Autoconsumo Industrial: Rentabilidad financiera sin subvenciones

Tu empresa no necesita una subvención para que el autoconsumo sea rentable: necesita números bien hechos. En industria, la fotovoltaica tiene sentido cuando se justifica como una inversión que reduce OPEX (kWh comprados) y estabiliza parte del coste energético durante 20–25 años. Y, sobre todo, cuando la decisión se toma con criterios financieros (TIR/VAN) y con un diseño que encaje con tu perfil real de consumo.

Este artículo es un satélite del cluster Eficiencia y Monetización, así que si quieres el marco completo de cómo convertir ahorros energéticos en valor económico (más allá de “bajar la factura”), te interesa leer primero el pilar: Sistema CAE (Certificados de Ahorro Energético): Monetiza tu eficiencia en 2026. A partir de ahí, vamos a lo que de verdad decide un proyecto de autoconsumo industrial sin subvenciones: rentabilidad por ahorro y estructura financiera.

1. Análisis financiero puro (TIR/VAN)

Hablar de “ROI” en placas solares está bien para una primera foto, pero en industria suele quedarse corto. El director financiero (o el propietario) necesita ver el proyecto como cualquier otra inversión: flujos de caja, coste de capital y riesgo.

### Qué métricas mandan en autoconsumo industrial

• TIR (Tasa Interna de Retorno): la rentabilidad anual implícita del proyecto. En proyectos industriales sin ayudas, es habitual encontrar rangos 8%–15% si el autoconsumo es alto y el CAPEX está bien ajustado.

• VAN (Valor Actual Neto): valor en euros de la inversión hoy, descontando los flujos a una tasa (WACC o tasa objetivo). Un proyecto puede tener “payback corto” y, aun así, un VAN pobre si los ahorros futuros son modestos o la tasa de descuento es alta.

• Payback / plazo de amortización: útil para gestión del riesgo, pero no debería ser el único filtro.

• DSCR (si hay financiación): ratio de cobertura del servicio de la deuda, clave si lo financias con préstamo/leasing.

### Estructura de flujos (lo que entra en el Excel)

En autoconsumo industrial sin subvención, el flujo típico es:

1) Inversión inicial (CAPEX): ingeniería, módulos, inversores, estructura, protecciones, legalización, puesta en marcha.

2) Ahorro anual: kWh autogenerados y autoconsumidos × (precio evitado del kWh comprado).

3) Ingresos por excedentes (si los hay): kWh vertidos × precio de compensación/venta (ojo: suele ser menor que el precio de compra).

4) Costes recurrentes: O&M (mantenimiento), seguros, reposiciones (p.ej. inversor), telemonitorización.

5) Degradación: la planta produce algo menos cada año (por ejemplo 0,4%–0,7% anual según calidades y condiciones).

El error típico al calcular la rentabilidad fotovoltaica sin subvención es inflar el precio evitado del kWh (usar un promedio “bonito” que no coincide con tu factura real) o asumir autoconsumos imposibles sin analizar la curva horaria.

### Qué supuestos hacen que la TIR “baje de golpe”

• Autoconsumo real bajo (mucha producción al mediodía y consumo desplazado a noche/valle).

• Sobredimensionar potencia FV por “aprovechar la cubierta” y terminar regalando excedentes baratos.

• No separar término de energía y término de potencia: el autoconsumo impacta sobre todo el variable (kWh), pero si tu problema era fijo (potencia/penalizaciones), igual hay que corregir antes con medidas de tarifa y maxímetro. En ese caso, revisa también la lógica de penalizaciones si estás en tarifa 6.1TD: Cómo eliminar penalizaciones por excesos de potencia.

• Coste de capital alto: si tu tasa objetivo es 12% y el proyecto da 9%, no es mala inversión, simplemente no encaja con tu política financiera.

Si quieres aterrizar números con datos reales de tu suministro (consumos, potencias, peajes, periodos, precio medio real pagado), en MIAF lo conectamos con nuestro análisis de facturas y comparación de mercado para que la decisión no dependa de “promedios”. Puedes ver el enfoque en Consultoría energética o solicitar directamente un estudio: https://www.miaf.es/contacto.

2. Ahorro por kWh dejado de comprar

Esta es la palanca principal del autoconsumo: cada kWh que produces y consumes es un kWh que no compras a tu comercializadora. Pero el valor de ese kWh evitado no es “el precio OMIE” ni un número fijo universal: es tu coste real puesto en factura.

### El “precio evitado” correcto: qué incluye y qué no

En términos prácticos, el kWh que dejas de comprar suele evitar:

• Coste de energía (fijo/indexado/mixto según contrato).

• Parte de peajes y cargos asociados al término de energía.

• Ajustes según el tipo de contrato (algunas estructuras repercuten servicios o componentes adicionales).

Y normalmente no evita:

• Término de potencia (fijo mensual).

• Otros fijos de comercialización/servicios.

