MEMORIA - Escuela de Negocios – EOI Escuela de ...
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Estudio de viabilidad de sistemas fotovoltaicos de conexión a red en Nicaragua. Caso particular: Instituto Nicaragüense de Energía MEMORIA ALUMNOS Javier López de la Manzanara Luengo Christiam Polanco Espinoza Ignacio Ríos Esteban PROFESOR/A Óscar Perpiñán Lamigueiro Esta publicación está bajo licencia Creative Commons Reconocimiento, Nocomercial, Compartirigual, (by- nc-sa). Usted puede usar, copiar y difundir este documento o parte del mismo siempre y cuando se mencione su origen, no se use de forma comercial y no se modifique su licencia. Más información: http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/3.0/ Año de realización: 2014 - 2015
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Estudio de viabilidad de sistemas fotovoltaicos de conexión a red en Nicaragua. Caso particular:
Instituto Nicaragüense de Energía
MEMORIA
ALUMNOS Javier López de la Manzanara Luengo Christiam Polanco Espinoza Ignacio Ríos Esteban
J
PROFESOR/A
Óscar Perpiñán Lamigueiro
Esta publicación está bajo licencia Creative
Commons Reconocimiento, Nocomercial, Compartirigual, (by-
nc-sa). Usted puede usar, copiar y difundir este documento o
parte del mismo siempre y cuando se mencione su origen, no se
use de forma comercial y no se modifique su licencia. Más
información: http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/3.0/
Año de realización: 2014 - 2015
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Índice
1. Índice de gráficas ............................................................... 3-4
2. Índice de tablas ................................................................. 5-6
3. Objetivo general .................................................................. 7
4. Objetivos específicos ............................................................. 7
5. Introducción ........................................................................ 8
6. Justificación........................................................................ 9
7. Mercado Energético de Nicaragua ........................................ 10-17
8. Marco Legal y Regulador de Nicaragua ................................... 18-21
9. Autoconsumo y Balance Neto .............................................. 22-41
9.1. Definición y conceptos .............................................. 22-24
9.2. Análisis comparativo de los sistemas de regulación ............ 25-41
10. Promoción de un modelo de referencia de instalación Fotovoltaica en Nicaragua ......................................................................... 42-48
10.1. Análisis preliminar .................................................. 42-43
10.2. Comparación de los distintos escenarios contemplados ...... 44-46 10.3. Elección definitiva del modelo de referencia en Nicaragua .. 47-48
11. Caso particular: Instituto Nicaragüense de Energía .................. 49-59
11.1. Ubicación y emplazamiento ........................................... 49
11.2. Radiación y factores climáticos .................................. 49-51 11.3. Demanda energética de las instalaciones ....................... 51-53
11.4. Estudio del complejo INE .......................................... 53-54 11.5. Análisis preliminar del sistema ................................... 55-56
11.6. Sistema final de la instalación .................................... 56-59
12. Plan de mantenimiento de la instalación .............................. 60-61
13. Bibliografía ................................................................... 62-64
14. Anexos ....................................................................... 65-69
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1.- ÍNDICE DE GRÁFICAS
Gráfica 1. Porcentaje de producción energética en Nicaragua año 2004, por fuente de generación.
Fuente: Elaboración Propia en base a: Informe Anual sobre el Balance Energético Nacional 2004, Dirección de
Políticas Energéticas, Generación Bruta de Electricidad 2004, página 10.
Gráfica 2. Consumo de Hidrocarburos en Nicaragua (millones de barriles): 2000-2013.
Fuente: Elaboración Propia en base al Informe: Centroamérica y República Dominicana: Estadísticas de
Hidrocarburos 2013, Gráfico 15, Pag. 72, por Eugenio Torijano, Unidad de Energía y Recursos Naturales de la
Sede Subregional en México, de la Comisión Económica Para América Latina y el Caribe(CEPAL).
Gráfica 3. Mapa del Sistema Interconectado Nacional (SIN) año 2013. Fuente: Sistema Interconectado Nacional 2013. Mapa de Generación por el Centro Nacional de despacho de
Carga (CNDC) en conjunto con la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica ENATREL 2013.
Gráfica 4. Evolución de la tarifa de energía eléctrica en el sector residencial en Nicaragua Pliegos Tarifarios
Oficiales 2010-2013. Fuente: Elaboración propia en base al informe: Centroamérica: Estadísticas del subsector eléctrico 2013,
Cuadro 50, Pag. 80, elaborado por Manuel Eugenio Rojas, Unidad de Energía y Recursos Naturales de la Sede
Subregional en México, de la Comisión Económica Para América Latina y el Caribe (CEPAL).
Gráfica 5. Evolución de la tarifa de energía eléctrica en el sector industrial en Nicaragua Pliegos Tarifarios
Oficiales 2010-2013. Fuente: Elaboración propia en base al informe: Centroamérica: Estadísticas del subsector eléctrico 2013,
Cuadro 50, Pag. 80, elaborado por Manuel Eugenio Rojas, Unidad de Energía y Recursos Naturales de la Sede
Subregional en México, de la Comisión Económica Para América Latina y el Caribe (CEPAL).
Gráfica 6. Comparación de la energía eléctrica generada por fuente en Nicaragua 2004 vs. 2014.
Fuente: Elaboración Propia en base a: Informe Anual sobre el Balance Energético Nacional 2004, Dirección de
Políticas Energéticas, Generación Bruta de Electricidad 2004, página 10. Contrastado con la matriz energética
centroamericana presentado según cifras oficiales de cada país por Fundación Avina, 17 de Julio de 2014.
Gráfica 7. Generación energética por tipo de recurso a las 08:00 horas del 05 de Julio de 2015.
Fuente de Datos del System Supervisory Control and Data Adquisition (SCADA) del
Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC) en Nicaragua, a las 08horas locales del 05/07/2015.
Gráfica 8. Fuente: Diagrama jerárquico del sistema eléctrico en Nicaragua. Empresa Nacional de Transmisión
Eléctrica (ENATREL 2014.)
Gráfica 9. Autoconsumo instantáneo [Apuntes Escuela de Organización Industrial: Juan de Dios Bornay]
Gráfica 10. Comparación de curvas de generación Fotovoltaica vs. Consumo [Eclareon]
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Gráfica 11. Paridad de red [Eclareon]
Gráfica 12. Evolución de las instalaciones fotovoltaicas mundiales [EPIA. Global Market Outlook for
Photovoltaics 2014-2018]
Gráfica 13. Evolución de las instalaciones fotovoltaicas europeas 2000-2013 [EPIA. Global Market Outlook for
Photovoltaics 2014-2018]
Gráfica 14. Mapa de radiación solar Europa [http://energiasolarnovasol.com]
Gráfica 15. Modelo de balance neto Scambio Sul Posto [SunPower Corporation 2011]
Gráfica 16. Regulación fotovoltaica en Reino Unido [SunPower Corporation 2011]
Gráfica 17. Imágenes de localización del INE [Fuente Google Maps]
Gráfica 18. Representación Radiación Nicaragua [Fuente System Advisor Model]
Gráfica 19. Datos anuales de temperatura y precipitación [Fuente World Climate]
Gráfica 20. Curva de perfil diario del INE del mes de Abril [Fuente Elaboración propia con datos del INE]
Gráfica 21. Curva de perfil diario del INE del mes de Agosto [Fuente Elaboración propia con datos del INE]
Gráfica 22. Curva de perfil diario del INE del mes de Diciembre [Fuente Elaboración propia con datos del INE]
Gráfica 23. Detalle de distribución de edificios del INE [Fuente Elaboración Propia]
Gráfica 24. Edificios INE en SketchUp [Fuente Elaboración propia]
Gráfica 25. Demanda y producción semanal en Enero [Fuente Elaboración Propia]
Gráfica 26. Demanda y producción semanal en Agosto [Fuente Elaboración Propia]
Gráfica 27. Demanda y producción anual [Fuente Elaboración Propia]
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2.- ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Nicaragua: Comparación de importaciones de Hidrocarburos con Exportaciones Totales
Fuente: Elaboración propia en base al informe: Centroamérica y República Dominicana: Estadísticas de
Hidrocarburos 2013, Gráfico 26, Pag. 79, elaborado por Eugenio Torijano, Unidad de Energía y Recursos
Naturales de la Sede Subregional en México, de la Comisión Económica Para América Latina y el Caribe
(CEPAL).
Tabla 2. Datos poblacionales de Centroamérica.
Fuente: Elaboración Propia en base a: Informe index mundi 2012.
Tabla 3. Centroamérica: Principales indicadores del sector eléctrico 2012.
Fuente: Elaboración Propia en base al informe: Centroamérica: Principales indicadores del sector eléctrico
2012 de la Comisión Económica Para América Latina y el Caribe (CEPAL).
Tabla 4. Comparativa de tarifas por país en céntimos de dólar. Residencial, comercial e industrial.
Fuente: Elaboración propia en base al informe: Centroamérica: Estadísticas del subsector eléctrico 2013,
Cuadro 11 Datos a Junio de 2013 y 2014, Pag. 29, elaborado por Manuel Eugenio Rojas, Unidad de Energía y
Recursos Naturales de la Sede Subregional en México, de la Comisión Económica Para América Latina y el
Caribe (CEPAL). * Las tarifas residenciales de Nicaragua no incluyen subsidios.
Tabla 5. Comparación del modelo de tarifas para autoconsumo por países [Elaboración propia]
Tabla 6. Comparación de modalidad de excedentes y plazo por países [Elaboración propia]
Tabla 7. Comparación de la potencia máxima de las instalaciones por países [Elaboración propia]
Tabla 8. Consumos energéticos del edificio INE [Elaboración propia a partir de facturas proporcionadas
por el INE]
Tabla 9. Características del modelo de tarifa del edificio [Elaboración propia a partir de facturas
proporcionadas por el INE]
Tabla 10. Comparación de ahorros económicos anuales por escenario [Elaboración propia]
Tabla 11. Análisis Económico de los distintos escenarios propuestos [Elaboración propia]
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Tabla 12. Radiación anual de Managua (Nicaragua) [System Advisor Model]
Tabla 13. Información mensual de la demanda del INE [Fuente INE]
Tabla 14. Resultados del análisis de los sistemas con las potencias estudiadas [Elaboración propia]
Tabla 15. Área disponible por escenario [Elaboración propia]
Tabla 16. Resultados de producción y área por potencia [Elaboración propia]
Tabla 17. Ratios económicos por potencia de la instalación [Elaboración propia]
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3.- OBJETIVO GENERAL
Proponer un modelo de instalación fotovoltaica de conexión a red en el complejo de edificios del
Instituto Nicaragüense de Energía, que sea replicable a otras instalaciones con el fin de ahorrar
energía eléctrica y cuyo estudio de viabilidad técnico-económico en distintos escenarios sea objeto
de análisis para proponer un mecanismo de incentivos al autoconsumo en Nicaragua.
4.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Destacar las virtudes de la tecnología solar fotovoltaica como una alternativa ante la problemática
multifactorial de Nicaragua.
Analizar la posibilidad de realizar una instalación de conexión a red en el Instituto Nicaragüense de
Energía, instalación que cuenta con dos bloques importantes de edificios potenciales de
aprovechamiento.
Analizar el impacto en ahorro económico de una penetración solar fotovoltaica dentro de la curva
de demanda eléctrica de los edificios del Instituto Nicaragüense de Energía, por un autoconsumo
instantáneo.
Estudio técnico-económico de la posible instalación de conexión a red y determinación en función
de los resultados de la elección de un modelo de exportación neta o de un modelo de autoconsumo
con balance neto, que sirva de referencia para futuras propuestas.
Evaluar y proponer uno de los distintos mecanismos de retribución de autoconsumo en distintos
países del mundo que puedan servir de referencia para ser implementados en Nicaragua.
Proponer un modelo de referencia para futuras instalaciones de similares características.
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5.- INTRODUCCIÓN
El desarrollo de la energía solar fotovoltaica ha alcanzado en la parte técnica y de costes de
adquisición, una madurez impensable hace diez años cuando los precios de módulos fotovoltaicos
sextuplicaba a los promedios actuales, auspiciado (en aquel entonces) por su reciente despegue a
niveles industriales, pocos fabricantes y una alta demanda. Esto provocaba que la generación
eléctrica por esta fuente demandara muchos incentivos, exoneraciones, altas tarifas de
compensación económica y una apuesta seria de parte de los distintos gobiernos para introducir en
sus mercados esta “tecnología renovable”, que no era capaz de competir con las convencionales de
origen fósil. Hoy en día el escenario es totalmente opuesto: la entrada de numerosos fabricantes,
principalmente asiáticos, ha producido una sobre oferta en el mercado, en el que muchos expertos
apuntan que para el año 2030 los costes de estos sistemas se reducirán hasta un 65% con respecto
a los costes del año 2010 [1].
Mientras algunos países que han alcanzado una importante introducción de esta tecnología en sus
sistemas de red eléctricos, aún discuten cual es el mejor marco normativo y regulador para evitar
un desequilibrio técnico entre generadores y consumidores de energía eléctrica, que pongan en
peligro la solvencia económica de la red, otros países como Nicaragua aún luchan por mejorar la
calidad de vida de sus habitantes para llevarles energía eléctrica a comunidades remotas que no
tienen acceso a este servicio. Nuestro proyecto toca la puerta de una entidad pública que es uno de
los actores principales y decisivos en materia energética de Nicaragua, proponiendo como modelo
un sistema fotovoltaico de conexión a red, que bajo el mismo recurso solar, la ubicación geográfica
prácticamente homogénea en este territorio y un régimen de precio-tarifa eléctrica uniforme, será
replicable a otros escenarios que podrán dar respuesta a muchas necesidades del país. En medio de
la problemática que envuelve el contexto energético de Nicaragua, encontramos un país que al no
ser productor de petróleo, merma su ajustado presupuesto de inversiones públicas a la compra de
hidrocarburos para abastecer sus necesidades energéticas, que junto a la baja electrificación de su
territorio, altas pérdidas del sistema eléctrico y a su alta tarifa de energía eléctrica, enfrenta
importantes retos para su desarrollo. En medio de estos retos, surge una gran oportunidad para la
energía solar fotovoltaica en un país que tiene un recurso solar cuantioso, un programa de
incentivos para las renovables muy atractivo y un gobierno con metas claras para transformar su
matriz energética basada mayormente por tecnologías renovables.
En nuestro estudio analizaremos la viabilidad técnico-económica de un sistema de conexión a red en
el Instituto Nicaragüense de Energía, poniendo sobre el pódium del debate ante un actor estatal
propositivo con facultad de ley para normar y regular en materia de energía en Nicaragua; la
factibilidad de apostar por esta tecnología, que en su abanico amplio de aplicaciones es capaz de
brindar una alternativa al precio de la energía eléctrica, la escasa electrificación del país, pérdidas
del sistema y sentar las bases para una futura regulación del autoconsumo en el país
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6.- JUSTIFICACIÓN
La energía solar fotovoltaica ha alcanzado una madurez tal, que teniendo un recurso fiable, es
capaz de competir hoy en día con cualquier tipo de generación eléctrica, y su inserción creciente es
una realidad en nuestro tiempo. Hemos considerado desarrollar nuestro proyecto en Nicaragua, un
país a diferencia de España, al que nuestra propuesta puede tener un mayor alcance, tomando en
cuenta que la tecnología solar fotovoltaica no está desarrollada y un pequeño incentivo como
pretende ser el presente estudio para despertar el interés en sus distintas aplicaciones, puede
implicar un gran alcance en un país con un buen recurso solar y una baja demanda eléctrica por
abastecer. Por otra parte, mencionando algunos retos que enfrenta Nicaragua señalaremos: su alta
factura petrolera; en 2013 destinó más del 20% [2] de sus ingresos de exportación (de toda su
cartera comercial en 2013) a la compra de hidrocarburos para abastecer su demanda energética. El
bajo desarrollo de la energía solar fotovoltaica en el país se limita a pocas y pequeñas instalaciones
de módulos fotovoltaicos, financiados en su gran mayoría por la cooperación internacional,
principalmente para bombeo de agua y algunos sistemas solares de hogar, solamente existe una
planta generadora conectada al sistema interconectado nacional por esta fuente renovable, con una
potencia de 1,38MW [3], por lo que la madurez de esta tecnología es aún incipiente en el país y en
la región centroamericana, por lo que pretendemos que los retos antes mencionados se
complementan con la bondad de la tecnología solar fotovoltaica.
Nuestra propuesta toma como centro de nuestro análisis al Instituto Nicaragüense de Energía, que
nos ha facilitado sus datos de consumo y planos arquitectónicos, al plantearlo como caso real,
brinda más confiabilidad a nuestros cálculos. Más allá de una simple instalación solar fotovoltaica,
proponemos un planteamiento que ofrece adoptar esta tecnología bajo distintos mecanismos de
compensación económica y el conocimiento que su instalación pueda proveer a los técnicos locales,
para el desarrollo de futuros proyectos en las distintas aplicaciones que tiene la energía solar
fotovoltaica como lo son el bombeo de agua, electrificación rural y los sistemas solares de hogar,
tan necesarios en el interior del país.
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7.- MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN NICARAGUA
7.1.- CONTEXTO HISTÓRICO
Hasta hace muy poco en la historia del país se ha liberado el mercado de energía en el sector de la
comercialización y generación eléctrica, el cual en su totalidad estuvo por diversos períodos de
tiempo bajo la regulación del estado en distintas administraciones públicas. Después de distintas
crisis surgidas en las últimas dos décadas del siglo XX, las cuales repercutieron en el rezago
económico del país, junto a la escasa población y al bajo nivel de industrialización, propiciaron a
que Nicaragua tenga la segunda menor demanda y la segunda menor potencia eléctrica instalada en
la región centroamericana.
Diez años atrás en el informe anual de energía eléctrica facilitado por la Comisión Nacional de la
Energía (CNE) es fácil de apreciar dos grandes problemas: 1) La alta dependencia de hidrocarburos
para la producción eléctrica y 2) La escasa diversidad tecnológica de la que se valía el país para
satisfacer su demanda eléctrica.
Gráfica 1. Porcentaje de producción energética en Nicaragua año 2004, por fuente de generación.
Heredada de un siglo en que la energía térmica fósil se desarrolló para generar electricidad, cuando
los precios del petróleo eran menores, más del 70 por ciento de las fuentes para producir energía
eléctrica en Nicaragua provenía del petróleo y sus derivados, problema que junto a la
contaminación y emisión de gases con efecto invernadero, se agudiza al considerar que es un país
no productor de hidrocarburos y que su alta dependencia del “oro negro” mengua su presupuesto
local. Además la baja diversificación de tecnologías dentro del mix energético, provocaba un
abastecimiento eléctrico endeble, que obligaba al Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC) a
efectuar grandes períodos de recorte e interrupciones de energía eléctrica en el país.
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Como se puede apreciar en la Gráfica 2, Nicaragua destinó 3.37 millones de barriles de petróleo en
promedio (anual) desde el año 2000 al 2013 para suplir sus necesidades eléctricas.
Gráfica 2. Consumo de Hidrocarburos en Nicaragua (millones de barriles): 2000-2013
El consumo de hidrocarburos destinado para la generación de energía eléctrica en este período ha
llegado a representar casi el 40% del consumo total de esta fuente de energía, dejando el precio de
la electricidad vulnerable a los continuos cambios del precio del petróleo y haciéndola más
contaminante por kWh generado.
Año
Importación de Hidrocarburos (millones de
dólares)
Total de Exportaciones (millones de
dólares)
Porcentaje
2000 278 1,102 25%
2005 524 1,963 27%
2008 951 2,792 34%
2009 649 2,748 24%
2010 741 3,438 22%
2011 1,216 4,439 27%
2012 1,231 5,008 25%
2013 1,154 5,000 23%
Tabla 1: Nicaragua: Comparación de importaciones de Hidrocarburos con Exportaciones Totales
En cuanto al gasto que representa la alta dependencia de petróleo en Nicaragua, en el año 2006 las
importaciones de hidrocarburos en términos monetarios representó un 65% [4] del total de sus
exportaciones. Después de muchos esfuerzos se ha logrado una importante reducción en estas
cifras, como se visualiza en la Tabla 01 para el año 2013 las importaciones de hidrocarburos
representaban un 23% de las exportaciones del país, sin embargo sigue siendo una cifra alta para
una economía frágil y que debería invertir su presupuesto en otras áreas prioritarias.
