta un fuerte crecimiento del 385%, respecto al año anterior, instalándose 2700 MW, entre finales de 2007 y sobre todo durante el 2008, siendo apoyado por el agente regulador [60].
Tras la oleada de nuevas instalaciones por este último RD 661/2007, el Gobierno trata de seguir fomentando las EERR, pero de una forma mucho más ordenada. Con la intención de regular el crecimiento de sector, se publica el Real Decreto 1578/2008.
Este Real Decreto clasifica las nuevas instalaciones en dos tipologías, según estén ubicadas en cubiertas (tipo I) o en suelo (tipo II). Dentro de las primeras, se distinguen dos subtipos:
Tipo I.1 Instalaciones con potencia inferior o igual a 20 kW
Tipo I.2  Potencia superior a 20 kW.
Además introduce:
    Mecanismo de preasignación de retribución
    Cupos anuales de potencia incrementados anualmente
    Reducción trimestral de tarifa en función del grado de cobertura del cupo anterior: un 2,5%, aproximadamente, (10% anual aprox.) de la tarifa de venta indicada anteriormente (si se cubren los cupos de cada convocatoria).
La evolución de las tarifas aplicables a las instalaciones FV, puestas en funcionamiento a partir del 30.09.2008, se observa en la Tabla 4.

TARIFA DE VENTA DE LA ENERGÍA (€/kWh)
Energía Solar FV (subgrupo b.1.1)
Régimen Retributivo RD 1578/2008
Convocatoria    Subtipo I.1
(cubierta pequeña)    Subtipo I.2
(cubierta grande)    Tipo 2
(Suelo)
1ª 2009    0,340000    0,320000    0,320000
2ª 2009    0,340000    0,320000    0,3071893
3ª 2009    0,340000    0,320000    0,2991125
4ª 2009    0,340000    0,320000    0,2908570
1ª 2010    0,340000    0,311665    0,2810450
2ª 2010    0,334652    0,303099    0,2731780
3ª 2010    0,330597    0,295200    0,2655090
4ª 2010    0,321967    0,286844    0,2586020
1ª 2011    0,313542    0,278887    0,2517140
2ª 2011    0,288821    0,203726    0,134585
3ª 2011    0,281271    0,198353    0,130324
4ª 2011    0,273817    0,193170    0,124970

Tabla 4.- Evolución de las tarifas reguladas en los RD de 2008
 La publicación de este Real Decreto provoca una nueva orientación del sector, centrándose mayoritariamente en las instalaciones incorporadas a la edificación en detrimento de las plantas en suelo.
Un año más tarde, en el año 2009, el sector FV español pasa por uno de sus peores momentos, en gran parte, debido a la disminución de las primas y a la inseguridad jurídica provocada por los rumores de aprobación de una serie de medidas de carácter retroactivo que supusieron una disminución significativa de la demanda y consecuentemente conlleva a una ralentización del mercado.
 Tal y como se muestra en la Ilustración 24, a pesar de la incertidumbre creada, el 2010 supuso un año de ligera recuperación con 392 MW instalados, según datos de la CNE en comparación con el 2009, año en el que se produjo la desaceleración con sólo 17 MW instalados [58]. En cuanto a la tipología de instalaciones, tras la transición de los años 2009 y 2010, el sector fotovoltaico se ha reorientado focalizándose mayoritariamente en instalaciones ubicadas en edificaciones (Tipos I.1 y I.2) y políticas de cupos, en detrimento de las de suelo (disminución de las cuotas en suelo), que fueron las grandes protagonistas en los años 2007 y 2008.
A partir de 2010, se da prioridad a la reducción del gasto y la liquidación del déficit tarifario eléctrico, tomando medidas que han afectado de forma drástica al sector FV.
En noviembre de 2010, se publica el RD 1565/2010 donde se aplica una reducción a la remuneración para los tres tipos de instalaciones [58].
    Instalaciones de tipo I.1: 5% de reducción.
    Instalaciones de tipo I.2: 25% de reducción.
    Instalaciones de tipo II: 45% de reducción.
En diciembre de ese mismo año se publica el RD Ley 14/2010, se aplica una limitación de horas equivalentes de funcionamiento de las instalaciones en función de la zona climática hasta final de 2013, con carácter retroactivo a las instalaciones acogidas al RD 661/2007 y RD1578/2008, compensando esta limitación con un aumento de retribución de 25 a 28 años.
Esta reducción extraordinaria de tarifas disminuye la rentabilidad de numerosos proyectos, especialmente los de plantas solares ubicadas en las regiones con menor irradiación.
En el mes de junio de 2011, se publica el Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) 2011-2020. Se trata de un documento en el que se marcan las pautas referentes a legislación, objetivos de generación y políticas de fomento para las diferentes tecnologías renovables, con vistas a la consecución del objetivo de cubrir un 20% del consumo de energía final con renovables en 2020 establecido por la Directiva 2009/28/CE.
En él, se estima un incremento de la potencia fotovoltaica instalada de 4.346 MW, hasta el 2020, de los cuales cerca de un 70% corresponderá a instalaciones en edificaciones.
No obstante, a pesar del incremento previsto, el PANER no supone mayor progreso para el sector.
Para facilitar y potenciar el desarrollo y la penetración de las energías renovables (EERR), el PANER propone una batería de medidas, materializándose una de ellas en el Real Decreto 1699/2011 por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia.
Este RD que traspone a nuestra legislación parte de la Directiva Europea 2009/28/CE, relativa al fomento de las de EERR, se suma a la ya existente en este capítulo y tiene como finalidad simplificar la tramitación exigida para acelerar la entrada en el sistema eléctrico de instalaciones de pequeño tamaño regulando las condiciones administrativas y técnicas básicas para la conexión de las instalaciones de fuentes renovables y de cogeneración de pequeña potencia.
Del mismo modo, en este RD, se  anuncia una  próxima regulación del suministro de la energía eléctrica producida en el interior de la red de un consumidor, para su propio consumo, que incentivará el autoconsumo.
Estos antecedentes, junto con la reciente entrada en vigor del  Real Decreto-Ley 1/2012, ha supuesto la paralización por tiempo indefinido del sistema de fomento de las EERR, existente hasta la fecha, en España (basado en tarifas de inyección a red)  [22]. Para poder cumplir los  objetivos marcados en el PANER, se ha de tener en cuenta la llegada de la  Paridad de Red en el sector y el autoconsumo [58], para generar un incremento de potencia instalada sin asociar al régimen especial.
La instalación en suelo alcanzaría la paridad de red después del segmento edificación. En este sentido, este informe, se ha centrado fundamentalmente en el segmento de edificación [61].
 AUTOCONSUMO Y BALANCE NETO
Paridad de red

Se dice que una tecnología de generación eléctrica alcanza la Paridad de Red, o Grid Parity en inglés, cuando el precio de la energía generada por el sistema, en este caso fotovoltaico, es el mismo que el precio de referencia de la electricidad. En otras palabras, es preferible autoconsumir la propia energía generada a comprarla a cualquier distribuidora.
Se entiende por Precio de Referencia de la Electricidad la suma del término de energía (TEU), el coste estimado de la energía suministrada (CE), el término de energía de la tarifa de acceso (TEA) y el impuesto especial de electricidad (IEE) [4].

PRE (precio referencia electricidad) = TEU + CE + TEA + IEE
TUR (tarifa último recurso) = TPU (término de potencia) + TEU (término de energía)

 
Ilustración 33.-  Precio de referencia de la electricidad

La tendencia del coste de la electricidad va en aumento, debido en gran parte al encarecimiento de los combustibles fósiles, a partir de los cuales se genera la mayor parte de la electricidad y al déficit eléctrico acumulado durante los últimos años.
En cambio, el coste del kWh fotovoltaico, representado en azul (Ilustración 34), responde a una tendencia decreciente gracias a las mejoras tecnológicas y economías de escala que han permitido aumentar su competitividad.
La Paridad de Red se define como el momento en el que las dos líneas de tendencia se cruzan (Ilustración 34).
En este punto, es importante diferenciar dos conceptos como son la “Paridad de Red” y la “Paridad de Generación” que son comúnmente asociados y en algunos casos utilizados de forma errónea.
 
Ilustración 34.-  Representación ilustrativa de paridad de red [30]

Paridad de Generación: Representa el momento en el que la tecnología fotovoltaica empieza a ser rentable si inyectamos a la red toda la producción de nuestra instalación fotovoltaica.

 

Ilustración 35.-  Paridad de red y paridad de generación. Fuente: ECLAREON [31]

Cálculo de llegada de la paridad de red

La llegada de la Paridad de Red depende de tres parámetros objetivos: el coste de inversión en el sistema solar, el índice de irradiación y el precio kWh de la energía suministrada por la compañía eléctrica.

Coste de la inversión inicial

El precio del kWh fotovoltaico se calcula teniendo en cuenta el coste de instalación del sistema, el cual viene dado en euros por vatio pico instalado  (€/Wp).  Dentro de éste, los módulos FV representan, típicamente, entre un 30% y un 50% del coste total de la instalación (Ilustración 36).

 
Ilustración 36.-  Coste instalación fotovoltaica desglosada. Fuente: [34] y FDS

En este sentido, cabe destacar que las curvas de aprendizaje tecnológico han experimentado un gran desarrollo e incorporado avances en la cadena productiva, que han reducido considerablemente los costes de obtención. Tratándose de una tecnología que aún no ha alcanzado su madurez, se espera que los precios puedan seguir con una tendencia a la baja, durante los próximos años.
La Ilustración 37 muestra la evolución del coste del panel fotovoltaico.
 
Ilustración 37.-  Evolución coste módulo fotovoltaico. Fuente: [30] y FDS

Actualmente, la reducción de los costes del kWp instalado es constante y se espera que, en un intervalo de 10 años, se reduzcan en un 50% (Ilustración 38) en su mayor parte debido a la reducción de los elementos básicos de la instalación, como son los módulos y los inversores fotovoltaicos [34].

 
Ilustración 38.-  Evolución costes instalación fotovoltaica. Fuente: [34] y FDS
Precio FV kWh generado

La metodología tradicional para calcular los costes de generación de electricidad se basa en la obtención del LCOE (Levelised Cost of Electricity).
 El LCOE es una medida del coste promedio anual de producción de electricidad por unidad de energía producida, a lo largo de la vida útil de la planta, descontado y expresado en valor presente.
Dicha medida se expresa en Euros por Kilovatio-hora, por lo que es comparable entre distintas tecnologías de generación. Incluye todos los costes presentes y futuros de las unidades de generación: los costes de inversión inicial (incluido los costes de planificación, el pago de intereses, etc.), los costes de operación y mantenimiento (fijos y variables) y el coste de combustible.
La fórmula empleada para el cálculo del LCOE es:
LCOE=(∑_(t=1)^N▒(I_t+M_t)/〖(1+r)〗^t )/(∑_(t=1)^N▒E_t/〖(1+r)〗^t )
A continuación, se determina el coste promedio anual de producción de electricidad por unidad de energía producida, LCOE, para una instalación FV situada en la Región de Murcia, teniendo en cuenta:
 - Autoconsumo del 100%.
- Pago Instalación por medios propios del 100%.
- Tratamiento fiscal de la instalación como consumidor.
- No se contabiliza el pago de peajes eléctricos.

Precio kWh comprado a Tarifa Último Recurso (TUR)
- TUR sin discriminación horaria: 0,142349 €/kWh (Primer trimestre 2012)
- Impuesto Eléctrico: 5,113%
- IVA: 18%
- Precio total kWh (sin autoconsumo): 0,1753 €/kWh (IVA incluido)
- Consumo medio anual de electricidad de un hogar español: 3.600 kWh
Precio kWh para instalación Fotovoltaica Residencial de 5 kWp
- Producción unitaria estimada (zona Murcia): 7512 kWh/kWp (apartado 8.6: 1502,40 kWh/ kWp)
- Precio medio del Wp: 2,5 € (IVA no incluido)
- Precio total instalación (inversión, It): 12.500 € (IVA no incluido)
- Costes anules O&M (15€/kW): 75 € (IVA no incluido)
- Coste anual seguro instalación (10€/kW): 50 € (IVA no incluido)
- Incremento anual gastos de instalación: 1,5%
- Tasa de actualización: 5%
- Incremento anual del precio de energía: 4%
- Años de funcionamiento: 25 años
- Factor de corrección debido a la pérdida de potencia anual: 0,40%
-  Precio kWh (LCOE con autoconsumo): 0,1701 €/kWh (IVA incluido)

Según este ejemplo, teniendo en cuenta las hipótesis mencionadas, el sistema fotovoltaico ya sería más rentable que la compra de red. No obstante,  el autoconsumo de este tipo de instalaciones no será del 100%, factor importante para la estimación del coste del kWh en esta modalidad [30].
En la Tabla 5, se puede observar el ahorro generado de 8.022,5 €, para este caso de autoconsumo estudiado.


