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Una visión general de la problemática de los costes
energéticos del sector agroalimentario
José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad Consultor de empresas
Campus Río Ebro · Edif. Torres Quevedo · María de Luna, 3 · 50018 Zaragoza (España) · Tel. 976761922 · Fax 976762226 E-MAIL: [email protected] · PAGINA WEB: unizar.es/jmyusta
1. Evolución de los precios de la electricidad en el mercado eléctrico español. Aumento de los costes energéticos y pérdida de competitividad en las explotaciones industriales, agrícolas y de regadío.
2. Iniciativas desarrolladas para reducir el coste energético de las comunidades de regantes y las industrias agroalimentarias.
3. Marco legal y económico de las energías renovables, el almacenamiento de energía y el autoconsumo en España y contribución a la reducción del coste energético de las explotaciones.
José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad Consultor de empresas
1. Evolución de los precios de la electricidad en el mercado eléctrico español. Aumento de los costes energéticos y pérdida de competitividad en las explotaciones industriales, agrícolas y de regadío.
2. Iniciativas desarrolladas para reducir el coste energético de las comunidades de regantes y las industrias agroalimentarias.
3. Marco legal y económico de las energías renovables, el almacenamiento de energía y el autoconsumo en España y contribución a la reducción del coste energético de las explotaciones.
José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad Consultor de empresas
Incremento imparable del precio del término regulado de potencia
Orden IET/1491/2013 ▲115%
Costes de producción de la energía • Mercados de compra de
energía (OMIE, OMIP, OTC) • Servicios
complementarios y restricciones (REE)
• Servicio interrumpibilidad • Pagos por capacidad • Retribución OM y OS • Pérdidas de energía
Costes de tarifas de acceso • Término de potencia • Término de energía • Complemento por
consumo de reactiva • Penalizaciones por
excesos de potencia
• Margen beneficio
comercializador
• Impuesto eléctrico
• Alquiler equipo de medida
• IVA
+ +
Componentes del precio de la electricidad
Mercado mayorista: PRECIO VARIABLE CADA DIA, CADA HORA
PEAJES por el uso de las redes eléctricas: TARIFAS REGULADAS POR EL GOBIERNO
TERMINO DE POTENCIA > Grave problema económico en consumos estacionales
El aumento del término de potencia perjudica especialmente a los consumos estacionales, como el bombeo para regadío.
Coste del término de potencia ha aumentado por la orden IET/1491/2013 de 25% ► 45% del coste total del suministro eléctrico en comunidades de regantes.
La obligación de contratar la potencia durante los doce meses del año grava injustamente la factura eléctrica de los regantes.
La parte no regulada del coste del suministro eléctrico en comunidades de regantes es cada vez menor (<45%)
Las oportunidades del mercado eléctrico liberalizado para reducir el coste energético pierden relevancia (centrales de compra, negociación de precios, contratos indexados, …)
Desaparición de Tarifa Especial de Riegos Agrícolas en 2008
MERCADO ELÉCTRICO
GENERADOR
GENERADOR
COMERCIALIZADORA
COMERCIALIZADORA
COMERCIALIZADORA Referencia PVPC
Consumidores mercado libre
Consumidores PVPC < 10 kW
Desde 2008, compra de energía en el mercado eléctrico liberalizado
1. Evolución de los precios de la electricidad en el mercado eléctrico español. Aumento de los costes energéticos y pérdida de competitividad en las explotaciones industriales, agrícolas y de regadío.
2. Iniciativas desarrolladas para reducir el coste energético de las comunidades de regantes y las industrias agroalimentarias.
3. Marco legal y económico de las energías renovables, el almacenamiento de energía y el autoconsumo en España y contribución a la reducción del coste energético de las explotaciones.
