Documentación técnica: metodología completa del simulador solar

1. Visión general del simulador

1.1 Objetivo y alcance

El simulador calcul-solaire.fr permite a un particular (o a un instalador profesional) estimar la producción solar, el ahorro posible y el periodo de retorno de una instalación fotovoltaica en una propiedad de la Francia metropolitana.

La herramienta cubre:

• Autoconsumo con venta del excedente a la red
• Autoconsumo puro (sin vertido)
• El kit plug-and-play (potencia muy baja, < 3 kWp, sin vertido)
• La venta total de la producción (≥ 9 kWp, contrato con la tarifa de compra EDF OA)
• El almacenamiento físico con batería (de 5 a 15 kWh)
• El almacenamiento virtual en la red (batería virtual)

1.2 Arquitectura técnica

El simulador es una aplicación web desarrollada en Python (framework Django). Los cálculos de simulación, potencialmente largos (análisis de 8760 puntos horarios por simulación), se ejecutan en segundo plano de forma asíncrona: el usuario ve una página de progreso mientras el motor de cálculo trabaja, sin bloquear su navegador.

1.3 Flujo de simulación en 7 etapas

1. Obtención de datos meteorológicos de PVGIS (8760 h)  [20 %] 2. Cálculo de la producción para 1 kWp                 [40 %] → transposición geométrica + térmica + sombreado + rendimiento del inversor 3. Generación de los perfiles de consumo horarios       [60 %] → desglose por partida + perfil personalizado 4. Optimización multipotencia                          [80 %] → barrido de configuraciones según el objetivo 4b. Simulación financiera de la configuración elegida  [85 %] 5. Precálculo de los escenarios de batería (5 capacidades) [90 %] 6. Guardado de los resultados                         [95 %] 7. Notificación (en su caso)                           [100 %]

1.4 Las dos vías de acceso

Simulación gratuita (particulares): el usuario rellena un formulario público. La simulación se ejecuta en modo estándar: datos meteorológicos de PVGIS, sombreado declarado. Todo es gratuito: la simulación completa y el informe detallado (recálculo interactivo, escenarios completos de batería, proyección a 25 años).

Oferta profesional (instaladores): un instalador puede enviar simulaciones para sus clientes a través de un espacio específico. La simulación se ejecuta entonces en modo avanzado: sombreado horario preciso mediante imágenes de satélite, características reales del equipo elegido en un catálogo, informe personalizado con la imagen del instalador. Véase la sección 12.

1.5 Datos de entrada y datos de salida

Entrada: los parámetros físicos y financieros de la instalación (ubicación, superficie, orientación, consumo, objetivo).

Salida: el conjunto de resultados calculados: producción, ahorro, autoconsumo, ROI, escenarios de batería, perfiles horarios/mensuales/estacionales.

2. Datos de entrada del usuario

2.1 Parámetros de la instalación

Las coordenadas pueden introducirse manualmente (mapa interactivo) o deducirse de la dirección. Las imágenes de satélite de Google Solar enriquecen automáticamente la orientación y la inclinación detectadas en el tejado cuando este dato está disponible.

2.2 Modos de autoconsumo

2.3 Objetivo de dimensionamiento

2.4 Restricciones en modo detallado

En el modo de análisis detallado, el usuario puede imponer límites a la solución elegida: ROI máximo (años), ahorro mínimo (€/año), cobertura mínima (%). Si ninguna configuración cumple todas las restricciones, se elige la mejor configuración sin restricciones y se avisa al usuario de la incompatibilidad.

2.5 Prioridad de las fuentes de consumo

1. Calculadora de consumo (rápida o experta): si el usuario la ha utilizado, se toma su valor total.
2. Entrada manual: si el usuario la ha introducido directamente en el formulario.
3. Valor típico del perfil seleccionado: se utiliza únicamente como último recurso.

Sea cual sea la fuente, el perfil horario generado (8760 valores) se reescala después para que su suma coincida exactamente con el consumo anual elegido.

3. Datos meteorológicos: PVGIS

3.1 ¿Qué es PVGIS?

PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System) es una base de datos gratuita desarrollada por el Joint Research Centre (JRC) de la Comisión Europea. Ofrece datos de irradiación solar de Europa, África, Asia y América. El simulador utiliza la versión 5,3.

3.2 Año meteorológico típico (TMY)

El simulador obtiene un año meteorológico típico (Typical Meteorological Year): para cada hora del año, PVGIS calcula valores representativos procedentes del análisis estadístico de varios años de observaciones por satélite. La respuesta contiene 8760 registros horarios.

3.3 Datos obtenidos

Las tres componentes GHI / DNI / DHI son indispensables para calcular la irradiación que realmente reciben los paneles según su orientación e inclinación (§5.1).

3.4 Alineación temporal

Los datos meteorológicos brutos utilizan un año de referencia arbitrario; se desplazan automáticamente al año en curso para alinear correctamente los perfiles estacionales y el sombreado horario.

3.5 Caché y gestión de errores

Los datos meteorológicos de una ubicación determinada se guardan en caché durante 24 horas. Si la fuente meteorológica no está disponible, la simulación falla de forma limpia en lugar de producir un resultado basado en datos incompletos.

3.6 Sombreado lejano (relieve)

El sombreado lejano (relieve, montañas) ya se tiene en cuenta en la producción, porque los datos de PVGIS integran de forma nativa un modelo de horizonte del relieve aplicado directamente a la irradiancia devuelta. Verificado empíricamente (comparación con y sin el modelo de horizonte activado):

Es la componente directa la que se reduce cuando el sol pasa por detrás del relieve (fuerte en montaña, despreciable en llanura); la difusa no se reduce (opción de modelización de PVGIS). Este sombreado lejano ya queda reflejado, por tanto, en el cálculo final, y no se aplica ningún doble cómputo.

El simulador muestra además, a título meramente informativo en el informe, una curva de horizonte del emplazamiento (best-effort, sin impacto en el cálculo de la producción).

4. Enriquecimiento mediante imágenes de satélite (Google Solar)

Google Solar es un servicio que analiza imágenes de satélite para extraer información sobre los tejados y su potencial solar. El simulador lo utiliza en dos niveles distintos.

4.1 Detección automática del tejado (en el formulario)

Cuándo: al introducir la dirección en el formulario, cuando el servicio está disponible.

Qué hace: el servicio identifica los segmentos de cubierta del edificio y selecciona el mejor segmento (mejor exposición solar). De él extrae:

• El acimut real del faldón
• La pendiente real del faldón
• Un factor de sombreado estimado, derivado de la insolación mediana del segmento

Estos datos rellenan previamente los campos de orientación, inclinación y sombreado del formulario. El usuario puede corregirlos manualmente.

4.2 Máscara de sombreado horaria (durante la simulación, solo en la oferta detallada)

Cuándo: durante el cálculo, solo en las simulaciones en modo detallado o profesional.

Qué hace: para cada mes del año, el servicio proporciona una matriz horaria (24 horas) que indica la fracción de los días del mes en que cada punto del tejado recibe sol directo a la hora considerada.

El simulador promedia la insolación en la zona de instalación real (el contorno de cubierta declarado, o en su defecto una pequeña zona centrada) en lugar de fiarse de un punto aislado, lo que reduce el ruido debido a obstáculos locales (chimenea, ventana de tejado). El resultado es una matriz de 12 meses × 24 horas de fracciones de insolación, aplicada hora a hora a la producción anual.

Limitación asumida: este promedio espacial es una aproximación energética (irradiancia directa disponible en el campo de paneles); no modeliza el desequilibrio eléctrico fino entre cadenas de paneles («strings») con sombreado parcial y un inversor centralizado.

Umbral de validez: si los datos no están disponibles durante la mayor parte del año, la máscara se considera poco fiable y la simulación vuelve al sombreado declarado en el formulario.

4.3 Disponibilidad del servicio

Si las imágenes de satélite no están disponibles para una ubicación o lo están solo temporalmente, la simulación continúa con normalidad sin este enriquecimiento; nunca es un factor bloqueante.