Año    Energía producida kWh/año    Tarifa ahorro    Ahorro Bruto anual 100% autoconsumo    It,  €    Mt, €    Total Gastos    Flujo de caja, actualizado a origen    Acumulado
0                12.500,0    125,0    12.625,0    -12.625,0    -12.625,0     
1    7.512,0    0,1423    1.069,3    0,0    126,9    126,9     940,6         -11.682,5     
2    7.482,0    0,1480    1.107,7    0,0    128,8    128,8     924,7         -10.750,3     
3    7.452,0    0,1540    1.147,3    0,0    130,7    130,7     909,1         -9.828,2     
4    7.422,2    0,1601    1.188,5    0,0    132,7    132,7     893,7         -8.916,1     
5    7.392,5    0,1665    1.231,1    0,0    134,7    134,7     878,5         -8.014,1     
6    7.363,0    0,1732    1.275,2    0,0    136,7    136,7     863,6         -7.122,1     
7    7.333,5    0,1801    1.320,9    0,0    138,7    138,7     848,8         -6.239,9     
8    7.304,2    0,1873    1.368,2    0,0    140,8    140,8     834,3         -5.367,6     
9    7.275,0    0,1948    1.417,3    0,0    142,9    142,9     820,1         -4.505,1     
10    7.245,9    0,2026    1.468,1    0,0    145,1    145,1    806,0         -3.652,3     
11    7.216,9    0,2107    1.520,7    0,0    147,2    147,2    792,1         -2.809,1     
12    7.188,0    0,2191    1.575,2    0,0    149,5    149,5     778,4       -1.975,5     
13    7.159,3    0,2279    1.631,6    0,0    151,7    151,7     765,0         -1.151,4     
14    7.130,6    0,2370    1.690,1    0,0    154,0    154,0     751,7    -336,8     
15    7.102,1    0,2465    1.750,7    0,0    156,3    156,3     738,7          468,5     
16    7.073,7    0,2564    1.813,4    0,0    158,6    158,6     725,8          1.264,5     
17    7.045,4    0,2666    1.878,4    0,0    161,0    161,0     713,1          2.051,3     
18    7.017,2    0,2773    1.945,7    0,0    163,4    163,4     700,6          2.828,9     
19    6.989,1    0,2884    2.015,5    0,0    165,9    165,9     688,3     3.597,4     
20    6.961,2    0,2999    2.087,7    0,0    168,4    168,4     676,2         4.357,0     
21    6.933,3    0,3119    2.162,5    0,0    170,9    170,9     664,0          5.107,6     
22    6.905,6    0,3244    2.240,0    0,0    173,4    173,4     652,5          5.849,4     
23    6.878,0    0,3374    2.320,3    0,0    176,0    176,0     640,9          6.582,4     
24    6.850,5    0,3508    2.403,5    0,0    178,7    178,7     629,5          7.306,8     
25    6.823,1    0,3649    2.489,6    0,0    181,4    181,4     618,2          8.022,5     
AHORRO POR AUTOCONSUMO EN 2012 (25 años)    8.022,5

,5
        
    Tabla 5.- Ahorro con autoconsumo en instalación de 5 kWp

El autoconsumo por Balance Neto. Definición

Una vez alcanzada la paridad de red, el autoconsumo de la electricidad generada sería algo lógico para el titular del punto de suministro eléctrico en cualquiera de los segmentos. Por lo tanto, podría resultar apropiado promover el autoconsumo mediante un sistema de medición neta o balance neto (Net Metering, en inglés) que viene preparando el mercado para ese momento [61].
El balance neto es un sistema de compensación de saldos de energía que permite al consumidor auto-productor compatibilizar su curva de demanda y producción. Se trata de un sistema interconectado a la red pudiendo verter o consumir energía en momentos puntuales.
Estos sistema implican un cambio de filosofía en el que el “generador” de EERR pasa a ser a su vez un “consumidor” produciendo parte de lo que posteriormente va a consumir, lo cual no implica realizar una actividad estrictamente económica como puede con el sistema tarifario actual.
Además, mediante el contador el consumidor puede identificar los picos y valles de demanda pudiendo modificar sus hábitos de consumo adaptando así la curva de generación a la demanda (Ilustración 39).
Tramo A: Todo el consumo eléctrico se cubre con electricidad importada de la red eléctrica. La generación fotovoltaica es nula.
Tramo B: El sistema fotovoltaico cubre una parte del consumo. El sistema eléctrico proporciona el resto de energía para satisfacer la demanda

 
Ilustración 39.-  Funcionamiento conceptual del balance neto. FUENTE: ECLAREON

Tramo C: Las horas de máxima generación del sistema coinciden con las horas valle de la demanda. Una parte de la generación fotovoltaica cubre toda la demanda eléctrica del edificio. El excedente se vierte a la red eléctrica.
El autoconsumo en la modalidad de balance neto se caracteriza, principalmente, porque un consumidor genera in situ parte de la energía eléctrica que consume, típicamente en la cubierta de la propia edificación.
La estacionalidad y variabilidad de recursos renovables, junto con la cogeneración los más empleados, traen como consecuencia que no toda la energía producida se autoconsuma instantáneamente (Ilustración 39). La energía excedentaria, que se inyecta en la red, genera en estos casos un crédito que el consumidor puede recuperar, esto es “balancear”, en períodos posteriores  [22].
La valoración o monetización del intercambio más común –y a la vez la más sencilla– es la que confiere idéntico precio a la energía exportada que a la importada, siempre que éstas se balanceen dentro del mismo período de facturación.
En aquellos periodos de facturación con saldo neto de energía importada (menos autoproducción que energía consumida), si existen saldos de energía exportada anteriores se hace uso de los mismos, pero pagando un coste o peaje del servicio prestado por el sistema eléctrico.
Este coste es objetivable, aunque es habitual que los reguladores lo utilicen como señal de mercado para incentivar o ralentizar el desarrollo de estos mecanismos de balance neto de energía, basados en tecnologías renovables.
Con el objeto de no desvirtuar la finalidad de autoconsumo y evitar que se conviertan en instalaciones de exportación neta de energía a la red, se suele establecer penalizaciones a los casos en los que los créditos de energía excedentaria no son redimidos en el plazo preestablecido, típicamente un año desde su generación. En el caso extremo, sin dar valor alguno a la energía sobrante una vez pasado un año.
Con este sistema, explica el borrador del decreto, «una instalación producirá energía eléctrica para consumo en la misma vivienda siempre que haya demanda. Si la demanda es superior a la producción, se importará energía de la red, y cuando la demanda sea inferior a la producción, se exportará energía a la red».
La generación de excedentes puede producirse a diario en las horas centrales, aunque también siempre que no haya nadie en el hogar requiriendo energía, algo habitual en vacaciones. El borrador habla de derechos de consumo diferido para referirse a los kilowatios (kW) excedentarios que se inyectan en la red, que se podrían acumular durante 12 meses y compensarse al final del periodo o bien con la misma frecuencia que la facturación.
La comercializadora –generalmente la compañía eléctrica o una de sus filiales– se encargará de hacer los saldos entre el consumo diferido y el consumo instantáneo.
Los consumidores tendrán que seguir pagando un ‘peaje’ por el acceso a la red y un ‘coste’ del balance neto cuyo importe máximo debe definir el Ministerio de Industria. El sistema es especialmente aplicable a las instalaciones de generación eléctrica con fuentes renovables que no se pueden gestionar: eólica y solar, ya que permite adecuar su producción al consumo sin necesidad de las carísimas y poco eficientes baterías y acumuladores.

En general, el autoconsumo sirve para todas las renovables por debajo de los 100 kW, que es la potencia máxima para la baja tensión. «Un hogar—recuerdan en ASIF— instala habitualmente 4 kW por lo que el sistema también es apto para comercios y pequeñas industrias [23].
 Ilustración 40.-  Ejemplo de factura con balance neto. Fuente: IDAE

Experiencias anteriores

En este apartado, se describe la experiencia internacional de las políticas de balance neto. El objetivo es poder observar las características de las principales políticas adoptadas, por algunos países, que han implementado el balance neto. Además, se expone el caso norteamericano con mayor grado de detalle, donde se puede ver cómo han afectado las políticas de balance neto al desarrollo de las fuentes de generación de pequeña escala, en base a EERR no convencionales.
Otro aspecto a destacar en la regulación norteamericana es que muchos estados hacen una diferenciación entre clientes pequeños y clientes grandes, lo cual funciona bastante bien para disminuir las barreras de entrada a clientes residenciales. Además, se diferencia en pequeños clientes entre los que operan con equipos certificados y los que operan sin equipos certificados, en donde a los primeros se les exigen menos pruebas a la hora de poner en servicio la instalación.
En Europa, la situación es un tanto distinta. Si bien los países europeos se encuentran liderando el campo de las EERR, en Europa  la experiencia en cuanto a balance neto se refiere, es diferenciada entre los distintos países, existiendo países como Italia en el cual la iniciativa ha tenido gran éxito, con una legislación poseedora de un alto grado de detalle. Otros países han comenzado la implementación de estos sistemas, recientemente, y el éxito de los programas es incierto. Finalmente, otros aún no han promulgado leyes de balance neto (España se encuentra en vías de promulgar una ley propia de balance neto o autoconsumo) [5][6][7].
La iniciativa de balance neto ha comenzado a ganar relevancia en Latinoamérica, debido al aumento que las EERR han comenzado a tener en los países de esta región. Existen algunas iniciativas pero estas aun son incipientes y no poseen una experiencia detallada de forma que pueda ser comentada. Se destaca el caso de Chile en donde ya se han presentado 4 proyectos de ley, en donde el proyecto del senador Horvath es el que más se ha desarrollado. En general, los proyectos de ley que se han presentado en el país no han sido muy aterrizados y carecen de peso en aspectos técnicos[5][6][7].
A continuación, se muestra la experiencia en distintos países en materia de balance neto o autoconsumo.
Mercados de referencia: Políticas internacionales existentes en la actualidad de GD
De acuerdo con datos de la CIGRE (International Council on Large Electric Systems), en diversos países del mundo, se ha incrementado el porcentaje de la potencia instalada de GD, en relación con la capacidad total instalada. Así, la GD se ha convertido una realidad en muchos países como EEUU, Canadá, Colombia, Chile, Reino Unido, Alemania, Suecia y Portugal que cuentan, en la actualidad, con regulaciones específicas. Un ejemplo claro es la situación en Portugal, que ha establecido recientemente una legislación específica para la microproducción.
Mercado Europeo
Portugal
En Portugal, se han establecido marcos regulatorios muy modernos y flexibles.
    El Decreto ley 363/2007 de 2 de noviembre, sobre microgeneración
En Portugal, el 2 de Noviembre de 2008, entra en vigor el Decreto Ley 363/2007 sobre Microgeneración, para la aplicación de un régimen de licencias simplificado (Internet) para conexión a red local a bajo voltaje, de productores pequeños o residenciales, que utilicen fuentes de EERR (hasta 1,5 kW. en fotovoltaica y 2,5 kW. en micro-eólica). Este nuevo régimen jurídico, se enmarca dentro del ámbito de la “Estrategia Nacional para la Energía”, que pretende impulsar de forma significativa la microproducción de electricidad.
Este Decreto crea el Sistema de Registro de Microproducción (SRM) que consiste en una plataforma electrónica de interacción con los productores, en el cual es posible realizar con la administración toda la relación necesaria para implementar la actividad del microproductor. En la parte de licencias, los viejos procedimientos lentos y burocráticos son sustituidos por una única acción de registro en el MRS, permitiendo que cualquier entidad, que tenga un contrato de compra de electricidad, pueda convertirse en microproductor. También, es prevista la creación de un sistema de facturas y de relación comercial simplificados, evitando la emisión de recibos y correcciones de IVA, por parte de los productores privados. El microproductor recibe o paga a través de una única transacción, por el valor neto del ingreso relativo a la electricidad producida y los pagos referentes a la electricidad consumida.
De acuerdo a esta regulación, hay dos regímenes para la venta de energía eléctrica producida por unidades de microgeneración: el régimen general (que considera la producción hasta potencias de 5,75 kW) y el régimen especial (que considera la producción hasta 3,68 kW). Cualquier consumidor de energía puede ser un productor de energía, pero sólo puede producir y vender energía a la red pública hasta la mitad del índice de potencia de su hogar. Esta regulación sólo permite el acceso al régimen especial, en los casos de edificios o locales, donde la instalación tiene, como mínimo, 2 m2 de paneles solares térmicos [51].
En resumen, esta norma prevé que la electricidad producida se destine, principalmente, a consumo propio, pero el excedente puede ser vendido a terceros o a la red pública.
Se establece una tarifa única de referencia de 650€/MWh, durante los 5 primeros años de vida de la instalación, para diferentes tecnologías de microgeneración: solar, eólica, minihidráulica, cogeneración con biomasa, pilas de combustible de hidrógeno producido a partir de fuentes renovables. Para obtener esta tarifa, estas tecnologías están limitadas a una potencia en el inversor de 3,68 kW.
Esta tarifa de 650 €/MWh, será para los primeros 10MW de potencia que se instalen en el país. Por cada 10 MW adicionales que se instalen, la tarifa irá disminuyendo un 5%. Una vez pasados los cinco primeros años, la instalación percibirá durante 10 años adicionales, anualmente, la tarifa única que corresponda a la del 1 de enero de ese año, aplicable a las nuevas instalaciones que sean equivalentes. Después de este período de 15 años, las instalaciones pasarán al régimen general.
Cada tecnología, recibirá un porcentaje de esta tarifa única. En el caso de la energía minieólica, será el 70% de la misma, es decir, 450 €/kWh. Para la energía solar, la prima es del 100%: 650 €/MWh. La electricidad vendida se limita a 4 MWh/año para la energía minieólica por cada kW instalado. El recuento de electricidad se realiza con un contador bidireccional, que asegure el recuento en ambos sentidos.
La condición de acceso a estas tarifas es la existencia de colectores solares térmicos en el local de consumo y, en el caso de instalaciones cuya propiedad pertenezca a un conjunto de personas, como los vecinos de un bloque de viviendas, a la realización de una auditoría energética en dicha propiedad.
En cuanto a la tramitación de las instalaciones, se establece un régimen simplificado, que se reduce a un simple registro electrónico, sujeto a una inspección técnica de conformidad. Para instalar una unidad de microgeneración, el interesado debe inscribirse en el SRM. Si el registro es adecuado y se cumplen las limitaciones de potencia pertinentes se acepta provisionalmente hasta que se pague la tasa aplicable.
Después del registro provisional, el productor tiene 120 días, para instalar la unidad de microgeneración, y pedir el certificado de exploración, que se obtiene al final del proceso de inspección. Dicha inspección debe realizarse 20 días después de la petición del certificado de exploración. Un inspector realizará las mediciones oportunas para determinar la viabilidad de la instalación. Si el resultado es favorable, se le remitirá al productor el certificado de exploración.
Si el resultado es negativo, el productor tendrá un período de 30 días para subsanar las incidencias. Un inspector realizará una segunda inspección (previo pago de una tasa); si ésta es favorable se remitirá al productor el certificado de exploración; si los problemas persistieran, se procederá a cancelar la instalación. Una vez emitido el certificado de exploración, se notifica al comercializador y envía el contrato de compra y venta al productor en cinco días.
Firmado el contrato entre el productor y el comercializador, se solicita automáticamente al operador de la red de distribución la conexión de instalación a la red eléctrica, que se hará en 10 días después de esta notificación [52].
Desde el punto de vista económico, destaca una garantía de tasa de venta bonificada durante un período de 15 años, lo que permite un retorno rápido y controlado de la inversión. De este modo es evidente que, para el micro-productor, la solución que más le conviene es la instalación para vender a la red nacional por el simple hecho de ser ésta la única forma de tener acceso al régimen bonificado, desechando por completo la idea de invertir en una instalación para consumo propio.
A groso modo, una instalación para la venta de energía a la red nacional con una  potencia de 3,68 kW (potencia máxima permitida por el Decreto Ley para el acceso al  régimen bonificado), puede costar de 18.000 a 20.000 euros (precio llave en mano con IVA). Es conveniente disponer de un área de aproximadamente 30 m2, que permita la instalación de los paneles orientados hacia el sur y sin sombras significativas.
En estas condiciones, el gobierno durante 5 años compra la energía producida a una tasa bonificada de  0,6175 €/kWh, contra los  0,11 €/kWh que actualmente el consumidor paga a EDP (Compañía Eléctrica Portuguesa). Todos estos factores llevan a que la inversión realizada sea recuperada en un tiempo de 5 a 6 años. Es necesario resaltar que el período de vida útil de estos sistemas nunca deberá ser inferior a 25 años. Por último, es importante destacar que los combustibles fósiles tienden a encarecerse cada vez más, y que el hecho de convertirse en microproductor es una garantía de que ese efecto negativo le afectará considerablemente menos.

