En los últimos dos años, han sido dos los Reales Decretos que han construido el marco legal del autoconsumo en nuestro país. En primer lugar, el RD 15/2018 de 5 de octubre de 2018 ya sentaba las bases de lo que posteriormente se extendería en el RD 244/2019, ya en abril de 2019. Desde entonces, el sector del autoconsumo fotovoltaico en nuestro país ha vivido una nueva edad dorada (emergencia sanitaria del Covid aparte) y ha dejado atrás años oscuros en los que el total de la potencia anual instalada en nuestro país no superaba a lo instalado en la ciudad de Bruselas (2.015 MW en el municipio belga frente a 49 MW en toda España). A los 235 MW instalados en 2018 se le añadieron otros 459 MW en 2019.
Parte de ellos son instalaciones de autoconsumo sin excedentes. Instalaciones que, si bien no pueden inyectar excedentes a las redes de distribución y transporte, disfrutan de un tratamiento administrativo simplificado. Los propietarios de instalaciones sin excedentes tienen la ventaja de no estar obligados a tramitar los permisos de acceso y conexión (ni a depositar los correspondientes avales y garantías) y, además, se ahorran los trámites burocráticos asociados a convertirse en productores de energía para formalizar la venta de excedentes.
Las instalaciones de autoconsumo sin excedentes han demostrado ya ser una opción totalmente válida. Especialmente para aquellos autoconsumidores cuyo nivel de generación se encuentra siempre por debajo del perfil de consumo. Pero también para otros que, aunque en un momento puntual del año puedan “desperdiciar excedentes”, en el balance anual les sale a cuenta este tipo de instalación.
Jesús Heras, Product and Solution Manager de Wattkraft, explica que “para conseguir el diseño óptimo que amortice con la mayor rentabilidad una instalación sin excedentes, el modelo financiero debe alimentarse de un correcto estudio del perfil horario de consumo eléctrico histórico (y a futuro) de la instalación y, a la vez, cruzar esos datos con una estimación precisa de la producción horaria para todo el ciclo anual. Esto último se puede obtener fácilmente, por ejemplo, generando una batería de simulaciones de PVSyst que nos den la producción horaria esperada según un año meteorológico típico y ver qué configuración consigue maximizar el autoconsumo (y por lo tanto el ahorro), minimizando a su vez la inversión (Capex) y los excedentes (por los que no se obtendrá ningún beneficio)”.
Solución antivertido
La pieza clave para legalizar una instalación de autoconsumo sin excedentes es disponer de una solución antivertido acorde al RD244/2019. Una que mediante informe de ensayos o certificado emitido por un laboratorio acreditado demuestre cumplimiento con los exigentes criterios establecidos por el ITC-BT-40 Anexo I: “Sistemas para evitar el vertido de energía a la red” (mismos requerimientos que la UNE 217001-IN). “Conviene remarcar que no es válida una autodeclaración de conformidad o de cumplimiento emitida por el fabricante de la solución –insiste Heras–. De emplearse un sistema no evaluado por un laboratorio acreditado la planta se encontraría en situación de ilegalidad”.
Las soluciones antivertido existentes para gama de Huawei FusionSolar han sido sometidas a un proceso de ensayos y certificación en laboratorio acreditado por parte del fabricante y son aptas para instalaciones domésticas y comerciales de tamaño mediano con un único punto de medida del balance consumo-generación. Además, su comunicación basada en RS485 tan solo abarca distancias entre el punto de medida y los inversores de unos centenares de metros, con velocidades de comunicación bajas y latencias relativamente elevadas.
Aunque estas soluciones son perfectamente válidas para una gran cantidad de instalaciones, no son aplicables a una tipología de instalaciones que, cada vez más, vemos en el sector del autoconsumo español: instalaciones de mediana y gran potencia con diversas ramas de generación, híbridas (generación y cargas en la misma rama) y/o con largas distancias entre los puntos de generación (los inversores) y los puntos de medida. Estas instalaciones suelen poseer diferentes transformadores tanto en la subestación de conexión a red como en el nivel de generación fotovoltaica, formando una red multinivel como la de la siguiente figura donde las soluciones antivertido más sencillas no son viables.
Solución antivertido Wattkraft instalada en una red eléctrica multinivel
Así fue cómo el equipo de Wattkraft identificó la necesidad de desarrollar un dispositivo que complementara las soluciones antivertido disponibles en la gama de productos Huawei. La solución desarrollada consta de dos tipos de unidades de control fundamentales. Por un lado, una unidad “maestra” que mide el balance eléctrico generación-consumo en tiempo real en el punto de inyección a red (aguas arriba de todas las ramas de generación/consumo) y en la que se ha implementado el algoritmo de inyección cero. Por otro lado, una o varias unidades “esclavas” (en función del número de centros de transformación con inversores conectados aguas abajo) que retransmiten los comandos de regulación de la unidad maestra a los inversores y además hacen de vigilantes de la comunicación.
Ambos equipos, maestro y esclavo, cuentan con CPUs ultra rápidas del fabricante alemán Wago y pueden conectarse mediante fibra óptica. La comunicación se realiza sobre la base del protocolo TCP/IP, a elevada velocidad de transmisión de datos y baja latencia en comparación con la RS-485. De esta forma se logra que los tiempos de respuesta se encuentren por debajo de los dos segundos exigidos por la norma y se solventa la otra limitación que se mencionó anteriormente: las potencialmente largas distancias entre el punto de medida en la subestación y la generación.
