Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Ingeniería de la Energia Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes Sevilla, 2021 Autor: José Manuel Toledo Betancor Tutor: Javier Serrano González iii Trabajo Fin de Grado Ingeniería de la Energía Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes Autor: José Manuel Toledo Betancor Tutor: Javier Serrano González Profesor contratado doctor Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2021 v Proyecto Fin de Carrera: Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes Autor: José Manuel Toledo Betancor Tutor: Javier Serrano González El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2021 El Secretario del Tribunal vii A mi familia A mis amigos ix AGRADECIMIENTOS En primer lugar, me gustaría mostrar mi agradecimiento a mis padres por haberme brindado la oportunidad de estudiar este Grado con su apoyo incondicional en todos los aspectos. Agradecer también a mi familia y mis amigos por el apoyo durante estos años en los que ha habido momentos malos y buenos, pero en los que siempre han estado presentes, incluso en la distancia. Por último, agradecer a todos mis profesores por los conocimientos recibidos y el desempeño realizado durante estos años. José Manuel Toledo Betancor Alumno de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería Sevilla, 2021 xvii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1: Valores asociados al tipo de suelo. 7 Tabla 2.2: Requerimiento de agua de 1 parcela. 9 Tabla 2.3: Características principales del sistema de goteo seleccionado. 11 Tabla 2.4: Parámetros requeridos para la selección de la bomba. 14 Tabla 2.5: Parámetros generales de las configuraciones de bombeo estudiadas. 15 Tabla 2.6: Parámetros técnicos más relevantes del grupo de bombeo seleccionado. 15 Tabla 3.1: Parámetros principales de un módulo fotovoltaico. 17 Tabla 3.2: Parámetros principales de un inversor fotovoltaico. 18 Tabla 3.3: Parámetros principales del modulo seleccionado. 19 Tabla 3.4: Valores requeridos de temperatura en función de la ubicación. 20 Tabla 3.5: Nomenclatura de los parámetros del módulo fotovoltaico corregidos por temperatura. 20 Tabla 3.6: Valores de los parámetros del módulo fotovoltaico corregidos por temperatura. 21 Tabla 3.7: Parámetros principales del inversor seleccionado. 21 Tabla 3.8: Parámetros principales de la configuración del generador fotovoltaico. 22 Tabla 3.9: Parámetros principales del generador fotovoltaico. 22 Tabla 3.10: Configuración seleccionada para el generador fotovoltaico. 23 Tabla 3.11: Valor de los parámetros más importantes del generador fotovoltaico. 23 Tabla 3.12: Resumen de los parámetros del inversor y del generador. 23 Tabla 3.13: Dimensiones del módulo fotovoltaico seleccionado. 24 Tabla 3.14: Dimensiones de la instalación fotovoltaica. 25 Tabla 3.15: Inclinaciones recomendadas para los módulos según el periodo de diseño. Fuente: IDAE. 26 Tabla 3.16: Orientación e inclinación seleccionadas para los módulos. 26 Tabla 3.17: Factor de corrección K para latitud de 37º según la inclinación del módulo. Fuente: IDAE. 26 Tabla 3.18: Resumen de la distribución energética de la instalación. 30 Tabla 4.1: Distribución de los diferentes periodos tarificados para la península. 31 Tabla 4.2: Tarifas 3.0 TD más económicas. 32 Tabla 4.3: Comparativa del coste del término de potencia en el modelo base según la tarifa aplicada. 32 Tabla 4.4: Comparativa del coste del término de energía en el modelo base según la tarifa aplicada. 33 Tabla 4.5: Comparativa del coste total de potencia y energía en el modelo base según la tarifa aplicada. 33 Tabla 4.6: Potencia contratada y otros valores asociados a la misma. 34 Tabla 4.7: Ahorro conseguido en el término de potencia según la tarifa aplicada. 34 Tabla 4.8: Ahorro conseguido en el término de energía según la tarifa aplicada. 34 Tabla 4.9: Comparativa del ahorro anual total de potencia y energía según la tarifa aplicada. 35 Tabla 4.10: Costes asociados a la instalación fotovoltaica. 35 Tabla 4.11: Ahorro anual final debido a la potencia contratada y la energía consumida. 36 Tabla 4.12: Ingresos anuales generador por la inyección de los excedentes en la red. 36 Tabla 4.13: Flujo de caja anual. 37 Tabla 4.14: Resumen de los principales parámetros económicos del proyecto. 38 xix ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1: Precio medio total del kW instalado en los últimos años en España. Fuente: IRENA. 1 Figura 1.2: Ejemplo de instalación fotovoltaica para generación. Fuente: Entrepreneur. 2 Figura 1.3: Remolacha azucarera. Fuente: Regaber. 2 Figura 1.4: Evolución del área cultivada de remolacha azucarera en Andalucía. Fuente: AIMCRA. 3 Figura 2.1: Valores mensuales de radiación para la ubicación seleccionada. 5 Figura 2.2: Valores mensuales de evapotranspiración de referencia. 6 Figura 2.3: Valores mensuales de precipitación. 6 Figura 2.4: Duración de las diferentes etapas de crecimiento de la remolacha azucarera. 7 Figura 2.5: Valores de evapotranspiración del cultivo cada 10 días. 8 Figura 2.6: Esquema del ciclo hídrico del cultivo. Fuente: CITA. 8 Figura 2.7: Distribución del cultivo en la parcela. 10 Figura 2.8: Aumento de las pérdidas de carga en función de la longitud de la tubería. 