José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad Consultor de empresas
Programación del consumo en horas más baratas
Ajuste óptimo de potencias contratadas
Negociación conjunta de contratos de suministro
Seguimiento y gestión de facturas eléctricas
Monitorización del consumo en tiempo real
Estudio de alternativas
INICIATIVAS DESARROLLADAS PARA REDUCIR EL COSTE ENERGÉTICO
José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad Consultor de empresas
Orden ITC 2794/2007
Horarios contratos > 450 kW (6 periodos) ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
1ª quincena 2ª quincena0 a 1 h1 a 2 h2 a 3 h3 a 4 h4 a 5 h5 a 6 h6 a 7 h7 a 8 h
8 a 9 h P4 P49 a 10 h10 a 11 h11 a 12 h12 a 13 h13 a 14 h14 a 15 h15 a 16 h16 a 17 h17 a 18 h18 a 19 h19 a 20 h20 a 21 h21 a 22 h22 a 23 h23 a 24 h
NOTA: El PERIODO 6 incluye, además de las horas señaladas, todas las horas de fines de semana y fiestas nacionales
P1
P6 P6
P2 P2P2
JUNIO
P2 P2
P3
P4
P2
P1
P6
P3
P4
P4
P3
P4
P5 P5P1 P1
P4
P2
P1
P2
P1
P2
P1 P1
P2
P6 P6 P6
P2
P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6
P2 P2 P5
P4
P3
Fiestas nacionales no sustituibles de fecha fija: 1 enero, 1 mayo, 15 agosto, 12 octubre, 1 noviembre, 6, 8 y 25 diciembre.
Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6POTENCIAS CONTRATADAS (kW) 50 1200 1200 1200 1200 2000Término POTENCIA (euros/kW año) 17,683102 8,849205 6,476148 6,476148 6,476148 2,954837Coste POTENCIA CONTRATADA (euros) 929,36 11161,97 8168,7 8168,7 8168,7 6211,82 42.809 euros AÑO (impuesto eléctrico incluido)
BOMBAS BALSAS Nivel mínimo Nivel máximoPotencia (kW) 400 400 400 400 400 400 Balsa captación 155.000 (m3) 75.000 155.000Caudal impulsado (m3/hora) 1967 1967 1967 1967 1967 1967 Balsa de copa 295.122 (m3) 140.000 282.000
Riego diario red 1 y 3 125.000 (m3) Riego diario red 2 42.400Caudal acometida día 167.400 (m3)
BOMBAS nº 1 2 3 4 5 6 Caudal bombeado Caudal acometida Nivel balsa captación Nivel balsa copa Agua para riego 1+3Periodo Hora 120.000 200.000
P6 1 1 1 1 1 1 9.835 6.975 115.373 199.418 10.417P6 2 1 1 1 1 1 9.835 6.975 110.747 198.837 10.417P6 3 1 1 1 1 1 9.835 6.975 106.120 198.255 10.417P6 4 1 1 1 1 1 9.835 6.975 101.493 197.673 10.417P6 5 1 1 1 1 1 9.835 6.975 96.867 197.092 10.417P6 6 1 1 1 1 1 9.835 6.975 92.240 196.510 10.417P6 7 1 1 1 1 1 9.835 6.975 87.613 195.928 10.417P6 8 1 1 1 1 1 9.835 6.975 82.987 195.347 10.417P2 9 1 1 1 5.901 6.975 82.294 201.248 0P2 10 1 1 1 5.901 6.975 81.601 207.149 0P2 11 1 1 1 5.901 6.975 80.909 213.050 0P1 12 0 6.975 86.117 213.050 0P1 13 0 6.975 91.325 213.050 0P1 14 0 6.975 96.534 213.050 0P1 15 0 6.975 101.742 213.050 0P1 16 0 6.975 106.950 213.050 0P1 17 0 6.975 112.159 213.050 0P1 18 0 6.975 117.367 213.050 0P1 19 0 6.975 122.575 213.050 0P2 20 1 1 1 5.901 6.975 121.883 218.951 0P2 21 1 1 1 5.901 6.975 121.190 214.435 10.417P2 22 1 1 1 5.901 6.975 120.497 209.919 10.417P2 23 1 1 1 5.901 6.975 119.805 205.404 10.417P2 24 1 1 1 5.901 6.975 119.112 200.888 10.417
Caudal bombeado DIA 125.888 m3
Programación horaria del bombeo para minimizar el coste del suministro eléctrico
• Análisis de las necesidades de demanda de potencia de bombeo en función de la planificación de cultivos y reservas hídricas disponibles para la campaña.