“Sin entrar en demasiados detalles técnicos, sí es importante remarcar que la unidad máster tiene integrada un controlador con analizador de redes para la medición indirecta y simultánea de hasta tres puntos diferentes en alta o media tensión”, apunta Jesús Heras. De esta forma, se abarcan también instalaciones que cuenten con transformadores o líneas de evacuación redundantes y que hay que medir en paralelo al no tener consumos simétricos. Wattkraft se decantó por un potente analizador de redes también de la marca Wago (con tiempo de muestreo de 20 ms) en lugar de un contador al uso (tiempos típicos de refresco entre 200 ms y 1.000 ms) dada la dificultad inherente de agrupar en tiempo real las medidas tomadas de forma simultánea en varios puntos y tener tiempo de procesar estos datos, de transmitir la orden y que el inversor reaccione a tiempo de cumplir con el requerimiento legal de adaptarse en apenas 2 segundos ante cambios bruscos del nivel de generación o de consumo.
El analizador de redes se puede conectar a los transformadores de medida de la subestación ya existentes. Los transformadores de tensión (TT) han de ser de clase 1 y de 690V máximo y los trasformadores de corriente (TI) de tipo X/5A y clase 1 para cumplir con el mínimo de precisión de los equipos utilizados en los ensayos de laboratorio con los que se ha validado el sistema de autoconsumo.
El controlador de la unidad maestra analiza los datos de los equipos de medida y genera consignas de regulación de potencia que se envían a los SmartLoggers de Huawei ubicados en las unidades esclavas garantizando en todo momento que no se evacúen excedentes de generación fotovoltaica a la red.
Las unidades esclavas tienen la función de vigilantes de las comunicaciones entre la unidad maestra en la subestación y los diferentes SmartLoggers ubicados en cada uno de los centros de transformación. En caso de pérdida de comunicaciones con la unidad maestra, comandan a los inversores a través de Modbus por un enlace RS-485 o por el cable de AC (PLC) para cortar la generación en menos de 2 segundos según también establece la norma de antivertido.
8 MW de autoconsumo sobre cubierta
Los dispositivos pasaron todas las pruebas necesarias para su legalización en la instalación fotovoltaica de autoconsumo sin excedentes más grande de Europa (8 MW). Un impresionante proyecto en Badajoz que cuenta con 44 inversores Huawei Sun2000-185KTL agrupados en tres centros de transformación conectados en un anillo de media tensión.
Hay dos tipos de unidades de control fundamentales. Por un lado, una unidad “maestra” (izquierda) que mide el balance eléctrico generación-consumo en tiempo real en el punto de inyección a red, y en la que se ha implementado el algoritmo de inyección cero. Por otro lado, una o varias unidades “esclavas” que retransmiten los comandos de regulación de la unidad maestra a los inversores y además hacen de vigilantes de la comunicación.
“La solución antivertido de Wattkraft cumplió sobradamente con las exigencias legales en todos los ensayos necesarios. El dispositivo, ante los ensayos de desconexiones de cargas, reaccionó en menos de 1,65 segundos ante el corte del vertido y la respuesta ante incrementos de potencia de generación fue incluso más rápida (de unos 1,35 segundos)”, explica Jesús Heras.
El resultado de la prueba de determinar el máximo número de inversores en paralelo estableció que a los efectos de la norma no hay limitación, dado que los tiempos de respuesta con dos equipos fueron incluso menores que con uno. Por lo tanto, existe la posibilidad de añadir tantos inversores como se requiera mediante la inclusión de tantas unidades esclavas como transformadores tenga el proyecto, con un máximo de 80 inversores por transformador. “Este hecho permite que soñemos con batir nuestro propio récord en una nueva instalación de autoconsumo sin excedentes de una capacidad nominal aún mayor”.
El Product and Solution Manager de Wattkraft señala que esta solución antivertido “se encuentra disponible a través de nuestros socios distribuidores habituales, Saclima y SumSol”. El dispositivo cuenta con su correspondiente informe de ensayo Nº 20346 realizado por el laboratorio acreditado CERE (Certification Entity for Renewable Energies) que demuestra el cumplimiento con los criterios establecidos por el RD244/2019.
Dos factores claves en el autoconsumo sin excedentes
Las instalaciones de autoconsumo sin excedentes tienen que contar con un mecanismo antivertido que impida la inyección de energía excedentaria a la red de transporte o de distribución. De ahí que también se las llame de “inyección cero”. Powen, empresa responsable de esta instalación de 8 MW, explica que “estos dispositivos funcionan a nivel de los inversores, reduciendo su potencia de salida de manera sincronizada con el consumo del cliente, para evitar que se genere más energía de la que se puede consumir”. En instalaciones de autoconsumo de más de 100 kWp, la instalación de estos dispositivos antivertido “dependen de dos factores principalmente”:
• Grado de aprovechamiento de la energía generada (% de autoconsumo)
En aquellos clientes donde el consumo es tan elevado y constante que es capaz de absorber toda (o casi toda) la energía que produce la instalación fotovoltaica, “es recomendable instalar un sistema de antivertido para asegurar la instalación frente a la red. Además de acortar los plazos es más económico”.
• Complejidad para el aprovechamiento de la energía excedentaria
En casos donde la energía excedentaria sea significativa y pueda generar algún rendimiento económico, “se deberá contratar a un agente representante que se encargue de gestionar esa energía en el mercado”. Esto añade unas cargas adicionales de burocracia y además, se aleja del área de negocio de los clientes de autoconsumo. Es recomendable en aquellas instalaciones con consumos muy estacionales, por ejemplo, en el entorno agrícola, donde las plantas fotovoltaicas producen mucha más energía de la que necesitan los clientes fuera de la campaña de riego.