4.4 Resumen: quién se beneficia de qué

5. Cálculo de la producción solar

La producción se calcula hora a hora a lo largo de las 8760 horas del año y luego se suma para obtener la producción anual. El cálculo produce en primer lugar la producción para 1 kWp instalado, que después se multiplica por la potencia elegida.

5.1 Transposición geométrica (plano de los paneles)

Por qué: los datos meteorológicos brutos representan la irradiancia sobre una superficie horizontal. La producción de un panel inclinado y orientado, por ejemplo totalmente al sur con 30°, es diferente de la irradiancia horizontal. Este cálculo determina la irradiancia que realmente se recibe en el plano de los paneles, teniendo en cuenta su orientación y su inclinación.

Cómo: el cálculo utiliza el modelo de cielo de Hay-Davies (una referencia académica estándar en ingeniería fotovoltaica), que descompone la radiación difusa en una componente circumsolar (cercana al sol) y una componente isótropa (el resto del cielo). Las tres componentes meteorológicas (GHI, DNI, DHI) se utilizan directamente, sin descomposición empírica adicional.

Resultado: para cada hora se obtienen tres magnitudes: la irradiancia total en el plano de los paneles (utilizada para el cálculo de la producción), la componente directa (la única que el sombreado puede reducir) y la componente difusa (que llega al panel incluso cuando la directa está bloqueada).

Albedo del suelo: valor por defecto de 0,20 (hierba / entorno urbano), un estándar de la literatura.

Respaldo: si este cálculo falla de forma excepcional (datos ausentes), el cálculo recurre a la irradiancia horizontal bruta; la simulación nunca se bloquea.

5.2 Performance Ratio (PR) de base

El Performance Ratio es un coeficiente global que representa la eficiencia real de la instalación respecto a su potencial teórico. Agrega las pérdidas de cableado, de desajuste (mismatch) entre paneles, de polvo, etc.

El PR final queda acotado entre 0,70 y 0,95.

5.3 Corrección térmica: temperatura de la célula

Por qué: el rendimiento de un panel fotovoltaico disminuye cuando aumenta su temperatura. Esta pérdida no depende de la temperatura del aire, sino de la temperatura del silicio de la célula, claramente más alta con sol directo. Utilizar solo la temperatura del aire produciría un sesgo optimista en un clima templado.

Modelo utilizado (modelo NOCT, estándar de los fabricantes):

T_célula = T_aire + (NOCT − 20) / 800 × Irradiancia_plano_paneles

Donde NOCT es la temperatura nominal de funcionamiento de la célula (procedente de la ficha técnica del panel elegido, o 45 °C por defecto).

Reducción térmica:

factor = 1 + (γ / 100) × (T_célula − 25)

Valores por defecto (si no se elige ningún panel concreto): γ = −0,35 %/°C, NOCT = 45 °C. El factor horario queda acotado entre 0,70 y 1,10.

5.4 Corrección por sombreado

Modo horario (oferta detallada / profesional): la matriz horaria de insolación (§4.2) modula la producción hora a hora. Solo se reduce la componente directa:

ratio_sombreado_h = (irradiancia_difusa + irradiancia_directa × máscara_h) / irradiancia_total

Modo declarativo (todos los usuarios): si no se dispone de una máscara horaria precisa, se aplica un factor de sombreado global (0–30 %) únicamente sobre la componente directa:

pérdida = factor_sombreado × coeficiente_reducción ratio = 1 − pérdida × (irradiancia_directa / irradiancia_total)

Fuente: NREL, «DC Optimizer Field Performance» (2019).

5.5 Corrección por rendimiento real del inversor

Los datos meteorológicos de referencia suponen implícitamente un rendimiento del inversor del 96 %. Si se elige un modelo de inversor concreto (catálogo profesional) y su rendimiento europeo real difiere del 96 %, se aplica un factor de corrección proporcional.

5.6 Fórmula sintética de la producción para 1 kWp

producción_1kWp (kWh/h) = (irradiancia_plano_paneles / 1000) × PR × factor_térmico × factor_sombreado × factor_inversor producción_anual = suma(producción_1kWp en 8760 h) × P    [kWh/año]

5.7 Densidad de instalación y potencia máxima admisible

potencia_máx = superficie_tejado_m² / superficie_por_kWp

1. Si se elige un modelo de panel concreto: la densidad real de su ficha técnica.
2. En caso contrario, un valor fijo por tipo de panel: monocristalino estándar 6,5 m²/kWp, TOPCon/HJT 5,5 m²/kWp, bifacial 6,0 m²/kWp.

