metodología
Metodología de screening tarifario y generación distribuida
Esta beta prioriza oportunidades territoriales y explicabilidad. No reemplaza una cotización técnica, una revisión de boleta real ni un estudio eléctrico de conexión.
1. Datos tarifarios
tarifas_BT_AT.csv
Todas las opciones BT/AT y la tarifa de inyección se leen desde el CSV. Para BT1 residencial se usa T1/180 kWh y se excluyen tramos ETR superiores.
2. Total tarifario $/kWh
Total_tarifa = suma(componentes en $/kWh)
Para BT1 se usa la tarifa final de 180 kWh si existe. En BT2/BT3/BT4/AT, los cargos de potencia en $/kW-mes se muestran por separado y no se convierten a ahorro sin curva de carga.
3. Generación FV mensual
Gen_m = gen_específica_m × tamaño_FV
gen_específica_m proviene de generacion_mensual.csv. Los proxies regionales se identifican como estimaciones y deben reemplazarse por coordenadas y pérdidas reales en una evaluación definitiva.
4. Autoconsumo e inyección
Autoconsumo_m = suma_h min(Gen_m,h, Consumo_m,h)
Inyección_m = Gen_m − Autoconsumo_m
El consumo y la generación mensual se distribuyen por hora mediante curvas sintéticas. Se puede fijar consumo o autoconsumo objetivo; la otra variable se calcula.
5. Ahorro mensual y anual
Ahorro_m = AC_m × Tarifa_consumo + Inyección_m × Tarifa_inyección
Ahorro_año_1 = suma(Ahorro_m)
Netbilling se valoriza por separado y nunca se trata como un descuento dentro de la tarifa de consumo.
6. VAN, TIR y payback
VAN = −Inversión + suma(Flujo_t / (1 + tasa)^t)
TIR = tasa que hace VAN = 0
Los flujos incluyen O&M, crecimiento tarifario real y degradación FV. Se reportan payback simple y descontado.
Perfiles horarios asumidos
Curvas sintéticas en p.u.
La curva residencial concentra consumo en mañana y tarde-noche; la C&I concentra consumo durante la jornada; la curva FV usa una forma senoidal entre 06:00 y 18:00. El solapamiento horario determina el autoconsumo.
Cada curva se normaliza por separado a su máximo horario = 1 p.u. El gráfico compara formas, no magnitudes de energía.
Resolución: 1 hora. No representa intervalos de 15 minutos ni puntas breves.
Días: se usa la misma forma todos los días; no se distinguen fines de semana ni feriados.
Estacionalidad: cambia la energía mensual FV, pero no la forma horaria de carga.
Tipología: C&I es un perfil genérico; no distingue oficina, supermercado, colegio o industria.
Escala: la energía mensual ingresada escala la curva; la figura en p.u. solo muestra forma relativa.
Alcance: adecuado para screening territorial; una propuesta real requiere curva medida del cliente.
Ejemplos de cálculo reproducibles
Se reintroducen los ejemplos de cálculo, actualizados al método de autoconsumo horario endógeno. El caso de referencia es Antofagasta–ELECDA, BT1, 3 kW y 180 kWh/mes.
Ejemplo 1 · Generación, autoconsumo e inyección
- Generación específica anual: 1.569,5 kWh/kWp-año.
- Generación del sistema: 1.569,5 × 3 = 4.708,5 kWh/año.
- El solapamiento hora a hora entrega 955,3 kWh/año autoconsumidos.
- Inyección: 4.708,5 − 955,3 = 3.753,2 kWh/año.
- Autoconsumo FV: 955,3 / 4.708,5 = 20,3%; cobertura: 955,3 / 2.160 = 44,2%.
Ejemplo 2 · Regla horaria
Si en una hora el FV genera 0,60 kWh y la carga consume 0,25 kWh, entonces:
Autoconsumo_h = min(0,60; 0,25) = 0,25 kWh
Inyección_h = 0,60 − 0,25 = 0,35 kWh
La plataforma repite esta operación en las 24 horas de cada mes. Por eso una carga C&I diurna puede autoconsumir más que una vivienda con igual energía mensual.
Ejemplo 3 · Ahorro y finanzas
- Tarifa de consumo: 269,329 $/kWh; inyección: 111,721 $/kWh.
- Ahorro bruto año 1: 955,3×269,329 + 3.753,2×111,721 = $676.598.
- CAPEX: $3.800.000; O&M: 1% = $38.000/año.
- Con 25 años, tasa real 8%, crecimiento tarifario 2% y degradación 0,5%: VAN $3.991.033, TIR 18,0%, payback simple 5,7 años y descontado 7,9 años.
Fuente de CAPEX FV
Tabla referencial del Explorador Solar
Valores referenciales con IVA que incluyen paneles, inversores, estructuras, materiales, instalación y conexión. Deben reemplazarse por una cotización real.
| Capacidad | Superficie | Precio estimado |
|---|---|---|
| 1 kW | 10 m² | $1.300.000 |
| 2 kW | 20 m² | $2.500.000 |
| 3 kW | 30 m² | $3.800.000 |
| 10 kW | 100 m² | $10.300.000 |
| 25 kW | 250 m² | $25.600.000 |
| 100 kW | 1.000 m² | $79.000.000 |
| 200 kW | 2.000 m² | $158.000.000 |
| 300 kW | 3.000 m² | $203.600.000 |
Supuestos base
Residencial: BT1, 180 kWh/mes y FV 3 kW.
C&I: tarifa seleccionada, 12.000 kWh/mes y FV 100 kW.
Tasa de descuento real: 8%
O&M anual: 1% de inversión
Crecimiento tarifario real: 2%
Degradación FV: 0,5% anual; vida: 25 años
Limitaciones
- No usa la curva horaria real del cliente ni diferencia fines de semana, feriados, estaciones o tipos de comercio.
- No modela sombras, suciedad, orientación real, restricciones de techo, potencia de inversor ni pérdidas particulares.
- Cargos de potencia C&I no se interpretan como ahorro FV directo sin demanda horaria; BESS/peak shaving requiere otro modelo.
- Comunas con más de una distribuidora requieren dirección exacta.
- Los resultados deben validarse con pliego vigente, boleta real, curva de carga, cotización técnica y factibilidad de conexión.