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7.2.- PROBLEMÁTICA ENERGÉTICA DEL PAÍS
7.2.1.- Densidad poblacional
Aunque Nicaragua con una extensión territorial de 130.000 km², es el país más grande de la región
centroamericana y el caribe, posee una baja densidad poblacional (la segunda menor del istmo) y
una tasa de crecimiento poblacional al año menor al 2%. El 80% de la población se encuentra
concentrada en la región del pacífico, en donde se desarrollan las principales actividades
comerciales e industriales, y el restante 20% muy disperso en la extensión de su territorio.
País
Densidad de
Población (hab/km²)
Tasa de Crecimiento
(%)
Año estimado
Belice 14 2.01 2012
Guatemala 129 1.95 2012
Honduras 74 1.84 2012
El Salvador 289 0.3 2012
Nicaragua 44 1.07 2012
Costa Rica 91 1.29 2012
Panamá 47 1.41 2012
Tabla 2. Datos poblacionales de Centroamérica
7.2.2.- Sistema interconectado nacional
El sistema eléctrico recorre el territorio a través del denominado Sistema Interconectado Nacional
(SIN), cubriendo principalmente las regiones más pobladas ubicadas en el Pacífico y centro del país,
marginando por su amplia extensión a la región del Atlántico (Caribe) a múltiples sistemas de
generación aislados, principalmente hidráulicos y de diesel. El SIN se integra a su vez al plan
regional de interconexión conocido como Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central
(SIEPAC), el cual tiene por objetivo establecer un sistema más confiable, robusto y que siente las
bases para un próximo mercado eléctrico común en la región.
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Gráfica 3. Mapa del Sistema Interconectado Nacional (SIN) año 2013
Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL)
Tanto la problemática de la extensión territorial, la baja densidad de población y un sistema de
interconexión escaso en la región del Atlántico, han marcado el bajo porcentaje de electrificación
alcanzado por el país, colocándolo con uno de los sistemas eléctricos más deficientes de la región.
Indicador Guatemala El
Salvador Honduras Nicaragua
Costa Rica
Panamá Total Istmo
Capacidad Instalada(MW)
2790.1 1503.5 1798.6 1266.8 2723.2 2370.7 12452.9
Demanda Máxima(MW)
1533 975 1282 609.9 1593.1 1386 7379
Electrificación (Porcentaje)
85.9 92.6 83.2 77.9 99.3 91.8 88.45
Pérdidas del Sistema (2011)
12.8 12.1 27 24.1 12.3 13 16.88
Población(Miles) 15073.4 6251.5 8385.1 5962.8 4667.1 3610.2 43950.1
Tabla 3. Centroamérica: Principales indicadores del sector eléctrico 2012.
A como se referencia en la Tabla 3, para el año 2012 Nicaragua enfrentaba dos importantes
problemas: baja electrificación (la menor del istmo) y pérdidas del sistema eléctrico (la segunda
más alta), retos que se contraponen con una generación no distribuida, al tratar de invertir en la
expansión de una red por todo el territorio nacional, que al estar lejos de los centros de generación
provocaría el aumento de las pérdidas del sistema.
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7.2.3.- Tarifas de energía eléctrica en Nicaragua y Centroamérica
Hemos visto a bien comparar los datos del mercado de energía eléctrica en el istmo
centroamericano, debido a la realidad y similitud que comparten estos países con Nicaragua. Como
referencia en nuestro análisis, en la Tabla 4 tenemos las tarifas de energía eléctrica promedio en
los tres sectores principales de cada país hasta el mes de Junio de 2014.
Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá
Residencial
50 kWh 8.95 8.5 7.14 17.23* 15.63 6.9
99 kWh 10.89 8.44 6.9 19.51* 15.63 6.85
200 kWh 21.62 18.49 12.71 24.65* 15.63 10.98
751 kWh 21.62 23.04 18.25 31.93* 24.73 19.42
Comercial
1000 kWh 21.88 22.54 23.62 27.24 23.36 19.86
15000 kWh 25.27 19.43 24.06 27.96 20.36 23.22
50000 kWh 18.27 19.16 24.09 27.66 20.38 18.68
Industrial
15000 kWh 22.65 19.43 24.09 25.65 20.36 23.22
50000 kWh 18.37 19.62 24.09 25.35 20.38 18.68
100000 kWh 18.27 19.61 17.12 22.76 20.38 18.67
930000 kWh 18.14 19.57 16.67 22.56 17.16 16.76
1488000 kWh 18.13 19.57 16.67 22.55 17.16 16.77
Tabla 4. Comparativa de tarifas por país en céntimos de dólar. Residencial, comercial e industrial.
* Las tarifas residenciales de Nicaragua no incluyen subsidios. Hasta Junio de 2014.
Según los datos de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), Nicaragua
registró las tarifas de energía eléctrica más altas de toda Centroamérica en todos los sectores hasta
junio de 2014, lo que además de mermar el poder adquisitivo de los nicaragüenses, hace menos
competitivo el sector comercial e industrial, que son motores de la economía del país.
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Gráfica 4. Evolución de la tarifa de energía eléctrica en el sector residencial en Nicaragua
Pliegos Tarifarios Oficiales 2010-2013
Desde el año 2010 a finales del 2013 se experimentó un incremento promedio en la tarifa de energía
eléctrica en el sector residencial, equivalente a un 9% (Véase Gráfica 4).
Gráfica 5. Evolución de la tarifa de energía eléctrica en el sector industrial en Nicaragua
Pliegos Tarifarios Oficiales 2010-2013
Desde el año 2010 a finales del 2013 se experimentó un incremento promedio en la tarifa de energía
eléctrica en el sector industrial, equivalente a un 35% (Véase Gráfica 5).
Debido a la problemática en el sector energético antes planteada y a otro diverso número de
factores; el Foro Económico Mundial (WEF por sus siglas en inglés) calificó a Nicaragua en el puesto
No. 76 de los 124 países estudiados, en su conocido Índice Global Energético de Desempeño
Arquitectónico de 2014, y ubicándola entre los países con la energía más costosa. [5]
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7.3.- CONTEXTO ENERGÉTICO ACTUAL DE NICARAGUA Y OPORTUNIDADES
En los últimos diez años, ha habido cambios importantes en término del marco legal y regulatorio,
que junto al clima propicio de inversiones y a los recursos naturales del país, han venido cambiando
poco a poco la realidad energética de Nicaragua. El plan de electrificación nacional, junto a la
creciente demanda de energía eléctrica por los distintos sectores que han experimentado un
crecimiento económico destacado, representaban un desafío en el contexto energético del país.
Actualmente la matriz de energía eléctrica en Nicaragua presenta importantes cambios con
respecto a la década pasada.
Gráfica 6. Comparación de la energía eléctrica generada por fuente en Nicaragua 2004 vs. 2014
Diez años en que se ha logrado con la llegada de nuevas inversiones en el sector renovable,
diversificar las fuentes de generación eléctrica y aplanar el crecimiento de la demanda de petróleo
en Nicaragua para la generación de electricidad. Según los datos oficiales, la demanda eléctrica ha
venido aumentando en los últimos 15 años a un ritmo del 4 % anual y se espera que para los
próximos años sea de un 6%. [6]
Gráfica 07. Generación energética por tipo de recurso a las 08:00 horas del 05 de Julio de 2015
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En el cierre del año 2013, el Ministerio de Energía y Minas en Nicaragua (MEM) reportó que el 51% de
la energía eléctrica consumida en el país durante ese año, provino de fuentes renovables [⁷], un hito
en la historia del país ya que ese año pudo superar el anhelado 50% de producción de energía
eléctrica por “energías limpias”, con una progresiva meta de ir incrementando esta participación
hasta el año 2020. En el corriente año 2015 la producción energética en el país ha alcanzado ciertos
períodos de generación eléctrica por tecnologías renovables que superan el 60% como lo muestra la
Gráfica 07.
Una vez superado algunos retos y controlado otros, el actual gobierno ha proyectado la continua
transformación de la matriz energética del país, apostando claramente por las energías renovables.
Se prevé que para el año 2020 el 90% [⁸] de la demanda eléctrica de Nicaragua, sea cubierta por
“energías no contaminantes”. Según un reporte publicado por Bloomberg New Energy Finance, en
Climascopio 2013, Nicaragua ocupa el tercer lugar en toda la región latinoamericana (detrás de
Brasil y Chile) en términos de inversión en energía renovable, el primer lugar en el apoyo al micro-
financiamiento verde en Centroamérica y el primer lugar en facilitar el marco propicio para
proyectos de energía renovable [⁹]. La revista “Energía Limpia para Todos” colocó a Nicaragua entre
los cuatro países del mundo con los mejores vientos [¹⁰].
Aunque el panorama para las renovables parece alentador por el clima propicio de las inversiones,
el futuro de una baja de tarifa de energía eléctrica, parece aún sombrío para los próximos años,
debido a los altos precios del mercado de generación y a la tasa de recuperación de inversiones del
capital privado.
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8.- MARCO LEGAL Y REGULADOR DE NICARAGUA
Los Actores principales del mercado eléctrico en Nicaragua están integrados por tres grandes
sectores: Entes Reguladores, Entes Operadores y los Agentes de Mercado. Los Entes Reguladores
además de velar por el cumplimiento de las leyes de los distintos agentes, tiene la potestad de
emitir normativas de carácter vinculante en este sector y de proponer iniciativas de ley ante el
gobierno. En el sector de la industria eléctrica, Nicaragua como República, se rige con autonomía e
independencia por su sistema de gobierno y las entidades estatales investidas para desempeñar sus
respectivas responsabilidades, sin embargo debido a las intenciones de los países centroamericanos
de conectar e integrar su sistema eléctrico regional, se han creado organismos con representación
de cada país, que cada vez más van teniendo un rol más importante dentro de la industria eléctrica
en Nicaragua y en la región centroamericana.
Gráfica 08: Entidades del Sector Eléctrico en Nicaragua
8.1. - Leyes Principales del Sector Energético Nacional
El sector de la industria eléctrica en Nicaragua cuenta con un marco jurídico legal que en la
continua labor del parlamento del país, ha ido delimitando en el sector energético a cada sector de
interés, las distintas prerrogativas y actuaciones que se obligan, por una cantidad de leyes que
aunque aún no son suficientes, van alcanzando cada vez más, una madurez para la estabilidad y
buena andanza del sector eléctrico. Ante la gran lista de leyes que rige al país en este sentido,
serán de interés para nuestro estudio las siguientes:
Ley No. 839, Ley de reformas y adiciones a la Ley No. 272, “Ley de la Industria Eléctrica”, a la
Ley No. 554, “Ley de Estabilidad Energética”, de Reformas a la Ley No. 661, “Ley para la
distribución y el uso responsable del servicio público de energía eléctrica” y a la Ley No. 641,
“Código Penal”. Publicada en La Gaceta No. 113, del 19 de junio de 2013.
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Ley No. 532, “Ley para la Promoción de Generación Eléctrica con Fuentes Renovables”.
Publicada en La Gaceta No. 175, del 13 de septiembre de 2012. En el primer semestre de 2015 se
amplió el plazo de su vigencia para los incentivos de inversión hasta el año 2018.
Por su defecto los artículos que no fueron modificados en la Ley No. 839 antes mencionada.
Ley No. 554, “Ley de Estabilidad Energética”. Publicada en La Gaceta No. 175, del 13 de
septiembre de 2012.
Ley No. 272, “Ley de la Industria Eléctrica”. Publicada en La Gaceta No. 172, del 10 de
septiembre de 2012.
La Ley No. 272, “Ley de la Industria Eléctrica”. Destaca la promoción del sector en su Artículo 2,
el cual dicta de la siguiente manera: “Las actividades de la industria eléctrica se ajustarán a las
siguientes reglas:
1) Seguridad, continuidad y calidad en la prestación del servicio eléctrico.
2) Eficiencia en la asignación de los recursos energéticos, con el fin de obtener el menor costo
económico la prestación del servicio eléctrico.”
3) Promoción de una efectiva competencia y atracción del capital privado con el fin de incentivar
su participación en la Industria Eléctrica.
6) Prestación del servicio con estricto apego a las disposiciones relativas a la protección y
conservación del medio ambiente y de seguridad ocupacional e industrial.”
7) Expansión de la capacidad de generación de energía y del servicio eléctrico.
Por otra parte la Ley No. 532 “Ley para la promoción de generación eléctrica con fuentes
renovables” a manera de resumen promulga en los siguientes artículos:
Artículo 1.- OBJETO: La presente Ley tiene por objeto promover el desarrollo de nuevos proyectos
de generación eléctrica con fuentes renovables…
Artículo 5.- INTERÉS NACIONAL: Se declara de interés nacional el desarrollo y aprovechamiento
Nacional de los recursos energéticos renovables.
Artículo 7.- INCENTIVOS: Los nuevos proyectos y las ampliaciones que clasifican como PGEFR de
acuerdo a esta Ley, realizados por personas naturales y jurídicas, privadas, públicas o mixtas
gozarán de los siguientes incentivos:
1. Exoneración del pago de los Derechos Arancelarios de Importación (DAI), de maquinaria,
equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente para las labores de preinversión y
las labores de la construcción de las obras incluyendo la construcción de la línea de
subtransmisión necesaria para transportar la energía desde la central de generación hasta el
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Sistema Interconectado. En el caso de los proyectos denominados Sistemas Aislados con
generación propia, esta exoneración cubre sus labores de pre inversión, las labores de
construcción de las obras para generación con fuentes renovables y las de la construcción de
las líneas de subtransmisión y todas las inversiones en distribución asociadas al proyecto, los
paneles y baterías solares para generación de energía solar.
2. Exoneración del pago del Impuesto al Valor Agregado (IVA) sobre la maquinaria, equipos,
materiales e e insumos destinados exclusivamente para las labores de preinversión y la
construcción de las obras incluyendo la construcción de la línea de subtransmisión necesaria
para transportar la energía desde la central de generación hasta el Sistema Interconectado
Nacional (SIN).
En el caso de los proyectos denominados Sistemas Aislados con generación propia, esta
exoneración cubre sus labores de preinversión, las de construcción de las obras para
generación con fuentes renovables y las de la construcción de las líneas de subtransmisión y
todas las inversiones en distribución asociadas al proyecto, la compra de paneles y baterías
solares.
3. Exoneración del pago del Impuesto sobre la Renta (IR) y del pago mínimo definido del IR
establecido en la Ley No. 453, Ley de Equidad Fiscal, por un período máximo de 7 años
partir de la entrada de operación comercial o mercantil del Proyecto.
4. Exoneración de todos los Impuestos Municipales vigentes sobre bienes inmuebles, ventas,
matrículas durante la construcción del Proyecto, por un período de 10 años a partir de la
entrada en operación comercial del Proyecto…
Artículo 12.- Priorización de las energías renovables en las contrataciones por las Distribuidoras:
Será obligación de las Distribuidoras incluir dentro de sus procesos de licitación la contratación de
energía y/o potencia eléctrica proveniente de centrales eléctricas con energía renovable…
Artículo 13.- Los contratos surgidos de estas licitaciones serán por un plazo mínimo de 10 años.
Artículo 14.- El Ente Regulador garantizará que en los documentos de licitación para la compra de
energía y potencia por las distribuidoras, se especifique el requisito de contratar un porcentaje de
energía renovable tomando en cuenta las políticas y estrategias dictadas por la CNE. El Consejo
Directivo de la Superintendencia de Servicios Públicos aprobará la Normativa para determinar los
precios a los cuales se podrá contratar el porcentaje de energía renovable establecida.
Artículo 16.- La energía producida por empresas que se acogen a los incentivos otorgados por la
presente Ley y no tengan contratos con el Distribuidor u otros agentes, deberán vender esta energía
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en el mercado de ocasión interno de acuerdo a sus precios promedios diarios, manteniéndose dentro
de una banda de precios no menor de 5.5 centavos de dólar por kWh ni mayor de 6.5 centavos de
dólar por kWh.
La Intendencia de Energía establecerá los procedimientos para otorgar los permisos de exportación
de energía cuando esté satisfecha la demanda interna, los permisos de exportación deberán
distribuir de manera proporcional entre todos los Proyectos de Generación de Energía con Fuentes
Renovables (PGEFR) la capacidad de exportar.
El Artículo 16 de la Ley 532 antes citada, no hace alusión a cualquier entidad que quiera vender
energía eléctrica a la red, sino que teniendo un previo contrato con la Empresa Distribuidora de
energía local, haya caducado su vigencia, entonces podrá vender en ese rango de precios su
generación y excedentes de energía eléctrica. En Nicaragua actualmente no existe legislación que
faculte, ni que prohíba el autoconsumo en ninguna de sus modalidades.
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9.- AUTOCONSUMO Y BALANCE NETO
9.1.- DEFINICIÓN Y CONCEPTOS
Autoconsumo
El autoconsumo se basa en que los propios consumidores (tanto domésticos como industriales)
puedan producir su propia energía mediante pequeñas instalaciones situadas en el punto de
consumo. Las tecnologías más apropiadas para la modalidad de autoconsumo son la energía
fotovoltaica y la energía mini eólica, debido a su facilidad de instalación en los edificios. Para que
el autoconsumo se pueda desarrollar tiene que existir una normativa adecuada que permita regular
las instalaciones y establecer un procedimiento administrativo.
El autoconsumo mediante energía fotovoltaica hace referencia a todas aquellas instalaciones
diseñadas para que la energía producida por la instalación, sea consumida por el usuario. Esta
definición engloba tanto a instalaciones conectadas a la red, cuyo objetivo es satisfacer la demanda
eléctrica del usuario utilizando la red eléctrica como apoyo, como a instalaciones aisladas no
conectadas a la red, donde la energía suele ser almacenada en baterías.
Por desgracia la curva de generación de un sistema fotovoltaico es diferente a la curva de demanda
de cualquier instalación en edificios, por lo que es muy difícil conseguir la autosuficiencia sin
acceder a la red. En los períodos de mayor consumo, normalmente por la noche, no se produce
generación fotovoltaica, por lo que se va a necesitar la energía precisada de la red.
Cuando se habla únicamente de autoconsumo sin mencionar nada adicional, suele referirse a la
compensación instantánea de energía. Este concepto hace referencia a aquellas instalaciones
conectadas a la red, cuya producción se destina únicamente a satisfacer la demanda del usuario sin
que en ningún momento se inyecte energía a la red. Esta forma de autoconsumo no es tan eficiente
ya que las instalaciones se dimensionan muy por debajo del consumo medio anual y no incentivan o
valoran el 100% de la generación solar fotovoltaica, por lo que la inversión es menos rentable.
Este tipo de autoconsumo solo tiene sentido cuando se trata de grandes consumidores energéticos y
se tienen curvas de carga de consumo estables. En estos casos se debe producir la máxima
coincidencia posible entre la curva de producción y la curva de demanda, ya que si la producción
supera a la demanda, el excedente se inyectaría en la red sin contraprestación ninguna y el período
de retorno de la instalación se alargaría en el tiempo.
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Gráfica 9. Autoconsumo instantáneo
Balance Neto
El balance neto puede entenderse como una modalidad de autoconsumo, ya que tienen un mismo
principio que es permitir a los productores y por tanto consumidores finales poder aprovechar la
electricidad que generan mediante la instalación de generación renovable.
Se define la modalidad de suministro de balance neto como aquel sistema de compensación de
saldos de energía de manera instantánea o diferida, que permite a los productores la producción
individual de energía para su propio consumo para compatibilizar su curva de producción con su
curva de demanda. Por tanto, además de considerar el autoconsumo instantáneo, los excedentes se
compensan con déficits posteriores.
El autoconsumo mediante un esquema de balance neto es una medida muy útil para potenciar la
generación de energía distribuida. Gracias al balance neto la energía que produce la instalación y no
se utiliza en el momento (excedente) se vierte a la red y se usa posteriormente, bien devuelta en
forma de crédito energético (descontando la producción de electricidad inyectada a la red) o bien
de forma económica. Así la red eléctrica se utiliza para gestionar la energía producida, sustituyendo
la función que tendrían las baterías.
Gráfica 10. Comparación de curvas de Generación Fotovoltaica vs Consumo
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Antes de definir los factores a tener en cuenta para el desarrollo de un esquema de balance neto,
hay que hablar de otro concepto estrechamente ligado al desarrollo de esta actividad, y es el
concepto de paridad de red. La paridad de red es el momento en que el precio de la electricidad (el
precio que paga el consumidor final) es igual al precio que cuesta producir dicha electricidad en los
puntos de consumo [11]. Estos costes dependen de muchos factores como la localización,
componentes utilizados, producción, etc.