    Guía para la certificación de instalación de una unidad de microproducción
Para impulsar de forma significativa la microproducción de electricidad, mediante diferentes tecnologías de GD (entre ellas, la energía solar FV), Portugal publica una guía para la certificación de estas instalaciones [53].  

Italia
En Italia, el balance neto se ofrece de forma híbrida con el sistema de tarifa especial (FiT), es decir, un mix de incentivos. Actualmente, ya es una política bastante consolidada en el país y sus principales aspectos, en el marco regulatorio, son:
    Capacidad instalada por conexión
    200 kW como máximo.

    Clientes
    Comerciales y Residenciales.

    Remuneración e incentivos
    Subsidios en ciertas regiones.
    Intercambio de créditos de EERR.
    El exceso de energía se acredita al próximo estado de cuenta o se paga a un precio determinado por la Autoridad de Energía Eléctrica y Gas (Autorità Per l''Enegia Elettrica e il Gas, en italiano -AEEG-).
    Préstamos subsidiados.
    Tarifa especial (Feed in tariff, en inglés -FiT-).
    Además, existen incentivos adicionales para situaciones especiales, tales como:
    Las instalaciones en los municipios pequeños (menos de 5.000 habitantes): +5% sobre los incentivos.
    Los sistemas instalados en las zonas deterioradas (zonas industriales, canteras, sitios contaminados): +5%.
    Para la sustitución del amianto: +0,05 kW
    Si el 60% de los componentes se produce en Europa: +10%.

    Se utilizan dos medidores uni-direccionales

La formula de balance neto es una combinación de compensación en € y crédito del exceso de producción indefinido:
INCENTIVO TOTAL = FiT + Balance Neto + (Crédito + Ahorro factura)
Donde:
    FiT para toda la producción FV:   €/kWh)  x Total producido (kWh)
Hay una tarifa “Feed in Tarif” para el 100% de lo que se produce.

    Balance neto:

CS (€)=       MIN (Oe;Cei)    +       CU (c€/kWh)      * Es
                Cuota de Energía      Cuota de Servicios

CS: Contribución del balance neto, €
Oe: Valor neto de electricidad suministrada por la red (menos el coste de transporte y distribución), €
Cei: Valor equivalente, €
CU: Costo variable unitario para el transporte y distribución de electricidad, €/kWh
Es: Energía intercambiada, kWh

    Crédito: Cei - Oe

Para entender el funcionamiento del balance neto en Italia, a continuación, se describen dos ejemplos.
Ejemplo 1: La electricidad inyectada > electricidad que se consume
Si Cei>Oe, se selecciona el valore Oe. Existe una diferencia (A), que se acredita al año siguiente (Ilustración 41). Por cada kWh, que el particular inyecta a la red, la compañía le descuenta el pago equivalente a un kWh.
 
Ilustración 41.-  Ejemplo 1. Balance neto en Italia





Ejemplo 2: La electricidad inyectada < electricidad que se consume
Si Cei<Oe, se selecciona Cei en la fórmula, para calcular la contribución de balance neto. En este caso, no hay crédito (A), para el próximo año (Ilustración 42).

 
Ilustración 42.-  Ejemplo 2. Balance neto en Italia

Por lo tanto, hay una valoración tanto de la parte de energía como de la parte del servicio, que es el coste variable de la tarifa y, con la parte de peaje, es lo que se llama balance neto.
Este incentivo total está permitiendo una fuerte subida en la inversión en el mercado italiano, ya que existe una parte de tarifa fija, una buena factura y un crédito en € o en kWh.






Dinamarca

Presenta una regulación de  balance neto con incentivos fiscales. En Dinamarca, el sistema de autoconsumo está disponible para clientes residenciales, desde el año 2005.
Dinamarca introduce el balance neto para la energía FV, como parte de un programa FV (SOL 300 y SOL 1000), llegando a ser permanente. Junto con el programa de descuento, la generación de energía FV es atractiva debido al coste de electricidad elevado, en Dinamarca. También, el incremento de los precios de la electricidad, en el futuro, juega un papel importante.
En Dinamarca, han puesto en marcha un programa de balance neto que contempla tecnologías de generación fotovoltaica de pequeña escala. La electricidad generada por entes privados es comprada al mismo precio que el que la compañía distribuidora cobra cuando vende su electricidad estándar. Este programa ha permitido que, efectivamente, el medidor del consumidor corra hacia atrás cuando la cantidad de energía inyectada a la red supera la cantidad de energía consumida.
La legislación danesa estipula una capacidad máxima instalada por instalaciones individuales de 6 kW, encontrándose la capacidad promedio en los hogares en un valor cercano a 1,8 kW.
A continuación, se resumen algunas de las características de la política de balance neto en Dinamarca:
    Remuneración e incentivos
    Balance neto (piloto) en 1989: 0,20 €/kWh  (menos impuestos)
    Balance neto en 2011: 0,30 €/kWh  de los cuales el 60% son impuestos.

El balance neto es atractivo para los consumidores domésticos, cuando la tarifa eléctrica presenta un impuesto de más del 50% del precio final. El precio medio del consumidor está alrededor de 0,23 €/kWh.  

    Negocio: 0,08 €/kWh durante 10 años, luego 0,04 €/kWh durante los próximos 10 años o  0,13 €/kwh de valor de reemplazo directo.
    Los sistemas no requieren pago por el uso de la red.

     Capacidad instalada por conexión
    Tamaño máximo sistema: 6 kW.
    Máximo igual al consumo anual propio.

    Clientes
    Residencial.
    Instituciones: 6 kW/100 m2.

Reino Unido
Pese a que no hay una política establecida de balance neto en Reino Unido, la implementación de esta es opcional, según la empresa de distribución. A continuación, se presentan algunas de las principales características de la legislación de Reino Unido:
    Remuneración e incentivos
    Los incentivos para sistemas de tarifas o primas reguladas, FiT, alcanzan precios hasta 10 veces mayores a los precios de mercado.
    Existen otros incentivos como la rebaja entre un 5% y 15% a instalaciones fotovoltaicas profesionales.
    Se usa la electricidad que se genera y se paga al propietario por ella.
    Se compra la electricidad de la distribuidora cuando se necesita y se exporta electricidad cuando no se necesita, recibiendo una compensación económica.
A continuación, se expone la fórmula para determinar el incentivo total del sistema de balance neto, observando la existencia de tres tarifas:
INCENTIVO TOTAL = FiT (Tarifa de generación)+ (Tarifa exportación x 50%) + Ahorro factura (Tarifa de importación)
Donde:
    Tarifa de generación: FiT para toda la producción FV
    Tarifa exportación: Para los kWh generados de más o en exceso. Si no hay seguimiento del balance, se considera una exportación del 50%.

    Tarifa importación (ahorro factura): El precio del kWh en punto de consumo.
En Reino Unido, se considera una tarifa especial de 0,43 ₤/kWh, una tarifa de exportación de 0,03 ₤/kWh y una tarifa de importación (sector doméstico) de 0,13 ₤/kWh, obteniendo un incentivo total de 0,51 ₤/kWh, en este caso.


Alemania
Alemania se caracteriza por altas tarifas en régimen especial del orden de 0,547 €/kWh, para sistemas menores a 30kW, en el caso fotovoltaico. A continuación, se presentan algunas de las principales características de la legislación alemana en la materia:
    Capacidad instalada por conexión
    No está especificado, pero para instalaciones sobre 100 kW, la empresa de distribución debe tomar el control técnico de la central.
    Capacidad instalada por distribuidor
    No especificado.
    Remuneración e incentivos
Se definen dos tipos de tarifas:
    Tarifa especial (FiT): FiT para la producción total de kWh o sólo para los kWh que se exportan a la red.
    Tarifa adicional para Autoconsumo (Feed in Premium -FiP-): Se trata de una prima adicional, que es más baja que la tarifa especial.
Si más del 30% de la energía generada se consume en el punto de generación, se obtiene una  prima adicional (FiP)  “X” determinada.
Si el consumo en el punto de generación es inferior o igual al 30% de la energía generación, se obtiene un FiP menor que “X”.
El actual modelo de balance neto establece que el consumidor/productor percibe una subvención de 25 c€ por cada kilovatio de electricidad fotovoltaica autoconsumido. Los ingresos por consumo superan aquellos por la venta de energía eléctrica.
    Tecnologías
    FV, eólica, hidráulica, biomasa, biogás y geotérmica.

    Alto desarrollo de EERR no convencionales
    Debido a una tarifa especial alta.

Mercado Americano y Latinoamericano
Estados Unidos
El balance neto se encuentra altamente consolidado en EE.UU. En algunos estados, esta iniciativa está presente desde hace más de 30 años. Lo positivo de dicha iniciativa es el hecho de que el balance neto y las diferentes regulaciones existentes en Estados Unidos han funcionado de forma dinámica, ya que han identificado las necesidades de los sistemas particulares, variando las regulaciones conforme fuera necesario. Casos emblemáticos son Oregón, California, Colorado y Texas (este último como un mal ejemplo), entre muchos otros. Sólo tres estados, actualmente, no poseen sistemas de balance neto [5][6].
A pesar de que, en EE.UU., esta iniciativa es ya una política bastante conocida y con muchos años de experiencia, se puede decir que sirvió bastante para abrir el camino a desarrollos más innovadores como lo son las redes inteligentes. Esta nueva línea de desarrollo se dio, en gran parte, debido a la necesidad de integrar de manera eficiente la GD no despachable (caso EERR no convencionales).
El balance neto en EE.UU. ha sido aplicado de la mano de la creación de incentivos para permitir que su desarrollo sea económicamente factible, desde el punto de vista del consumidor. Es más, muchos expertos [7] aseguran que las políticas de balance neto por si solas ofrecen incentivos insuficientes para la instalación de medios de generación distribuidos limpios y han sido los incentivos económicos adicionales los que han impulsado su instalación.
La Ilustración 43 resume los límites de capacidad instalada para instalaciones con sistemas de GD, en los diferentes estados de Estados Unidos, que poseen balance neto.

 
Ilustración 43.- Límites de capacidad por conexión, para sistemas de GD, con balance neto, por estado (EE.UU)

A continuación, se presentan algunos de los casos más representativos.

Minnesota

Es interesante observar el caso de Minnesota, debido al grado de penetración que ha obtenido en balance neto, gracias a la legislación que posee, actualmente.  A continuación, se describe algunos antecedentes y detalles referentes al programa de balance neto en esta estado.
Por otro lado, merece la pena destacar el caso de Minnesota, debido al desarrollo que han alcanzado las instalaciones fotovoltaicas. Esto se ha debido, además de a una política de balance neto bien implementada, a un programa de subsidios en este tipo de tecnología. En la Ilustración 44, se puede apreciar el desarrollo de las renovables en el estado.
 
Ilustración 44.- Balance neto en Minnesota

Las características de la política de balance neto de Minnesota son las siguientes:
    Límite de capacidad del sistema
    150 kW.
    Límites por empresa de distribución
    0,75% de la demanda pico de la empresa, en su año anterior.
    Clientes
    Residencial, comercial e industrial.
    Tecnologías
    FV, Gas de vertederos, Eólica, Biomasa, Hidráulica, Digestión Anaeróbica, Minihidráulica, Residuos Sólidos Municipales, Energía de las Olas (undimotriz) y Energía Mareomotriz.
    Remuneración e incentivos
    El exceso neto es acreditado al consumidor, en el próximo estado de cuenta a tarifa, para sistemas menores a 20kW. Para sistemas mayores a 20 kW es acreditado al próximo estado de cuenta valorizado según el componente de potencia de la tarifa.

La acumulación de excesos netos de energía generada, para periodos siguientes de facturación (roll over, en inglés), es indefinida.

    Descuentos o rebajas.
    Exenciones tributarias para biomasa y digestor de metano.
    Incentivos basados en el rendimiento para sistemas FV (Performance Based Incentives, en inglés -PBI-): Tarifa fijada por kWh.

California

En California, se establece una capacidad instalada máxima por instalación de 1 MW, con un máximo total para el sistema correspondiente a un 2,5% del pico máximo de demanda del sistema, proyectándose alcanzar un máximo de un 5% en el corto plazo. Sin embargo, California comienza la iniciativa de balance neto estableciendo un máximo de capacidad instalada correspondiente a un 0,5% del pico máximo de demanda del sistema.
Los pagos por la energía generada, bajo la cota de consumo de cada cliente se pagan mediante una tarificación anual, donde se reúne el consumo de 12 meses consecutivos y se calcula el consumo neto, pagándose dicho consumo al precio de distribución final.
Forsyth  asegura que existen tres factores clave en el desarrollo del balance neto en este estado:
    La posibilidad de que clientes de hasta 1MW de potencia instalada puedan optar a un programa de balance neto.
    Los incentivos existentes en California, enfocados en disminuir los costes de adquisición de equipos de generación a los consumidores.
    La transparencia y la calidad de información disponible a los usuarios.
El estado de California se puede considerar como un ejemplo de buena práctica, donde el balance neto establece los siguientes condicionantes:
     Límite de capacidad instalada por empalme
    Hasta 1 MW.

    Capacidad instalada por distribuidor
    5% del pico de demanda de la empresa.

    Tecnología
    FV, eólica, pilas de combustible y biogás.

    Clientes
    Residenciales, comerciales, industriales y agropecuarios.

    Tarifas e incentivos
    Prescripción créditos: 12 meses. El exceso neto de energía generada se acredita a la tarifa del particular, al próximo estado de cuenta y, después de 12 meses, el exceso se acredita al distribuidor. Esto significa que el exceso es eliminado de la cuenta de energía generada, una vez se cumple un año.

La legislación californiana no obliga a las empresas de distribución a pagar por los excesos generados por los clientes – generadores.

    California ha tenido una gran expansión en EERR no convencionales (principalmente FV), gracias a sus programas de rebaja y a otros incentivos (Administración de Información Energética, EIA, siglas en inglés).
    Tarifas especiales (FiT), con tarifas mayores para FV entre las 8 y 18 horas. (Quien opte a este incentivo no puede hacerlo a ningún otro).

    Por defecto se utiliza un medidor bi-direccional.
    El cliente puede solicitar la instalación de otro medidor, sin costes adicionales para él.

Oregón
Se presenta el ejemplo del estado de Oregón, definido por el NNEC (Network for New Energy Choice) como un ejemplo de buenas prácticas, dentro del programa de balance neto.