• Cálculo de potencias óptimas en cada periodo tarifario incluso incurriendo en excesos de potencia en los meses de verano.
• Elección de potencia a contratar: en suministros en alta tensión han de ser crecientes en los distintos periodos (P1≤P2≤P3≤P4≤P5≤P6).
• Los aumentos de potencia pueden suponer costes por derechos de acometida, las reducciones sólo derechos de actuación en el equipo de medida. NUEVA REGULACION DERECHOS DE ACOMETIDA RD1048/2013: no se conservan los derechos de acceso,
sólo de extensión en AT 5 años, en BT 3 años
Ajuste de potencias contratadas
Sistemas de penalización de excesos de potencia
CON MAXIMETRO (1, 2 o 3 periodos) Se penaliza el valor máximo mensual registrado en cada periodo tarifario
2.0A, 2.0DHA, 2.0DHS (Pc<10 kW) 2.1A, 2.1DHA, 2.1DHS (10 kW<Pc<15 kW) 3.0A (Pc>15 kW) 3.1A (Pc<450 kW)
CON CURVA DE CARGA CUARTOHORARIA Se penalizan todos los excesos de potencia cada 15’
6.1, 6.2, 6.3, 6.4, 6.5 (Pc>450 kW)
Ajuste de potencias contratadas Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6
kW kW kW kW kW kW12 1382 1382 1382 1382 188212 1000 1000 1000 1000 1882
Potencia contratada
ABRIL MAYO JUNIO
JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE
0
500
1000
1500
2000
0
500
1000
1500
2000
0
500
1000
1500
2000
0
500
1000
1500
2000
0
500
1000
1500
2000
0
500
1000
1500
2000
Ajuste de potencias contratadas Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6
kW kW kW kW kW kW12 1382 1382 1382 1382 188212 1000 1000 1000 1000 1882
Potencia contratada
85.717 33,3% 99.2772.648 1,0% 339
122.242 47,4% 122.2429 0,0% 9
Impuesto eléctrico 1.615 0,6% 1.702ALQUILER equipo de medida 780 0,3% 780IVA 44.732 17,4% 47.113
257.743 100,0% 271.461
Con potencias actuales
Con nuevas potencias
TOTAL (euros)
COSTE POTENCIA (euros)
COSTE ENERGIA ACTIVA (euros)COSTE EXCESOS POTENCIA (euros)
COSTE ENERGIA REACTIVA (euros)
Resumen costes AÑO 2015
Negociación conjunta o licitación
NEGOCIACION CONJUNTA 21 GWh
NEGOCIACION CONJUNTA 50 GWh
LICITACION, CON ADHESION 40 GWh
LICITACION, ACUERDO MARCO 175 GWh
El precio de la luz SUBE y BAJA, no siempre SUBE
El PRECIO FIJO está referenciado a mercados de futuros
El PRECIO VARIABLE está indexado a mercado diario OMIE
Estudiar la mejor fecha para la contratación
Nuevos tipos de ofertas
• Precio fijo
• Pass-through
• Pass-pool
Servicios REE Retribución OM y OS Pagos capacidad Coste interrumpibilidad Tarifas de acceso
+
Precio_mensual_por_periodo(i) = (Precio_medio_OMIE x Xi) + Ki
Nuevos tipos de ofertas
Servicios REE Retribución OM y OS
Pagos capacidad Coste interrumpibilidad
Tarifas de acceso
+
Ejemplo de ofertas indexadas PASS-THROUGH 2016
AXPO
EDP
ENERGIA PLUS
FENIE
IBERDROLA
SYDER
Ejemplo Pass-through En el caso de