Gráfica 11. Paridad de red
Las características principales a tener en cuenta para el desarrollo de un esquema de autoconsumo
mediante balance neto son:
- Valoración de excedentes de generación
- Horizonte de compensación para el consumo de excedentes
- Potencia máxima de las instalaciones
- Titularidad de las instalaciones
- Sistemas de medición de energía necesarios
A modo de conclusión se enumeran algunas de las ventajas que el autoconsumo con Balance Neto
proporciona:
- Impulso de las energías renovables, disminución de emisiones de CO2 y reactivación de la
actividad económica e industrial nacional.
- Aumento de la eficiencia energética y disminución de las pérdidas de la red.
- Disminución de la factura eléctrica del consumidor.
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9.2.- ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS SISTEMAS DE REGULACIÓN
9.2.1.- Introducción al contexto energético fotovoltaico
En 2013 se alcanzó un nuevo récord mundial, con más de 38.000 MW instalados, con una potencia
total acumulada de 138.833 MW. Además se espera que, la cifra de potencia fotovoltaica instalada
alcance los 55.000 MW en 2014 [12].
Las principales economías del mundo apuestan claramente por la tecnología fotovoltaica, de hecho
se ha convertido en una alternativa competitiva para las grandes potencias económicas, donde
China y el sudeste asiático lideran la mayor parte de potencia fotovoltaica instalada en 2013 con
aproximadamente un 57%, seguidos también de Estados Unidos.
Además, las principales economías europeas también siguen apostando por esta tecnología,
destacando sobre el resto Alemania, Italia o Gran Bretaña. Según el informe “Snapshot of Global PV
Market 2014”, en 19 países la contribución fotovoltaica al mix eléctrico nacional había excedido el
uno por ciento, con Italia al frente del escalafón, seguida de Grecia y Alemania [12]. La generación
FV europea ha alcanzado el 3,5% de la demanda eléctrica. Sin embargo la nueva capacidad instalada
en el continente europeo sólo ha representado el 28% de nuevo mercado mundial, por lo que la
tendencia está cambiando a países como China o Japón que disponen de unas primas que han
conseguido dinamizar estos mercados. Aun así, en Europa, la fotovoltaica fue la segunda fuente de
electricidad instalada, por detrás de la eólica y por delante de todas las fuentes de energía
eléctrica restantes.
Gráfica 12. Evolución de las instalaciones fotovoltaicas
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Mientras que en Europa se vive un proceso de madurez y de integración de la tecnología
fotovoltaica, en el sudeste asiático, en China o en EEUU se vive un proceso de expansión y de
crecimiento. De hecho, las previsiones de evolución de la tecnología fotovoltaica son muy
esperanzadoras. Se espera que en 2014 se produzcan al menos 160.000 GWh en el mundo a través
de sistemas fotovoltaicos, marcando una clara tendencia hacia un nuevo modelo energético [13].
Para analizar cómo es la retribución de las energías renovables existen diversos mecanismos, pero
de todos ellos destacan los sistemas FIT y los certificados verdes:
La tarifa regulada (FIT) es un instrumento normativo que consiste en establecer una tarifa especial,
prima o sobre precio por la energía que un productor renovable inyecte a la red. La remuneración
se establece por ley y está garantizada por un tiempo plazo fijo, proporcionando una seguridad de
compra y haciéndolo a un precio subvencionado para poder recuperar la inversión inicial,
diferenciando según el tipo de energía, tamaño y ubicación de la central de energía renovable. La
mayoría de los países europeos están acogidos a este mecanismo de retribución.
Los certificados verdes son cuotas de producción de energía renovable fijadas por las empresas de
electricidad, cuya principal característica es que pueden ser intercambiables. Este sistema de apoyo
se caracteriza por la imposición de que un determinado porcentaje o cuota, normalmente creciente
en el tiempo, de la producción de electricidad provenga de fuentes de energía renovables.
Las principales características de los sistemas de regulación utilizados por algunos de los países
referentes en implementación de instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo, aparecen reflejados a
continuación, donde se puede apreciar la diversidad de esquemas utilizados (véanse tablas 5,6 y 7).
No obstante, más adelante se ofrece también un análisis más exhaustivo de las características
asociadas al desarrollo del balance neto, con el fin de poder comparar distintos escenarios.
País/Región Modelo de tarifas para autoconsumo
Unión Europea
Alemania FIT + incentivo al autoconsumo
Italia FIT+ prima energía vertida + prima energía autoconsumida
Reino Unido FIT + tarifa por importación + tarifa por exportación
Francia FIT por producción + (autoconsumo o exportación neta)
EE UU
California Net excess generation + retribución por derechos no consumidos
América Latina
Brasil Crédito por excedentes (en kWh)
México Crédito por excedentes (en kWh)
Chile Crédito por excedentes en unidades monetarias (Net billing)
Tabla 5. Comparación del modelo de tarifas para autoconsumo
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País/Región Modalidad de excedentes y plazo de vigencia
Unión Europea
Alemania Excedentes retribuidos económicamente
Italia Excedentes retribuidos económicamente
Reino Unido Excedentes retribuidos económicamente
Francia Excedentes retribuidos económicamente
EE UU
California Energía vertida retribuida económicamente + 12
meses (precio minorista)
América Latina
Brasil 36 meses (Crédito en kWh)
México 12 meses (Crédito en kWh)
Chile Energía vertida retribuida económicamente
Tabla 6. Comparación de modalidad de excedentes y plazo por paises
País/Región Potencia máxima de la instalación
Unión Europea
Alemania 500 kW
Italia 200 kW
Reino Unido 5 MW
Francia 100 kW
EE UU
California 1 MW (sin superar la demanda pico un 5%)
América Latina
Brasil 1-100kW (micro) y 100-1000kW (mini)
México 500 kW
Chile 100 kW
Tabla 7. Comparación de la potencia máxima de las instalaciones por países
9.2.2.- Análisis de regulación en Europa
De los 138.697 MW de potencia fotovoltaica instalada en el mundo en 2013, casi el 60% corresponde
a la Unión Europea, siendo la principal zona de instalación hasta la fecha. Como se puede apreciar
en la gráfica 13, a la cabeza de todos los países se encuentra Alemania con más de un 40% seguido
por Italia en menor medida. En el último año destaca la aparición de Rumanía y Grecia frente al
declive de los principales mercados europeos que en años anteriores habían sido los principales
agitadores.
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Gráfica 13. Evolución de las instalaciones fotovoltaicas
Respecto al recurso solar, en esta imagen se puede observar el mapa de radiación solar europeo.
Países como España e Italia son los que mayor radiación solar reciben en comparación con el resto
de países europeos. Curiosamente, Alemania, líder europeo de potencia fotovoltaica instalada
recibe mucha menos radiación solar.
Gráfica 14. Mapa radiación solar en Europa
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Alemania
Alemania es uno de los líderes mundiales en la instalación de energía fotovoltaica, con una potencia
instalada a principios de 2015 superior a los 38 GW. En junio de 2014, la fotovoltaica alemana volvió
a batir récords durante varios días al superar el anterior récord de potencia instantánea con
24,24GW, produciendo hasta el 50,6% de toda la demanda eléctrica de un día [14].
Alemania se ha marcado el objetivo de producir el 35% de la electricidad mediante energías
renovables en 2020 y alcanzar el 100% en 2050. Todos estos datos reflejan la gran apuesta de
Alemania por las energías renovables, y por la tecnología fotovoltaica. Y este dato cobra más
importancia cuando se analiza el recurso solar del país, ya que precisamente Alemania posee una
radiación solar escasa en comparación con otros países europeos. Las ciudades con un recurso solar
más favorable se encuentran en el sur.
Alemania está acogido al mecanismo de retribución Feed-in Tariff. Cada consumidor puede generar
su propia electricidad teniendo la seguridad de poder vender la energía no consumida. En 2013
Alemania puso en marcha un nuevo programa para incentivar sistemas fotovoltaicos con baterías de
almacenamiento facilitando, dada su intermitencia, el desarrollo de la tecnología fotovoltaica y la
estabilidad del sistema eléctrico [15].
El balance neto promovido por Alemania se considera un sistema de balance neto mixto, con una
potencia máxima de 500 kW, margen considerado para incentivar la instalación en tejados.
Aproximadamente el 90% de los paneles solares instalados en Alemania se encuentran situados sobre
tejado [16].
Alemania fue uno de los países pioneros en introducir este tipo de sistema, con unas condiciones
muy favorables para el consumidor. Aparte del ahorro en la factura eléctrica que supone consumir
lo producido, también se prima el exceso de producción de electricidad generada mediante los
paneles fotovoltaicos. Para lograr que el consumo instantáneo sea superior a un mínimo, se
incentiva más si el acoplamiento es superior al 30%, favoreciendo de esta forma, la mayor
adaptación a la demanda. Para ello, es necesario instalar dos medidores para medir la electricidad
que se suministra a la red y para medir el consumo desde la red, descontando del consumo final la
energía inyectada a la red.
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Este modelo de retribución adoptado establece diferentes tarifas para la energía inyectada a la red
en función del tamaño de la instalación generadora, la energía utilizada y la ubicación. Se asegura
que esas tarifas serán respetadas a largo plazo, con períodos fijos. Además, a lo largo del tiempo,
las tarifas se reducirán un determinado porcentaje respecto a las tarifas fijadas por la autoridad.
En los próximos años, Alemania aplicará un nuevo esquema de tarifas de inyección sustituyendo al
actual y cuyos detalles no se conocen aún. Esto ocurrirá cuando la potencia instalada en el país
alcance los 52 GW [17].
A pesar de haberse alcanzado la paridad de red en el segmento residencial [18], sigue siendo
necesario fomentar el mercado de autoconsumo fotovoltaico. Esta situación tan característica en un
país con unos niveles de irradiación tan bajos como Alemania, se debe principalmente al aumento
gradual de las tarifas eléctricas de red en los últimos años y al gran descenso de los precios de
generación fotovoltaica, debido al gran desarrollo de la tecnología. Estos factores son claves para
fomentar las inversiones en generación renovable.
Italia
Italia se encuentra entre los primeros países productores de electricidad a partir de energía
fotovoltaica. En diciembre de 2012, la potencia total instalada rondaba los 17 GW. En los últimos
dos años, este crecimiento se ha visto frenado, instalando por ejemplo en 2013 algo más de 1,4 GW,
lejos de los 3,6 GW instalados el año anterior. La contribución fotovoltaica en 2014 al mix eléctrico
del país llegó a alcanzar un 7,9%. Hasta 2012 el crecimiento había sido exponencial: la potencia
instalada se triplicó en 2010 y se cuadruplicó en 2011 [19].
La energía fotovoltaica ha alcanzado estas cifras gracias al programa de incentivos llamado Conto
Energia, programa que regula el autoconsumo de energía eléctrica. En él se dio cabida a la
modalidad de Balance Neto para sistemas fotovoltaicos de hasta 200 kW en el suministro de energía
eléctrica por medio de tecnología solar fotovoltaica, convirtiendo al balance neto en un hecho. Este
modelo se define con el nombre de Scambio sul Posto. El 27 de agosto de 2012 entró en vigor otro
modelo introduciendo la modalidad de Ritiro Dedicato.
El modelo de Scambio sul Posto permite que la energía electica vertida a la red, sea consumida por
el usuario en un periodo posterior. Si, durante un período de tiempo, hay un excedente de energía
eléctrica inyectada a la red, el propietario de la red fotovoltaica consigue un crédito (ilimitado en
el tiempo) igual al valor del exceso de la electricidad. Para compensar estos saldos de energía
intercambiada se creó una fórmula que residía en una combinación entre la compensación
económica, tanto de los componentes de la energía como de los cuota de servicios.
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Gráfica 15. Modelo de balance neto Scambio Sul Posto
Realmente el incentivo total es muy propicio para el consumidor, ya que existe una parte fija por la
producción, más la factura, más un crédito en euros o en kWh. Este escenario ha supuesto una
fuerte inversión en tecnología fotovoltaica, en donde en apenas tres años se ha pasado de un
mercado prácticamente inexistente a que a finales de 2011 existieran 13 GW ya instalados [20].
Este sistema se ha modificado con la introducción del modelo Ritiro Dedicato, con carácter
retroactivo, para instalaciones acogidas en modalidad comercial y residencial construidas a partir
de mayo de 2013. Esta nueva regulación instaura un modelo basado en incentivos recogidos en dos
tipos de tasas. La primera hace mención a la cantidad de energía inyectada a la red y la segunda a
la cantidad de energía eléctrica consumida instantáneamente. Esta remuneración económica será
de 0,18c€/kWh para la energía vertida a la red y 0,11c€/kWh para la energía consumida
instantáneamente.
Sólo se podrán acoger a este modelo instalaciones con potencia inferior a 200 kW, diferenciando
entre instalaciones menores y mayores de 20 kW [21]. Esta limitación está enfocada a otorgar
ciertas ventajas a estas instalaciones con el fin de poder cubrir la demanda de energía por parte de
los usuarios, consiguiendo igualar las curvas de producción y demanda.
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Italia es el segundo país europeo que mayor radiación solar recibe, solo por detrás de España, por lo
que las condiciones de desarrollo de la tecnología fotovoltaica son muy favorables. En el segmento
residencial se ha alcanzado la paridad de red, gracias a los elevados niveles de irradiación, a los
precios relativamente elevados de la electricidad y a los bajos costes de las instalaciones
fotovoltaicas [18].
Reino Unido
En diciembre de 2013, el Departamento de Energía y Cambio Climático publicó la hoja de ruta que
seguirá el país para poder cumplir con el objetivo de la UE de generar el 15% de energía procedente
de fuentes renovables para 2020.
En abril de 2014 se publicó la estrategia solar fotovoltaica apuntando al objetivo de conseguir tener
20 GW de potencia fotovoltaica instalada para 2020, con una metodología clara de control. También
se indicó que la vía natural de expansión está en la instalación de paneles en los tejados, con un
objetivo de duplicar a finales de 2015 lo que había en ese momento. De hecho, en los tres primeros
meses de 2015 se han instalado más de 400 MW de
potencia fotovoltaica.
El mecanismo de retribución utilizado en Reino Unido
es el FIT, aplicable a todo el país, excepto Irlanda del
Norte. Este sistema de primas representa un mecanismo
de incentivos para que cualquier propietario de un
inmueble invierta en energías renovables y obliga a las
compañías eléctricas a pagar al consumidor una
cantidad por cada unidad de electricidad producida a
partir de fuentes renovables. De este modo, se podrá
recuperar la inversión realizada para la instalación
fotovoltaica en un período razonable de años. En la
imagen, se muestra un esquema de cómo funciona esta
regulación en Reino Unido.
Respecto al balance neto, en el Reino Unido no existe un marco normativo legal que regule el
suministro de energía eléctrica a través del mismo. No hay un modelo jurídico estable que otorgue
esa seguridad a los consumidores que quieran realizar esta modalidad de autoconsumo, sino que
existe una serie de tarifas reguladas anualmente para incentivar las energías renovables:
Gráfica 16. Regulación fotovoltaica en Reino Unido
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- Tarifa de Generación. Esta tarifa retribuirá económicamente por la energía generada en la
instalación, con una tarifa fija de 20 años. Esta tarifa compensará cada kWh generado dependiendo
del tipo de tecnología renovable y de la potencia de la instalación, con el fin de potenciar las
instalaciones de baja potencia con una mejor tarifa. Esta tarifa equivale al FIT.
- Tarifa de exportación. Incentiva la inyección de energía eléctrica a la red, es decir los excedentes
producidos y no consumidos por el usuario. Esta tarifa es igual para todo tipo de tecnología. Para las
instalaciones que utilicen medidores, se computa la energía generada y exportada a la red, en el
caso de que no tenga, se supone un valor aproximado del 50% de la energía generada. Esta tarifa
varía con el tiempo, en función de la tasa de inflación de acuerdo al IPC.
- Tarifa de importación. Es el precio fijado entre el consumidor y el operador de la red. Cuando la
instalación no genere suficiente energía y la curva de demanda sea mayor que la de generación, el
cliente tendrá que comprar energía eléctrica al operador de red.
Los beneficios de la utilización de este sistema de incentivos se han visto reflejados a lo largo de los
años en una reducción de las facturas eléctricas y a un fomento de las energías renovables,
disminuyendo así el impacto medioambiental y las emisiones de CO2.
Reino Unido es uno de los países europeos donde menos incide el Sol, y sin embargo se ha situado
entre los principales países del mundo con mayor capacidad fotovoltaica instalada, gracias al
sistema de retribución existente. La mayoría de instalaciones de energía solar fotovoltaica se
encuentran en el suroeste y en el este del país, si bien es cierto que en los últimos años, se han
desarrollado numerosos proyectos en Escocia.
Aunque el Reino Unido se encuentre lejos de la paridad de Red, el sistema de tarifas utilizado
permite añadir, aparte de la tarifa correspondiente a aquello que exportan, un complemento
adicional llamado tarifa de exportación, que permite un mayor ahorro en la factura y un impulso
grande para el desarrollo del autoconsumo mediante balance neto.
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Francia
La energía solar fotovoltaica en Francia ha pasado en algo menos de una década de ser
prácticamente inexistente a ser uno de los principales países europeos en cuanto a potencia
instalada. Este gran crecimiento se debió a las bajas tarifas de compra de la electricidad unida a las
altas tarifas de venta, de hecho la electricidad vendida estaba a un precio más alto que la
comprada por los usuarios a la red.
En los últimos años el crecimiento se ha visto estancado. En 2013 el mercado francés se redujo
significativamente, pese a ello, Francia se considera un país con un gran potencial sin explotar.
Según los datos de la Comisión General Francesa sobre el Desarrollo Sostenible (CGDD) la capacidad
fotovoltaica alcanzó los 5.095 MW a finales de junio de 2014.
El suministro de energía eléctrica por Balance Neto no está regulado normativamente en Francia
como tal. No obstante, se ha propuesto una forma de Balance Neto a través de Electricité de
France, establecido en el Code de l’energie, donde en la Ordenanza nº2011-504 del 9 de mayo se
dice que se permite que la energía generada por una instalación solar fotovoltaica y no consumida
instantáneamente sea inyectada a la red principal, al igual que cuando la energía producida sea
insuficiente para cubrir la demanda, el consumidor podrá comprar dicha energía eléctrica a la red
[21].
Este modelo está catalogado como Balance Neto mixto, ya que la energía es retribuida
económicamente y no se crean derechos de energía diferidos. Se establece un sistema de primas
que incentiva el uso de fuentes renovables y ofrece un contrato entre compañía eléctrica y usuario,
donde se garantiza la seguridad de compra de la energía generada por parte de EDF durante un
período de 15 o 20 años. El precio viene fijado por el Gobierno y depende del tipo de contrato y la
tecnología.
En este modelo regulatorio un consumidor podrá decidir si la instalación fotovoltaica que realice
está dedicada al autoconsumo o a la exportación neta de la energía generada, es decir, el productor
podrá vender toda la energía que genere mediante la instalación fotovoltaica, comprando de la red
aquella que necesite para su consumo, o bien consumir su propia energía generada y vender los
excedentes que no vaya a utilizar.
Según las tarifas publicadas en la página web de Electricité de France, la energía producida por los
usuarios domésticos a través de instalaciones fotovoltaicas, puede ser comprada a un precio mayor
que el que se carga a los consumidores. Por ello, curiosamente, puede ser más rentable vender toda
la energía producida y comprar solo la que se necesite para el consumo (exportación neta), asociada
a un precio menor, fijado durante un período de 20 años por el gobierno francés [21].
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Las tarifas están orientadas a impulsar la realización de pequeñas instalaciones dedicadas al
autoconsumo, variando en función de los segmentos de consumidores, el tipo y la potencia de
instalación. Todo ello condiciona la creación de grandes instalaciones orientadas a la generación de
energía eléctrica para verter a red. Las instalaciones de potencia entre 100 y 250 kW y mayores de
250 kW salen a subastas públicas.
En Francia, la radiación solar está por encima de la media europea, sin embargo, se mantiene por
detrás de países como España e Italia. Las ciudades con mayor radiación se sitúan en el sur y sureste
del país. La paridad de red se ha alcanzado únicamente en estas zonas de mayor radiación, sin
embargo, en el resto de zonas, está todavía lejos de suceder. A largo plazo, el autoconsumo ganará
mucha más relevancia a medida que se reduzcan las tarifas de generación e incrementen los costes
asociados a la red.