La potencia máxima se redondea a la baja a los 0,5 kWp, se limita a 500 kWp y no puede ser inferior a la potencia introducida por el usuario.

5.8 Tejados con varios faldones (multiorientación)

Una instalación puede cubrir varios faldones de tejado con orientaciones e inclinaciones diferentes (típicamente Este/Oeste, o Sur + Este). Cada faldón lleva una parte de la potencia (hasta 4 faldones, y la suma de las partes es igual al 100 %).

La producción para 1 kWp es la media ponderada de las producciones de cada faldón, calculándose cada faldón con su propia orientación, su propia corrección térmica y su propio sombreado. El Performance Ratio, la máscara de sombreado (ligada al lugar) y la corrección del rendimiento del inversor son comunes a todos los faldones.

Un tejado Este/Oeste presenta así una curva de producción aplanada (producción repartida entre mañana y tarde), lo que normalmente mejora el autoconsumo respecto a un único faldón orientado totalmente al sur.

6. Perfil de consumo horario

Para calcular el autoconsumo (fracción de la producción solar consumida directamente), es necesario disponer de un perfil de consumo horario alineado hora a hora con la producción. Este perfil se calcula en dos tiempos: desglose del consumo anual por partida y, después, generación de un perfil horario basado en los hábitos de ocupación.

6.1 Fuente del consumo anual

El arbitraje entre fuentes se describe en el §2.5. El valor final elegido sirve de objetivo de reescalado: el perfil horario generado se ajusta proporcionalmente para que su suma sea exactamente igual al consumo anual objetivo.

6.2 Desglose por partida (ratios ADEME 2022)

Partidas de consumo fijo (se restan en primer lugar): vehículo eléctrico 2500 kWh/año fijos (15.000 km/año a 17 kWh/100 km); piscina 2000 kWh/año fijos (bomba 8 h/día × 5 meses).

Calefacción eléctrica o bomba de calor (calculada según la clase del certificado energético (DPE) y la superficie): la clase DPE da el consumo reglamentario total de los 5 usos. La parte de calefacción representa el 63 % de ese total en una vivienda eléctrica (fuente ADEME/CEREN). La calefacción se limita al 70 % del consumo restante.

Esta parte fija del 63 % solo afecta a los perfiles sin calculadora de consumo detallada. Si usted ha utilizado la calculadora (como en la casi totalidad de las simulaciones), su calefacción se obtiene de otra forma, por diferencia. Véase la sección siguiente.

Agua caliente sanitaria eléctrica: 900 kWh × número de personas, dividido por 2,5 en el caso de un termo termodinámico. Limitada al 50 % del consumo restante.

Si el usuario ha utilizado una calculadora de consumo detallada, se emplea directamente el desglose real que de ella resulta, sin pasar por estos ratios estadísticos.

6.2bis Su calefacción, cuando la calcula la calculadora

Su etiqueta DPE cubre cinco usos reglamentarios: calefacción, agua caliente, refrigeración, iluminación y auxiliares (ventilación mecánica VMC, bombas). Por tanto, no es el consumo de su vivienda: los electrodomésticos, la cocción y el multimedia no están incluidos.

En lugar de suponer qué fracción de esta envolvente se destina a calefacción, el simulador la deduce: resta los otros cuatro usos, que ya calcula por separado a partir de sus equipos declarados. Lo que queda es su calefacción.

envolvente DPE − agua caliente − iluminación − ventilación − refrigeración = calefacción

Una fracción constante sería físicamente errónea: la calefacción depende del aislamiento, mientras que el agua caliente depende sobre todo del número de ocupantes. La parte obtenida varía, pues, con su clase: alrededor del 20 % de la envolvente en una vivienda A y del 73 % en una vivienda G.