consumos estacionales no siempre la contratación indexada hora a hora es más económica que el precio fijo
Nuevos tipos de ofertas Contrado indexado horario VS contrato fijo en 2015
Nº TARIFA Precio fijo 2015 DiferenciaEnergía ATR TOTAL TOTALeuros euros euros euros %
1 6.1A 69.873 5.598 75.471 66.440 13,6%
3 6.1A 173.521 13.974 187.495 168.853 11,0%
4 6.1A 85.920 7.015 92.935 83.275 11,6%
6 6.1A 133.678 7.195 140.873 121.371 16,1%
7 6.1A 188.929 10.671 199.600 172.395 15,8%
8 6.1A 50.792 2.816 53.608 46.243 15,9%
9 6.1A 38.210 2.163 40.373 35.189 14,7%
17 6.1A 93.825 6.597 100.422 89.142 12,7%
18 6.1A 118.809 8.763 127.572 115.981 10,0%
19 6.1A 35.802 3.130 38.933 35.769 8,8%
20 6.1A 48.871 4.222 53.093 49.769 6,7%
26 6.1A 56.654 3.319 59.973 51.855 15,7%
27 6.1A 136.924 12.720 149.644 135.639 10,3%
1.319.993 1.171.923euros euros
Diferencia 148.070 12,6%
Contrado Indexado Pass-through 2015
Seguimiento de la facturación
Seguimiento de la facturación
Facturas mensuales 2014
Enero 2014 Julio 2014COSTE POTENCIA (euros) 10.742,1 COSTE POTENCIA (euros) 11.034,5COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) 0,0 COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) 5.350,2COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) 1.203,3 COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) 58.120,1COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) 195,7 COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) 0,0Impuesto de la electricidad (euros) 620,7 Impuesto de la electricidad (euros) 3.809,2ALQUILER equipo de medida 66,3 ALQUILER equipo de medida 66,3IVA 2.693,9 IVA 16.459,9TOTAL (euros) 15.521,9 TOTAL (euros) 94.840,1
Febrero 2014 Agosto 2014COSTE POTENCIA (euros) 9.966,7 COSTE POTENCIA (euros) 11.034,5COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) 0,0 COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) 1.699,7COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) 1.079,6 COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) 42.828,4COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) 27,9 COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) 0,0Impuesto de la electricidad (euros) 566,2 Impuesto de la electricidad (euros) 2.840,8ALQUILER equipo de medida 59,8 ALQUILER equipo de medida 66,3IVA 2.457,1 IVA 12.278,6TOTAL (euros) 14.157,3 TOTAL (euros) 70.748,3
Informe anual 2014Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6
kW kW kW kW kW kW10 603 603 603 603 73510 468 468 468 468 735 24/06/2014
Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 TOTAL
kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh
ENERO 455 762 0 0 0 1280 2.497
FEBRERO 338 558 0 0 0 1054 1.950
MARZO 0 0 3050 4588 0 14881 22.519
ABRIL 0 0 0 0 20541 35369 55.910