9.2.3.- Análisis de regulación en Estados Unidos (California)
Estados Unidos es uno de los países con mayor actividad en el mercado fotovoltaico en los últimos
años. A principios de 2015, Estados Unidos contaba con más de 18 GW de potencia fotovoltaica
instalada, gracias a la instalación en el último año de alrededor de 6,2 GW, el mayor crecimiento de
los últimos años, logrando posicionarse como el tercer mercado más importante del mundo en 2014.
Desde 2010, el país ha vivido un crecimiento exponencial controlado, contando con numerosas
plantas de conexión a red. En 2014, la capacidad fotovoltaica instalada creció más de un 30%
respecto a 2013, donde se contaba con más de 4,7 GW instalados, la cual superó en más de un 40%
la instalada en 2012 [13].
Si bien es cierto que Estado Unidos no mantiene una política energética nacional de apuesta firme
por las energías renovables, y particularmente por la energía fotovoltaica, muchos estados sí que
han fijado objetivos en materia de energías renovables, destacando entre ellos California, con un
objetivo de que a finales de 2020 un 33% de la electricidad del estado se genere mediante energías
renovables [26].
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Gracias a este crecimiento producido en los últimos años, con una media casi del 40%, el coste del
kWh producido a través de energía fotovoltaica se ha reducido considerablemente. Por esta razón,
se prevé que en 2015 se alcance la paridad de red de la tecnología fotovoltaica en muchos estados
del país, frente a las fuentes de energía convencionales.
La mayoría de instalaciones fotovoltaicas son de conexión a red y utilizan sistemas de balance neto.
En EEUU hay actualmente más de 40 estados que utilizan sistemas de medición neta. El estado de
Nueva Jersey, junto con Colorado, posee hasta el momento la ley de Balance Neto menos
restrictiva, mientras que el estado de California, es el principal líder de potencia solar instalada en
hogares [27].
En este proyecto se va a tomar como muestra de estudio el estado de California, ya que es el
principal líder de potencia solar instalada y cuenta con mucho potencial de crecimiento
fotovoltaico.
La ley que regula en California la compensación de la medición neta es la Ley AB 920. El modelo
implantado en el estado de California, conocido como Net Excess Generation, es un sistema mixto
que permite a los usuarios inyectar el excedente de energía a la red principal y demandarla en el
instante que la precisen, además de contar con la posibilidad de recibir una remuneración
económica por esos excedentes vertidos y no consumidos en un plazo de 12 meses [21]. Esta
compensación económica es igual al precio minorista de la electricidad en el mercado, es decir, la
tasa tendrá en cuenta el precio promedio de los 12 meses, tomando cierta discriminación horaria
entre las franjas horarias de mayor generación de energía eléctrica a través de la tecnología
fotovoltaica.
El usuario solo pagará la diferencia entre la energía extraída y la inyectada y los costes
administrativos de la instalación. Los costes causados por inyectar energía a la red corren a cargo de
las compañías eléctricas.
Existen otras modalidades de transferencia de créditos para los usuarios de un sistema de
generación renovable que posibilitan la titularidad compartida [21]. El “Virtual Metering Options”
permite que la energía eléctrica generada por una instalación pueda generar créditos de energía
diferida para el resto de residentes dentro de un complejo residencial que serán distribuidos en sus
facturas.
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Otra modalidad estudiada fue la propuesta “Meter Agregation”, que consiste en la transferencia de
los derechos de energía por medio del sistema de cableado de la instalación, con otras contiguas a
la misma, favoreciendo así que la energía excedentaria de una instalación pase a ser consumida por
otra con una tarifa más barata que la suministrada por la red.
La potencia de las instalaciones está limitada a 1 MW, con el límite de no superar el 5% de la
demanda pico de la potencia de la instalación. De este modo se impulsan las instalaciones de baja
potencia en régimen residencial, comercial e industrial.
La radiación solar en California indica que es un emplazamiento con gran atractivo para la
implantación de instalaciones fotovoltaicas, ya que se tienen valores altos. Los valores de radiación
anual media en superficie horizontal son superiores respecto a España.
El autoconsumo fotovoltaico es ya una alternativa atractiva para los consumidores con una
proporción relativamente alta de la demanda de electricidad durante las horas pico. En ese período
se considera alcanzada la paridad de red. No obstante, queda un largo recorrido para las demás
tarifas, por lo que el coste de generar con tecnología fotovoltaica tiene que seguir esa disminución
para los próximos años.
9.2.4.- Análisis de regulación en América Latina
Brasil
La energía solar fotovoltaica comenzó a extenderse y a introducirse en el mercado como modo de
autoabastecimiento, gracias a la implementación de programas, donde destaca el PRODEEM, que
impulsaban la energía solar para electrificación rural y para sistemas aislados. La generación
distribuida con tecnología fotovoltaica se introdujo en el país, sobre todo como un modelo de
generación de plantas de autoconsumo de pequeña y mediana potencia para consumidores
residenciales y pequeñas industrias.
En 2012, la Agencia Nacional de energía Eléctrica (Aneel) aprobó el Reglamento 482/2012 que
permite el desarrollo del Balance Neto, con el objetivo de promover la tecnología fotovoltaica. En
esta norma se establecen las condiciones generales para el acceso de las instalaciones de micro
(menor a 100 kW) y minigeneración (de 100 kW a 1 MW) distribuida a los sistemas de distribución de
energía eléctrica, creando un sistema de compensación de la electricidad [27].
Esta resolución ofrece un respaldo legar a aquellos productores que deseen integrar su instalación
en la red eléctrica. El equipo de conexión a la red será pagado por el cliente y las distribuidoras
deben estar preparadas para adaptarse a las peticiones de instalación.
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En este esquema de balance neto, la energía producida por la instalación fotovoltaica será
entregada en calidad de préstamo gratuito al distribuidor. El cliente recibirá un crédito de energía
que tendrá que consumir en los siguientes 36 meses [27]. De eta forma todos los consumidores que
generen su propia energía y ofrezcan sus excedentes, podrán ver reducidas sus facturas eléctricas.
Gracias a este esquema, a la reducción de los precios de la tecnología fotovoltaica y al gran recurso
solar con el que cuenta el país, se espera que cada vez se reduzcan más los períodos de
amortización de la inversión.
Y es que, una de las principales ventajas que tiene el país, es que el sol brilla de forma permanente
todo el año, exceptuando situaciones puntuales. Además, tiene altos índices de radiación en gran
parte de su territorio. Por todo ello, el modelo de balance neto permitirá inyectar la energía
producida durante el día y consumir por la noche la energía de la red, permitiendo un continuo
cambio de energía.
En enero de 2013, el Gobierno brasileño implementó una reducción de las tarifas de electricidad, lo
que supuso para los consumidores residenciales un año de reducción de entre un 6% y 9% que ha
propiciado, junto a la inmadurez aún del mercado fotovoltaico, que la paridad de red aún no se
haya alcanzado [18].
No obstante, parece que el modelo de balance neto implementado, es un excelente instrumento
para fomentar el mercado de autoconsumo en Brasil. Sin embargo, aún es demasiado pronto para
determinar su impacto real en el mercado.
México
México lidera la producción solar en Latinoamérica. En los últimos años la capacidad fotovoltaica
instalada ha venido casi duplicando la de años anteriores y se espera que en los próximos años
crezca aún más, para alcanzar el objetivo de cubrir antes de 2025 el 35% de la demanda energética
del país a partir de energías renovables, según la ley aprobada por el gobierno mexicano en 2012.
Según algunos expertos, la tecnología fotovoltaica tanto para instalaciones pequeñas ubicadas en
techos y azoteas como para grandes plantas, ya tiene un precio competitivo y los costes de la
energía se han igualado a algunas tarifas eléctricas residenciales como las de Italia o España.
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En 2010 se amplió el modelo de contrato de conexión de sistemas solares fotovoltaicos de pequeña
escala de 2007, dando entrada a nuevas fuentes de energía renovable y a la cogeneración. En esta
segunda resolución se contemplaba a los medianos productores y se ampliaba la capacidad máxima
de potencia instalada en locales comerciales e industriales hasta 500 kWp. Esta es la ley vigente a
día de hoy para el modelo de Balance Neto.
Se establecen tres categorías de instalaciones que pueden ser conectadas a red en función de la
capacidad instalada y son: sistemas de pequeña escala (doméstico y pequeños comercios), mediana
escala (industrias) y sistemas de generación comunitarias (común a varias personas) [28].
El esquema de Balance Neto en México sigue el mismo principio básico que en los demás países. El
generador puede inyectar sus excedentes a la red eléctrica y en el caso de necesitar energía
eléctrica, puede tomarla de la red para satisfacer su consumo. Toda la energía, tanto inyectada
como tomada de la red se contabiliza mediante un contador de doble sentido y se establece la
diferencia entre la energía inyectada y consumida.
En el caso de que se inyecte más energía de la que se ha consumido de la red, el usuario obtendrá
un saldo de energía eléctrica de valor igual a la diferencia entre lo inyectado y consumido que
podrá recuperar de la red con un plazo máximo de 12 meses. Después de este plazo, el saldo se
cancelaría y no habría ningún tipo de compensación. Este saldo o crédito a favor se conservará en
un banco de energía, clasificándose en el período horario y mes en el que fue generado.
En el caso de que la energía inyectada sea menor que la consumida de la red, la Comisión Federal
de Electricidad (CFE) cobrará la diferencia a tarifa aplicable. Si el usuario cuenta con saldo positivo
de meses anteriores, la CFE lo descontará a partir de los meses más antiguos, hasta que el balance
del mes quede a cero. Si el balance llega a cero, y queda saldo, éste se guardará para los siguientes
meses. Si el usuario no cuenta con saldo, tendrá que comprar como si de un consumidor
convencional se tratara.
De acuerdo con el gobierno, México es uno de los cinco países más atractivos para invertir en
energía solar, ya que su ubicación geográfica y radiación solar permite el desarrollo de esta
tecnología. Un 70% del territorio mexicano presenta una radiación superior a 4,5 kWh/m²/día.
Tanto es su potencial, que se estima que una planta solar de 25 km² en cualquier lugar del estado
de Chihuahua podría proporcionar toda la energía demandada por el país. Además es el mayor
productor de módulos fotovoltaicos en América Latina [29].
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Aunque aún no se ha alcanzado la paridad de red, pese a la gran reducción de los costes de
generación de la tecnología fotovoltaica, se espera que en un futuro cercano se pueda alcanzar.
Chile
Otro de los países sudamericanos que ha experimentado un gran desarrollo de la industria
fotovoltaica en los últimos años es Chile. Según la Agencia Internacional de Energía, la apertura de
este nuevo mercado solar, sin necesidad de subsidios, se ha desarrollado gracias al alto precio de la
electricidad y a los elevados niveles de radiación existentes en el país, y en especial en el norte de
Chile. Gracias a la competitividad de la tecnología fotovoltaica, basta con vender la energía a
precio de mercado en muchas regiones.
A esto hay que añadir que, de acuerdo con la meta fijada por el Gobierno con la inclusión de la Ley
20.757, en 2025 se exige que el 20% de la energía provenga de fuentes renovables y así reducir la
dependencia de importación de gas natural [30]. Por lo que, sin duda, Chile es un mercado con un
enorme potencial fotovoltaico y de promoción de las energías renovables.
La mayor parte de la capacidad fotovoltaica instalada en Chile, se ha desarrollado en el último año.
Los proyectos solares que había en operación a principios de 2014 tenían una potencia de 189 MW. A
esta potencia se añadirán otros 460 MW de proyectos en fase de construcción. De hecho, la mayor
central fotovoltaica realizada en Latinoamérica en 2014, se inauguró en Junio y cuenta con una
potencia de 100 MW, equivalente al consumo anual de 125.000 hogares [31].
Respecto al modelo de autoconsumo mediante el esquema de Balance Neto, el 22 de marzo de
2012, el Gobierno publicó la Ley 20.571, por la cual se regula el pago de las tarifas eléctricas a los
generadores residenciales y donde se abre la puerta a los pequeños productores de electricidad
mediante este esquema y permite inyectar los excedentes a la red a cambio de un precio que se
descuenta de la factura final. Hasta la salida de un reglamento, la ley sigue sin vigencia a día de hoy
[32].
Según esta ley, el excedente de energía que se inyecta a la red pasa a adquirir un valor económico.
Este precio es el mismo que el que las empresas de distribución venden la electricidad a sus clientes
y que está regulado por decreto. También se tienen en cuenta las pérdidas de energía a la hora de
tarifar la electricidad. A final de mes se descuenta el precio de la energía tomada de red con el
precio de la inyectada a la red. La capacidad instalada por cliente o usuario final apunta a que no
podrá superar los 100 kW de potencia.
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Si el generador fotovoltaico consume de la red más de lo que inyecta, la distribuidora facturará de
forma normal la diferencia. En el caso contrario, la diferencia queda almacenada virtualmente y se
descuenta de la factura de los meses siguientes, ajustándose mes a mes conforme el IPC. Si el saldo
a favor del cliente no puede ser descontado en el plazo que determine el contrato, esta cantidad
será pagada en dinero por la distribuidora al productor fotovoltaico.
Este esquema de funcionamiento presenta ciertas diferencias con respecto a otros esquemas de
balance neto. En este caso, la energía inyectada a la red se valoriza, pasando de un valor en kWh a
valor en unidad monetaria. Este esquema supone que el balance neto se convierte en el llamado
netbilling o facturación neta [32].
Otra diferencia es que los excedentes que no han sido usados en el tiempo determinado por el
contrato se pueden recuperar, permitiendo recibir la compensación correspondiente pagada en
dinero. En otros países, estos excedentes no usados caducan y no se pueden recuperar ni recibir
ningún tipo de compensación por ellos. No obstante, muchos de los aspectos tratados en esta ley,
quedan a la espera de que aparezca el reglamento que las defina y otorgue valor legal.
Respecto a la radiación solar, los niveles de irradiación media en Chile superan entre un 30 y un 40%
los niveles existentes en países referencia en Europa como España e Italia. Regiones como la de
Atacama, que cuenta con una radiación solar de las mayores del planeta, son idóneas para la
instalación de parques y pequeñas instalaciones de autoconsumo. En el norte de Chile ya se ha
alcanzado la paridad de red, mientras que en otros lugares con menor irradiación se ha alcanzado
solo de manera parcial.
La principal conclusión, es que el sistema de regulación propuesto por Chile mediante la facturación
neta o net billing, se considera un incentivo adecuado para promover un mercado de autoconsumo
fotovoltaico y un buen sistema de fomento de las energías renovables [18].
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10.- PROMOCIÓN DE UN MODELO DE REFERENCIA DE INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA EN
NICARAGUA
10.1.- ANÁLISIS PRELIMINAR
Introducción
En la actualidad no existe un marco normativo que regule el autoconsumo mediante fuentes de
energía renovable en Nicaragua. Las instalaciones de energía fotovoltaica no se han desarrollado
aún y su contribución en el mix es prácticamente despreciable, en comparación con las otras
energías de origen renovable. Sin embargo, la mayor parte del país recibe una radiación solar alta,
factor clave en cuanto a potencial de implementación de la tecnología fotovoltaica. Para una
adecuada promoción, es necesario un programa de regulación que vaya acorde con las necesidades y
posibilidades del país.
En términos generales, la experiencia de otros países que ya han puesto en marcha modelos de
autoconsumo con balance neto, ha demostrado que este tipo de esquemas ha desarrollado la
penetración de la tecnología fotovoltaica, reduciendo la dependencia energética del país y las
facturas eléctricas de los consumidores, y promoviendo la eficiencia energética y la sostenibilidad
ambiental.
Se ha elegido como modelo de estudio el Instituto Nicaragüense de Energía (INE), por tratarse de
una referencia básica en cuanto a promoción de medidas para el consumo de la energía, gracias a su
carácter como ente regulatorio público en esta materia, y por constituir un edificio de carácter
público y perteneciente al Estado, en el que la posterior difusión de resultados puede servir como
ejemplo para futuras réplicas en edificios con curvas de demanda de energía semejantes a este, e
incluso en edificios residenciales cuya curva de demanda es distinta.
Gracias a la colaboración de distintos responsables que trabajan para el INE, hemos conseguido
tener acceso a las facturas eléctricas, planos y consumos horarios del edificio durante el año 2014,
datos indispensables a la hora de realizar una instalación para ahorro de energía en cualquier país.
Se va a considerar como superficie total de estudio la suma de áreas de los dos edificios de mayor
superficie (de más de 2100 m2 disponibles) y una disposición de los módulos fotovoltaicos de la
instalación con orientación Norte, para de esta forma analizar los resultados del caso más
desfavorable en este sentido y ver si aun así sería viable desarrollar un modelo de autoconsumo.
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Características de la tarifa eléctrica
El período a analizar en este estudio será un año completo, desde el 1 de Enero de 2014, hasta el 31
de Diciembre del mismo año. Analizando el consumo de energía que ha tenido el edificio durante
este período, se han obtenido los siguientes resultados (véase tabla 8):
Consumo Total (kWh) Consumo Medio (kWh) Consumo Máximo (kWh)
531,749.44 60.70 264.32
Tabla 8. Consumos energéticos del edificio INE
Para el estudio, y conforme a los resultados obtenidos respecto al área disponible y los perfiles de
consumo del edificio, se ha elegido una instalación fotovoltaica de 250 kW de potencia nominal
(marcada por el inversor), potencia cercana a la contratada por el Instituto, sin sobredimensionar la
instalación respecto a la potencia contratada.
Las tarifas de electricidad del edificio a tratar, se desglosan en una parte valle y otra punta y son de
carácter mensual. Se ha escogido para el análisis, el precio anual medio de las tarifas valle y punta
de cada uno de los meses, junto con el porcentaje medio de energía consumida (véase tabla 9).
Tarifas % Consumo Tarifas Coste energía Tarifa ($/kWh)
Valle 93.75% 0.225
Punta 6.25% 0.325
Tabla 9. Características del modelo de tarifa del edificio INE
El precio del mercado eléctrico en Nicaragua se clasifica de acuerdo al uso final de la energía.
Como se señaló en el apartado 7 de este documento existen diferentes tipos de tarifas con
precios variados según rangos de consumo eléctrico. En el caso del Instituto Nicaragüense de
Energía, posee una tarifa con discriminación horaria, la cual establece que de las 18:00 horas
hasta las 22:00 horas (PERIODO PUNTA), aplica el cobro por energía y por demanda de potencia,
el resto del tiempo, es decir de las 22:01 horas de un día, hasta las 17:59 horas del día siguiente
(PERIODO VALLE), solo se cobra la energía consumida. Esto estimula al cliente, a consumir
dentro de un horario laboral establecido y fuera del período en que la demanda de energía total
del país empieza a subir y alcanza su máximo valor, por lo cual el coste de consumo en este
segmento, siempre será más alto. Aunque el cobro no radica por potencia contratada, la
asignación de tarifa si aplica por valor de demanda de potencia, la cual debe ser mayor a los
25kW.
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10.2.- COMPARACIÓN ENTRE LOS DISTINTOS ESCENARIOS CONTEMPLADOS
El análisis se ha realizado en función de los diversos métodos de valoración de excedentes de
generación producidos mediante la instalación fotovoltaica de autoconsumo, y son los siguientes:
- Escenario 1. Autoconsumo instantáneo al precio de la tarifa eléctrica
En este primer caso, sólo se remuneraría la producción energética producida por la instalación que
cubriese instantáneamente la demanda al precio de la tarifa eléctrica. Toda generación superior al
consumo se vertería a red y no se podría aprovechar, ya que no tendría ningún tipo de
compensación ni por derechos diferidos de energía ni económica. Al valorarse los excedentes a
coste cero, el consumidor no recibiría nada por los excedentes de energía producidos. En esta
situación, el óptimo dimensionamiento de la instalación juega un papel crucial en los plazos de
recuperación de la inversión.
- Escenario 2. Balance Neto al precio de la tarifa eléctrica
En este segundo caso, se trataría de un sistema de Balance Neto que, aparte de considerar el
autoconsumo instantáneo en los momentos en los que la demanda sea mayor que la producción,
también compensaría los excedentes producidos por la instalación, en momentos de mayor
producción, al mismo precio que la tarifa de electricidad. En este caso, se pueden crear créditos
energéticos por los excedentes para su posterior uso o bien se pueden valorar económicamente al
mismo precio de la tarifa eléctrica.