• Impuestos/recargos que se aplican sobre base total (dependen del caso, pero no los “eliminas” al 100% por bajar kWh).

Por eso, cuando alguien te vende un proyecto con “ahorras 0,18 €/kWh” sin mirar tu factura, está asumiendo demasiado. En industria la diferencia entre valorar el kWh evitado a 0,11 o a 0,15 puede cambiar la TIR por completo.

### Autoconsumo vs excedente: por qué el diseño manda

Sin baterías, tu objetivo financiero casi siempre es maximizar autoconsumo instantáneo (consumir mientras produces). El excedente tiene valor, sí, pero suele pagarse más barato que el kWh que compras.

Regla operativa realista:

• Si tu fábrica trabaja de día (turno diurno) y tiene consumos constantes, el autoconsumo suele ser alto y la instalación se defiende sola.

• Si tu consumo fuerte es nocturno (hornos, producción a 3 turnos con picos fuera de horas solares), la planta puede seguir siendo rentable, pero el dimensionamiento y/o la estrategia (p.ej. parte de almacenamiento o ajustes de proceso) se vuelven críticos.

### Cómo estimar ahorro anual sin engañarte

Un método sencillo y bastante robusto, antes de ir al modelado cuarto-horario avanzado, es:

1) Estima producción anual (kWh/kWp) por ubicación y orientación.

2) Estima % de autoconsumo (no “% de cobertura”, sino % de energía FV que consumes).

3) Ahorro = kWh autoconsumidos × precio evitado real.

4) Añade excedentes: kWh vertidos × precio de compensación/venta (si aplica).

5) Resta O&M anual.

En proyectos industriales, verás que el driver no es “poner más paneles”, sino poner los paneles que casan con tu curva. Si además quieres control y seguimiento para no descubrir desviaciones meses después “cuando llega la factura”, tiene sentido monitorizar consumos y potencia: Plataforma.

3. Modelos de financiación privada

Cuando quitamos las subvenciones de la ecuación, aparece la pregunta buena: “¿Cómo lo financio sin tensionar caja y manteniendo rentabilidad?” En industria suele haber tres vías realistas.

### Compra directa (CAPEX)

• Ventaja: maximizas el ahorro neto a largo plazo (la planta es tuya).

• Riesgo: inmovilizas capital; exige disciplina de mantenimiento y seguimiento.

• Cuándo encaja: empresas con caja, coste de capital bajo y visión 10–15 años.

Desde finanzas, lo importante es comparar la TIR de la planta con tu tasa objetivo y con alternativas internas (capex productivo). Si el proyecto FV compite con una inversión industrial que da 20%, probablemente no ganará… salvo que tu objetivo sea reducir riesgo energético o cumplir objetivos ESG del cliente.

### Leasing / renting energético (cuota fija)

Modelo muy extendido en pymes industriales: pagas una cuota fija mensual durante X años y te quedas el ahorro desde el día 1 o parcialmente.

• Ventaja: menos (o nada) de desembolso inicial, el proyecto “se paga” con el ahorro.

• Clave: que la cuota sea inferior al ahorro esperado con supuestos conservadores.

• Ojo: revisa duración, mantenimiento incluido, seguro, propiedad final, penalizaciones.

Aquí el análisis es parecido al de un “proyecto de eficiencia financiado”: comparas factura “sin FV” vs “con FV + cuota”, y miras el impacto en caja mensual.

### PPA on-site (sin inversión inicial)

En un PPA on-site, un tercero instala en tu cubierta y tú compras la energía generada a un precio pactado (normalmente inferior al de red), con un contrato a varios años.

• Ventaja: sin CAPEX, estabilidad y previsibilidad del coste del kWh solar.

• Riesgo: contrato largo; hay que revisar indexaciones, disponibilidad, garantías, y qué pasa al final del plazo.

• Cuándo encaja: empresas que priorizan caja y certidumbre, o que no quieren inmovilizar capital.

Si tu empresa ya está valorando contratos a medio/largo plazo, tiene sentido conectar este enfoque con tu estrategia global de compra (fijo/indexado/mixto) y con la revisión de contratos. En MIAF, además de la parte técnica de optimización, trabajamos el lado de compra y comparativa entre comercializadoras para que la fotovoltaica no “tape” un mal contrato. Puedes ver cómo lo abordamos en Nuestros servicios y en la home con calculadora.

La decisión “rentable sin subvención” se toma cuando cruzas tres cosas: perfil de consumo real, precio evitado real y modelo de financiación que no te rompa la caja. Si nos pasas 12 meses de facturas (y, si existe, curva cuarto-horaria), te devolvemos un análisis práctico: cuánto kWh dejarías de comprar, qué TIR/VAN sale con supuestos conservadores y qué estructura (CAPEX, leasing o PPA) encaja mejor con tu empresa. Para eso, el camino más directo es solicitar el Estudio Energético Gratuito en https://www.miaf.es/contacto y te lo bajamos a números, sin depender de ayudas.