    Límite de capacidad del sistema (por tipo de empresa de distribución)
    Privadas: No especificado.
    Públicas: 0,5% del pico horario histórico.
    Límites por tipo de empresa de distribución
    Privadas: 2 MW (no residencial)  y 25 kW (residencial).
    Públicas: 25 kW (no residencial) y 10 kW (residencial).
    Tecnologías
    Termoeléctrica, FV, gas procedente de vertedero, eólica, biomasa, hidráulica, pilas de combustibles, digestión anaeróbica, minihidráulica.
    Remuneración e incentivos
    Privadas: La remuneración al exceso neto de energía generada se traspasa a la próxima cuenta de tarifa eléctrica.
    Públicas: El tipo de remuneración al exceso neto de energía generada varía según empresa.
    Incentivos “Crédito de Energía” (Energy Trust, en inglés).
    Límite total de capacidad instalada (por tipo de empresa de distribución)
    Privadas: No hay límite.
    Públicas: 0,5% de la demanda pico.
    Definiciones claras. Implementación exitosa

Latinoamérica
Puerto Rico
Puerto rico ha aprobado, recientemente, una legislación de balance neto, muy similar a los marcos regulatorios existentes en algunos estados de Estados Unidos.  A continuación, se presentan algunas de las principales características de la legislación de Puerto Rico:  
    Límite por conexión
    25 kW para usuarios residenciales.
    1 MW para comerciales, industriales, agrícolas, educativas u hospitales.
    Tarifa
    El periodo de acumulación de energía termina en el mes de Julio.
    El 75% del exceso neto de energía generada se compra a 0,1 US$/kWh. El restante se da a la Autoridad de Energía Eléctrica, para distribuirlos en créditos o rebajas en las cuentas de escuelas públicas.
    Se utilizan dos medidores uni-direccionales

Costa Rica

El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) inicia, en octubre de 2010, el plan piloto de GD para autoconsumo, que promueve la producción de energía limpia y la disminución del consumo de los abonados por medio de alternativas de generación de energía. A casi 9 meses del inicio del plan, son 15 proyectos los que se realizan en el país, entre residenciales y empresas.
El plan piloto tiene una duración de 2 años y luego se planea implementar un plan nacional.
 Los clientes del ICE que, efectivamente, generen más electricidad de la consumida pueden, a través de un medidor especial, inyectar energía a la Red Nacional Eléctrica y reutilizarla en una siguiente factura [5].

A continuación se presentan algunas de las principales características de la legislación de Costa Rica:  
    Capacidad instalada por conexión
    El tamaño de cada sistema de generación está definido por la capacidad de la instalación eléctrica del cliente y de su conexión a la empresa distribuidora.
    La capacidad total que se instalará bajo este Plan está limitada a 5 MW, de los cuales al menos 1MW estará reservado a sistemas instalados por clientes residenciales.
    El límite de capacidad instalada total considera la posibilidad que otras empresas distribuidoras implementen programas piloto similares en el corto plazo.
    Para instalaciones de menos de 10 kW, usando inversores certificados en fábrica, se establece un procedimiento de interconexión simplificado y expedito, para facilitar la participación de clientes residenciales.

    Interconexión
    Las condiciones y requisitos de la instalación y operación de sistemas de autoconsumo se establece a través de un “Acuerdo de Interconexión”, que será suscrito por un representante de la empresa eléctrica y el cliente participante (duración de 15 años).

    Clientes
    El programa está dirigido a todos los clientes del ICE: Comerciales y Residenciales.

    Tecnología
    EERR: hidráulica, eólica, solar, biomasa y microhidráulica.

    Remuneración e incentivos
    CRÉDITOS INTERMENSUALES
    Si en un mes el cliente tiene una generación neta, se le reconoce un crédito por los kWh netos entregados.
    Los créditos se aplican en los meses con consumo neto.
    La facturación mensual se hará sobre el consumo neto de kWh menos los créditos acumulados.
    Los créditos no usados a noviembre de cada año se eliminan.
    El Plan Piloto establece un conteo de créditos anuales para considerar la naturaleza estacional de los recursos renovables.
    CRÉDITOS POR ENERGIA
    El crédito de energía se contabiliza en kWh.
    No hay créditos en colones (moneda oficial de la República de Costa Rica), es decir, no requiere tarifa especial. Los créditos sólo se pueden usar para compensar consumo, y no dan derecho a algún pago o compensación adicional.
    La potencia entregada no recibe ningún crédito.

    Se utilizan dos medidores uni-direccionales o un medidor bidireccional

    Coste del cliente y de la empresa distribuidora
    Dentro de los costes cubiertos por la distribuidora se encuentran:
    Medidores especiales, procesos de facturación especiales, procesamiento de solicitudes, inspecciones, etc.
    La distribuidora absorbe los costes fijos de distribución y los de transmisión.

Se estima que aunque los costes de medición, procesamiento e inspección de las instalaciones pueden ser elevados al principio, el principal factor del coste está formado por el incentivo de absorber los costes de distribución y transmisión que ya no se recaudan en la tarifa de venta [6].

Resumen y conclusiones
A continuación, en la Tabla 6, se muestra un resumen con las principales características del balance neto, separadas por estado o país.

País o Estado    Clientes    Capacidad por Conexión    Capacidad por Sistema    Tecnología    FiT    Otros Incentivos
Portugal    Comercial residencial    Régimen especial: Límite anual (10MW en 2008)    Régimen Especial: 3,68 kW
Régimen General: 5,75 kW    solar, eólica, minihidráulica, cogeneración con biomasa, pilas de combustible     Sí    
Italia    Comercial, residencial    200 kW            SI    Subsidios, Préstamos
Dinamarca    Residencial        6 kW (residencia); 6kW/100m2 (institución)
    Programa FV a pequeña escala        Rebajas
Reino Unido    Comercial, residencial        11,8 MW        SI    Rebajas en impuestos (FV Profesionales)
Alemania        No específica    No específica    FV, eólica, hidráulica, biomasa, biogás y geotermal    SI    Préstamos (hasta 2003)
Minnesota    Residencial, comercial, industrial    150 kW    0,75% de la demanda pico    FV, gas de vertederos, eólica, biomasa, hidráulica, digestión anaerobia, minihidráulica, residuos sólidos municipales, undimotriz y mareomotriz    Sí    Subsidios, Rebajas, PBI
California    Comercial, residencial, industrial y agrícola    1 MW    5% de la demanda pico    FV, eólica, pilas de combustible y biogás    SI    Tributarios, Préstamos, PBI
Puerto Rico    Comercial, residencial, industrial, agrícola, etc.    25kW Residencial;
1MW otros        EERR no convencionales; Especifica sólo FV y eólica    NO    Tributarios, Rebajas, Créditos Tributarios
Costa Rica    Comercial, residencial    Plan Piloto: 5 MW (al menos 1MW clientes residenciales)    capacidad máxima igual a la su instalación eléctrica    hidráulica, eólica, solar, biomasa y microhidráulica    NO    Costes fijos de distribución y transmisión asumidos por la distribuidora
Oregón    Comercial, residencial, industrial, agrícola, etc.    Privadas: 2 MW (NR); 25kW (R)    Privadas: No específica    Termoeléctrica, FV, gas de vertedero, eólica, biomasa, hidráulica, pilas de combustible, digestión anaerobia, minihidráulica    NO    Subsidios, Préstamos, Tributarios, PBI
        Públicas: 25 kW (NR); 10 kW (R)    Públicas: 0,5% del pico            

Tabla 6.- Resumen políticas de balance neto por país o estado
Se observa que los lugares donde el balance neto ha alcanzado un alto grado de desarrollo, ha sido porque ha habido una colaboración conjunta entre las empresas distribuidoras y el ente regulador, desarrollando programas de incentivos para los consumidores y, también, para las empresas de distribución.
Se desprende, además, que los factores clave en una buena política de balance neto son disminuir las barreras de entrada a generadores pequeños, la implementación de subsidios para la adquisición de equipos, por parte de los consumidores, y la accesibilidad de información.
La experiencia internacional ha mostrado que el foco principal de los programas de balance neto se encuentra concentrado en los pequeños clientes residenciales. Esto es debido a que, en la mayoría de los países donde el balance neto ha sido implementado, se ha diseñado el esquema tarifario en conjunto con importantes paquetes de incentivos complementarios.
Por lo anterior, tal y como se ha observado en la mayoría de los marcos regulatorios de Estados Unidos y Europa, se han establecido diferenciaciones entre los tipos de clientes, ya sea estableciendo limites de capacidad para la instalaciones de forma diferenciada entre los diferentes grupos o exigencias que van en conformidad con la capacidad de pago y logística, que cada actor posee.
Un ejemplo de esto es lo observado en países, como Italia y Reino Unido, donde sólo son admisibles a programas de balance neto los clientes residenciales y comerciales, excluyendo de estos programas a clientes industriales. Otro ejemplo, es el caso del estado de Oregón, EE.UU., donde se establecen límites de capacidades diferenciados para clientes operando en redes de distribución atendidas por empresas de distribución privada y pública y, a su vez, diferenciando entre clientes residenciales y no residenciales. En este caso, se encuentra un límite de capacidad instalada por sistema de generación en redes de distribución privadas de 2 MW, para clientes no residenciales, y 25 kW, para clientes residenciales, mientras que en redes atendidas por empresas públicas se tiene límites de 25 kW, para clientes no residenciales, y 10 kW, para clientes residenciales.
Debido a que los programas de balance neto se encuentran orientados a clientes residenciales, es deseable eliminar las posibles barreras existentes para que estos clientes instalen sistemas de GD y se acojan a programas de balance neto. Por esta razón, es aceptable la utilización de tarifas que remuneran energía y potencia de manera conjunta, para no desincentivar a posibles interesados en instalar estos sistemas, debido a la complejidad que podría significar el cambio de tarifa para el cliente. Para el caso de Estados Unidos, el abanico de tarifas existentes en los diferentes estados es enorme, permitiendo que el usuario mantenga su tarifa y los excedentes netos inyectados a la red sean valorizados a dicha tarifa. Un ejemplo de esto, es el estado de Minnesota donde los excedentes netos son acreditados al consumidor al próximo estado de cuenta a tarifa eléctrica, para sistemas menores de 20 kW. Es decir, un cliente residencial pequeño, que opera con tarifa, recibe una compensación de sus excedentes netos en sus próximos estados de cuenta.
Además, en la misma línea de eliminación de barreras de entrada, se observa el  establecimiento de contratos tipo, que no requieren negociación, y representan una vía simple, para el usuario, de establecer un acuerdo con la empresa de distribución y poder instalar de forma expedita el sistema de GD. Adicionado a lo anterior, también, se establecen sistemas de certificación estandarizados que son impuestos al equipamiento admisible para ser vendido a los clientes interesados, y de esta forma,  reducir considerablemente las exigencias y pruebas que se le impongan al cliente con respecto al medio de generación local, que ha instalado.
Es importante destacar, que pese a que de acuerdo a la experiencia internacional es deseable establecer un marco regulatorio, que simplifique la penetración de GD con balance neto, reduciendo exigencias e incentivando con especial énfasis a clientes residenciales, se ha observado que el establecimiento de normas de interconexión adecuada y limites de capacidad para instalaciones y por sistema, permiten no perjudicar la calidad y seguridad de suministro que el sistema está entregando a todos los usuarios, siendo esto en conjunto, con adecuados paquetes de incentivos complementarios, el eje central del éxito de una política de balance neto. En este aspecto, los límites de capacidad existentes en las diferentes regulaciones son variados.
Existen casos como el de Oregón y Puerto Rico, donde existen limitaciones de capacidades relativamente pequeñas, para los clientes residenciales, encontrándose estos límites entre los 10 kW y 25 kW. Se observa que estos valores, en el caso de Estados Unidos, son los más habituales para establecer límites de capacidad para las instalaciones individuales. Además, es posible ver valores más altos para los límites de capacidad instalada, aunque con mucha menor frecuencia. En lugares como Italia o el estado de Minnesota, donde los limites de capacidad por instalación se encuentran entre los 100 kW y los 200 kW, sin distinción de cliente.
Finalmente, existen casos más extremos como el de California u Oregón, para clientes no residenciales, donde los límites de capacidad se establecen entre 1 MW y 2 MW de capacidad instalada.  Así mismo, prácticamente, en todos los marcos regulatorios se observan límites de capacidad para los sistemas de distribución en su totalidad, encontrándose estos límites expresados como porcentajes entre el 0,5% y el 10% o limites de capacidad instalada clara como, por ejemplo, Reino Unido, que establece un valor de 11,8 MW, por sistema de distribución.
Es importante destacar que, en los lugares donde se ha observado una política más agresiva respecto a la capacidad instalada en sistemas de GD, como por ejemplo California y  Oregón (caso no residencial), se ha debido a que, en primer lugar, existe un gran interés político en potenciar la energía renovable no convencional, existiendo un número importante de incentivos complementarios y, en segundo lugar, existe una disposición a incurrir en costes más altos con el fin de mejorar el comportamiento ambiental de la matriz energética y la mayor integración del usuario en el proceso de mitigación de impactos ambientales asociados a la producción de energía. En estos lugares, se ha definido como política de éxito para el balance neto, la alta penetración de GD de baja tensión y no los criterios de optimización (principio de optimalidad) y eficiencia económica, habitualmente, utilizados en la operación de un sistema de abastecimiento energético.



NORMATIVA SOBRE GENERACIÓN  DISTRIBUIDA
Contexto Europeo
El 1 de abril entra en vigor el RDL 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista.
Este RDL traspone varias directivas europeas, entre ellas, la Directiva 2009/028/CE relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables.
Esta Directiva había sido transpuesta casi, íntegramente, en la Ley de Economía Sostenible y otras disposiciones de rango reglamentario, pero el nuevo RDL 13/2012 desarrolla de esa Directiva un aspecto adicional, que puede ser interesante para el desarrollo del sector FV, pues puede abrir un nuevo e importante frente de actividad, si se regula adecuadamente.
En efecto, en el Artículo 1. Modificación de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, de este RDL 13/2012, apartado Dieciocho, se añade una disposición adicional vigésima sexta con la siguiente redacción:
«Disposición adicional vigésima sexta. Mecanismos de cooperación internacional para el cumplimiento de los compromisos derivados de la directiva de energías renovables.
1. La Administración General del Estado habilitará el marco que permita la puesta en marcha de los mecanismos de cooperación previstos en la normativa comunitaria para el fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y, en particular, de los contemplados en la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE. Dentro de los mecanismos de cooperación internacional que de esta forma podrán facilitarse, se incluirán, al menos, los siguientes:
a) Las transferencias estadísticas entre Estados miembros de cantidades determinadas de energía procedente de fuentes renovables.
b) La puesta en marcha de proyectos conjuntos con otros Estados miembros.
c) La puesta en marcha de proyectos conjuntos con terceros países.
d) La coordinación con los sistemas de apoyo a las energías procedentes de fuentes renovables instaurados en otros Estados miembros.
La aplicación de estos mecanismos garantizará en todo momento la seguridad del sistema eléctrico y no podrá suponer en ningún caso una disminución o pérdida de la energía de origen renovable producida en España.
2. La puesta en marcha de los correspondientes proyectos o actuaciones singulares estará supeditada a su aprobación por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo que, a tal fin, tendrá en cuenta la afección a las estructuras de transporte de energía y la planificación energética en su conjunto.»
Las asociaciones empresariales de renovables, en general, y las de fotovoltaica, en particular, tienen pues otro frente para influir en la Administración y que desarrolle esta Disposición de la forma más apropiada.