Con este modelo y sin ningún tipo de limitación en cuanto a máxima potencia de la instalación o
plazo de vigencia de los créditos, se incentivaría toda la producción de la instalación, sin
aprovechar al máximo los beneficios de la generación distribuida, y permitiendo al usuario poder
obtener remuneración, más allá del propio ahorro de su factura.
- Escenario 3. Autoconsumo instantáneo al precio de la tarifa eléctrica y valoración de
excedentes a un precio inferior que el de la electricidad.
En este caso, la producción fotovoltaica que cubra la demanda instantáneamente se valorará al
precio de la tarifa eléctrica. Aparte del ahorro producido por el autoconsumo de forma instantánea,
hay que añadir la compensación económica que le será generada al consumidor por el exceso de
producción producido respecto a la demanda.
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Los excedentes se valorarán a un precio de referencia estipulado dentro de la banda de precios
indicada en el artículo 16 para venta de energía de la Ley 532 [33], explicado en el apartado 5. Este
precio será de 6 centavos de dólar por kWh, término medio de los valores que aparecen en dicho
artículo. De esta forma, se anima al consumidor a un adecuado diseño de la instalación con el fin de
optimizar la producción conforme a la demanda, y no generar demasiados excedentes que se
pagarían a un precio bastante reducido en comparación con las tarifas de electricidad.
- Escenario 4. Exportación Neta de energía a precio inferior a la tarifa eléctrica
Para este escenario, toda la energía producida se valoraría a un precio inferior a las tarifas de
electricidad. Se trataría de un modelo, en el cual la red pagaría por toda la energía producida por la
instalación como si fuera un sistema de exportación neta de energía. Se han contemplado dos
precios para este escenario:
4a) El precio contemplado para este primer caso se ha extraído del informe de Cepal,
“Centroamérica: estadísticas del subsector eléctrico, 2013”, que indica el precio de la energía en el
mercado, la cual tiene un valor de 0,15$ por kWh [33]. La producción fotovoltaica se valoraría al
precio de generación o del mercado mayorista.
4b) En este segundo caso, el precio sería el mismo que el contemplado en el escenario 3, y que se
encuentra regulado en el artículo 16 de la Ley 532 [34]. Se trata de un precio menor que el precio
de generación, por lo que el ahorro económico producido por la instalación va a ser menor.
Análisis económico de los distintos escenarios
La herramienta utilizada para el cálculo de la producción fotovoltaica de la instalación es el System
Advisor Model (SAM). La herramienta facilita la toma de decisiones acerca del rendimiento
energético y económico de una instalación, y está especialmente diseñada para el sector de las
energías renovables. El SAM calcula el coste de generar electricidad a partir de datos de entrada
como: la ubicación, características de la instalación, costes de operación y tipo de financiación.
Con esta herramienta se ha obtenido la radiación correspondiente de la región de Augusto-Managua
(a partir de la base de datos de radiación NOAA) [35] y calculado la producción horaria de la
instalación fotovoltaica, y posteriormente anual, para una potencia de 250 kW.
Los módulos fotovoltaicos utilizados para esta simulación son del fabricante Trina Solar, modelo
TSM- 250PA05A.18 con una potencia unitaria de 250 W. Cada panel está compuesto por 60 células de
tecnología de silicio multicristalino. En este caso el inversor elegido es del fabricante Ingeteam,
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referencia en el mercado, modelo Ingecon Sun 50 y que tiene una potencia nominal de 50 kW y un
rendimiento de algo más del 96%.
Tras esta introducción, aparecen desglosados los ahorros económicos producidos por la instalación
fotovoltaica en cada escenario contemplado respecto a lo que pagaba anteriormente el consumidor
en su factura eléctrica antes de realizar la instalación fotovoltaica (véase tabla 10):
Escenarios Ahorro Económico anual ($)
1 66,617.95
2 96,659.37
3 74,412.48
4ª 62,697.97
4b 25,079.19
Tabla 10. Comparación de ahorros económicos anuales por escenario
En lo que concierne a la viabilidad económica del proyecto, se ha tomado como hipótesis una
potencia pico para la instalación de 275 kWp (un 10% mayor a la potencia nominal). Una vez
definida la potencia tipo, divergen a su vez tres escenarios posibles respecto al coste final de la
inversión, obteniendo los siguientes resultados en función de los distintos escenarios (véase tabla
11):
- Escenario Positivo (Coste Wp = 1.1 $ )
- Escenario Medio (Coste Wp = 1.3 $)
- Escenario Negativo (Coste Wp = 1.5 $)
Escenario Positivo Escenario Medio Escenario Negativo
Payback VAN TIR Payback VAN TIR Payback VAN TIR
Escenario 1 5 Años 157.870,14 18% 6 Años 102.870,14 14% 7 Años 47.870,14 10%
Escenario 2 4 Años 375.663,66 30% 4 Años 320.663,66 24% 5 Años 265.663,66 20%
Escenario 3 5 Años 214.378,73 21% 6 Años 159.378,73 17% 6 Años 104.378,73 13%
Escenario 4a 6 Años 129.451,13 16% 7 Años 74.451,13 12% 8 Años 19.451,13 9%
Escenario 4b 15 Años (143.276,59) - 15 Años (198.276,59) - 20 Años (253.276,59) -
Tabla 11. Análisis Económico de los distintos escenarios propuestos
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10.3.- ELECCIÓN DEFINITIVA DEL MODELO DE REGULACIÓN EN NICARAGUA
El modelo de autoconsumo propuesto se trataría de un modelo en el cuál los excedentes producidos,
cuando la energía producida por la instalación supere el nivel de demanda instantánea, puedan
inyectarse a la red creando créditos de energía que puedan usarse cuando la producción
fotovoltaica no sea suficiente para satisfacer la demanda (nuestro escenario 2).
Toda la producción fotovoltaica se valoraría al precio de la tarifa eléctrica, si bien los créditos
energéticos creados por el exceso de energía sólo valdrían como medida de ahorro económico en la
factura eléctrica. De esta manera, cuando la demanda sea superior a la energía producida, ese
exceso de consumo será cubierto con los créditos obtenidos previamente con los excedentes.
Cuando se hayan agotado los créditos energéticos, la energía consumida por el cliente será pagada
al precio establecido por las tarifas eléctricas correspondientes.
Con el fin de no sobredimensionar la instalación, y que se pierda de vista que este tipo de modelos
tienen el objetivo de abaratar la factura eléctrica y no convertirse en un negocio de venta de
electricidad a la red, se ha considerado como potencia máxima para las instalaciones la potencia
contratada por las viviendas, comercios o industrias.
El período de facturación de los créditos será mensual y podrán ser utilizados hasta 12 meses
después de su generación. Una vez finalizado dicho plazo, los créditos se cederían a la red eléctrica
sin ningún tipo de compensación, es decir, todos los créditos generados y no consumidos en esos 12
meses, no supondrían ningún ingreso para el consumidor.
De esta manera, no se producirá ningún crecimiento descontrolado de las instalaciones, al limitar la
potencia máxima de la instalación a la potencia contratada y no producirse ningún ingreso por el
exceso de generación que no se consuma en los 12 meses.
Los términos fijos de potencia que pagaría el consumidor en su factura no se verían afectados,
mientras que los peajes correspondientes al coste de energía se deberán ajustar al uso real que se
hace de la red. Además se contempla un coste adicional para el consumidor en concepto de coste
del servicio (pactado por el Ministerio o la empresa distribuidora).
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La titularidad de las instalaciones fotovoltaicas será compartida, limitándolo a un único bien
inmueble. De esta forma, varios consumidores podrán aprovechar la electricidad generada por la
instalación de autoconsumo. Se instalarán contadores bidireccionales digitales de medida horaria
con dispositivos de comunicación remotos que podrán registrar el consumo en cada hora para poder
facturar el correspondiente coste de la energía.
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11.- CASO PARTICULAR: INSTITUTO NICARAGUENSE DE ENERGÍA
11.1.- UBICACIÓN Y EMPLAZAMIENTO
El edificio modelo que se incluye en el presente proyecto que sirve como caso de estudio es el
Instituto Nicaragüense de Energía (INE), situado en Rotonda Centroamérica, de la ciudad de
Managua, Nicaragua. Su localización aparece indicada a continuación (véase Gráfica 17),
referenciada en latitud y longitud:
● Latitud : 12.112 Longitud: -86.259
Gráfica 17. Imágenes de localización del INE
Como se verá más adelante en el análisis preliminar, profundizaremos la propuesta de los dos
edificios con mayor área de cubierta, apreciables en la figura anterior, por simplicidad de
instalación. Los dos edificios principales corresponden al Principal y al de Bodega e Hidrocarburos.
11.2.- RADIACIÓN Y FACTORES CLIMÁTICOS
La siguiente etapa en nuestro análisis converge hacia el estudio del recurso solar existente en el
emplazamiento elegido como modelo. Como se menciona anteriormente, Nicaragua se encuentra en
una situación, respecto al recurso de radiación solar, bastante privilegiada, lo que sin duda va a
resultar favorable en la viabilidad del proyecto.
En lo referente a la fuente de los datos de radiación, hemos considerado utilizar la base de datos
del programa System Advisor Model, con el que se obtiene la radiación mensual en el periodo de un
año (véase Tabla 12).
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Radiación Plano
Horizontal (kWh/m2) Energía
mensual (kWh) Radiación Solar Diaria Media (kWh/m2/día)
Enero 182.57 27,013.30 5.89
Febrero 175.85 26,012.10 6.28
Marzo 194.98 28,471.50 6.29
Abril 180.99 26,183.10 6.03
Mayo 151.06 22,161.40 4.87
Junio 124.85 18,706.30 4.16
Julio 137.84 20,734.10 4.45
Agosto 144.82 21,520.70 4.67
Septiembre 142.55 21,067.60 4.75
Octubre 147.84 21,627.00 4.77
Noviembre 154.76 22,589.30 5.16
Diciembre 165.16 24,675.70 5.33
Promedio 158.61 23,396.84 5.22
Tabla 12. Radiación anual de Managua (Nicaragua)
Como comentario, indicar que en Nicaragua en el período de diciembre a comienzos de mayo, es
donde se observan los valores máximos mensuales de radiación. El máximo anual de radiación
ocurre a finales de la estación seca y el mínimo de radiación ocurre durante el Equinoccio de Otoño.
Gráfica 18. Representación Radiación Nicaragua
Radiación en plano horizontal
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También se han de tomar en cuenta otros factores climatológicos en el diseño y desarrollo de una
instalación fotovoltaica, como la temperatura promedio o la precipitación, que puedan resultar
importantes respecto a los resultados de eficiencia del módulo fotovoltaico y del propio sistema en
su conjunto.
En lo que se refiere a nuestro caso, los resultados muestran una temperatura bastante constante a
lo largo del año, sin temperaturas extremas en los periodos de verano e invierno, lo que sin duda
resultará favorable para el caso que nos atañe (véase gráfica 19).
Gráfica 19: Datos anuales de temperatura y precipitación (World Climate)
)
11.3.- DEMANDA ENERGÉTICA DE LAS INSTALACIONES
Sin lugar a duda, contar con una información precisa del consumo energético que demanda una
instalación resulta de gran ayuda para el dimensionado del mismo. En nuestro caso, se obtuvieron
las curvas de carga de toda la instalación en un horizonte temporal de un año, lo que favoreció en
gran medida a su diseño.
Facilitado por los responsables del INE el perfil de consumo anual del edificio del INE, se procede a
caracterizarlo por las curvas diarias y mensuales, resaltando a los meses de Abril, Agosto y
Diciembre como los meses más característicos, tanto por factores climáticos (véase gráfica 19) en
cuestión de temperatura, como por el consumo energético de los edificios.
Como breve indicación, a continuación se detalla varias curvas de carga diarias del INE en los meses
indicados anteriormente, observándose claramente las diferencias obvias en consumo dependiendo
si el día es laboral o fin de semana (véanse Gráfica 20, 21 y 22), pero similares durante todo el año.
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Gráfica 20. Curva de perfil diario del INE del mes de Abril
Gráfica 21. Curva de perfil diario del INE del mes de Agosto
Gráfica 22. Curva de perfil diario del INE del mes de Diciembre
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Conociendo los datos del consumo quinceminutales de las instalaciones, y teniendo en cuenta a su
vez los factores climatológicos de la zona en cuestión que afecten a la demanda energética, se
sintetiza la información del consumo anual, tal y como se indica a continuación, con la demanda
mensual de todo el año completo, especificando el consumo instantáneo máximo, mínimo,
promedio y el total del mes (véase Tabla 13).
Demanda (kWh)
Máxima Mínima Promedio Total
Enero 211.12 8.96 52.97 157,487.68
Febrero 232.40 11.20 63.76 171,186.96
Marzo 243.60 7.84 63.70 189,387.52
Abril 267.68 11.20 59.68 171,337.04
Mayo 246.40 10.08 61.39 182,499.52
Junio 246.96 8.96 64.58 185,789.52
Julio 256.48 9.52 71.10 211,382.08
Agosto 267.68 9.52 62.47 185,716.72
Septiembre 245.28 7.84 63.45 182,558.88
Octubre 247.52 8.96 63.95 190,122.24
Noviembre 223.44 8.96 59.18 170,265.20
Diciembre 213.92 8.40 43.34 128,856.00
Tabla 13. Información mensual de la demanda del INE
11.4.- ESTUDIO DEL COMPLEJO INE
Tomando en consideración la información de la sección anterior, en la que se detalla cómo es la
distribución de edificios del complejo que conforma nuestro caso de estudio, se procede a
esquematizada y a analizarla para nuestro proyecto.
Cómo se indicó en dicho apartado, vamos a considerar únicamente los dos edificios de mayor área
de cubierta y mayor simpleza estructural, quedando limitado de esta manera nuestro modelo (véase
gráfica 23).
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Gráfica 23. Detalle de distribución de edificios del INE
Los dos edificios indicados, con las cotas y características reales proporcionadas por la arquitecta,
se introducen en el programa SketchUp, el cual nos facilita las horas de sombra que pudieran tener
las cubiertas a lo largo del año durante las horas de radiación solar (véase grafica 24).
Tras la simulación, se observa que se puede considerar despreciable el sombreado en nuestra
instalación.
Gráfica 24. Edificios INE en SketchUp
Como observación y punto a tener en cuenta durante el desarrollo de la instalación, indicar que las
cubiertas no se encuentran en un plano horizontal, si no que cuentan con un ángulo de inclinación
de 3 grados hasta el punto medio del mismo.
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11.5.- ANÁLISIS PRELIMINAR DEL SISTEMA
Como análisis preliminar de la instalación, con el fin de acotar y dimensionar el sistema, se estudia
en términos anuales el consumo interno, teniendo en cuenta la estacionalidad existente así como
los máximos del año. Los elementos que componen nuestra instalación tipo y que nos sirven para el
dimensionado del mismo son:
Módulo tipo de 250 Wp (Trina Solar TSM 250 PA 05A.18)
Inversor SMA América: STP 20000TL-US-10 (480V) de una potencia nominal de 20 kW y 50
kW.
En primer lugar, se estudia la producción del sistema para distintas potencias teniendo en cuenta la
orientación de las cubiertas, norte o sur, y la inclinación de 3 grados. Se considera por simplicidad
estructural integrar las placas fotovoltaicas sobre la cubierta, con su misma inclinación de 3 grados,
descartando una instalación adicional sobre las cubiertas de estructuras inclinadas 12-15 grados,
acorde a la latitud de nuestra ubicación.
Una vez cruzadas la demanda del complejo y la producción de la instalación en términos anuales
para cada potencia estudiada, se desprende como resultado la siguiente tabla (véase Tabla 14).
Potencia Horas Producción
horaria (kWh) Demanda
horaria (kWh)
Pagos Factura en $
(sinFV)
Ingresos FV ($)
Consumo Neto (kWh)
80 kW
8760
131,964.67
531749.43 122967.05
30,516.83 426,281.63
100 kW 164,955.84 38,146.04 404,136.66
120 kW 197,947.01 45,775.24 382,293.71
140 kW 230,938.18 53,404.45 360,721.38
200 kW 329,911.71 76,292.08 297,527.48
220 kW 362,902.86 83,921.28 277,022.59
Tabla 14. Resultados del análisis de los sistemas con las potencias estudiadas
Una vez desprendidos los primeros resultados, se estudian las configuraciones posibles de la
instalación, conforme al área disponible en las cubiertas. Hay que añadir que se ha considerado un
factor de ocupación del 90%, criterio en base a las acciones periódicas de mantenimiento y cableado
que habría que realizar en las cubiertas. Tomando en consideración dicho aspecto, valoramos dos
escenarios adicionales en cuestión de ocupación (véase Tabla 15).
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Tabla 15. Área disponible por escenario
Se procede con un análisis de las posibles configuraciones de la instalación fotovoltaica,
considerando el recurso útil, la disponibilidad del área de la cubierta y con el módulo e inversor
especificados, linealizando los sistemas anteriores (véase Tabla 16). Hay que señalar que la
producción de las cubiertas con orientación norte, da como resultado una desviación anual de
producción respecto de las de orientación Sur de 1.86%, por lo que a efectos prácticos, este aspecto
resulta despreciable.
Tabla 16. Resultados de producción y área por potencia
El resultado del análisis desprende que para nuestra área disponible en las dos cubiertas orientadas
al sur, y tomando en consideración el factor de ocupación del 90%, la potencia óptima a instalar con
los módulos tipo de 250 Wp sería de 133 kW, siendo la potencia total a instalar en ambos edificios
266 kW. Sin embargo, por simplicidad del sistema, se instalará potencias de 125 kW por edificio,
completando 250 kW en total.
11.6.- SISTEMA FINAL DE LA INSTALACIÓN
Como se indica anteriormente, el modelo de retribución elegida como la más favorable a la
regulación nicaragüense sería el escenario 2. Una vez elegido este escenario retributivo, se analizan
los factores económicos de nuestra instalación. Aunque el análisis anterior en base al área
disponible desprende que la potencia óptima sería de 250 kW, debe ser también la configuración
más rentable en términos económicos, de modo que se analizarán las rentabilidades de los demás
sistemas.
Área Total (m2)
Factor Ocupación
(%)
Área Disponible
(m2)
Escenario 1 Cubierta Sur por edificio 1,077.30 90% 969.57
Escenario 2 Cubiertas Norte y Sur 2,154.59 90% 1,939.13
Potencia (kW) Area (m2) Producción (MWh)
100.00 728.10 164.96
120.00 873.72 197.95
140.00 1019.34 230.94
240.00 1747.44 392.83
260.00 1893.06 425.20
280.00 2038.06 457.58
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Cabe destacar que en el análisis siguiente se ha elegido un escenario medio respecto del precio
$/Wp, en este caso 1.3 dólares. Las hipótesis que se han tenido en cuenta para realizar este análisis
son:
- Vida útil de la instalación de 20 años.
- Pérdida de productividad por bajada de eficiencia en módulos de 0.5 % anual.
- El coste de mantenimiento de 1% del precio total de la instalación, considerando
principalmente el mantenimiento correctivo por la sustitución de placas fotovoltaicas,
cableado u otros elementos de la instalación.
Escenario Medio (Coste 1.3 €/Wp)
Payback (Años) VAN ($) TIR (%)
Instalación Potencia 250 kW 4 316,555.47 24.17%
Instalación Potencia 220 kW 4 267,107.24 23.59%
Instalación Potencia 200 kW 4 240,397.23 23.46%
Instalación Potencia 140 kW 5 160,267.07 22.82%
Instalación Potencia 120 kW 5 133,557.02 22.47%
Instalación Potencia 100 kW 5 106,846.97 21.97%
Instalación Potencia 80 kW 5 80,136.92 21.20%
Tabla 17. Ratios económicos por potencia de la instalación
De los resultados del análisis expuesto se desprende que para todas las potencias, tanto el Payback
como VAN, resultan bastante interesantes. No obstante, la mejor alternativa de instalación es la de
mayor potencia (250 kW) con unos valores de retorno de la inversión muy atractivos. Sin embargo en
nuestro caso contamos con dos claras limitaciones, el área de cubierta disponible y la potencia
máxima de la instalación, que de acuerdo con nuestra propuesta de regulación, sería la potencia
contratada con la compañía distribuidora (265 kW).