Lo que su etiqueta ya contiene

Una etiqueta DPE es un consumo por m², medido en su vivienda, en su ubicación. Por tanto, ya integra el clima local, su ventilación y su aislamiento. Aplicarlos por segunda vez equivaldría a contarlos dos veces: el simulador no lo hace. Dos viviendas realmente clasificadas D consumen el mismo número de kWh/m² en Lille que en Niza: si la de Lille lo consigue, es porque está mejor aislada, y su etiqueta ya lo refleja.

En cambio, lo que depende de su uso y no del edificio se aplica siempre: temperatura de consigna, regulación, intensidad de uso. Como el DPE se calcula con un escenario convencional (19 °C, ocupación normalizada), su desviación respecto a ese escenario nunca se cuenta dos veces.

De lo convencional a lo real

El DPE no pretende predecir un consumo real, y la desviación es sistemática: en las viviendas muy mal aisladas, los ocupantes no calientan todo a 19 °C: cierran habitaciones y bajan la temperatura de consigna. En las viviendas eficientes ocurre lo contrario (efecto rebote). Se aplica una corrección, de +30 % para una vivienda A a −35 % para una vivienda G. Son órdenes de magnitud extraídos de la literatura, que recalibraremos con datos de campo.

Su etiqueta DPE, conocida o no

Si conoce la cifra exacta de su DPE, indíquela: la letra sola es un intervalo. La clase C abarca de 110 a 180 kWh/m²/año, es decir, ±25 % en torno al valor medio aplicado por defecto.

Si no lo conoce, se estima a partir del año de construcción y del tipo de vivienda. Con el mismo aislamiento de la época, una casa con cuatro fachadas pierde aproximadamente el doble de calor por m² que un piso de planta intermedia: el tipo de vivienda desplaza la estimación una clase.

6.3 Generación del perfil horario personalizado (8760 horas)

Se producen dos versiones en paralelo: el perfil actual (uso espontáneo) y el perfil optimizado (aparatos programables desplazados al pico de producción solar, de 10:00 a 13:00).

Modulaciones estacionales: la calefacción se amplifica en invierno y es casi nula en verano. La iluminación sigue las horas de noche.

Optimización: los aparatos programables (lavadora, lavavajillas, secadora, agua caliente eléctrica, vehículo eléctrico con carga solar) se desplazan a las 10:00–13:00. La refrigeración, la calefacción y la cocción no se pueden desplazar.

6.4 Modo experto (programaciones precisas)

Si el usuario ha declarado programaciones precisas de sus aparatos (potencia, meses de funcionamiento, horas de activación), el perfil horario se reconstruye directamente a partir de esos datos reales. En el perfil optimizado, la franja horaria de los electrodomésticos, el agua caliente y el vehículo eléctrico se sustituye por la ventana solar.

6.5 Piscina y vehículo eléctrico

Piscina: el consumo anual se distribuye en el periodo de funcionamiento según una franja horaria definida (inicio a las 9:00 en el perfil actual, a las 10:00 en el perfil optimizado).

Vehículo eléctrico: tres modos de carga: horas valle (0:00–5:00 + 22:00–23:00), solar (10:00–15:00) o mixto.

7. Optimizador de potencia

7.1 Principio general

El optimizador prueba todas las configuraciones posibles dentro del rango de potencia admisible, con un paso igual a la potencia de un módulo (p. ej., 400 Wp = 0,4 kWp). Para cada configuración calcula los indicadores económicos a partir de los mismos perfiles horarios y, a continuación, selecciona la mejor según el objetivo elegido.

7.2 Cálculo por configuración

production_horaire = production_1kWp × P
autoconso_kWh      = suma(min(production_horaire[h], consommation_horaire[h]))  para h sobre 8760 h
injection_kWh      = production_annuelle − autoconso_kWh
economie_annuelle  = autoconso_kWh × tarif_achat + injection_kWh × tarif_injection
coût_brut          = coût_par_kWp(P) × P
prime              = prime_autoconsommation(P)    (0 desde junio de 2026)
coût_net           = coût_brut − prime
ROI_simple         = coût_net / economie_annuelle    (años)

7.3 Lógica de selección según el objetivo

Rentabilidad: selecciona la potencia con el periodo de retorno más corto. No se aplica ningún umbral artificial: el modelo de costes (gastos fijos + precio decreciente por kWp, véase §8.2) penaliza de forma natural las instalaciones muy pequeñas.