Contexto Nacional
Revisando la legislación vigente, se encuentran numerosas referencias a la producción de energía eléctrica, a partir de tecnologías renovables, destinada total o parcialmente al autoconsumo o consumo propio.
A continuación, se citan dichas referencias así como la interpretación que se hace de las mismas [59].
En la Ley 54/1997 del Sector eléctrico, el artículo 9 establece que:
“a) Los productores de energía eléctrica, que son aquellas personas físicas o jurídicas que tienen la función de generar energía eléctrica, ya sea para su consumo propio o para terceros, así como la de construir, operar y mantener las centrales de producción”.
Por lo tanto, ya desde la Ley 54/1997 se establece la posibilidad de que un productor destine su producción no a su venta a red (para terceros) sino a su consumo propio, ya sea autoconsumo total (consumo del 100% de la energía generada) o parcial. Esta definición del productor es la dada en la Ley tras la modificación por Real Decreto-ley 7/2006, mediante la cual se incluye el concepto de autoproductor en la definición de productor.
En la Ley 38/1992 de impuestos especiales el artículo 64 quinto sobre exenciones establece que estarán exentas las siguientes operaciones:
“…/…
1. La fabricación de energía eléctrica en instalaciones acogidas al régimen especial que se destine al consumo de los titulares de dichas instalaciones.
2. La fabricación, importación o adquisición intracomunitaria de energía eléctrica que sea objeto de autoconsumo en las instalaciones de producción, transporte y distribución de energía eléctrica…”
También, se reconoce la posibilidad de consumo propio de energía eléctrica en esta Ley, estableciendo que la energía eléctrica destinada al autoconsumo de los titulares de las instalaciones no está sujeta al régimen de impuestos especiales, así como el autoconsumo en instalaciones de producción, transporte o distribución.
El Real Decreto (RD) 1955/2000, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, establece en su artículo 60:
“Artículo 60. Derecho de acceso a la red de distribución.
1. Tendrán derecho de acceso a la red de distribución los productores, los autoproductores, los distribuidores, los comercializadores, los agentes externos y los consumidores cualificados.
(…)
2. Este derecho sólo podrá ser restringido por la falta de capacidad necesaria, cuya justificación se deberá exclusivamente a criterios de seguridad, regularidad o calidad de los suministros.
(…)
4. El acceso a la red de distribución tendrá carácter de regulado y estará sometido a las condiciones técnicas, económicas y administrativas que fije la Administración competente.”
Por tanto, el acceso a la red de distribución es un derecho para productores, según quedan definidos en la Ley 54/1997, que pueden producir tanto para autoconsumo total como parcial.
Este derecho de acceso sólo se puede restringir por la falta de capacidad, y el acceso tendrá carácter reglado (por tanto no es discrecional a juicio de la empresa distribuidora).
El RD 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, establece en su Capítulo III:
“Artículo 16. Contratos con las empresas de red.
1. El titular de la instalación de producción acogida al régimen especial y la empresa distribuidora suscribirán un contrato tipo, según modelo establecido por la Dirección General de Política Energética y Minas, por el que se regirán las relaciones técnicas entre ambos.
En dicho contrato se reflejarán, como mínimo, los siguientes extremos:
a) Puntos de conexión y medida, indicando al menos las características de los equipos de control, conexión, seguridad y medida.
b) Características cualitativas y cuantitativas de la energía cedida y, en su caso, de la consumida, especificando potencia y previsiones de producción, consumo, generación neta, venta y, en su caso, compra.
c) Causas de rescisión o modificación del contrato.
d) Condiciones de explotación de la interconexión, así como las circunstancias en las que se considere la imposibilidad técnica de absorción de los excedentes de energía.
La empresa distribuidora tendrá la obligación de suscribir este contrato, incluso aunque no se produzca generación neta en la instalación.”
Es decir, el RD 661/2007 ya reconoce la posibilidad de que una instalación generadora en régimen especial no llegara a verter energía neta a la red de distribución, como ocurre en el caso de una instalación cuya producción se destinase a autoconsumo total.
En este caso, y en virtud de este artículo, también sería necesaria la firma del contrato técnico de acceso con la compañía distribuidora.
Igualmente ocurriría en el caso de una instalación de autoconsumo parcial, puesto que en ese caso parte de la producción sí se vuelca a la red y lógicamente las condiciones técnicas del vertido deberán ser acordadas.
Así mismo, el RD 661/2007 establece en los artículos 17 y 24 la posibilidad de venta parcial de la producción:
“Artículo 17. Derechos de los productores en régimen especial.
(…)
b) Percibir por la venta, total o parcial, de su energía eléctrica generada neta en cualquiera de las opciones que aparecen en el artículo 24.1, la retribución prevista en el régimen económico de este real decreto.”
“Artículo 24. Mecanismos de retribución de la energía eléctrica producida en régimen especial.
1. Para vender, total o parcialmente, su producción neta de energía eléctrica, los titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real decreto deberán elegir una de las opciones siguientes:”
Por lo tanto, el mismo RD 661/2007 reconoce que parte de la producción de la instalación podría no ser vendida a red sino autoconsumida. Es decir, este RD ya reconoce la posibilidad de que las instalaciones produzcan energía destinada a un autoconsumo total o a un autoconsumo parcial.
En cuanto a la condición de instalaciones productoras en Régimen especial, el RD 661/2007 establece:
“Artículo 9. Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial.
1. Para el adecuado seguimiento del régimen especial y específicamente para la gestión y el control de la percepción de las tarifas reguladas, las primas y complementos, tanto en lo relativo a la categoría, grupo y subgrupo, a la potencia instalada y, en su caso, a la fecha de puesta en servicio como a la evolución de la energía eléctrica producida, la energía cedida a la red, la energía primaria utilizada, el calor útil producido y el ahorro de energía primaria conseguido, las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial deberán ser inscritas obligatoriamente en la sección segunda del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica a que se refiere el artículo 21.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Dicha sección segunda del Registro administrativo citado será denominada, en lo sucesivo Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial.”
En el caso de las instalaciones destinadas a autoconsumo parcial, la inscripción en el Registro administrativo de producción en régimen especial (RIPRE) como instalación productora en régimen especial sería necesaria, puesto que explícitamente se cita que unos de los objetivos del Registro es el control de la energía cedida a la red.
Las instalaciones de autoconsumo total estarían en el mismo caso que las instalaciones aisladas, las cuales en la práctica no se inscriben en el RIPRE, si bien debería analizarse más detenidamente si tendrían obligación de inscribirse o no, tanto unas como otras, puesto que una de las funciones del RIPRE es el control de potencia instalada y energía producida en régimen especial.
En la ITC-BT-40 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT), aprobado por el RD 842/2002, se definen en su artículo 2 tres tipos de instalaciones:

“2. CLASIFICACION
Las Instalaciones Generadoras se clasifican, atendiendo a su funcionamiento respecto a la Red de Distribución Pública, en:
a) Instalaciones generadoras aisladas: aquellas en las que no puede existir conexión eléctrica alguna con la Red de Distribución Pública.
b) Instalaciones generadoras asistidas: Aquellas en las que existe una conexión con la Red de Distribución Pública, pero sin que los generadores puedan estar trabajando en paralelo con ella. La fuente preferente de suministro podrá ser tanto los grupos generadores como la Red de Distribución Pública, quedando la otra fuente como socorro o apoyo. Para impedir la conexión simultánea de ambas, se deben instalar los correspondientes sistemas de conmutación. Será posible no obstante, la realización de maniobras de transferencia de carga sin corte, siempre que se cumplan los requisitos técnicos descritos en el apartado 4.2.
c) Instalaciones generadoras interconectadas: Aquellas que están, normalmente, trabajando en paralelo con la Red de Distribución Pública.”
Las instalaciones destinadas a autoconsumo total o parcial, sobre las que se están recopilando referencias en la presente nota, son instalaciones generadoras interconectadas, ya que trabajan en paralelo con la red de distribución, si bien su conexión se realiza en la red interior. La conexión en red interior, “aguas abajo” del contador de suministro, es necesaria para que exista un autoconsumo, total o parcial, de la energía producida, como ya se ha citado anteriormente.
Así mismo, en el apartado 4.3.3 sobre equipos de maniobra y medida se establece:
 “4.3.3 Equipos de maniobra y medida a disponer en el punto de interconexión. En el origen de la instalación interior y en un punto único y accesible de forma permanente a la empresa distribuidora de energía eléctrica, se instalará un interruptor automático sobre el que actuarán un conjunto de protecciones. Éstas deben garantizar que las faltas internas de la instalación no perturben el correcto funcionamiento de las redes a las que estén conectadas y en caso de defecto de éstas, debe desconectar el interruptor de la interconexión que no podrá reponerse hasta que exista tensión estable en la Red de Distribución Pública.”
Es decir, por un lado la instalación generadora interconectada deberá disponer de un interruptor de desconexión accesible en todo momento a la empresa distribuidora, sobre el cuál actuarán un conjunto de protecciones de manera que se garantice que la instalación no perturba la red.
Actualmente, la potencia instalada en España en régimen especial ya cumple con estos requisitos, estando los equipos diseñados para no provocar distorsiones en la red.
La empresa distribuidora comprobará que se cumplan estas condiciones de seguridad las cuales no se ven afectadas por el hecho de que la energía sea destinada a autoconsumo total o parcial.
El mismo apartado 4.3.3 continua con:
“4.3.3 Equipos de maniobra y medida a disponer en el punto de interconexión.
(…)
Cuando se prevea la entrega de energía de la instalación generadora a la Red de Distribución Pública, se dispondrá, al final de la instalación de enlace, un equipo de medida que registre la energía suministrada por el Autogenerador. Este equipo de medida podrá tener elementos comunes con el equipo que registre la energía aportada por la Red de Distribución Pública, siempre que los registros de la energía en ambos sentidos se contabilicen de forma independiente.”
Como se deduce del párrafo anterior, el REBT ya contempla la posibilidad de que una instalación generadora no vierta energía a la red ya que el contador de energía sólo sería necesario si se prevén vertidos de energía a la red de distribución. Una instalación de autoconsumo total (el 100% de la energía producida se consume en la red interior), estaría exenta de disponer de contador.
Las instalaciones de autoconsumo parcial sí precisarían de contador puesto que parte de la energía se vierte a la red.
Además, en cualquier caso, se establece que este equipo de medida podrá tener elementos comunes con el equipo que registre la energía aportada por la Red.
Por último, el RD 314/2006, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación (CTE), establece en la sección HE5 del Documento Básico de Energía (DB HE) sobre contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica, lo siguiente:
“3.2.2 Condiciones generales
1 Para instalaciones conectadas, aún en el caso de que éstas no se realicen en un punto de conexión de la compañía de distribución, serán de aplicación las condiciones técnicas que procedan del RD 1663/2000, así como todos aquellos aspectos aplicables de la legislación vigente.”
Por lo tanto, el CTE contempla la posibilidad de conectar las instalaciones solares fotovoltaicas ubicadas en edificios, en un punto de conexión que no pertenezca a la compañía distribuidora, lo que ocurriría en las instalaciones destinadas a autoconsumo total o parcial de la energía.
En este caso, sólo serían de aplicación las condiciones técnicas que procedan del RD 1663/2000, recientemente derogado por el RD 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia. Esta referencia al RD 1663/2000 debe entenderse ahora realizada respecto al RD 1699/2011 [59].

ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL DE GENERACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA SOBRE CUBIERTA EN LA REGIÓN DE MURCIA
A la hora de estimar el potencial de generación solar fotovoltaica sobre cubierta o tejado, en la Región de Murcia,  se han valorado diferentes metodologías aplicadas, en estudios similares, dentro de la bibliografía disponible.
La metodología empleada comprende tres niveles:
     Potencial físico
Dicho potencial considera la cantidad de energía total recibida del Sol en un área determinada.
    Potencial geográfico
Limita la zona donde la energía solar puede ser captada.  
    Potencial técnico
Tiene en cuenta las características técnicas (incluido rendimiento) del equipamiento empleado para la transformación del recurso solar en energía eléctrica.  
A continuación, se describe la metodología seguida para la estimación del potencial fotovoltaico, en la Región de Murcia.

Potencial  físico

El potencial físico indica el límite máximo de energía, en la fuente primaria considerada.  En este estudio, se pretende evaluar el potencial de energía solar en la Región de Murcia, evaluando la disponibilidad de energía solar (irradiación) que puede disponer un proyecto de captación situado en la cubierta o tejado de un edificio, vivienda, nave industrial, etc.
Para ello, se plantea la necesidad de obtener datos de radiación solar y otras variables climatológicas importantes en la zona.
El parámetro principal a la hora de dimensionar y parametrizar una instalación fotovoltaica, es la radiación. En el mercado, se pueden encontrar muchos modelos diferentes de generadores fotovoltaicos con un amplio rango de potencias, pero para todos ellos es fundamental conocer si la ubicación en la que se quieren instalar es la más adecuada. Por ello, en la práctica, se debe estudiar una serie de bases de datos donde poder consultar la irradiación que puede encontrarse en la zona donde la instalación va a ser ubicada y, con ello, tener una idea de la idoneidad de la misma.
Estas bases de datos están conformadas mediante el estudio histórico de propiedades meteorológicas como la radiación, lo que permite realizar estimaciones conforme a datos históricos, de las condiciones que se pueden encontrar en una ubicación determinada.
El sistema de información geográfica fotovoltaica, PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System, en inglés), del instituto Joint Research Centre (JRC),  es una base de datos gratuita, avalado por la Unión Europea. Cualquier equipo informático con acceso a internet puede acceder a ella (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/). Su versión clásica, parte de datos obtenidos en estaciones terrestres existentes.
En esta base de datos, se puede hallar información de utilidad como:
    Los valores medios de radiación mensual y diaria en cualquier ángulo de inclinación o mediante seguimiento solar, H.
    El ángulo optimo de inclinación a la hora de instalar generadores fotovoltaicos, Iopt.
    La temperatura ambiente promedio, T.
    El factor de turbidez de Linke, TL.
    Numero de grados por día de calentamiento, NDD.
    Una herramienta que permite estimar de forma aproximada la energía eléctrica, que se puede producir en esa ubicación.
Esta información se puede obtener en los continentes de Europa y África, introduciendo la localización o las coordenadas geográficas.
Para España, los valores anuales para la irradiación horizontal (antes de restar los efectos de sombras), presentan un rango de 1100 a 1900 kWh/(m2.año). Por lo tanto, debido a su latitud y extensión, España es el país europeo con mayor potencial físico solar, que confirma la importancia de este estudio [1]
Los valores de irradiación global media, en el plano horizontal (Wh/m2.día), mensual y anual, para cada Término Municipal de la Comunidad Autónoma de la Región de Murcia, se determinan a partir de la base de datos PVGIS.
Dichos valores son útiles para realizar una estimación bastante aproximada de la radiación disponible en un municipio, en concreto, a la hora de prediseñar una instalación de aprovechamiento solar.
Además, a la hora de instalar un sistema fotovoltaico de estructura fija, en cubierta, se debe tener en cuenta la inclinación óptima del módulo sobre la horizontal, para obtener la máxima generación de energía eléctrica.
La inclinación, que deben tener los módulos fotovoltaicos, normalmente, tiene relación con la Latitud del lugar donde se instalan, lo que es posible siempre que no haya exigencias de tipo arquitectónico que lo impidan.
Por todo lo anterior, se estima el ángulo óptimo, para cada municipio, mediante la base de datos PVGIS, junto con la irradiación para dicho ángulo.