Como comentario adicional, se observa que debido a los altos costes de electricidad existentes en
Nicaragua, la tendencia muestra una clara relación potencia-rentabilidad, es decir, que cuanto
mayor sea nuestra instalación en potencia, mayores rendimientos tendremos de nuestra inversión, y
más cortos plazos de retorno de la inversión.
Como se muestra en la figura posterior (véase grafica 25), existe una relación directa entre tamaño
de la instalación en términos de potencia y la rentabilidad del proyecto, caracterizado por la tasa
interna de retorno en tanto por ciento.
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Gráfica 25. Relación TIR por Potencia del sistema
Concluido de esto modo el análisis referente a nuestro sistema, nuestra instalación final queda
definida con la siguiente configuración:
Potencia nominal de la instalación : 250 kWn
Número total de módulos: 1200 módulos del modelo Trina Solar TSM 250 PA 05A.18 en total,
con una configuración de 20 módulos en serie por rama, con 12 ramas por inversor (60
ramas en total), que suman en total una potencia pico de 300 kWp.
Número total de inversores: 5 inversores de 50 kW de la marca Ingeteam y modelo Ingecon
SUN 50.
Área de cubiertas ocupada por las placas fotovoltaicas: 1938 m2, suponiendo un 89% del
área total.
Una vez definida la configuración específica de nuestro sistema fotovoltaico, se muestran las curvas
características de generación de energía y consumo que resultan de nuestra instalación,
comprobándose una de las propiedades más provechosas de esta fuente de energía, la adecuación y
correlación de producción y consumo habitual.
Éstas gráficas resultan el cruce de curvas generación-demanda semanal para los meses más
característicos, en los que a recurso se refiere (véase gráficas 25 y 26), el de mayor y menor
radiación durante el año: Enero y Agosto, y en términos semestrales (véase grafica 27).
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Gráfica 25. Demanda y producción semanal en Enero
Gráfica 26. Demanda y producción semanal en Agosto
Gráfica 27. Demanda y producción semanal en Agosto
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12.- MANTENIMIENTO DE LA INSTALACIÓN
El mantenimiento de una instalación fotovoltaica varía en gran medida de los aspectos que definen
la instalación, ya sea el tipo, la configuración y la aplicación o uso de la propia instalación. Como
rasgo general, es conocido que la ausencia de partes móviles y la no necesidad de suministros
caracterizada por la energía fotovoltaica aporta una ventaja importante respecto a otras fuentes
energéticas como la eólica o biomasa, por lo que las operaciones de mantenimiento de las
instalaciones dedicadas a la producción de esta fuente de energía resultan menores y de menor
complejidad.
El plan de mantenimiento propuesto en este apartado está dirigido a una adecuación a los
requerimientos y necesidades de las instalaciones tipo, centrándonos en este caso, en las
operaciones a realizar por personal no técnico.
Este plan está enfocado principalmente en las operaciones de mantenimiento preventivo,
orientadas a mantener las condiciones óptimas de funcionamiento, minimizando lo posible las
averías. Estas labores se suelen caracterizar por su periodicidad. Quedan fuera del alcance en este
sentido otras labores de mantenimiento (como el correctivo) que puedan requerir personal
especializado o con unos conocimientos de sistemas eléctricos más profundos.
El buen mantenimiento de la instalación juega un papel fundamental no sólo en la duración de los
elementos que la componen, alargando su vida útil, si no que incide en otros varios factores, como
unos costes de repuestos menores. Siendo el sistema propuesto en el presente proyecto un sistema
con conexión a la red eléctrica, el funcionamiento óptimo y eficiente de la instalación va a
repercutir de una forma directa en la cantidad de energía vertida, lo que se traduce en mayores
ingresos, impactando en los resultados económicos.
Respecto a la instalación fotovoltaica en sí, las operaciones van a variar si son propias del sistema
de generación (paneles) o si están referidas a otra parte del sistema fotovoltaico. Sin embargo,
ambas se basan en una comprobación e inspección periódica de los distintos elementos que lo
componen:
1. Inspección del subsistema de generación
Resulta de gran consideración comprobar e inspeccionar la cubierta protectora de los paneles así
como su limpieza de una forma periódica. La lluvia y viento son grandes aliados nuestros, en cuanto
a la limpieza de los paneles se refiere. La frecuencia de este tipo de operaciones va a depender
principalmente del tipo y cantidad de suciedad, dejando al usuario o mantenedor el uso de la
lógica. Como recomendaciones, se desaconseja utilizar los siguientes elementos durante las
operaciones de limpieza de paneles:
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Agua calcárea, ya que la cal deja marcas blancas que pueden disminuir el rendimiento de
nuestra instalación.
Agua demasiado fría sobre un panel caliente, ya que podría producirse un shock térmico y
estropear su panel de forma irreversible.
Agua con demasiada presión, debido a que la presión puede deteriorar las juntas del panel.
El uso de disolventes y detergentes, los cuales pueden dañar la superficie del panel.
En el caso que se tengan que limpiar manualmente, es importante recomendar no usar
estropajos ni elementos abrasivos que puedan dañar la cubierta protectora de los paneles.
2. Inspección del resto del sistema
Respecto a las comprobaciones del resto del sistema es importante realizar inspecciones visuales
recurrentes del sistema completo, entendido como tal la instalación eléctrica, los aparatos de
regulación, monitorización y acondicionamiento de potencia. La celeridad en detectar cualquier
posible anomalía resulta de una importancia clave, informando al técnico en la mayor brevedad
posible para que dicha anomalía no resulte en una avería de mayor gravedad.
Son muchas las averías que son posible detectar con una simple inspección visual de la instalación,
como defectos en el aislamiento, protección de conductores, fijación del cableado, defectos en el
anclaje y fijación de otros aparatos o quemaduras en los elementos de protección.
Habría que destacar a su vez la importancia de un correcto diseño, montaje y explotación de la
instalación en todas sus fases, lo cual evitará la aparición de gran parte de problemas o averías.
Como último apunte, resaltar que sería muy recomendable y ventajoso que el personal de
mantenimiento del edificio o usuario en otros casos, conozca la instalación, con un mínimo de
conocimiento de la información que pueden aportar los distintos aparatos, de esta forma podrá
utilizar dicha información para evaluar el correcto funcionamiento del sistema.
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13. BIBLIOGRAFÍA
[1] PV System prices expected, Unlocking the Sunbelt Potential of Photovoltaics 2010, Pag. 9, Eleni Despotou,
Secretary General of the European Photovoltaic Industry Association (EPIA).
https://seors.unfccc.int/seors/attachments/get_attachment?code=DMP6C9WLMBGH1VKQLKT7RIK4ZMOU4GBA
[2] Centroamérica y República Dominicana: Estadísticas de Hidrocarburos 2013,Gráfico 26, Pag. 79, por Eugenio
Torijano, Unidad de Energía y Recursos Naturales de la Sede Subregional en México, de la Comisión Económica
Para América Latina y el Caribe(CEPAL).
http://www.cepal.org/mexico/noticias/documentosdetrabajo/6/54566/2014-041-CA_y_RD-
Estadisticas_de_hidrocarburos_2013-L.1172.pdf
[3] Revista CentralaméricaData.com Información de Negocios, en su artículo: En operaciones primera planta
solar en Nicaragua, en fecha 22 de Febrero de 2013, cita: elnuevoherald.com.
http://www.centralamericadata.com/es/article/home/En_operaciones_primera_planta_solar_en_Nicaragua
[4] Plan estratégico del Sector Energético de Nicaragua, Peso de la factura petrolera 1960-2006 en Nicaragua,
página 17, Ministerio de Energía y Minas de Nicaragua, Julio 2007.
https://www.google.es/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=2&cad=rja&uact=8&ved=0CCcQFjAB&url=h
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oafe%2Fgap%2Freuniones-2009%2Freunion-anual%2Freunion-plenaria%2Ftemas-
estrategicos%2FPresentacionENERGIA.pdf%2Fat_download%2Ffile&ei=UjeZVb_2MoHeU5f5o7gD&usg=AFQjCNFNS
PDWDW0NMN-PRGiO4hA48thXHQ&bvm=bv.96952980,d.d24
[5]The Global Energy Architecture Performance Index Report 2014, World Economy Forum, Page 88
http://www3.weforum.org/docs/WEF_NR_NEA_PI_2012_SP.pdf
[6] Cifras oficiales de la Comisión Económica de América Latina y el Caribe (CEPAL) en su informe anual 2007 y
estudio de: Monte Rosa Bagasse Cogeneration Project.
http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/TUEV-SUED1135170073.01
https://es.wikipedia.org/wiki/Sector_el%C3%A9ctrico_en_Nicaragua#cite_note-CEPAL07-1
[7] Fuente: Según Nota de Prensa del Ministerio de Energía y Minas en el año 2014. Lo cual fue divulgado en
medios de prensa local. El Nuevo Diario publicó bajo el artículo titulado: Nicaragua generará 54% de energía
eléctrica a partir de fuentes renovables, en fecha 25 de enero de 2014.
http://www.elnuevodiario.com.ni/nacionales/308832-nicaragua-generara-54-energia-electrica-partir-fue/
[8] Banco Mundial (BM), Noticias 25 de Octubre de 2013, en su artículo: Un paraíso de las energías renovables
se abre paso en Centroamérica.
http://www.bancomundial.org/es/news/feature/2013/10/25/energias-renovables-nicaragua
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[9] Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Comunicado de Prensa, 16 de Octubre de 2013, en su artículo:
América Latina y el caribe atraen un creciente porcentaje de la inversión Global en Energía Limpia, párrafo
10. http://www.iadb.org/es/noticias/comunicados-de-prensa/2013-10-16/climascopio-2013,10607.html
[10] Revista Eólica del Vehículo Eléctrico (REVE), 25 de junio de 2014 en su artículo: Energías renovables
alcanzan un 55%, siendo la eólica la de mayor aporte, con un 21% en Nicaragua.
http://www.evwind.com/2014/06/25/eolica-y-otras-energias-renovables-soplan-con-fuerza-en-nicaragua/
[11] Eclareon. PV Grid Parity Monitor. Comercial Sector 1st issue. Marzo 2014. http://www.leonardo-
energy.org/sites/leonardo-energy/files/documents-and-links/pv_gpm_3_commercial_2014.pdf
[12] UNEF. Informe Anual 2014. “La energía fotovoltaica conquista el mercado”
[13] IEA PVPS. Snapshot of Global PV Markets 2014. Marzo 2015. http://helapco.gr/pdf/PVPS_report_-
_A_Snapshot_of_Global_PV_-_1992-2014.pdf
[14] REVE. Revista Eólica y del Vehículo Eléctrico. “Energías renovables: Energía solar fotovoltaica produjo en
Alemania la mitad de la electricidad el 9 de junio”. 22 de Junio de 2014.
http://www.evwind.com/2014/06/22/energias-renovables-alemania-bate-record-de-generacion-de-energia-
solar-fotovoltaica/
[15] Díaz, Tomás. “¡Vade retro, batería!”. 9 de Mayo de 2013. http://www.energias-
renovables.com/articulo/vade-retro-bateria--20130509
[16] Yirka, Bob. “Germany sets record for peak energy use – 50 percent comes from solar”. 20 de Junio de
2014. http://phys.org/news/2014-06-germany-day-energy-percent-solar.html
[17] Einkhardt, Sandra. “Germany finally compromisos on PV subsidies”. 28 de Junio de 2012. http://www.pv-
magazine.com/news/details/beitrag/germany-finally-compromises-on-pv-subsidies_100007509/
[18] Creara. PV Grid Parity Monitor. Residential Sector 3rd issue. Febrero 2015. http://www.leonardo-
energy.org/sites/leonardo-energy/files/documents-and-links/pv_grid_parity_monitor_-_residential_sector_-
_issue_3.pdf
[19] Tsagas, Ilias. “Italian grid operator announces a 2012 boom in photovoltaic production”. 10 de Junio 2013.
http://www.pv-magazine.com/news/details/beitrag/italian-grid-operator-announces-a-2012-boom-in-
photovoltaic-production_100009818/#axzz2J1Xt1DFK
[20] “El camino hacia el autoconsumo por Balance Neto en Europa: Algunas ideas para España”. Marzo de 2012.
http://www.suelosolar.es/newsolares/newsol.asp?id=6721&idp=&idioma=es&idpais=
[21] de Arriba Rodríguez, Rubén. “Análisis del suministro de energía eléctrica por Balance Neto”. Trabajo Fin
de Máster. Universidad de Salamanca. 2013
[22] ICEX. Energía solar fotovoltaica en Reino Unido. Febrero de 2014
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http://www3.icex.es/icex/cma/contentTypes/common/records/mostrarDocumento/?doc=4679227
[23] “La fotovoltaica se dispara en Reino Unido, con la instalación de más de 400 MW en lo que va de
2015”. Abril de 2015. http://www.energynews.es/la-fotovoltaica-se-dispara-en-reino-unido-con-la-
instalacion-de-mas-de-400-mw-en-lo-que-va-de-2015/
[24] France´s PV capacity tops 5 GW. 2 de Septiembre de 2014.
http://www.photon.info/photon_news_detail_en.photon?id=88019
[25] David R. Baker. “Brown signs law requiring 33% renewable energy”. 12 de Abril de 2011.
http://www.sfgate.com/business/article/Brown-signs-law-requiring-33-renewable-energy-2375758.php
[26] U.S. Department of Energy. “Laying the Foundation for a Solar America. The Million Solar Roofs Initiative”.
Final Report October 2006. http://www.nrel.gov/docs/fy07osti/40483.pdf
[27] “Entra en vigor el balance neto hogareño”. 22 de Diciembre de 2012. http://www.energias-
renovables.com/articulo/entra-en-vigor-el-balance-neto-hogareno-20121222
[28] “La normativa de net metering en México”. Disponible en http://www.sitiosolar.com/la-normativa-de-
net-metering-en-mexico/
[29] James Ayre. “Largest solar PV power plant in Latin America in the works in México”. 29 de Mayo de 2013.
http://cleantechnica.com/2013/05/29/latin-americas-largest-pv-solar-plant-in-the-works-in-mexico/
[30] REVE. Revista Eólica y del Vehículo Eléctrico. “Chile impulsa la energía solar fotovoltaica y termosolar en
un mercado libre sin primas”. 31 de Agosto de 2014. http://www.evwind.com/2014/08/31/chile-logro-abrir-
un-mercado-de-energia-solar-fotovoltaica-y-termosolar-sin-subsidios/
[31] Otiniano Pulido, Carlos. “La fotovoltaica española, a la conquista de Chile”. 24 de Septiembre de 2014.
http://cincodias.com/cincodias/2014/09/24/empresas/1411580304_599301.html
[32] “Netmetering en Chile. La ley 20571”. Disponible en http://www.sitiosolar.com/netmetering-en-chile-la-
ley-20571/
[33] Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL). “Centroamérica: Estadísticas del subsector
eléctrico, 2013”. http://repositorio.cepal.org/bitstream/handle/11362/37518/S1421122_es.pdf?sequence=1
[34] Artículo 16 de la Ley 532, “Ley para la Promoción de Generación Eléctrica con Fuentes Renovables”
[35] Office of Energy Efficiency & Renewable Energy. EnergyPlus Energy Simulation Software.
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14. ANEXOS
1. Catálogo módulo fotovoltaico
2. Catálogo inversor fotovoltaico
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Estudio de viabilidad de sistemas fotovoltaicos de conexión a red en Nicaragua. Caso particular:
Instituto Nicaragüense de Energía
RESUMEN EJECUTIVO
ALUMNOS Javier López de la Manzanara Luengo Christiam Polanco Espinoza Ignacio Ríos Esteban
PROFESOR/A Óscar Perpiñán Lamigueiro
Esta publicación está bajo licencia Creative
Commons Reconocimiento, Nocomercial, Compartirigual, (by-
nc-sa). Usted puede usar, copiar y difundir este documento o
parte del mismo siempre y cuando se mencione su origen, no se
use de forma comercial y no se modifique su licencia. Más
información: http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/3.0/
Año de realización: 2014 - 2015
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Índice
1. Objetivo general .................................................................. 3
2. Objetivos específicos ............................................................. 3
3. Introducción ........................................................................ 3
4. Justificación........................................................................ 4
5. Mercado Energético de Nicaragua ............................................. 5
6. Marco Legal y Regulador de Nicaragua ........................................ 7
7. Autoconsumo y Balance Neto ................................................... 8
7.1. Definición y conceptos .................................................... 8
7.2. Análisis comparativo de los sistemas de regulación ................ 10
8. Promoción de un modelo de referencia de instalación FV en Nicaragua..11
8.1. Análisis preliminar ....................................................... 11
8.2. Comparación de los distintos escenarios contemplados ............ 13
8.3. Elección definitiva del modelo de referencia en Nicaragua ....... 15
9. Caso particular: Instituto Nicaragüense de Energía ....................... 16
9.1. Ubicación y emplazamiento ............................................ 16
9.2. Radiación ................................................................. 16
9.3. Demanda energética de las instalaciones ............................ 17
9.4. Estudio del complejo INE ............................................... 18
9.5. Análisis preliminar del sistema ........................................ 19
9.6. Sistema final de la instalación ......................................... 20
10. Bibliografía ....................................................................... 22
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1.- OBJETIVO GENERAL
� Proponer un modelo de instalación fotovoltaica de conexión a red en el complejo de
edificios del Instituto Nicaragüense de Energía, que sea replicable a otras instalaciones con
el fin de ahorrar energía eléctrica y cuyo estudio de viabilidad técnico-económico en
distintos escenarios sea objeto de análisis para proponer un mecanismo de incentivos al
autoconsumo en Nicaragua.
2.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS
� Destacar las virtudes de la tecnología solar fotovoltaica como una alternativa ante la
problemática multifactorial del país.
� Analizar la posibilidad de realizar una instalación de conexión a red en el Instituto
Nicaragüense de Energía, instalación que cuenta con dos bloques importantes de edificios
potenciales de aprovechamiento.
� Analizar el impacto en ahorro económico de una penetración solar fotovoltaica dentro de la
curva de demanda eléctrica de los edificios del Instituto Nicaragüense de Energía, por un
autoconsumo instantáneo.
� Estudio técnico-económico de la posible instalación de conexión a red y determinación en
función de los resultados de la elección de un modelo de exportación neta o de un modelo
de autoconsumo con balance neto, que sirva de referencia para futuras propuestas.
� Evaluar y proponer uno de los mecanismos de retribución de autoconsumo en distintos
países del mundo que pueda servir de referencia como implementación en Nicaragua.
� Proponer un modelo de referencia para futuras instalaciones de similares características.
3.- INTRODUCCIÓN
El desarrollo de la energía solar fotovoltaica ha alcanzado una madurez impensable hace diez años
cuando los precios de módulos fotovoltaicos sextuplicaban a los promedios actuales, auspiciado (en
aquel entonces) por su reciente despegue a niveles industriales, pocos fabricantes y una demanda
alta. Esto provocaba que la generación eléctrica por esta fuente demandara muchos incentivos,
exoneraciones, altas tarifas de compensación económica y una apuesta seria de parte de los
distintos gobiernos para introducir en sus mercados esta “tecnología renovable” que no era capaz
de competir con las convencionales de origen fósil. Hoy en día el escenario es totalmente opuesto:
la entrada de numerosos fabricantes principalmente asiáticos, ha producido una sobre oferta en el
mercado, en el que muchos expertos apuntan que para el año 2030 los costes de estos sistemas se
reducirán hasta un 65% con respecto a los costes del año 2010 [1].
