Producción frente a consumo, hora a hora.

En el paso 2 se introduce el consumo anual y se elige el tipo de cliente. La vivienda unifamiliar tiene picos por la mañana y a última hora de la tarde, y algo más de consumo en invierno. La comunidad de propietarios tiene consumo de servicios comunes día y noche, con pico a última hora de la tarde, y la empresa consume sobre todo de lunes a viernes, de 7 a 17 h.

Para la vivienda unifamiliar hay dos opciones. Con bomba de calor, el invierno pesa unas 2,5 veces lo que el verano; con vehículo eléctrico se añade la carga de 22 a 6 h cada noche, incluida en el consumo anual. Si el cliente tiene los datos horarios de su distribuidora, se sube el archivo y este define todo el perfil.

Con los módulos ya en la cubierta, el diseñador obtiene de PVGIS 5.3, el servicio de la Comisión Europea para la energía solar fotovoltaica, un año meteorológico tipo (TMY) del emplazamiento, y el horizonte del modelo de terreno de PVGIS. La producción se simula después hora a hora para cada orientación de módulos.

La simulación sigue una cadena de pérdidas. La irradiación se traslada al plano del módulo con el modelo de Perez. Se tienen en cuenta el horizonte, las sombras, la reflexión en el vidrio, la suciedad y la nieve, así como la temperatura de módulo según el modelo de Faiman a partir de la temperatura del aire y el viento, las pérdidas por mismatch en cada string, el cableado, la curva de rendimiento del inversor con recorte (clipping) a potencia nominal y la degradación. Cada eslabón es una fila del diagrama de cascada del paso 8, en kWh y en porcentaje.

Al lado figura lo que da el cálculo anual propio de PVGIS para los mismos módulos y la diferencia en porcentaje. Si no se puede obtener el año meteorológico, el diseñador calcula con los valores mensuales de PVGIS por orientación y, sin PVGIS, con un valor estándar de 950 kWh por kWp calibrado para Suecia, ajustado por orientación e inclinación. La fuente aparece junto a las cifras.

La producción se compara con el consumo hora a hora. El autoconsumo es la parte de la energía solar que se usa en el edificio, directamente o a través de la batería. La autosuficiencia es la parte del consumo que cubre la energía solar. El resto son, respectivamente, los excedentes vertidos a la red y la energía comprada a la red.

En el paso 8 se muestra el resultado anual, mes a mes y como un día típico de julio y de enero. La energía comprada se valora con el precio total por kWh (energía, peajes, impuesto eléctrico e IVA) y los excedentes con el precio por kWh que se percibe por ellos, según los precios que se introducen en el paso 2.

La batería se puede gestionar de dos maneras. Con la gestión solo solar, la batería se carga con los excedentes solares y se descarga cuando el edificio necesita energía. Con la gestión por precio horario, que es la opción por defecto, cada día se planifica con 48 horas de antelación: la batería guarda energía solar para las horas caras y puede cargar de la red cuando la electricidad es barata. Los excedentes solares que el plan no aprovecha se cargan igualmente.

Los precios horarios son los precios spot de 2025 de las cuatro zonas de precio de Suecia, SE1–SE4 (Nord Pool, mercado diario), incorporados en el diseñador; no hay precios horarios de España. La zona de precio se deduce de la dirección (para una dirección fuera de Suecia, el diseñador toma SE4) y se puede cambiar. El precio de compra sigue al precio spot en torno al precio medio introducido, de forma que la media anual no cambia: el valor de la gestión sale solo de las diferencias entre horas.

El valor de la instalación fotovoltaica sin batería se calcula con los precios medios, de modo que se pueden comparar diseños con y sin batería.