MAYO 0 0 0 0 17858 63278 81.136
JUNIO 296 11149 1592 8621 0 103614 125.272
JULIO 612 40048 0 0 0 163741 204.401
AGOSTO 0 0 0 0 0 189098 189.098
SEPTIEMBRE 0 0 3258 16381 0 75577 95.216
OCTUBRE 0 0 0 0 1558 2822 4.380
NOVIEMBRE 0 0 0 0 0 0 0
DICIEMBRE 0 0 0 0 0 0 0
TOTAL (kWh) 1701 52517 7900 29590 39957 650714 782.3790% 7% 1% 4% 5% 83% 100%
38.422 34,3%117 0,1%
48.909 43,6%1 0,0%
Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) 4.471 4,0%ALQUILER equipo de medida 780 0,7%IVA 19.467 17,4%
112.166 100,0%
Potencia contratada
TOTAL (euros)
Energía activa (kWh)
COSTE POTENCIA (euros)
COSTE ENERGIA ACTIVA (euros)COSTE EXCESOS POTENCIA (euros)
COSTE ENERGIA REACTIVA (euros)
Resumen costes AÑO 2014
Periodo 1; 0%
Periodo 2; 7%
Periodo 3; 1%
Periodo 4; 4%
Periodo 5; 5%Periodo 6;
83%
Consumo anual ENERGIA ACTIVA (kWh)
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
Consumo mensual ENERGIA ACTIVA (kWh)
Curvas de potencia (kW)
ENERO FEBRERO MARZO
ABRIL MAYO JUNIO
JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE
0
200
400
600
800
1000
1200
0
200
400
600
800
1000
1200
0
200
400
600
800
1000
1200
0
200
400
600
800
1000
1200
0
200
400
600
800
1000
1200
0
200
400
600
800
1000
1200
0
200
400
600
800
1000
1200
0
200
400
600
800
1000
1200
0
200
400
600
800
1000
1200
Monitorización del consumo en tiempo real
Seguimiento de modificaciones legislativas
Impacto en los precios de modificaciones legislativas
Tarifas de acceso Coeficientes de pérdidas Servicio de interrumpibilidad Pagos de capacidad Retribución OM y OS Etc.
Análisis de otras regulaciones legales y propuestas
Derechos de acometida Contrato de temporada Autoconsumo Etc.
• Contratación nula de potencia en el periodo P1, suministrando la energía de ese periodo P1 con un grupo electrógeno.
• Contratación nula de potencia en los periodos P1 y P2, suministrando la energía de los periodos P1 y P2 con un grupo electrógeno.
• Contratación en todos los periodos P1 a P5 de menor potencia de la demandada, en el P6 contratar la potencia suficiente para la instalación
• Contratación de suministro eléctrico durante los meses de mayor demanda y los restantes suplir la energía con grupo electrógeno (contrato de temporada)
Estudio de alternativas
1. Evolución de los precios de la electricidad en el mercado eléctrico español. Aumento de los costes energéticos y pérdida de competitividad en las explotaciones industriales, agrícolas y de regadío.
2. Iniciativas desarrolladas para reducir el coste energético de las comunidades de regantes y las industrias agroalimentarias.
3. Marco legal y económico de las energías renovables, el almacenamiento de energía y el autoconsumo en España y contribución a la reducción del coste energético de las explotaciones.