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Mientras algunos países, que han alcanzado una importante introducción de esta tecnología en sus
sistemas de red eléctricos, aún discuten cual es el mejor marco normativo y regulador para evitar
un desequilibrio técnico entre generadores y consumidores de energía eléctrica, que pongan en
peligro la solvencia económica de la red, otros países como Nicaragua aún luchan por mejorar la
calidad de vida de sus habitantes para llevarles energía eléctrica a comunidades remotas que no
tienen acceso a este servicio. Nuestro proyecto toca la puerta de una entidad pública que es uno de
los actores principales y decisivos en materia energética de Nicaragua, proponiendo como modelo
un sistema fotovoltaico de conexión a red, que bajo el mismo recurso solar, la ubicación geográfica
prácticamente homogénea en este territorio y un régimen de precio-tarifa eléctrica uniforme, será
replicable a otros escenarios que podrán dar respuesta a muchas necesidades del país. En medio de
la problemática que envuelve el contexto energético de Nicaragua, encontramos un país que al no
ser productor de petróleo, merma su ajustado presupuesto de inversiones públicas a la compra de
hidrocarburos para abastecer sus necesidades energéticas, que junto a la baja electrificación de su
territorio, altas pérdidas del sistema eléctrico y a su alta tarifa de energía eléctrica, enfrenta
importantes retos para su desarrollo. En medio de estos retos, surge una gran oportunidad para el
arranque de la energía solar fotovoltaica en un país que tiene un recurso solar cuantioso, un
programa de incentivos para las renovables muy atractivo y un gobierno con metas claras por
transformar su matriz energética basada mayormente por tecnologías renovables. En nuestro
estudio analizaremos la viabilidad técnico-económica de un sistema de conexión a red en el
Instituto Nicaragüense de Energía, poniendo sobre el pódium del debate ante un actor estatal
propositivo con facultad de ley para normar y regular en materia de energía en Nicaragua; la
factibilidad de apostar por esta tecnología que en su abanico amplio de aplicaciones es capaz de
brindar una alternativa al precio de la energía eléctrica, la escasa electrificación del país, pérdidas
del sistema y sentar las bases para una futura regulación del autoconsumo en el país.
4.- JUSTIFICACIÓN
La energía solar fotovoltaica ha alcanzado una madurez tal, que teniendo un recurso fiable, es
capaz de competir hoy en día con cualquier tipo de generación eléctrica y que su inserción
creciente es una realidad en nuestro tiempo. Hemos considerado desarrollar nuestro proyecto en
Nicaragua, un país a diferencia de España, al que nuestra propuesta puede tener un mayor alcance,
tomando en cuenta que la tecnología solar fotovoltaica no está desarrollada y un pequeño incentivo
como pretende ser el presente estudio para despertar el interés en sus distintas aplicaciones, puede
implicar un gran alcance en un país con un buen recurso solar y una baja demanda eléctrica por
abastecer. Por otra parte otros retos que enfrenta Nicaragua es en cuanto a su alta factura
petrolera, en 2013 destinó más del 20% [2] de sus ingresos de exportación (de toda su cartera
comercial en 2013) a la compra de hidrocarburos para abastecer su demanda energética.
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El bajo desarrollo de la energía solar fotovoltaica en el país se limita a pocas y pequeñas
instalaciones de módulos fotovoltaicos, financiados en su gran mayoría por la cooperación
internacional, principalmente para bombeo de agua y algunos sistemas solares de hogar, solamente
existe una planta generadora conectada al sistema interconectado nacional por esta fuente
renovable, con una potencia de 1,38MW [3], por lo que la madurez de esta tecnología es aún
incipiente en el país y en la región centroamericana, por lo que pretendemos que los retos antes
mencionados se complementan con la bondad del tecnología solar fotovoltaica.
Nuestra propuesta toma como centro de nuestro análisis al Instituto Nicaragüense de Energía, que
nos ha facilitado el acceso a información valiosa para darle más confiabilidad a nuestros cálculos.
Más allá de una simple instalación solar fotovoltaica más, proponemos un planteamiento que ofrece
adoptar esta tecnología bajo distintos mecanismos de compensación económica y el conocimiento
que su instalación pueda proveer a los técnicos locales, para que futuros proyectos puedan ser
desarrollados en el interior del país donde no hay red eléctrica.
5.- MERCADO ENERGÉTICO DE NICARAGUA
Desde hace diez años el sistema de energía eléctrica de Nicaragua ha experimentado importantes
cambios tanto en el crecimiento de la demanda interna, la diversificación de fuentes de generación
eléctrica, planes de inversión y expansión de la red eléctrica que han venido ayudando a estabilizar
el sector.
Gráfica 1. Comparación de la matriz energética nicaragüense en los últimos 10 años
Es fácil de apreciar en nuestra Gráfica 1 que en el año 2004, además de la poca diversificación de la
matriz eléctrica en Nicaragua, su origen provenía en más de un 70% de los hidrocarburos, problema
que al no ser un país productor de petróleo obligaba a pagar una alta factura que para el año 2006
representó un 65% [4] de sus exportaciones.
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En datos más recientes en 2014, después de una importante inversión en energías renovables, según
el informe anual del Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC) se logró que más del 50% [5] de
la energía eléctrica total consumida en el país proviniera de tecnologías renovables, que en
períodos prolongados del año en que los vientos y los niveles de embalse son favorables se ha podido
inyectar a red hasta un 66% [6] de energía eléctrica por estas fuentes, lo que ha permitido al país
menguar un poco su alta dependencia energética de recursos exógenos. Sin embargo la generación
de electricidad por fuentes de origen fósil sigue representando más del 40% de la producción de
energía eléctrica total.
PRINCIPALES INDICADORES DEL SECTOR ELÉCTRICO 2012 CENTROAMÉRICA
Indicador Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total Istmo
Capacidad
Instalada(MW) 2,790.1 1,503.5 1,798.6 1,266.8 2,723.2 2,370.7 1,2452.90
Demanda
Máxima(MW) 1,533 975 1,282 609.9 1,593.1 1,386 7,379.00
Electrificación
(Porcentaje) 85.9 92.6 83.2 77.9 99.3 91.8 88.45
Pérdidas del
Sistema (2011) 12.8 12.1 27 24.1 12.3 13 16.88
Población(Miles) 1,5073.4 6,251.5 8,385.1 5,962.8 4,667.1 3,610.2 43,950.10
Tabla 1. Principales indicadores del sector eléctrico en Centroamérica en 2012
Además de ser un país con una baja densidad poblacional, la cual se encuentra concentrada
principalmente en la región del Pacífico, la mayor parte del territorio en el Caribe está aislada con
numerosas comunidades dispersas. En cifras como se referencia en la Tabla 1, destaca la baja
electrificación de Nicaragua (la menor del istmo) y las grandes pérdidas que registró el sistema
eléctrico (las segundas más altas), retos que con una generación no distribuida se contraponen al
tratar de invertir en la expansión de una red por todo el territorio nacional y a su vez, reducir las
pérdidas.
Como consecuencia de los problemas expresados anteriormente, Nicaragua tiene las tarifas de
energía eléctrica más altas en los tres sectores más importantes: residencial, comercial e industrial,
reduciendo su competitividad a la hora de atraer inversiones de industria y manufactura, que
representa un importante segmento en el campo laboral para su población económicamente activa.
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No es de extrañarse que el Foro Económico Mundial (WEF por sus siglas en inglés) calificara a
Nicaragua en el puesto No. 76 de los 124 países estudiados, en su conocido Índice Global Energético
de Desempeño Arquitectónico de 2014 [7], y ubicándolo en el top 10 de los países con la energía
más costosa.
No todo es negativo en el contexto energético actual de Nicaragua, una vez superado algunos retos
y controlado otros, el actual gobierno ha proyectado la continua transformación del mix energético
del país, apostando claramente por las energías renovables. Se prevé que para el año 2020 el 90%
[8] de la demanda eléctrica del país, sea cubierta por “energías limpias”.
Según un reporte publicado por Bloomberg New Energy Finance, en Climascopio 2013, Nicaragua
ocupa el tercer lugar en toda la región latinoamericana (detrás de Brasil y Chile) en términos de
inversión en energía renovable, el primer lugar en el apoyo al micro-financiamiento verde en
Centroamérica y el primer lugar en facilitar el marco propicio para proyectos de energía renovable
[9]. Según la revista “Energía Limpia para Todos” colocó a Nicaragua entre los cuatro países del
mundo con los mejores vientos [10], logrando entre Enero y Mayo de 2014 una explotación de
energía a partir de fuentes renovables con un 55%.
6.- MARCO LEGAL Y REGULADOR DE NICARAGUA
Para el análisis del marco legal y jurídico de Nicaragua, han sido de especial interés para nuestro
estudio las siguientes leyes:
Ley No. 839, Ley de reformas y adiciones a la Ley No. 272, “Ley de la Industria Eléctrica”, a la
Ley No. 554, “Ley de Estabilidad Energética”, de Reformas a la Ley No. 661, “Ley para la
distribución y el uso responsable del servicio público de energía eléctrica” y a la Ley No. 641,
“Código Penal”. Publicada en La Gaceta No. 113, del 19 de junio de 2013.
Ley No. 532, “Ley para la Promoción de Generación Eléctrica con Fuentes Renovables”.
Publicada en La Gaceta No. 175, del 13 de septiembre de 2012.
Ley No. 272, “Ley de la Industria Eléctrica”, en aquellos artículos que permanecen intactos, por
omisión de su reforma en la precitada Ley 839.
Esta ley dicta que: “La energía producida por empresas que se acogen a los incentivos otorgados por
la presente Ley y no tengan contratos con el Distribuidor u otros agentes, deberán vender esta
energía en el mercado de ocasión interno de acuerdo a sus precios promedios diarios,
manteniéndose dentro de una banda de precios no menor de 5.5 centavos de dólar por kWh ni
mayor de 6.5 centavos de dólar por kWh”.
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7.- AUTOCONSUMO Y BALANCE NETO
7.1.- DEFINICIÓN Y CONCEPTOS
Autoconsumo
El autoconsumo se basa en que los propios consumidores (tanto domésticos como industriales)
puedan producir su propia energía mediante instalaciones, generalmente pequeñas, situadas en el
punto de consumo. Las tecnologías más apropiadas para la modalidad de autoconsumo son la
energía fotovoltaica y la energía mini eólica, debido a su facilidad de instalación en los edificios.
Para que el autoconsumo se pueda desarrollar tiene que existir una normativa adecuada que
permita regular las instalaciones y establecer un procedimiento administrativo.
El autoconsumo mediante energía fotovoltaica hace referencia a todas aquellas instalaciones
diseñadas para que la energía producida por la instalación, sea consumida por el usuario. Esta
definición engloba tanto a instalaciones conectadas a la red, cuyo objetivo es satisfacer la demanda
eléctrica del usuario utilizando la red eléctrica como apoyo, como a instalaciones aisladas no
conectadas a la red, donde la energía suele ser almacenada en baterías.
Por desgracia la curva de generación de un sistema fotovoltaico es diferente a la curva de demanda
de cualquier instalación en edificios, por lo que es muy difícil conseguir la autosuficiencia sin
acceder a la red. En los períodos de mayor consumo, normalmente por la noche, no se produce
generación fotovoltaica, por lo que se va a necesitar la energía precisada de la red.
Cuando se habla únicamente de autoconsumo sin mencionar nada adicional, suele referirse a la
compensación instantánea de energía. Este concepto hace referencia a aquellas instalaciones
conectadas a la red, cuya producción se destina únicamente a satisfacer la demanda del usuario y
solo tiene sentido cuando se trata de grandes consumidores energéticos y se tienen curvas de carga
de consumo estables. En estos casos se debe producir la máxima coincidencia posible entre la curva
de producción y la curva de demanda, ya que si la producción supera a la demanda, el excedente se
inyectaría en la red sin contraprestación ninguna y el período de retorno de la instalación se
alargaría en el tiempo.
Gráfica 2. Autoconsumo instantáneo
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Balance Neto
El balance neto puede entenderse como una modalidad de autoconsumo, ya que tienen un mismo
principio que es permitir a los productores y, por tanto consumidores finales, poder aprovechar la
electricidad que generan mediante la instalación de generación renovable.
Se define la modalidad de suministro de balance neto como aquel sistema de compensación de
saldos de energía de manera instantánea o diferida, que permite a los productores la producción
individual de energía para su propio consumo para compatibilizar su curva de producción con su
curva de demanda.
El autoconsumo mediante un esquema de balance neto es una medida muy útil para potenciar la
generación de energía distribuida. Gracias al balance neto la energía que produce la instalación y no
se utiliza en el momento (excedente) se vierte a la red y se usa posteriormente, bien devuelta en
forma de crédito energético (descontando la producción de electricidad inyectada a la red) o bien
de forma económica. Así la red eléctrica se utiliza para gestionar la energía producida, sustituyendo
la función que tendrían las baterías.
Gráfica 3. Comparación de curvas de generación FV vs consumo
Las características principales a tener en cuenta para el desarrollo de un esquema de autoconsumo
mediante balance neto son:
- Valoración de excedentes de generación
- Horizonte de compensación para el consumo de excedentes
- Potencia máxima de las instalaciones
- Titularidad de las instalaciones
- Sistemas de medición de energía necesarios
A continuación se enumeran algunas de las ventajas que el autoconsumo con Balance Neto
proporciona:
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- Impulso de las energías renovables, disminución de emisiones de CO2 y reactivación de la
actividad económica e industrial nacional.
- Aumento de la eficiencia energética y disminución de las pérdidas de la red.
- Disminución de la factura eléctrica del consumidor.
7.2.- ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS SISTEMAS DE REGULACIÓN
Para analizar cómo es la retribución de las energías renovables existen diversos mecanismos, pero
de todos ellos destacan los sistemas FIT y los certificados verdes:
La tarifa regulada (FIT) es un instrumento normativo que consiste en establecer una tarifa especial,
prima o sobre precio por la energía que un productor renovable inyecte a la red. La remuneración
se establece por ley y está garantizada por un tiempo plazo fijo, proporcionando una seguridad de
compra y haciéndolo a un precio subvencionado para poder recuperar la inversión inicial, y así
incentivar este tipo de instalaciones, diferenciando según el tipo de energía, tamaño y ubicación de
la central de energía renovable. La mayoría de los países europeos están acogidos a este mecanismo
de retribución.
Los certificados verdes son cuotas de producción de energía renovable fijadas por las empresas de
electricidad, cuya principal característica es que pueden ser intercambiables. Este sistema de apoyo
se caracteriza por la imposición de que un determinado porcentaje o cuota, normalmente creciente
en el tiempo, de la producción de electricidad provenga de fuentes de energía renovables.
Las principales características de los sistemas de regulación utilizados por los principales países
referentes en implementación de instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo, aparecen reflejadas a
continuación, donde se pueden apreciar la diversidad de esquemas utilizados (véase tablas 1, 2 y 3):
País/Región Modelo de tarifas para autoconsumo
Unión Europea
Alemania FIT + incentivo al autoconsumo
Italia FIT+ prima energía vertida + prima energía autoconsumida
Reino Unido FIT + tarifa por importación + tarifa por exportación
Francia FIT por producción o tarifa por excedentes
EE UU
California Net excess generation + retribución por derechos no consumidos
América Latina
Brasil Crédito por excedentes (en kWh)
México Crédito por excedentes (en kWh)
Chile Crédito por excedentes en unidades monetarias (Net billing)
Tabla 2. Comparación de modelos de tarifas para autoconsumo
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País/Región Modalidad de excedentes y plazo de vigencia
Unión Europea
Alemania 12 meses (Crédito en kWh)
Italia 12 meses (Crédito en kWh)
Reino Unido Energía vertida retribuida económicamente
Francia Energía vertida retribuida económicamente
EE UU
California 12 meses (Crédito en kWh)
América Latina
Brasil 36 meses (Crédito en kWh)
México 12 meses (Crédito en kWh)
Chile Energía vertida retribuida económicamente
Tabla 3. Comparación de la modalidad de excedentes y plazo de vigencia
País/Región Potencia máxima de la instalación
Unión Europea
Alemania 500 kW
Italia 200 kW
Reino Unido 5 MW
Francia 100 kW
EE UU
California 1 MW (sin superar la demanda pico un 5%)
América Latina
Brasil 1-100kW (microgeneración) y 100-1000kW (minigeneración)
México 500 kW
Chile 100 kW
Tabla 4. Comparación de la potencia máxima de las instalaciones
8.- PROMOCIÓN DE UN MODELO DE REFERENCIA DE INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA EN NICARAGUA
8.1.- ANÁLISIS PRELIMINAR
Introducción
En la actualidad no existe un marco normativo que regule el autoconsumo mediante fuentes de
energía renovable en Nicaragua. Las instalaciones de energía fotovoltaica no se han desarrollado
aún y su contribución en el mix es prácticamente despreciable, en comparación con las otras
energías de origen renovable. Sin embargo, la mayor parte del país recibe una radiación solar alta,
factor clave en cuanto a potencial de implementación de la tecnología fotovoltaica. Para una
adecuada promoción, es necesario un programa de regulación que vaya acorde con las necesidades y
posibilidades del país.
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Se ha elegido como modelo de estudio el Instituto Nicaragüense de Energía (INE), por tratarse de
una referencia básica en cuanto a promoción de medidas para el consumo de la energía, ya que se
trata del mayor ente regulatorio público en esta materia, y por constituir un edificio de carácter
público y perteneciente al Estado, en el que la posterior difusión de resultados puede servir como
ejemplo para futuras réplicas en edificios con curvas de demanda de energía semejantes a este, e
incluso en edificios residenciales cuya curva de demanda es distinta.
Gracias a la colaboración de distintos responsables que trabajan para el INE, hemos conseguido
tener acceso a las facturas eléctricas, planos y consumos horarios del edificio durante el año 2014,
datos indispensables a la hora de realizar una instalación para ahorro de energía en cualquier país.
Se va a considerar como superficie total de estudio la suma de áreas de los dos edificios de mayor
superficie (de más de 2100 m2 disponibles) y una disposición de los módulos fotovoltaicos de la
instalación con orientación Norte, para de esta forma analizar los resultados del caso más
desfavorable en este sentido y ver si aun así sería viable desarrollar un modelo de autoconsumo.
Características de la tarifa eléctrica
El período a analizar en este estudio será un año completo, desde el 1 de Enero de 2014, hasta el 31
de Diciembre del mismo año. Analizando el consumo de energía que ha tenido el edificio durante
este período, se han obtenido los siguientes resultados (véase tabla 5):
Consumo Total (kWh) Consumo Medio (kWh) Consumo Máximo (kWh)
531,749.44 60.70 264.32
Tabla 5. Consumos energéticos del edificio INE
Para el estudio, y conforme a los resultados obtenidos respecto al área disponible y los perfiles de
consumo del edificio, se ha elegido una instalación fotovoltaica de 250 kW de potencia nominal
(marcada por el inversor), potencia cercana a la contratada por el Instituto, sin sobredimensionar la
instalación respecto a la potencia contratada.
Las tarifas de electricidad del edificio a tratar, se desglosan en una parte valle y otra punta y son de
carácter mensual. Se ha escogido para el análisis el precio anual medio de las tarifas valle y punta
de cada uno de los meses, junto con el porcentaje medio de energía consumida (véase tabla 6).
Tarifas % Consumo Tarifas Coste energía Tarifa ($/kWh)
Valle 93.75% 0.225
Punta 6.25% 0.325
Tabla 6. Características del modelo de tarifa del edificio INE
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8.2.- COMPARACIÓN ENTRE LOS DISTINTOS ESCENARIOS CONTEMPLADOS
El análisis se ha realizado en función de los diversos métodos de valoración de excedentes de
generación producidos mediante la instalación fotovoltaica de autoconsumo, y son los siguientes:
- Escenario 1. Autoconsumo instantáneo al precio de la tarifa eléctrica
En este primer caso, sólo se remuneraría la producción energética producida por la instalación que
cubriese instantáneamente la demanda al precio de la tarifa eléctrica. Toda generación superior al
consumo se vertería a red y no se podría aprovechar, ya que no tendría ningún tipo de
compensación ni por derechos diferidos de energía ni económica. Al valorarse los excedentes a
coste cero, el consumidor no recibiría nada por los excedentes de energía producidos. En esta
situación, el óptimo dimensionamiento de la instalación juega un papel crucial en los plazos de
recuperación de la inversión.
- Escenario 2. Balance Neto al precio de la tarifa eléctrica
En este segundo caso, se trataría de un sistema de Balance Neto que, aparte de considerar el
autoconsumo instantáneo en los momentos en los que la demanda sea mayor que la producción,
también compensaría los excedentes producidos por la instalación, en momentos de mayor
producción, al mismo precio que la tarifa de electricidad. En este caso, se pueden crear créditos
energéticos por los excedentes para su posterior uso o bien se pueden valorar económicamente al
mismo precio de la tarifa eléctrica.
Con este modelo y sin ningún tipo de limitación en cuanto a máxima potencia de la instalación o
plazo de vigencia de los créditos, se incentivaría toda la producción de la instalación, sin
aprovechar al máximo los beneficios de la generación distribuida, y permitiendo al usuario poder
obtener remuneración, más allá del propio ahorro de su factura.
- Escenario 3. Autoconsumo instantáneo al precio de la tarifa eléctrica y valoración de
excedentes a un precio inferior que el de la electricidad.