Autonomía: maximiza la tasa de autosuficiencia, siempre que la configuración siga siendo razonablemente rentable.

Equilibrio: compromiso ponderado entre rentabilidad y cobertura de las necesidades, con una penalización suave para evitar recomendar un sobredimensionamiento poco rentable.

Reventa (venta total): maximiza el beneficio neto a 20 años. La potencia mínima se fuerza a 9 kWp, umbral reglamentario del contrato de compra EDF OA.

7.4 Restricciones en modo detallado

En el modo detallado pueden aplicarse filtros opcionales tras el cálculo: periodo de retorno máximo, ahorro mínimo, cobertura mínima. Si ninguna configuración supera los filtros, se conserva la mejor configuración sin restricciones y se muestra una advertencia.

7.5 Resultado del optimizador

El optimizador devuelve la potencia óptima junto con la tabla completa de todas las configuraciones probadas. Si el usuario ha elegido una potencia personalizada, su valor sustituye a la recomendación automática.

8. Simulación financiera

8.1 Modos de valoración

Autoconsumo con excedente:

economie_annuelle = autoconso_kWh × tarif_achat + injection_kWh × tarif_injection

Autoconsumo puro / kit plug & play:

economie_annuelle = autoconso_kWh × tarif_achat (injection = 0, tarif_injection = 0, prime = 0)

Venta total:

revenu_annuel = production_annuelle × tarif_vente_totale (100 % vertido a la red, factura eléctrica sin cambios, sin prima)

Opción de horas punta / horas valle : la producción solar se genera exclusivamente de día, es decir, íntegramente en horas punta. Para los usuarios con un contrato de horas punta y horas valle, la tarifa de compra utilizada en todos los cálculos es la tarifa personalizada de horas punta (por defecto: 0,2142 €/kWh, tarifa regulada a 1 de agosto de 2026).

8.2 Coste de instalación estimado

El coste se modela como la suma de dos componentes, expresados sin IVA y convertidos a importes con IVA al final del cálculo:

coût_total_TTC = (frais_fixes_HT + coût_variable_HT + surcoûts_HT/kWp × P) × (1 + TVA) + surcoût_batterie_TTC

Gastos fijos sin IVA: 2200 €, independientes de la potencia. Cubren: desplazamiento y movilización del instalador, andamio de seguridad, visita técnica, seguro decenal de obra, inspección CONSUEL (certificación francesa de conformidad eléctrica; ≈ 150-200 €), convenio de conexión con Enedis (la distribuidora; ≈ 300-500 €) y trámites administrativos.

La degresividad refleja la economía de escala en los paneles (compra en volumen) y la optimización del tiempo de instalación. Fuente de calibración: datos de campo de instaladores profesionales, corroborados por los rangos de mercado de Francia 2025-2026.

Sobrecoste de la batería: +800 €/kWp con IVA. Excepción: el modo kit plug & play aplica una tarifa fija de 500 €/kWp con IVA, sin gastos fijos ni sobrecostes. Si el usuario ha introducido un presupuesto personalizado, este sustituye íntegramente a la estimación automática.

8.3 Tarifas reguladas (arrêtés de la CRE)

Las tarifas reguladas (excedente, venta total y prima al autoconsumo, o «prime à l'autoconsommation») se actualizan unas 4 veces al año según las órdenes ministeriales (arrêtés) de la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE, el regulador francés de la energía) y nunca se fijan en el código del simulador.

Tarifa de venta total : < 9 kWp → 0 (apoyo suprimido desde marzo de 2025); ≥ 9 kWp → según el tramo vigente. Prima al autoconsumo : suprimida desde la orden ministerial del 1 de junio de 2026 (0 €/kWp). Tarifa de compra a la red : 0,2001 €/kWh con IVA en 3 y 6 kVA, 0,1985 €/kWh con IVA de 9 a 36 kVA, tarifa regulada Base a 1 de agosto de 2026.