José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad Consultor de empresas
Sistemas de retribución de energías renovables
Fuente:
Sistemas de retribución de energías renovables
Fuente:
Sistemas de retribución de energías renovables
Fuente:
Nuevo sistema retribución 2014 Régimen retributivo específico (RRE)
► El otorgamiento de nuevas instalaciones se establecerá mediante procedimientos de concurrencia competitiva. ► Estará basado en el Precio de Mercado + Retribución Adicional ► La retribución se calcula en función de la potencia instalada y de los costes de explotación, bajo el criterio de rentabilidad razonable (Obligaciones del Estado a 10 años + 300 puntos básicos). ► Periodo regulatorio: 6 años, con revisión a los 3 años
Subasta 2016
Subasta 2017
Subasta 2017
Orden ETU/315/2017, de 6 de abril
Subasta 2017
• “Impuesto al sol”: cargo por producir energía para consumo propio en instalaciones de consumidores conectadas a la red eléctrica
• No se aplica el balance neto
Autoconsumo conectado a red
Autoconsumo aislado de red
Autoconsumo conectado a red MODALIDAD 2
• Pcontratada < 100 kW • Pgeneracion < Pcontratada • 2 equipos de medida, uno para
generación y otro en punto frontera • Se pagan peajes de acceso a la red por
potencia contratada y energía demandada en el punto frontera
• Se pagan cargo fijo (€/kW) y cargo variable (€/kWh) por energía autoconsumida
• Contrato de suministro para los servicios auxiliares de generación (si Pg<100 kW, contrato único consumo+auxiliares generación)
• 2 equipos de medida, uno para generación y otro para consumo
• Pago de derechos de extensión de generación
• Se pagan peajes de acceso a la red por potencia contratada y energía demandada en el punto frontera
• Se paga peaje de generación: 0,5 €/MWh • Se pagan cargo fijo (€/kW) y cargo variable
(€/kWh) por energía autoconsumida
Si P < 10 kW, con dispositivo de no vertido • Exención del pago de los estudios de
acceso y conexión • No hay cargo variable por autoconsumo
Generación de energía eléctrica para consumo propio
Generación de energía eléctrica para consumo propio o para venta de excedentes
RD 900/2015
Autoconsumo conectado a red MODALIDAD 1
G consumo
kWhG
kWh
Red de distribución Punto frontera
Instalación interior
contador obligatorio
Instalación de producción
eléctrica
kWhC contador opcional
contador obligatorio
Autoconsumo Modalidad 1
Compra de energía neta en
el punto frontera
Pcontratada< 100 kW
G consumo
kWhG
kWh
Red de distribución Punto frontera
Instalación interior
Contador bidireccional obligatorio
Instalación de producción
eléctrica
kWhC contador
obligatorio
contador bidireccional
opcional
Autoconsumo Modalidad 2
Posibilidad de venta de
excedentes a la red eléctrica
Pcontratada> 100 kW
• Las instalaciones desconectadas de la red mediante dispositivos interruptores o equivalentes se considerarán instalaciones conectadas a la red a los efectos de la aplicación de este real decreto.
• Se exceptúa de la aplicación del real decreto a las instalaciones aisladas y los grupos de generación utilizados exclusivamente en caso de una interrupción de alimentación de energía eléctrica de la red eléctrica (grupos electrógenos).
• En cualquier modalidad de autoconsumo, pueden instalarse BATERIAS ELECTRICAS si comparten equipo de medida que registre la generación neta o equipo de medida que registre la energía horaria consumida. Se instalarán de tal forma que compartan equipo de medida y protecciones con la instalación de generación.
• Un generador NO se podrá conectar a la red interior de varios consumidores (anulado por sentencia del TC de 25/5/2017).
Orden ETU/1976/2016
Cargo fijo (€/kW) por energía autoconsumida
Cargo variable (€/kWh) por energía autoconsumida
Orden ETU/1976/2016
RESUMEN CALCULOS POR MESES
DEMANDA HORARIA
GENERACION HORARIA
AUTOCONSUMO HORARIO
VERTIDO A RED