Potencial  geográfico

El potencial geográfico de una fuente de energía renovable es, normalmente, determinado por el área física existente, excluyendo de ésta las zonas reservadas para otros usos, como carreteras, ríos, lagos, playas y sus áreas de influencia, además de las zonas protegidas tales como Parques Nacionales.
Para la determinación de generación de energía solar sobre cubierta o tejado, esas exclusiones no son significativas o válidas, ya que sólo el área de tejado disponible es importante.
La estimación del área disponible en tejado o cubierta es la piedra angular en el proceso de estimación del potencial.
En este trabajo, para la estimación de potencial geográfico, se ha partido de los  estudios previos realizados, en España, por el Grupo de Fluidodinámica Numérica, Universidad de Zaragoza, (http://gfn.unizar.es).  
En estos estudios, la metodología empleada para determinar el área de tejado disponible, parte de  los siguientes datos:
    Población (INE 2001)
    Nº Edificios (INE 2001)
    Usos del Suelo (Área Urbana, CORINE 2000)

Área urbana, Au
El área urbana de cada municipio se determina mediante el Sistema de Información Urbana, SIU. Este sistema de información es concebido como un proyecto, en el que colaboran instituciones tanto a nivel nacional como autonómico y local, que recoge información sobre suelo y urbanismo de España, siendo publicado luego a través de Internet. No se trata de un registro público de planeamiento.
Actualmente, ofrece información urbanística de un mayor número de municipios y nuevos datos sobre ocupación de suelo, obtenidos del proyecto CORINE Land Cover 2006 y del Sistema de Información de la Ocupación de Suelo en España (SIOSE).

Tipología Representativa de Edificación, TRE
Conocida el área urbana, se determina la Tipología Representativa de Edificación (TRE), que se asigna de acuerdo a dos parámetros:
    Densidad de población, Dp: ratio entre el número de habitantes y el área urbana (Au), expresada en km2, dentro de una determinada zona geográfica.
    Densidad de edificación, Db: ratio entre el número de edificios y el área urbana (Au), expresada en km2, dentro de una determinada zona geográfica.
Una vez se han determinado los parámetros, Dp y Db, para cada municipio, el rango obtenido es dividido en categorías usando un número de cuartiles (cuatro en este trabajo). De esta manera, TRE es definida, simplemente, como un par de categorías  Dp-Db (Tabla 7).

    Dp            
Db    BAJA    MEDIA    ALTA    MUY ALTA
BAJA    L-L    L-M    L-H    L-VH
MEDIA    M-L    M-M    M-H    M- VH
ALTA    H-L    H-M    H-H    H- VH
MUY ALTA    VH-L    VH-M    VH-H    VH- VH

Tabla 7.-  Nomenclatura de las tipologías representativas de edificación

Adicionalmente, se emplean tres áreas distintas en esta metodología:
    Área construida, Ab: Es la superficie ocupada por edificios.
    Área de tejado o cubierta, Ar: Área dentro de la superficie construida ocupada por tejado.
    Área disponible de tejado, Aa: Superficie de tejado que puede ser empleada para aplicaciones de energía solar.
El área de tejado disponible es determinada a partir del área construida, aplicando las restricciones correspondientes, mediante los siguientes coeficientes:
    Coeficiente de fracción de espacio, Cv: Considera el espacio o hueco en los edificios.
    Coeficiente de sombras, Cs: Tiene en cuenta los efectos de las sombras producidas por otros edificios, objetos o por la misma configuración del tejado.
    Coeficiente de instalaciones, Cf: Excluye las superficies que tienen otras aplicaciones (antenas, chimeneas, equipos de aire acondicionado, etc.).

Mediante la Ecuación 1, el área de tejado disponible, Aa, puede ser determinada, una vez conocida el área construida, Ab, y los coeficientes de espacio, sombra e instalaciones existentes.
Aa=Ar×Cs×Cf=Ab×Cv×Cs×Cf         Ecuación 1

Área construida, Ab
El área construida, Ab, para cada TRE, se determina mediante una muestra estratificada empleando un SIG vectorial. Las técnicas de muestreo seleccionadas están basadas en métodos bien conocidos (bibliografía). El proceso de muestreo es estratificado a partir de las TRE y su importancia o peso, que determina el número de muestras aleatorias o al azar en cada tipología. Está basado en el coeficiente de variación de la población (que es desconocida al inicio del proceso). En este caso, la población es el conjunto de municipios de cada TRE; y el coeficiente de variación es el cociente entre la desviación estándar del área construida, Ab, y su promedio.
La fracción de la superficie ocupada por edificios, ρb, dentro del área urbana, es calculada mediante las muestras tomadas en el SIG vectorial (Ecuación 2).
ρ_b=Ab/Au            Ecuación 2

Los pasos para determinar ρ_b son los siguientes:
    Determinar el número de muestras n, que son necesarias para obtener una precisión dada.
    Estratificar las muestras de acuerdo al coeficiente de variación de la población. La variable más representativa para estimar el coeficiente de variación de la población es la densidad de edificios.
    Muestrear los municipios correspondientes de cada TRE, usando SIG Vectorial, para cuantificar el área ocupada por edificios.
    Chequear el coeficiente de variación y volver al punto 2, si la predicción no es bastante precisa.
Los errores de cada tipología, TRE,  y por lo tanto,  el error medio para cada municipio o región, varían entre el 1% y el 13% para el área construida, Ab, y entre el 4% y el 49% para el área de tejado disponible, Aa.
A mayor número de muestras, menor error, a expensas de una mayor dedicación en el estudio [1].
Con esta metodología descrita, se realiza la estimación del área de tejado disponible, Aa, para cada municipio de la Región de Murcia.

Potencial  técnico

En la estimación del potencial técnico, para energía solar fotovoltaica, se debe tener en cuenta tres aspectos adicionales:
    La radiación sobre las superficies inclinadas y la determinación de las  contribuciones de radiación directa, difusa y reflejada (albedo).
    La necesidad de espacio entre módulos fotovoltaicos para evitar sombras (especialmente, se aplica el criterio de mínimo sombreado en el solsticio de invierno. Caso más desfavorable, ya que las sombras son las más alargadas).
    La eficiencia del módulo fotovoltaico, que es función, entre otros factores, de la irradiancia incidente (W/m2) y de la temperatura ambiente (ºC) [1].
En este apartado, se parte de una instalación tipo de 5kWp, para estimar la separación mínima entre filas. Conocido el porcentaje de área ocupada por el sistema FV, respecto del total calculado, se aplica dicho valor en el área de tejado disponible en cada municipio. Los datos empleados para estos cálculos son:
    Tipo de módulo FV empleado: Cristalino (SUNTECH STP190S - 24_Ad+)
    Potencia pico del módulo FV: 190 Wp
    Inversor de 5 kW    
    Configuración: 2 filas (14+14)
    Distancia mínima entre filas de módulos
    Área total instalación
    % Área ocupada por los módulos FV respecto del total: 46,26% (I.Fija); 35%(I.Seguidor)
    Área de tejado disponible, Aa
    Área FV:  Aa x %Área ocupada por FV
    Nº Módulos empleados
    Potencia total de todos los sistemas de generación FV (kWp), en cada municipio
    Estructura de anclaje
    Inclinación óptima para cada municipio
    Pérdidas debidas a la temperatura (empleando las temperaturas medias anuales)
    Pérdidas debidas a  los efectos de la reflectancia angular
    Otra pérdidas (cables, inversor, etc.): 10,3%
    Pérdidas del sistema FV combinado

Estos datos son introducidos en la base de datos PVGIS, obteniendo:
    Irradiación diaria y mensual, además de la total anual (kWh/m2).
    Producción diaria y mensual, además de la total anual (kWh).

Considerando una instalación de 5 kWp, el área y potencia del módulo FV empleado, el número de alturas y disposición de los módulos (horizontal o vertical), se puede conocer el número total de módulos instalados.
Una vez estimado el número de módulos necesarios, se puede calcular la potencia pico total generada por los sistemas instalados, en un determinado municipio de la Región de Murcia. Estos datos son introducidos en la base de datos PVGIS, obteniendo:
    Irradiación diaria y mensual, además de la total anual (kWh/m2)
    Producción diaria y mensual, además de la total anual (kWh)
El potencial técnico se estima para dos tipos de instalaciones diferentes, según estructura:
    Instalación fija.
    Instalación con seguidor solar a un eje.

En la Ilustración 45, se representa un esquema de la metodología descrita paso a paso, anteriormente.

















RESUMEN DE METODOLOGÍA EMPLEADA
 
Ilustración 45.- Metodología general para determinar el potencial fotovoltaico
Estimación de potencial físico
En la Ilustración 46, se muestra la irradiación global media anual, en el plano horizontal (Wh/m2.día), para cada municipio de la Región de Murcia.
 
Ilustración 46.- Irradiación Global media anual, en el plano horizontal (Wh/m2.día), para diferentes municipios de la Región de Murcia. FUENTE: PVGIS

La Región de Murcia presenta un gran potencial físico, con un valor medio de radiación solar, en el plano horizontal, del orden de 4653,78 Wh/m2.dia.
Estos datos obtenidos son similares a los encontrados en bibliografía [2].
La Ilustración 47 muestra la irradiación global media anual, en el ángulo óptimo (Wh/m2.día), para cada municipio de la Región de Murcia.

 
Ilustración 47.- Irradiación Global media anual, en ángulo óptimo (Wh/m2.día), para diferentes municipios de la Región de Murcia. FUENTE: PVGIS

La Región de Murcia presenta un gran potencial físico, con un valor medio de radiación solar, en el ángulo óptimo, del orden de 5345,33 Wh/m2.dia.

Estimación de la superficie de cubiertas disponibles

En la Ilustración 48, se muestra el área de cubierta o tejado disponible, en cada municipio de la Región de Murcia.
 
Ilustración 48.- Área de tejado disponible en cada municipio de la Región de Murcia.

El área de tejado o cubierta disponible, en la Región de Murcia, excluyendo las zonas industriales, se estima en 14,37 km2.
El área disponible por habitante, en cada municipio, se representa en la Ilustración 49.
 

Ilustración 49.- Área de tejado disponible per cápita, en cada municipio de la Región de Murcia

Para la Región de Murcia, se estima un ratio de 12 m2/hab. El municipio de Los Alcázares presenta la mayor área disponible de tejado per cápita, con un valor de 62,68 m2/hab, seguido de Aledo y San Javier, con 59,55 m2/hab  y 37,99 m2/hab, respectivamente.

Estimación de la producción fotovoltaica sobre cubierta

El potencial técnico se estima para dos tipos de instalaciones diferentes, según estructura:
    Instalación fija
    Instalación con seguidor solar a un eje


Instalación con  estructura fija

Los valores de irradiación y producción anual se muestran en la Tabla 8 y Tabla 9. A partir de estos valores, se puede determinar la relación de eficiencia considera, PR.

Municipio    PFV, kWp    Irrad. Anual Efectiva, Hopt kWh/m2    ETotal Generada MWh/año    Ratio generación kWh anual/kWp    PR %
Abanilla    3896,79
    1960    5870    1506,37    77
Abarán    3705,82
    1930    5510    1486,85
    77
Águilas    21714,03
    1950    32400    1492,12
    77
Albudeite    267,89
    1950    402    1500,61    77
Alcantarilla    12174,14
    1950    18200    1494,97    77
Los Alcáceres    36552,20    1950    54600    1493,75    77
Aledo    4167,19
    2000    6440    1545,41    77
Alguazas    5328,05
    1950    7980    1497,73    77
Alhama de Murcia    13796,37    1960    20800    1507,64    77
Archena     14004,73    1940    20900    1492,35    77
Beniel    7307,46    1950    10900    1491,63    76
Blanca     7128,87
    1930    10600    1486,91
    77
Bullas    12680,16
    1990    19500    1537,84
    77
Calasparra    5134,57
    1950    7730    1505,48    77
Campos del Río    2812,85    1950    4220    1500,26    77
Caravaca de la Cruz    14451,22    1990    22200    1536,20    77
Cartagena    144884,23
    1940    216000    1490,85
    77
Cehegín    9316,64
    1960    14100    1513,42
    77
Ceutí    7009,81
    1950    10500    1497,90
    77
Cieza    25762,16    1930    38200    1482,80
    77
Fortuna    10581,68
    1960    16000    1512,05
    77

Tabla 8.- Potencial estimado de instalación , irradiación, producción anual y relación de eficiencia, en cada municipio





Municipio
PFV, kWp    Irrad. Anual Efectiva, Hopt kWh/m2    ETotal Generada MWh/año    Ratio generación kWh anual/kWp    PR %
Fuente Álamo    23738,09    1960    35700    1503,91    77
Jumilla    20419,23    1940    30700    1503,49    77
Librilla    5164,34    1960    7760    1502,61    77
Lorca    45065,17    1980    68500    1520,02    77
Lorquí    4851,80    1950    7260    1496,35    77
Mazarrón    40362,20    1950    60500    1498,93    77
Molina de Segura    46181,38    1950    69200    1498,44    77
Moratalla    5447,11    1990    8380    1538,43    77
Mula    3750,47    1960    5660    1509,14    77
Murcia    238616,21    1950    356000    1491,94    77
Ojós    267,89    1920    395    1474,48    77
Pliego    4003,48    1970    6060    1513,68    77
Puerto Lumbreras    13215,94    1980    20200    1528,46    77
Ricote    2262,19    1950    3400    1502,97    77
San Javier    52640,53    1950    78700    1495,05    77
San Pedro del Pinatar    14972,11    1950    22400    1496,11    77
Santomera    5640,59    1950    8430    1494,53    77
Torre-Pacheco    24110,16    1950    36100    1497,29    77
Las Torres de Cotillas    15195,36    1950    22800    1500,46    77
Totana    29720,99    1970    44900    1510,72    77
Ulea    267,89    1920    394    1470,75    77
La Unión    9629,18    1950    14400    1495,45    77
Villanueva del Río     2604,49    1940    3890    1493,57    77
Yecla    18290,98    1930    27400    1498,01    78

Tabla 9.- Potencial estimado de instalación, irradiación, producción anual y relación de eficiencia, en cada municipio, para instalación solar fija. Continuación

En la Región de Murcia, existe un potencial del orden de 989,09 MWp, con una producción de 1482,18 GWh/año, en instalación solar fija. Esta energía equivale al consumo de 411.717 hogares, considerando un consumo anual medio de 3600 kWh/hogar.
Se obtiene un valor promedio de 1502,40 kWh/kWp.
En la Ilustración 50, se expone el potencial técnico estimado para energía solar fotovoltaica en cubierta.