8.4 Proyección plurianual

La proyección financiera se calcula año a año a lo largo de 25 años (o 20 años en venta total, duración del contrato EDF OA):

Para cada año n (1 a N):
  facteur_production = (1 − dégradation_annuelle)^(n−1)   ← degradación de los paneles
  facteur_tarif_élec = (1 + 0,03)^(n−1)                    ← subida de la tarifa eléctrica (autoconsumo)
  facteur_tarif_rachat = (1 + 0,02)^(n−1)                  ← indexación de la tarifa de inyección / venta

Si autoconsumo:
  cash_flow_n = autoconso_kWh × tarif_achat × facteur_production × facteur_tarif_élec
              + injection_kWh × tarif_injection × facteur_production × facteur_tarif_rachat
              − TURPE (26,40 €/año)

Si venta total:
  cash_flow_n = production_kWh × tarif_vente × facteur_production × facteur_tarif_rachat
              − TURPE (26,40 €/año)

Beneficio neto = suma de los flujos de caja anuales − coste neto. Cada flujo de caja es neto del peaje de acceso TURPE del autoproductor (26,40 €/año, único coste recurrente). Este cálculo se realiza después del bucle año por año, para reflejar correctamente la inflación, la degradación y el TURPE.

8.5 Indicadores financieros

8.6 CO2 evitado

CO2_évité = production_annuelle_kWh × 0,0520    [kgCO2e/año]

El factor de 52,0 gCO2e/kWh corresponde al factor de emisión medio del mix eléctrico francés. Se aplica a la producción total, y no solo al autoconsumo, porque toda la energía producida es energía limpia que sustituye al mix nacional.

8.7 TURPE del autoproductor residencial

TURPE = 26,40 € sin IVA/año

Fuente: tarifa regulada de la CRE / Enedis. Se muestra en las proyecciones detalladas, pero no se integra en los flujos de caja de la proyección principal (impacto marginal).

9. Escenarios de batería

9.1 Principio y momento del cálculo

Los escenarios de batería se calculan previamente de forma sistemática al final de cada simulación, antes de guardar los resultados.

9.2 Cinco capacidades estándar

9.3 Simulación horaria real, hora a hora

Para cada capacidad se ejecuta una simulación detallada sobre las 8760 horas del año (y no una fórmula estadística aproximada). Estado inicial: nivel de carga = 50 % de la capacidad utilizable.

Caso de excedente (producción > consumo): el autoconsumo directo se contabiliza de inmediato; el exceso carga la batería (eficiencia del 95 %); lo que no se puede almacenar se vierte a la red.

Caso de déficit (consumo > producción): se contabiliza el autoconsumo directo; la batería se descarga para cubrir la falta; lo que no se puede cubrir se importa de la red.

9.4 Indicadores generados por escenario

9.5 Proyección a 25 años con degradación de la capacidad de la batería

Para cada año n (1 a 25):
  facteur_n = max(plancher_dégradation, 1,0 − dégradation_annuelle × n)
  contribution_n = économie_supplémentaire_annuelle × facteur_n

économie_25ans_batterie = suma de las contribuciones

Degradación: 2 %/año → suelo del 70 % alcanzado en el año 15 (años 16–25: factor constante de 0,70). Factor acumulado analítico ≈ 19,6× (frente a 25× sin degradación, es decir, −22 %). El año de sustitución se deduce de la garantía en ciclos del fabricante, limitado a 25 años; si es necesaria una sustitución antes, el coste total se duplica.

9.6 Modelo real (oferta profesional)

Si se elige un modelo de batería concreto en un catálogo profesional, sus características reales sustituyen a los parámetros genéricos y se calcula un único escenario (en lugar de los 5 estándar).

9.7 Fuente de verdad de los resultados

Los escenarios de batería así calculados constituyen la única fuente de verdad que se muestra al usuario: los valores nunca se recalculan sobre la marcha a partir de una fórmula de estimación simplificada.

10. Batería virtual

10.1 Principio

La batería virtual es un servicio ofrecido por operadores terceros especializados que permite almacenar virtualmente el excedente solar en la red eléctrica y recuperarlo más tarde. No requiere ningún equipo físico adicional: el contador inteligente mide los vertidos, que se abonan en una cuenta de kWh restituibles. Solo es aplicable al autoconsumo con excedente.