En este caso, la producción fotovoltaica que cubra la demanda instantáneamente se valorará al
precio de la tarifa eléctrica. Aparte del ahorro producido por el autoconsumo de forma instantánea,
hay que añadir la compensación económica que le será generada al consumidor por el exceso de
producción producido respecto a la demanda. Estos excedentes se valorarán a un precio de
referencia estipulado dentro de la banda de precios indicada en el artículo 16 para venta de energía
de la Ley 532, explicado anteriormente. Este precio será de 6 centavos de dólar por kWh, término
medio de los valores que aparecen en dicho artículo. De esta forma, se anima al consumidor a un
adecuado diseño de la instalación con el fin de optimizar la producción conforme a la demanda, y
no generar demasiados excedentes que se pagarían a un precio bastante reducido en comparación
con las tarifas de electricidad.
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- Escenario 4. Exportación Neta de energía a precio inferior a la tarifa eléctrica
Para este escenario, toda la energía producida se valoraría a un precio inferior a las tarifas de
electricidad. Se trataría de un modelo, en el cual la red pagaría por toda la energía producida por la
instalación como si fuera un sistema de exportación neta de energía. Se han contemplado dos
precios para este escenario:
4a) El precio contemplado para este primer caso se ha extraído de la gráfica 5, que indica el precio
de la energía en el mercado, la cual tiene un valor de 0,15$ por kWh. La producción fotovoltaica se
valoraría al precio de generación o del mercado mayorista.
4b) En este segundo caso, el precio sería el mismo que el contemplado en el escenario 3, y que se
encuentra regulado en el artículo 16 de la Ley 532 [11]. Se trata de un precio menor que el precio
de generación, por lo que el ahorro económico producido por la instalación va a ser menor.
Análisis económico de los distintos escenarios
La herramienta utilizada para el cálculo de la producción fotovoltaica de la instalación es el System
Advisor Model (SAM). La herramienta facilita la toma de decisiones acerca del rendimiento
energético y económico de una instalación, y está especialmente diseñada para el sector de las
energías renovables Con esta herramienta se ha obtenido la radiación correspondiente de la región
de Augusto-Managua (a partir de la base de datos de radiación NOAA) [12] y calculado la producción
horaria de la instalación fotovoltaica, y posteriormente anual, para una potencia de 250 kW.
Tras esta introducción, aparecen desglosados los ahorros económicos producidos por la instalación
fotovoltaica en cada escenario contemplado respecto a lo que pagaba anteriormente el consumidor
en su factura eléctrica antes de realizar la instalación fotovoltaica (véase tabla 7):
Escenarios Ahorro Económico anual ($)
1 66,617.95
2 96,659.37
3 74,412.48
4a 62,697.97
4b 25,079.19
Tabla 7. Comparación de ahorros económicos anuales por escenario
En lo que concierne a la viabilidad económica del proyecto, se ha tomado como hipótesis una
potencia pico para la instalación de 275 kWp (un 10% mayor a la potencia nominal). Una vez
definida la potencia tipo, divergen a su vez tres escenarios posibles respecto al coste final de la
inversión, obteniendo los siguientes resultados en función de los distintos escenarios:
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Escenario Positivo Escenario Medio Escenario Negativo
Payback VAN TIR Payback VAN TIR Payback VAN TIR
Escenario 1 5 Años 157,870.14 18% 6 Años 102,870.14 14% 7 Años 47,870.14 10% Escenario 2 4 Años 375,663.66 30% 4 Años 320,663.66 24% 5 Años 265,663.66 20% Escenario 3 5 Años 214,378.73 21% 6 Años 159,378.73 17% 6 Años 104,378.73 13%
Escenario 4a 6 Años 129,451.13 16% 7 Años 74,451.13 12% 8 Años 19,451.13 9% Escenario 4b 15 Años (143,276.59) - 15 Años (198,276.59) - 20 Años (253,276.59) -
Tabla 8. Análisis Económico de los distintos escenarios propuestos
8.3.- ELECCIÓN DEFINITIVA DEL MODELO DE REGULACIÓN EN NICARAGUA
El modelo de autoconsumo propuesto se trataría de un modelo en el cuál los excedentes producidos,
cuando la energía producida por la instalación supere el nivel de demanda instantánea, puedan
inyectarse a la red creando créditos de energía que puedan usarse cuando la producción
fotovoltaica no sea suficiente para satisfacer la demanda (nuestro escenario 2).
Toda la producción fotovoltaica se valoraría al precio de la tarifa eléctrica, si bien los créditos
energéticos creados por el exceso de energía sólo valdrían como medida de ahorro económico en la
factura eléctrica. De esta manera, cuando la demanda sea superior a la energía producida, ese
exceso de consumo será cubierto con los créditos obtenidos previamente con los excedentes.
Cuando se hayan agotado los créditos energéticos, la energía consumida por el cliente será pagada
al precio establecido por las tarifas eléctricas correspondientes.
Con el fin de no sobredimensionar la instalación, y que se pierda de vista que este tipo de modelos
tienen el objetivo de abaratar la factura eléctrica y no convertirse en un negocio de venta de
electricidad a la red, se ha considerado como potencia máxima para las instalaciones la potencia
contratada por las viviendas, comercios o industrias.
El período de facturación de los créditos será mensual y podrán ser utilizados hasta 12 meses
después de su generación. Una vez finalizado dicho plazo, los créditos se cederían a la red eléctrica
sin ningún tipo de compensación, es decir, todos los créditos generados y no consumidos en esos 12
meses, no supondrían ningún ingreso para el consumidor.
De esta manera, no se producirá ningún crecimiento descontrolado de las instalaciones, al limitar la
potencia máxima de la instalación a la potencia contratada y no producirse ningún ingreso por el
exceso de generación que no se consuma en los 12 meses.
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Los términos fijos de potencia que pagaría el consumidor en su factura no se verían afectados,
mientras que los peajes correspondientes al coste de energía se deberán ajustar al uso real que se
hace de la red. Además se contempla un coste adicional para el consumidor en concepto de coste
del servicio (pactado por el Ministerio o la empresa distribuidora).
La titularidad de las instalaciones fotovoltaicas será compartida, limitándolo a un único bien
inmueble. De esta forma, varios consumidores podrán aprovechar la electricidad generada por la
instalación de autoconsumo. Se instalarán contadores bidireccionales digitales de medida horaria
con dispositivos de comunicación remotos que podrán registrar el consumo en cada hora para poder
facturar el correspondiente coste de la energía.
9.- CASO PARTICULAR: INSTITUTO NICARAGUENSE DE ENERGÍA
9.1.- UBICACIÓN Y EMPLAZAMIENTO
El edificio modelo que se incluye en el presente modelo que sirve como caso de estudio es el
Instituto Nicaragüense de Energía (INE), situado en Rotonda Centroamérica, de la ciudad de
Managua, Nicaragua. Su ubicación en latitud y longitud es:
● Latitud : 12.112 Longitud: -86.259
Gráfica 4. Imágenes de localización del INE
Como se verá más adelante en el análisis preliminar, profundizaremos la propuesta de los dos
edificios con mayor área de cubierta, por simplicidad de instalación. Los dos edificios principales
corresponden al Principal y al de Bodega e Hidrocarburos.
9.2.- RADIACIÓN Y FACTORES CLIMÁTICOS
En lo referente a la radiación de la ubicación indicada, los datos aportados por la base de datos del
programa System Advisor Model proporciona la siguiente información (véase Tabla 9).
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Radiación Plano
Horizontal (kWh/m2) Energía
mensual (kWh) Radiación Solar Diaria Media (kWh/m2/día)
Enero 182.57 27,013.30 5.89 Febrero 175.85 26,012.10 6.28 Marzo 194.98 28,471.50 6.29 Abril 180.99 26,183.10 6.03 Mayo 151.06 22,161.40 4.87 Junio 124.85 18,706.30 4.16 Julio 137.84 20,734.10 4.45
Agosto 144.82 21,520.70 4.67 Septiembre 142.55 21,067.60 4.75
Octubre 147.84 21,627.00 4.77 Noviembre 154.76 22,589.30 5.16 Diciembre 165.16 24,675.70 5.33 Promedio 158.61 23,396.84 5.22
Tabla 9. Radiación anual de Managua (Nicaragua)
Como comentario, indicar que en Nicaragua en el período de Enero a comienzos de mayo, es donde
se observan los valores máximos mensuales de radiación. El máximo anual de radiación ocurre a
finales de la estación seca y el mínimo de radiación ocurre durante el Equinoccio de Otoño.
9.3.- DEMANDA ENERGÉTICA DE LAS INSTALACIONES
Facilitado por los responsables del edificio el perfil de consumo anual del edificio del INE, se
procede a caracterizarlo por las curvas diarias y mensuales, resaltando a los meses de Abril, Agosto
y Diciembre como los meses más característicos.
A modo de ejemplo, a continuación se detalla una curva de carga característica diaria del INE,
observándose claramente las diferencias obvias en consumo dependiendo si el día es laboral o fin de
semana (véase Gráfica 5).
Gráfica 5. Curva de perfil diario del INE
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Conociendo los datos del consumo anual de las instalaciones, y teniendo en cuenta a su vez los
factores climatológicos de la zona en cuestión que afecten a la demanda energética, se indica a
continuación la demanda mensual de todo el año completo, especificando el consumo instantáneo
máximo, mínimo, promedio y el total del mes (véase Tabla 10).
Demanda (kWh)
Máxima Mínima Promedio Total
Enero 211.12 8.96 52.97 157,487.68
Febrero 232.40 11.20 63.76 171,186.96
Marzo 243.60 7.84 63.70 189,387.52
Abril 267.68 11.20 59.68 171,337.04
Mayo 246.40 10.08 61.39 182,499.52
Junio 246.96 8.96 64.58 185,789.52
Julio 256.48 9.52 71.10 211,382.08
Agosto 267.68 9.52 62.47 185,716.72
Septiembre 245.28 7.84 63.45 182,558.88
Octubre 247.52 8.96 63.95 190,122.24
Noviembre 223.44 8.96 59.18 170,265.20
Diciembre 213.92 8.40 43.34 128,856.00
Tabla 10. Información mensual de la demanda del INE
9.4.- ESTUDIO DEL COMPLEJO INE
Conociendo la distribución de edificios del complejo del INE, de forma esquematizada, y teniendo
en cuenta que vamos a considerar únicamente los de mayor área de cubierta y simpleza, nuestro
modelo quedaría limitado de la siguiente manera (véase gráfica 6).
Gráfica 6. Detalle de distribución de edificios del INE
Los dos edificios indicados con las cotas y características proporcionadas por la arquitecta, se
introducen en el programa SketchUp, el cual nos facilita las horas de sombra que pudieran tener las
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cubiertas a lo largo del año durante las horas de radiación solar. Tras la simulación, se observa que
se puede considerar despreciable el sombreado en nuestra instalación.
Como observación y punto a tener en cuenta durante el desarrollo de la instalación, indicar que las
cubiertas no se encuentran en un plano horizontal, si no que cuentan con un ángulo de inclinación
de 3 grados hasta el punto medio del mismo.
9.5.- ANÁLISIS PRELIMINAR DEL SISTEMA
Como análisis preliminar de la instalación, con el fin de acotar y dimensionar el sistema, se estudia
en términos anuales el consumo interno, teniendo en cuenta la estacionalidad existente así como
los máximos del año. Los elementos que componen nuestra instalación tipo que nos sirven para el
dimensionado del mismo son:
• Módulo tipo de 250 Wp (Trina Solar TSM 250 PA 05A.18)
• Inversor SMA América: STP 20000TL-US-10 (480V) de una potencia nominal de 20 kW.
En primer lugar, se estudia la producción del sistema para distintas potencias teniendo en cuenta la
orientación de las cubiertas y la inclinación de 3 grados. Se considera por simplicidad estructural
integrar las placas fotovoltaicas sobre la cubierta, descartando una instalación adicional de
estructuras inclinadas 12-15 grados debido a la latitud de nuestra ubicación.
Una vez cruzadas la demanda del complejo y la producción de la instalación en términos anuales
para cada potencia estudiada, se desprende como resultado la siguiente tabla (véase Tabla 11).
Potencia Horas Producción
horaria (kWh) Demanda
horaria (kWh)
Pagos Factura en $
(sinFV)
Ingresos FV ($)
Consumo Neto (kWh)
80 kW
8760
131,964.67
531749.43 122967.05
30,516.83 426,281.63
100 kW 164,955.84 38,146.04 404,136.66
120 kW 197,947.01 45,775.24 382,293.71
140 kW 230,938.18 53,404.45 360,721.38
200 kW 329,911.71 76,292.08 297,527.48
220 kW 362,902.86 83,921.28 277,022.59
Tabla 11. Resultados del análisis de los sistemas con las potencias estudiadas
Una vez desprendidos los primeros resultados, se estudian las configuraciones posibles de la
instalación, conforme al área disponible en las cubiertas. Hay que añadir que se ha considerado un
factor de ocupación del 90%, criterio en base a las acciones de mantenimiento y cableado que
habría que realizar en las cubiertas. Tomando en consideración dicho aspecto, valoramos dos
escenarios adicionales en cuestión de ocupación (véase Tabla 12).
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Tabla 12. Área disponible por escenario
Se procede con un análisis de las posibles configuraciones de la instalación fotovoltaica,
considerando el recurso útil, la disponibilidad del área de la cubierta y con el módulo e inversor
especificados, linealizando los sistemas anteriores (véase Tabla 13). Hay que señalar que la
producción de las cubiertas con orientación Norte, da como resultado una desviación anual de
producción respecto de las de orientación Sur de 1.86%, por lo que a efectos prácticos, este aspecto
resulta despreciable.
Tabla 13. Resultados de producción y área por potencia
El resultado del análisis desprende que para nuestro área disponible en las dos cubiertas orientadas
al Sur, tomando en consideración el factor de ocupación del 90%, la potencia óptima a instalar con
los módulos tipo de 250 Wp sería de 133 kW, siendo la potencia total a instalar en ambos edificios
266 kW. Sin embargo, por simplicidad del sistema, se instalará potencias de 125 kW por edificio,
completando 250 kW en total.
9.6.- SISTEMA FINAL DE LA INSTALACIÓN
Como se anteriormente, el modelo de retribución elegida como la más aplicable a la regulación
nicaragüense sería el escenario 2. Una vez elegido el escenario retributivo, se analizan los factores
económicos de nuestra instalación. Aunque el análisis anterior en base al área disponible desprende
que la potencia óptima sería de 250 kW, debe ser también la configuración más rentable en
términos económicos, de modo que se analizarán las rentabilidades de los demás sistemas.
Cabe destacar que en el análisis siguiente se ha elegido un escenario medio respecto del precio
$/Wp, en este caso 1.3 dólares. Las hipótesis que se han tenido en cuenta para realizar este análisis
son:
- Vida útil de la instalación de 20 años.
- Pérdida de productividad por bajada de eficiencia en módulos de 0.5 % anual.
Área Total (m2)
Factor Ocupación
(%)
Área Disponible
(m2) Escenario 1 Cubierta Sur por edificio 1077.30 90% 969.57 Escenario 2 Cubiertas Norte y Sur 2154.59 90% 1939.13
Potencia (kW) Area (m2) Producción (MWh)
100.00 728.10 164.96 120.00 873.72 197.95 140.00 1019.34 230.94 240.00 1747.44 392.83 260.00 1893.06 425.20 280.00 2038.06 457.58
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- El coste de mantenimiento de 1% del precio total de la instalación, considerando
principalmente el mantenimiento correctivo por la sustitución de placas fotovoltaicas,
cableado u otros elementos de la instalación.
Escenario Medio (Coste 1.3 €/Wp)
Payback (Años) VAN ($) TIR (%)
Instalación Potencia 250 kW 4 316,555.47 24.17% Instalación Potencia 220 kW 4 267,107.24 23.59% Instalación Potencia 200 kW 4 240,397.23 23.46% Instalación Potencia 140 kW 5 160,267.07 22.82%
Instalación Potencia 120 kW 5 133,557.02 22.47% Instalación Potencia 100 kW 5 106,846.97 21.97% Instalación Potencia 80 kW 5 80,136.92 21.20%
Tabla 14. Ratios económicos por potencia de la instalación
De los resultados del análisis expuesto se desprende que para todas las potencias, tanto el Payback
como VAN, resultan bastante interesantes. No obstante, la mejor alternativa de instalación es la de
mayor potencia (250 kW) con unos valores de retorno de la inversión muy atractivos. La tendencia
muestra una clara relación Potencia-Rentabilidad, sin embargo, contamos con la limitación del
área.
Gráfica 7. Relación TIR y Potencia del sistema
De este modo, nuestra instalación final queda definida con la siguiente configuración:
• Potencia nominal de la instalación : 250 kWn
• Número total de módulos: 1200 módulos del modelo Trina Solar TSM 250 PA 05A.18 en total,
con una configuración de 20 módulos en serie por rama, con un total de 60 ramas por
inversor, que suman una potencia pico de 300 kWp.
• Número total de inversores: 5 inversores de 50 kW de la marca Ingeteam y modelo Ingecon
SUN 50.
• Área de cubiertas ocupada por las placas fotovoltaicas: 1938 m2, suponiendo un 89% del
área total.
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10. BIBLIOGRAFÍA
[1] PV System prices expected, Unlocking the Sunbelt Potential of Photovoltaics, 2010. Pag. 9, Eleni Despotou,
Secretary General of the European Photovoltaic Industry Association (EPIA).
https://seors.unfccc.int/seors/attachments/get_attachment?code=DMP6C9WLMBGH1VKQLKT7RIK4ZMOU4GBA
[2] Centroamérica y República Dominicana: Estadísticas de Hidrocarburos 2013. Gráfico 26, Pag. 79, por
Eugenio Torijano, Unidad de Energía y Recursos Naturales de la Sede Subregional en México, de la Comisión
Económica Para América Latina y el Caribe (CEPAL).
http://www.cepal.org/mexico/noticias/documentosdetrabajo/6/54566/2014-041-CA_y_RD-
Estadisticas_de_hidrocarburos_2013-L.1172.pdf
[3] Revista CentralaméricaData.com Información de Negocios, en su artículo: En operaciones primera planta
solar en Nicaragua, en fecha 22 de Febrero de 2013, cita: elnuevoherald.com.
http://www.centralamericadata.com/es/article/home/En_operaciones_primera_planta_solar_en_Nicaragua
[4] Plan estratégico del Sector Energético de Nicaragua, Peso de la factura petrolera 1960-2006 en Nicaragua,
página 17, Ministerio de Energía y Minas de Nicaragua, Julio 2007.
[5] Informe Anual del Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC) en Nicaragua, 2014.
http://www.cndc.org.ni/
[6] Fuente de Datos del Sistema Supervisory Control and Data Adquisition (SCADA), Centro Nacional de
Despacho de Carga(CNDC) en Nicaragua, a las 08 horas locales del 05 de Julio de 2015.
http://www.cndc.org.ni/graficos/graficaGeneracion_Tipo_TReal.php
[7] The Global Energy Architecture Performance Index Report 2014, World Economy Forum, Page 88
http://www3.weforum.org/docs/WEF_NR_NEA_PI_2012_SP.pdf
[8] Banco Mundial (BM), Noticias 25 de Octubre de 2013, en su artículo: Un paraíso de las energías renovables
se abre paso en Centroamérica. http://www.bancomundial.org/es/news/feature/2013/10/25/energias-
renovables-nicaragua
[9] Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Comunicado de Prensa, 16 de Octubre de 2013, en su artículo:
América Latina y el caribe atraen un creciente porcentaje de la inversión Global en Energía Limpia, párrafo 10.
http://www.iadb.org/es/noticias/comunicados-de-prensa/2013-10-16/climascopio-2013,10607.html
[10] Revista Eólica del Vehículo Eléctrico (REVE), 25 de junio de 2014 en su artículo: Energías
renovables alcanzan un 55%, siendo la eólica la de mayor aporte, con un 21% en Nicaragua.
http://www.evwind.com/2014/06/25/eolica-y-otras-energias-renovables-soplan-con-fuerza-en-
nicaragua/
[11] Office of Energy Efficiency & Renewable Energy. EnergyPlus Energy Simulation Software
[12] Artículo 16 de la Ley 532, “Ley para la Promoción de Generación Eléctrica con Fuentes Renovables”.
Asamblea Nacional de la República de Nicaragua. Aprobada el 13 de Abril de 2005.