 

Ilustración 50.- Potencial de energía solar fotovoltaica en la Región de Murcia, para instalación fija

Se comprueba que a mayor área de tejado disponible, se obtiene un mayor potencial técnico FV, en el municipio.
Para realizar una comparación más exhaustiva, se establece un ratio entre el potencial técnico estimado y el número de habitantes por municipio, kWh/año.hab, representando dicho ratio, gráficamente, junto con el área territorial del municipio (Ilustración 51) y el nº edificios (Ilustración 52).

 
Ilustración 51.- Ratio potencial técnico FV/población, en la Región de Murcia, para instalación fija, y área territorial de municipio

El municipio de Los Alcázares presenta el mayor ratio de Potencial Técnico FV/Población, con un valor de 6446,28 kWh/año.hab, seguido de Aledo y San Javier, con 6332,35 kWh/año.hab  y 3910,56 kWh/año.hab, respectivamente.
Es importante destacar que dichos municipios tienen un área territorial mucho menor que otros municipios presentes en la Región de Murcia. San Javier se encuentra en un vigésimo sexto lugar, Aledo en vigésimo octavo lugar y Los Alcázares en un trigésimo octavo lugar (Tabla 10 y Tabla 11).

 Municipio
Área Territorial, km2    Ranking
Lorca    1675,2    1
Jumilla    970,6    2
Moratalla    954,8    3
Murcia    885,9    4
Caravaca de la Cruz    858,8    5
Mula    634,1    6
Yecla    603,1    7
Cartagena    558,3    8

Tabla 10 Área territorial de cada municipio en la Región de Murcia
Municipio
Área Territorial, km2    Ranking
Cieza    366,8    9
Mazarrón    318,9    10
Alhama de Murcia    311,5    11
Cehegín    299,3    12
Totana    288,9    13
Fuente Álamo    273,5    14
Águilas    251,8    15
Abanilla    236,6    16
Torre-Pacheco    189,4    17
Calasparra    185,5    18
Molina de Segura    170,4    19
Fortuna    148,5    20
Puerto Lumbreras    144,8    21
Abarán    114,4    22
Ricote    87,5    23
Blanca    87,1    24
Bullas    82,2    25
San Javier    75,1    26
Librilla    56,5    27
Aledo    49,7    28
Campos del Río    47,3    29
Ojós    45,3    30
Santomera    44,2    31
Ulea    40,1    32
Torres de Cotillas (Las)    38,8    33
Pliego    29,4    34
Unión (La)    24,8    35
Alguazas    23,7    36
San Pedro del Pinatar    22,3    37
Alcázares (Los)    19,8    38
Albudeite    17    39
Archena    16,4    40
Alcantarilla    16,3    41
Lorquí    15,8    42
Villanueva del Río Segura    13,2    43
Ceutí    10,2    44
Beniel
    10,1    45

Tabla 11 Área territorial de cada municipio en la Región de Murcia. Continuación

 
Ilustración 52.- Ratio potencial técnico FV/población, en la Región de Murcia, para instalación fija, y nº edificios

Se observa como los municipios con mayor nº de edificios, no siempre presentan un mayor ratio Potencial/Población (Ilustración 52).
La irradiación es bastante constante en España, y los altos valores, en el Sur, son compensados, en parte, por el rendimiento de los módulos FV, debido a temperaturas elevadas.
La importancia del área de tejado disponible se puede comprobar, también, en la Ilustración 53, donde algunas ciudades del Norte de España tienen un potencial relativamente alto, pese a presentar una irradiación más baja.  Esto es debido a una mayor área de tejado disponible, como consecuencia de su tamaño [1].

 

Ilustración 53.- Distribución geográfica del potencial técnico fotovoltaica en tejado, para España. Fuente: [1]

La Ilustración 54 muestra el área de tejado disponible, en cada municipio, y el potencial técnico de energía solar FV acumulada frente al número de municipios.
Los municipios están ordenados en el eje de abscisas conforme a su potencial FV, en orden decreciente. Dicha ilustración indica que un pequeño número de municipios presenta la mayoría de potencial, contribuyendo un 8,89% de ellos con la mitad del potencial total (48,57%), aproximadamente.
 
Ilustración 54.- Área de tejado disponible y  potencial FV acumulado frente al número de municipios

Instalación con seguidor solar en un eje

En los sistemas solares FV, existe la posibilidad de emplear elementos seguidores del movimiento del Sol, que favorezcan y aumenten la capacidad de radiación solar.
En este estudio, se estima la energía generada por una instalación solar, considera en el apartado 8.3, con seguidor en un eje azimutal o vertical.
Se supone una reducción del área de tejado disponible del orden del 65%, aproximadamente, debido al espacio ocupado por el seguidor solar, que genera un 25% de potencial técnico FV menos.
Seguidor en eje azimutal
A partir de los datos obtenidos, en el apartado 8.6.1, y la base de datos PVGIS, se determinan los valores de irradiación y producción anual, para cada municipio, con seguimiento solar en eje azimutal o vertical (Tabla 12 y Tabla 13).
Municipio    PFV, kWp    Irrad. Anual Efectiva, Hopt kWh/m2    ETotal Generada MWh/año    Ratio generación kWh anual/kWp    PR %
Abanilla    2923    2550    5750    1967,16    77
Abarán    2779    2500    5350    1925,15    77
Águilas    16286    2560    32000    1964,88    77
Albudeite    201    2550    395    1965,17    77
Alcantarilla    9131    2560    18000    1971,31    77
Los Alcáceres    27414    2560    54000    1969,80    77
Aledo    3125    2610    6320    2022,40    77
Alguazas    3996    2560    7890    1974,47    77
Alhama de Murcia    10347    2560    20400    1971,59    77
Archena     10504    2540    20600    1961,16    77
Beniel    5481    2560    10800    1970,44    77
Blanca     5347    2480    10200    1907,61    77
Bullas    9510    2600    19200    2018,93    78
Calasparra    3851    2540    7570    1965,72    77
Campos del Río    2110    2560    4170    1976,30    77
Caravaca de la Cruz    10838    2570    21600    1992,99    78
Cartagena    108663    2540    212000    1950,99    77
Cehegín    6987    2540    13700    1960,78    77
Ceutí    5257    2550    10400    1978,31    78
Cieza    19322    2500    37400    1935,62    77
Fortuna    7936    2570    15800    1990,93    77
Fuente Álamo    17804    2570    35300    1982,70    77
Jumilla    15314    2510    29900    1952,46    78
Librilla    3873    2560    7630    1970,05    77
Lorca    33799    2570    66900    1979,35    77
Lorquí    3639    2550    7160    1967,57    77
Mazarrón    30272    2550    59300    1958,91    77
Molina de Segura    34636    2560    68200    1969,05    77
Moratalla    4085    2540    8030    1965,73    77
Mula    2813    2550    5550    1972,98    77
Murcia    178962    2540    349000    1950,13    77
Ojós    201    2440    376    1870,65    77
Pliego    3003    2540    5880    1958,04    77
Puerto Lumbreras    9912    2580    19700    1987,49    77

Tabla 12.- Potencial estimado de instalación, irradiación, producción anual y relación de eficiencia, en cada municipio. Seguidor solar en un eje azimutal o vertical
Municipio    PFV, kWp    Irrad. Anual Efectiva, Hopt kWh/m2    ETotal Generada MWh/año    Ratio generación kWh anual/kWp    PR %
Ricote    1697    2510    3290    1938,72    77
San Javier    39480    2560    77900    1973,15    77
San Pedro del Pinatar    11229    2560    22100    1968,12    77
Santomera    4230    2550    8300    1962,17    77
Torre-Pacheco    18083    2570    35800    1979,76    77
Las Torres de Cotillas    11397    2560    22500    1974,20    77
Totana    22291    2570    44200    1982,86    77
Ulea    201    2440    377    1875,62    77
La Unión    7222    2550    14100    1952,37    77
Villanueva del Río    1953    2530    3810    1950,84    77
Yecla    13718    2490    26600    1939,06    78

Tabla 13.- Potencial estimado de instalación, irradiación, producción anual y relación de eficiencia, en cada municipio. Seguidor solar en un eje azimutal o vertical. Continuación

En la Región de Murcia, existe un potencial del orden de 741,82 MWp, con una producción de 1455,45 GWh/año, para instalaciones con seguimiento solar en un eje azimutal o vertical.
Esta energía equivale al consumo de 404.291 hogares, considerando un consumo anual medio de 3600 kWh/hogar.
Se observa un 30% más de captación solar al año, respecto a una instalación fija, aproximadamente.
En la Ilustración 55, se expone el potencial técnico estimado para energía solar fotovoltaica en cubierta.
 
Ilustración 55.- Potencial de energía solar fotovoltaica en la Región de Murcia, para instalación con seguidor solar en eje azimutal o vertical

Para realizar una comparación más exhaustiva, se establece un ratio entre el potencial técnico estimado y el número de habitantes por municipio, kWh/año.hab, representando dicho ratio, gráficamente, junto con el nº edificios (Ilustración 56).
 
Ilustración 56.- Ratio potencial técnico FV/población, en la Región de Murcia, para instalación con seguidor solar, y nº edificios

El municipio de Los Alcázares presenta el mayor ratio de Potencial Técnico FV/Población, con un valor de 6375,44 kWh/año.hab, seguido de Aledo y San Javier, con 6214,36 kWh/año.hab  y 3870,81 kWh/año.hab, respectivamente.
La Ilustración 57 muestra el área de tejado disponible, en cada municipio, y el potencial técnico de energía solar FV acumulada frente al número de municipios.
Los municipios están ordenados en el eje de abscisas conforme a su potencial FV, en orden decreciente. Dicha ilustración indica que un pequeño número de municipios presenta la mayoría de potencial, contribuyendo un 8,89% de ellos con la mitad del potencial total (48,58%), aproximadamente.
 
Ilustración 57.- Potencial FV acumulado frente al número de municipios. Instalación con seguidor solar en eje azimutal o vertical

A continuación, se comparan los datos de producción anuales obtenidos, para cada una de las instalaciones estudiadas (Ilustración 58):
    Instalación fija de 5 kW
    Instalación con seguidor en un eje de 2,5 kW
En la Tabla 14, se resume los valores de potencia pico, producción anual e irradiación global media anual, para la Región de Murcia.

 
Ilustración 58.- Energía generada en las dos instalaciones solares fotovoltaicas estudiadas (fija y con seguidor solar en un eje)


        PFV, kWp    Energía Generada      MWh/año    Irradiación media anual kWh/m2    ∆Captación Solar
Instalación Fija           989,09

           1482,12

            1953,56

    --------
Instalación con Seguidor Solar en 1 eje        741,82    1455,45    2544,67    30,26%

Tabla 14.- Potencia generada, producción anual, irradiación e incremento de captación solar respecto a instalación fija, en la Región de Murcia

En conclusión, una instalación con seguidor solar en un eje produce un 30% más de energía eléctrica, aproximadamente, respecto a una instalación solar de estructura fija.
En la Tabla 15 y Tabla 16, se resume el potencial físico, geográfico y fotovoltaico estimado para cada municipio, en la Región de Murcia.

Municipio        Potencial físico, Wh/m2.día (horizontal)    Potencial físico, Wh/m2.día  (ángulo óptimo)    Potencial Geográfico, km2          Potencial técnico, kW (instalación Fija)    Potencial técnico, kW (Seguidor Solar)
Abanilla        4660    5360    0,0566    3896,79
    2923
Abarán        4600    5290    0,0539    3705,82
    2779
Águilas        4660    5330    0,3155    21714,03
    16286
Albudeite        4650    5340    0,0038    267,89
    201
Alcantarilla        4650    5350    0,1767    12174,14
    9131
Los Alcáceres        4650    5330    0,5309    36552,20    27414
Aledo        4650    5330    0,0606    4167,19
    3125
Alguazas        4640    5340    0,0773    5328,05
    3996
Alhama de Murcia        4670    5360    0,2005    13796,37    10347
Archena         4620    5320    0,2034    14004,73    10504
Beniel        4640    5330    0,1062    7307,46    5481
Blanca         4600    5290    0,1036    7128,87
    5347
Bullas        4730    5440    0,1841    12680,16
    9510
Calasparra        4640    5350    0,0746    5134,57
    3851
Campos del Río        4650    5350    0,0408    2812,85    2110
Caravaca de la Cruz        4720    5430    0,2098    14451,22    10838
Cartagena        4650    5430    2,1044    144884,23
    108663
Cehegín        4690    5320    0,1354    9316,64
    6987
Ceutí        4630    5370    0,1019    7009,81
    5257
Cieza        4590    5330    0,3742    25762,16    19322
Fortuna        4670    5280    0,1538    10581,68
    7936
Fuente Álamo        4680    5370    0,3448    23738,09    17804
Jumilla        4620    5320    0,2966    20419,23    15314
Librilla        4670    5360    0,0749    5164,34    3873
Lorca        4710    5410    0,6546    45065,17    33799
Lorquí        4640    5340    0,0706    4851,80    3639
Mazarrón        4670    5350    0,5862    40362,20    30272
Molina de Segura        4650    5350    0,6708    46181,38    34636
Moratalla        4710    5420    0,0790    5447,11    4085
Mula        4660    5360    0,0546    3750,47    2813
Murcia        4640    5330    3,4659    238616,21    178962
Ojós        4600    5260    0,0038    267,89    201
Pliego        4690    5380    0,0581    4003,48    3003
Puerto Lumbreras        4730    5420    0,1919    13215,94    9912
Ricote        4650    5340    0,0328    2262,19    1697
San Javier        4650    5340    0,7645    52640,53    39480
San Pedro del Pinatar        4650    5330    0,2174    14972,11    11229
Santomera        4640    5330    0,0820    5640,59    4230
Torre-Pacheco        4660    5340    0,3502    24110,16    18083
Las Torres de Cotillas        4650    5340    0,2206    15195,36    11397
Totana        4690    5380    0,4318    29720,99    22291

Tabla 15.- Potencial estimado de instalación, producción anual, irradiación e incremento de captación solar respecto a instalación fija, en la Región de Murcia
Municipio    Potencial físico, Wh/m2.día    Potencial físico, Wh/m2.día  (ángulo óptimo)    Potencial Geográfico, km2    Potencial técnico, kW (instalación Fija)    Potencial técnico, kW (Seguidor Solar)
Ulea    4590    5250    0,0038    267,89    201
La Unión    4680    5340    0,1399    9629,18    7222
Villanueva del Río Segura    4630    5320    0,0378    2604,49    1953
Yecla    4600    5290    0,2656    18290,98    13718
Región de Murcia    4653,78    5345,33    14,37    989.094,64    741.821,0

Tabla 16.- Potencial estimado de instalación, producción anual, irradiación e incremento de captación solar respecto a instalación fija, en la Región de Murcia. Continuación


Impacto socioeconómico y medioambiental
Impacto socioeconómico
En este apartado, se tiene en cuenta el empleo generado por el sector FV, tanto directa como indirectamente:
    Empleo Directo (fabricación, construcción y mantenimiento):
    Productores/Promotores
    Proveedores de componentes y servicios característicos

    Empleo Indirecto o Inducido: Derivado del sector FV.
El empleo indirecto es consecuencia de los gastos durante las etapas de fabricación, construcción y mantenimiento, que se traducen en aumentos de la demanda de bienes procedentes de otras actividades o sectores económicos.