COMPRA A RED
kWh kWh kWh kWh kWhENERO 1 23.486 41.072 6.774 34.298 16.712FEBRERO 2 20.740 55.377 7.588 47.789 13.152MARZO 3 21.834 55.820 8.714 47.106 13.120ABRIL 4 172.532 79.148 46.010 33.138 126.522MAYO 5 307.562 81.653 71.889 9.764 235.673JUNIO 6 670.288 88.448 84.913 3.536 585.376JULIO 7 1.148.679 87.258 87.258 0 1.061.421AGOSTO 8 965.280 79.965 79.965 0 885.315SEPTIEMBRE 9 259.775 75.019 66.476 8.543 193.299OCTUBRE 10 72.619 65.551 25.322 40.230 47.297NOVIEMBRE 11 8.570 32.016 2.870 29.146 5.700DICIEMBRE 12 4.395 35.464 1.518 33.946 2.877
SUMA ANUAL 3.675.761 776.791 489.297 287.495 3.186.464
Ejemplo autoconsumo Tipo 2 - bombeo solar 500 kW
RESUMEN INGRESOS Y COSTES ANUALES COSTE COSTE INGRESO COSTE
COMPRA A RED sin FV
AUTOCONSUMO HORARIO FV
VERTIDO A RED
COMPRA A RED con FV
euros euros euros eurosSUMA ANUAL 222.793 4.930 14.375 189.584
Con Impuestos 234.184 4.930 13.235 199.277(excepto IVA)
TOTAL COSTES sin FV COSTES con FV AHORRO ANUAL234.184 190.972 43.211
Impuestos aplicados:> A la compra de energía, Impuesto Especial de la Electricidad (1,05113 x 4,864%)> A la venta de energía vertida a la red, Peaje Generación (0,5 euros/MWh) e Impuesto 7%
Ejemplo autoconsumo Tipo 2 - bombeo solar 500 kW
La relación entre la energía autoconsumida y el excedente de energía que generará la instalación es importante ya que por cada MWh autoconsumido se ahorrará el coste variable de la electricidad (peajes y cargos, coste de la energía e impuestos), mientras que por cada MWh de excedente, en caso de que exista, el ingreso que percibirá será inferior ya que recibirá solo el precio de la energía en el mercado. Dado que la inversión necesaria es proporcional a la potencia instalada, existirá un incentivo a maximizar el autoconsumo y minimizar el excedente.
Fuente: PwC
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Ubicación: Cubierta de Nave Agrícola Bomba: PS40k2 C-SJ95-7 (40 kVA) Paneles: 252 Paneles de 250W Caudal Extraído: 761 metros cúbicos al día Profundidad de Bomba: 80 metros Sistema de Riego: Riego directo por Goteo y presión constante Localización: Provincia de Zaragoza Ahorro Anual Estimado respecto a Gasóleo: 25.000€ Plazo de Amortización: 4,5 años Cortesía de:
BOMBEO SOLAR 63 kW aislado de la red eléctrica
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Ubicación: Cubierta Nave Agrícola Ganadera Potencia Nominal: 55,2 kW Paneles: 235 paneles de 235W Inversor: 4 x 12kW (Conexión a Red) + 6 x 8kW (Inversor/Cargador) Almacenamiento: 24 Acumuladores 2V, 1143 Ah Generador Diesel: 128 kW Demanda Cubierta por Fotovoltaica: 90% (10% Grupo de Gasóleo) Plazo de Amortización Aproximado: 6 Años Ubicación: Provincia de Lérida Cortesía de:
AUTOCONSUMO HIBRIDO CON ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA 55 kW aislado de la red eléctrica
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Ubicación: Cubierta Nave de Cámaras Frigoríficas Potencia Nominal: 30 kW Paneles: 126 paneles de 250W Inversor: 2 x 15kW Producción Eléctrica Estimada Anual: 47.250 kWh Plazo de Amortización Aproximado: 7 Años (Sin Peaje de Respaldo) Plazo de Amortización Aproximado: 9 Años (Con Peaje de Respaldo) Localización: Provincia de Zaragoza Cortesía de:
AUTOCONSUMO SOLAR 30 kW conectado a red
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Ubicación: Cubierta Nave Industrial Potencia Nominal: 103,68 kW Paneles: 432 paneles de 240W Inversor: 2 x 50kW Producción Eléctrica Estimada Anual: 155.520 kWh Energía Autoconsumida: 85% Energía Entregada a Red: 15% Plazo de Amortización Aproximado: 7 Años (Sin Peaje de Respaldo) Plazo de Amortización Aproximado: 8,5 Años (Con Peaje de Respaldo) Ubicación: Provincia de Zaragoza Cortesía de:
AUTOCONSUMO CON VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA A RED 104 kW
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