Investigadores del Instituto Especializado de Estudios Superiores Loyola (IEESL) de República Dominicana han esbozado una nueva metodología para el dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos sobre tejado en mercados sin medición neta ni tarifas de alimentación, donde toda la energía producida por el conjunto solar debe ser autoconsumida.
En el estudio «Sizing of photovoltaic systems for self-consumption without surpluses through on-site measurements: Case study of the Dominican Republic» (Dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos para autoconsumo sin excedentes mediante mediciones in situ: Estudio de caso de la República Dominicana), publicado en Renewable Energy, el equipo de investigadores explica que su novedoso enfoque está pensado para sistemas fotovoltaicos de pequeño tamaño para autoconsumo al 100% sin sistema anti-dump. En estos sistemas, la producción no puede superar la demanda de electricidad de un hogar, ya que ningún mecanismo impide la inyección a la red eléctrica.
Estos sistemas requieren una estimación del perfil horario anual y de la potencia mínima demandada, así como el uso de un medidor de irradiancia y un analizador de redes eléctricas. «La relevancia de la metodología propuesta radica principalmente en que el coste de capital del sistema fotovoltaico sin sistema anti-dump es inferior en comparación con un sistema con sistema antidúmping y con los sistemas convencionales de medición neta», explican los investigadores.
En concreto, utilizaron un medidor de irradiancia solar IRR1-SOL de Fluke para medir la irradiancia y la temperatura y el analizador de red 1378 de Fluke, que se utiliza habitualmente para demandas industriales en las que la corriente es de decenas a cientos de amperios. El modelado se realiza en una hoja de cálculo Excel sobre la energía mensual generada por el sistema fotovoltaico durante 25 años, teniendo en cuenta las pérdidas de eficiencia de los módulos fotovoltaicos.
«En el paso del análisis del autoconsumo fotovoltaico, se calcula la energía generada, las emisiones de CO2 evitadas, la demanda de energía de la red eléctrica, la tasa de autoconsumo y la autosuficiencia», subrayan los académicos. «Además, en el último paso, se lleva a cabo un análisis de la viabilidad económica de la instalación, utilizando el método del valor actual neto (VAN), la tasa de retorno de la inversión (TIR) y el tiempo de amortización (TPA) como indicadores para el caso de estudio».
El equipo probó el enfoque mediante un estudio de caso en la provincia de San Cristóbal, en el sur del país. Su análisis consideró un hogar de dos adultos y tres niños y el despliegue de un sistema fotovoltaico de 1 kW con un ángulo de inclinación de 20 grados, estimándose la producción anual de energía en 1.578,5 kWh mediante la calculadora PVwatts.
Como el método propuesto trata de identificar la mayor potencia de corriente alterna que puede producir un panel fotovoltaico implica mediciones de irradiancia en un día determinado, los académicos propusieron un factor de corrección para estimar la potencia máxima de salida durante el año. «En este caso, el factor de corrección fue de 1,044, con lo que la potencia máxima de salida en el año resultó de 131,5 W sobre 150 W», especificaron.
También comprobaron que el sistema de 1 kW sin antidumping era rentable, siendo su BPT de 4,57 años, la TIR resultó ser del 23,4% y la tasa de autosuficiencia (TAS) se estimó en el 5,0%. «El despliegue de este tipo de autoconsumo no es viable para clientes con un consumo inferior a 252 kWh/mes», advirtieron, señalando que el hogar seleccionado tenía una demanda media de 394 kWh/mes.
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