Instalación Fija

A la hora de estimar la creación de empleo directo e indirecto, asociado al sector fotovoltaico,  se considera el número de puestos de trabajo anuales según tipo de instalación, facilitados por la Asociación Industrial Fotovoltaica, ASIF, y  la Unión Española Fotovoltaica, UNEF.
    Tipo Instalación    Puestos anuales directos e indirectos    Puestos O&M a 25 años    
    Doméstica < 50 kW    26    2,5    
    Industrial 50 kW <P< 2000 kW    17    1,6    
    Suelo  400 kW <P< 10000 kW    14    1    
    Suelo 10 MW <P< 400 MW    10    0,4    

Tabla 17.- Puestos de trabajo generados por MW instalado. Base: 1760 horas. Puesto/año. FUENTE: ASIF, UNEF 2012

 
Ilustración 59.- Puestos de trabajo generados por el sector FV en un año
Considerando que la fase de fabricación, diseño de instalaciones e instalación de equipos se realiza en el plazo de un año, se estima un total de 25.716 puestos de trabajo anuales directos e indirectos, para la Región de Murcia.
Si se tiene en cuenta un plazo más realista de 10 años, para la implantación de la potencia calculada, se estima un total de 2572 puestos de trabajo anuales directos e indirectos.
Con el fin de hacer una comparación, más exhaustiva, entre comunidades autónomas, se determina el ratio Puestos Trabajo/Población, expresado en nº empleos/habitante (Ilustración 60).

 
Ilustración 60.- Ratio puestos de trabajo generados por el sector FV /población en un año

El municipio de Los Alcázares presenta el mayor ratio de Empleo/Población, con un valor de 0,1122 empleos/año.hab, seguido de Aledo y San Javier, con 0,1065 empleo/año.hab y  0,0680 empleo/año.hab, respectivamente.
En la Ilustración 61, se muestra el número de puestos de trabajo generados a lo largo de 25 años, destinados la fase de operación y mantenimiento (O&M).
 
Ilustración 61.- Puestos de trabajo generados por el sector FV (25 años)


Para la Región de Murcia, se estima un total de 2.473 puestos de trabajo a 25 años, destinados a la fase de O&M, considerando tanto el empleo directo como indirecto.
Con el fin de hacer una comparación, más exhaustiva, entre comunidades autónomas, se determina el ratio Puestos Trabajo O&M/Población, expresado en nº empleos O&M/habitante (Ilustración 62.- Ratio puestos de trabajo generados por el sector FV (25 años)/población).

 
Ilustración 62.- Ratio puestos de trabajo generados por el sector FV (25 años)/población

El municipio de Los Alcázares presenta el mayor ratio de Empleo O&M/Población, con un valor de 0,0108 empleo O&M/hab, seguido de Aledo y San Javier, con 0,0102 empleo O&M/hab y  0,0065 empleo O&M/hab, respectivamente.
En conclusión, la realización de una instalación FV genera actividad económica en el ámbito regional, que trae consigo creación de empleo.

Instalación con seguidor solar en un eje

A la hora de estimar la creación de empleo directo e indirecto, asociado al sector fotovoltaico,  se considera el número de puestos de trabajo anuales según tipo de instalación, facilitados por la Asociación Industrial Fotovoltaica, ASIF, y  la Unión Española Fotovoltaica, UNEF.
    Tipo Instalación    Puestos anuales directos e indirectos    Puestos O&M a 25 años    
    Doméstica < 50 kW    27    3    
    Industrial 50 kW <P< 2000 kW    18    2    

Tabla 18.- Puestos de trabajo generados por MW instalado.  Base: 1760 horas. Puesto/año. FUENTE: ASIF, UNEF 2012

 
Ilustración 63.- Puestos de trabajo generados por el sector FV en un año
Considerando que la fase de fabricación, diseño de instalaciones e instalación de equipos se realiza en el plazo de un año, se estima un total de 20.029 puestos de trabajo anuales directos e indirectos, para la Región de Murcia.
Si se tiene en cuenta un plazo más realista de 10 años, para la implantación de la potencia calculada, se estima un total de 2003 puestos de trabajo anuales directos e indirectos.
Con el fin de hacer una comparación, más exhaustiva, entre comunidades autónomas, se determina el ratio Puestos Trabajo/Población, expresado en nº empleos/habitante (Ilustración 64).

 
Ilustración 64.- Ratio puestos de trabajo generados por el sector FV/población en un año

El municipio de Los Alcázares presenta el mayor ratio de Empleo/Población, con un valor de 0,0874 empleo/año.hab, seguido de Aledo y San Javier, con 0,0830 empleo/año.hab y  0,0530 empleo/año.hab, respectivamente.

 
Ilustración 65.- Puestos de trabajo generados por el sector FV (25 años)

Para la Región de Murcia, se estima un total de 2.225 puestos de trabajo a 25 años, destinados a la fase de O&M, considerando tanto el empleo directo como indirecto.
Con el fin de hacer una comparación, más exhaustiva, entre comunidades autónomas, se determina el ratio Puestos Trabajo O&M/Población, expresado en nº empleos O&M/habitante (
Ilustración 66).


 
Ilustración 66.- Ratio puestos de trabajo generados por el sector FV (25 años)/Población

El municipio de Los Alcázares presenta el mayor ratio de Empleo O&M/Población, con un valor de 0,0097 empleo O&M/hab, seguido de Aledo y San Javier, con 0,0092 empleo O&M/hab y  0,0059 empleo O&M/hab, respectivamente.
En conclusión, la realización de una instalación FV genera actividad económica en el ámbito regional, que trae consigo creación de empleo.

Impacto medioambiental
Se determina el impacto en el medio ambiente y en términos de dependencia energética.
    Instalación Fija
Con la instalación de sistemas FV, se evita el consumo de combustibles fósiles. La disminución en el uso de combustible fósil reduce la dependencia energética de la Región de Murcia.
La energía generada y estimada para los sistemas FV estudiados (1482,18 GWh/año), equivale a 19.763.755 barriles de petróleo.
Se ha estimado las emisiones evitadas a la atmósfera de CO2, SO2 y NOx,  reducción que contribuyen a la conservación del medioambiente. Dicha disminución produce un impacto económico de las reducciones CO2 evitadas (ahorro en concepto de derechos de emisión), además de un impacto en la salud y el coste sanitario de las emisiones evitadas.
Con la implantación de sistemas FV en tejado o cubierta estudiados, se evita la emisión a la atmósfera de 330.753 Tn CO2/año, 617.011 Tn SO2/año y 467.208 Tn NOx/año, obteniendo un total de emisiones evitadas de 1.414.972 Tn/año, para la Región de Murcia.
Gracias a la instalación de sistemas FV, se evita la emisión de residuos radiactivos de baja y media Intensidad del orden de 3.352.029 cm3/año. En cuanto a los residuos radiactivos de alta intensidad, se reduciría 409.363 g/año.
A continuación, se expone un resumen de la disminución de combustible fósil y  las emisiones evitadas a la atmósfera, tras la implantación de una instalación fija de energía solar FV (Tabla 19).


Parámetro    Valor    Unidad
Tonelada equivalente del petróleo. 25 años    2.889.438    Tep/25 años
Barril equivalente de petróleo. 25 años    19.763.755    Bep/25 años
Tonelada equivalente de carbón. 25 años    4.128.123     Tec/25 años
Tonelada de dióxido de carbono al año    330.753    Tn CO2/año
Tonelada de dióxido de carbono. 25 años    6.615.066     Tn CO2/25 años
Tonelada de dióxido de azufre al año    617.011    Tn SO2/año
Tonelada de óxidos de nitrógeno  al año    467.208    Tn NOx/año
Total emisiones evitadas (CO2,SO2 y NOx)    1.414.972    Tn/año
Residuos radiactivos de baja y media intensidad    3.352.029     cm3/año
Residuos radiactivos de alta intensidad    409.363    g/año
        
Tabla 19.- Impacto medioambiental. Instalación fija

    Instalación con seguidor solar en un eje

La energía generada y estimada para los sistemas FV estudiados (1455,45 GWh/año), equivale a 19.399.254 barriles de petróleo.
Con la implantación de sistemas FV estudiados, en tejado o cubierta, se evita la emisión a la atmósfera de 324.653 Tn CO2/año, 605.631 Tn SO2/año y 458.591Tn NOx/año, obteniendo un total de emisiones evitadas de 1.388.875 Tn/año, para la Región de Murcia.
Gracias a la instalación de sistemas FV, se evita la emisión de residuos radiactivos de baja y media intensidad del orden de 3.290.208 cm3/año. En cuanto a los residuos radiactivos de alta intensidad, se reduciría 401.813 g/año.
La Tabla 20 expone un resumen de la disminución de combustible fósil y las emisiones evitadas a la atmósfera, tras la implantación de una instalación solar FV con seguidor solar.

Parámetro    Valor    Unidad
Tonelada equivalente del petróleo. 25 años    2.836.148    Tep/25 años
Barril equivalente de petróleo. 25 años    19.399.254    Bep/25 años
Tonelada equivalente de carbón. 25 años    4.051.989    Tec/25 años
Tonelada de dióxido de carbono al año    324.653     Tn CO2/año
Tonelada de dióxido de carbono. 25 años    6.493.065     Tn CO2/25 años
Tonelada de dióxido de azufre al año    605.631    Tn SO2/año
Tonelada de óxidos de nitrógeno  al año    458.591    Tn NOx/año
Total emisiones evitadas (CO2,SO2 y NOx)    1.388.875    Tn/año
Residuos radiactivos de baja y media intensidad    3.290.208    cm3/año
Residuos radiactivos de alta intensidad    401.813    g/año
        
Tabla 20.- Impacto medioambiental. Instalación con seguidor solar



    CONCLUSIONES

    La generación distribuida definida como la generación de electricidad de pequeña potencia, cercana a los puntos de consumo, y utilizando para ello las redes locales de media y baja tensión, es una forma eficiente de generación eléctrica que presenta grandes ventajas desde el punto de vista técnico, económico y medioambiental.

     Dado el posible impacto de una introducción masiva de pequeñas instalaciones de generación  de origen renovable en las red de distribución,  sería recomendable un estudio detallado  de los flujos de potencia en las redes de distribución y transporte, así como habilitar una reserva de potencia suficiente en las redes de evacuación que permita asegurar la confiabilidad del sistema, priorizando la instalación de sistemas de generación distribuida.

    La tecnología renovable más apropiada para la generación distribuida en la Región de Murcia, a escala local,  es la Energía Solar Fotovoltaica. En la actualidad, la Región de Murcia es la primera de España en densidad de instalaciones fotovoltaicas por km2, con un total de 378 MW instalados y una densidad de 33 kW/km2, estando el 83% de estas instalaciones ubicadas en suelo. Este valor de densidad es superior al ratio de 8,26 kW/km2, para España, en 2011. Sin embargo, ambos ratios son muy inferiores al ratio de Alemania, con 57,73 kW/km2, a finales de 2011.

    El potencial estimado de la Región de Murcia para la realización de instalaciones fotovoltaicas sobre cubierta de las viviendas y edificaciones existentes, es de 990  MW con una superficie total disponible de 14,37 km2. Este potencial de instalación supondría una producción de energía eléctrica  anual de 1.482.180  MWh,  equivalentes al consumo eléctrico medio anual de 412.000 hogares.

    El ahorro anual estimado, por la adquisición de la energía  producida por generación fotovoltaica,  comparada con la Tarifa de Último Recurso sin discriminación horaria (0,142349 €/kWh),  ascendería a unos 211 millones de euros.

    De la misma manera, dicha actuación permitiría una disminución total de emisiones contaminantes a la atmósfera de 1.415.000 Tn/año, distribuidas de las siguiente forma: 330.750  Tn de dióxido de carbono (CO2), 467.200 Tn de óxidos nitrosos (NOx)  y  617.000 Tn de dióxido de azufre (SO2).

    La instalación del potencial estimado de 990 MW en un año, mediante sistemas de generación distribuida en pequeñas instalaciones fotovoltaicas de soporte domestico, residencial o industrial, supondría si se considera un periodo de 10 años para su ejecución, la creación y mantenimiento de 2.570 puestos de trabajo anuales.

     Los trabajos de operación y mantenimiento de estas instalaciones suponen un total de 2.470 puestos de trabajo, mantenidos  durante  25 años, además de los puestos de trabajo indicados en el apartado anterior.

    Actualmente, con las consideraciones expuestas en el informe, se puede afirmar que la tecnología fotovoltaica se encuentra en paridad red, siendo económicamente rentable la propuesta de autoconsumo frente a la compra a la red. Para una instalación doméstica de 5 KW, se estima un ahorro económico de 8.000 €, durante la vida útil de la instalación, incluyendo los gastos de amortización, seguros y mantenimiento de la misma.

    Para que la llegada de la Paridad de Red sea efectiva y proporcione un impulso al sector FV, se considera necesaria la aprobación del Real Decreto sobre balance neto. De la misma manera es necesario un esfuerzo para impulsar la formación y concienciación ciudadana, sobre las ventajas asociadas a la tecnología fotovoltaica, y sus posibilidades de aplicación y desarrollo, en el sector doméstico y residencial.

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