10.2 Cálculo del ahorro y del periodo de retorno

Estructura tarifaria típica: activación 299 € con IVA (una sola vez), suscripción 1,20 €/kWp/mes con IVA, gastos de restitución (costes de reencaminamiento por la red + impuestos aplicables).

La batería virtual valora el excedente vertido al precio de restitución en lugar de a la tarifa de compra regulada (0,011 €/kWh), lo que supone una valorización superior mientras se cubra el sobrecoste de la suscripción.

valeur_surplus    = surplus_annuel_kWh × (tarif_achat − frais_restitution)
économies_nettes  = valeur_surplus − abonnement_annuel
ROI = (coût_activation + suma de las suscripciones) / économies_nettes     (años)

La proyección incorpora una subida de la tarifa de compra de +3 %/año.

11. Resultados e indicadores mostrados

11.1 Indicadores principales

11.2 Gráficos

Cuatro tipos de gráficos: perfil diario medio, balance mensual, perfiles estacionales (invierno / primavera / verano / otoño) y comparador de potencias (tabla interactiva de todas las configuraciones probadas).

11.3 Advertencia de baja rentabilidad

Se muestra una advertencia cuando el beneficio neto calculado a 25 años es negativo, caso típico de un hogar ausente durante el día con grandes excedentes poco valorizados.

11.4 Comparador de potencias

El conjunto de configuraciones probadas por el optimizador se muestra en forma de tabla interactiva, lo que permite comparar distintas potencias sin lanzar de nuevo una simulación completa.

12. Oferta profesional: particularidades

Una oferta dedicada a instaladores profesionales permite lanzar simulaciones para sus clientes a través de un espacio en línea. Principales diferencias con respecto al recorrido para particulares:

• Sombreado horario preciso siempre activado (máscara por satélite en lugar de un factor global declarado)
• Catálogo de equipos reales: panel, inversor y batería concretos con las características exactas de la ficha técnica
• Tarifas personalizadas: precios de compra propios del profesional
• Informe personalizado con la imagen del instalador
• Recálculo interactivo instantáneo sin lanzar de nuevo una simulación completa

Los aspectos de arquitectura técnica y de seguridad de esta oferta no se detallan en este documento público.

Anexo A: Constantes e hipótesis de referencia

Anexo B: Fuentes y referencias

Anexo C: Limitaciones conocidas y líneas de mejora

Limitaciones actuales

• Precisión de la producción: la diferencia entre la producción simulada y las mediciones de referencia de PVGIS es de aproximadamente +5 a +8 % de media. Los propios datos meteorológicos tienen una incertidumbre propia de aproximadamente ±5 %.
• Consumo estimado: la calculadora rápida produce una estimación estadística. El consumo real puede variar ±20 % según los hábitos de cada hogar.
• Sombreado declarativo: en la simulación gratuita, el sombreado es un factor global (sin modelización detallada del sombreado parcial entre cadenas de paneles).
• Tarifas futuras: la proyección a 25 años supone una subida regular del 3 %/año de la electricidad, hipótesis razonable como tendencia pero incierta a largo plazo.
• Venta total ≤ 9 kWp: la tarifa EDF OA se suprimió para las instalaciones ≤ 9 kWp desde marzo de 2025; el simulador refleja correctamente esta situación.

Líneas de mejora identificadas

• Validación sistemática de la producción simulada frente a datos de producción real medidos
• Ampliación del catálogo de tarifas a otros proveedores de electricidad
• Consideración del autoconsumo colectivo para comunidades de propietarios
• Modelización más fina de la degradación no lineal de los paneles al principio de su vida útil

Mejoras entregadas recientemente (junio de 2026)

• Tejados de varios faldones: de 1 a 3 faldones con orientaciones / inclinaciones distintas, detectados automáticamente (véase §5.8)
• Sombreado horario promediado sobre la zona real de instalación (véase §4.2)
• Opción de horas punta / horas valle (véase §8.1, §8.3)
• Degradación de la capacidad de la batería a 25 años con la sustitución integrada en el coste total (véase §9.5)