11 Figura 2.9: Necesidades hídricas de cada planta cada 10 días. 12 Figura 2.10: Duración total del riego de cada parcela y cada 10 días. 13 Figura 2.11: Punto de funcionamiento del grupo de bombeo seleccionado. Fuente: GRUNDFOS. 16 Figura 2.12: Rendimientos asociados a los diferentes grupos de bombeo estudiados. 16 Figura 3.1: Principales ángulos para la colocación de un módulo fotovoltaico. Fuente: Solarweb. 18 Figura 3.2: Esquema de la distribución de la instalación fotovoltaica. 24 Figura 3.3: Esquema de las distancias entre módulos de diferentes filas. 25 Figura 3.4: Energía anual generada por la instalación fotovoltaica. 27 Figura 3.5: Energía total generada en función de la inclinación de los módulos. 28 Figura 3.6: Comparativa anual entre el consumo y la generación. 28 Figura 3.7: Energía consumida de la red en presencia de instalación de autoconsumo. 29 Figura 3.8: Energía inyectada en la red. 29 Figura 3.9: Porcentajes de energía consumida de la red y autoconsumida. 30 Figura 3.10: Porcentajes de energía inyectada a la red y autoconsumida. 30 Figura 4.1: Precio medio del POOL en España en los últimos años. 36 Figura 4.2: VAN del proyecto durante cada año de vida útil del mismo. 37 1 1 INTRODUCCIÓN 1.1 Tecnología fotovoltaica España es un país con un gran potencial solar gracias a su latitud, que hace que cuente con un gran número de horas de sol al año. La tecnología fotovoltaica, es la tecnología más extendida a nivel nacional y global dentro de las tecnologías que son capaces de aprovechar dicho potencial. Esta tecnología está muy extendida en nuestro país, de hecho, en el año 2019 la energía fotovoltaica generada fue de 8.841 GWh, aumentando en prácticamente un 20% con respecto al año anterior y, suponiendo un 9,2 % dentro de las tecnologías renovables en 2019 y, un 3,6 % sobre el mix energético total peninsular, en cuyo balance las energías renovables ocuparon el 38,9% [1]. El auge de esta tecnología se debe sobre todo al abaratamiento que se está produciendo en los últimos años. En la Figura1.1, puede verse de una forma más ilustrativa. Figura 1.1: Precio medio total del kW instalado en los últimos años en España. Fuente: IRENA. Podemos encontrar instalaciones fotovoltaicas de diferentes tipos. Por un lado, encontramos las instalaciones aisladas, que no tienen conexión alguna con la red de distribución y que por tanto no pueden ni consumir de ella ni inyectar los excesos en la misma. Esto supone un hándicap a la hora del dimensionamiento, por lo que se suelen incorporar baterías (generalmente de ion-litio) para poder hacer una mejor gestión de la producción e intentar adaptar de la mejor manera posible las horas de generación a las de consumo. Es problema de este tipo de instalaciones es la necesidad de baterías, las cuáles a pesar de estar bajando su precio en los últimos años gracias el gran desarrollo que se está produciendo en el campo de los vehículos eléctricos aún siguen siendo relativamente caras y, además la implementación de baterías viene acompañada por la inclusión de un regulador en la instalación, que lógicamente también supone un coste extra. El otro tipo de instalaciones son las conectadas a red y, dentro de ellas podemos encontrar las instalaciones de autoconsumo y las instalaciones dedicadas a la generación eléctrica para su inyección en la red. Estas primeras pretenden, como su propio nombre indica, generar energía eléctrica para ser consumida in situ por el usuario, disminuyendo la dependencia energética de la red y reduciendo los costes en la factura eléctrica. Este tipo de instalaciones tienen la ventaja, a diferencia de las aisladas de que pueden consumir energía de la red en horas en las que no se está generando con la instalación fotovoltaica y, también pueden inyectar los excesos de la generación con respecto al consumo de la red, lo que, dependiendo de si se tiene o no compensación económica y de qué tipo, puede ser interesante desde un punto de vista económico en la factura. Introducción 2 Por último, el otro tipo de instalaciones conectadas a red, aquellas dedicadas plenamente a la generación, son instalaciones por lo general de grandes dimensiones (potencia superior a 100kW) cuyo objetivo es lograr la máxima inyección de energía en la red al año, para poder obtener la mayor rentabilidad económica. Este tipo de instalaciones son conocidas coloquialmente como huertos solares y, podemos ver un ejemplo en la Figura 1.2. Figura 1.2: Ejemplo de instalación fotovoltaica para generación. Fuente: Entrepreneur. 1.2 Selección de la zona geográfica En España existen una gran variedad de cultivos, su clima es muy propicio para una multitud de especies vegetales destinadas a la alimentación. En concreto, Andalucía es la región con mayor horticultura (cultivo de plantas de huerta con regadío) a nivel nacional, gracias a su gran extension territorial y condiciones climáticas. Si a esto se le suma que además de ser una zona rica en agricultura, también lo es en cantidad de horas de sol al año, todo esto hace que Andalucía se postule como una de las mejores zonas de Europa para llevar a cabo este tipo de proyectos que intentan compatibilizar el cultivo de regadío con la energía fotovoltaica. Es por esto que la ubicación que se ha seleccionado para este Trabajo de Fin de Grado es una provincia andaluza, en concreto Málaga. 1.3 Selección del cultivo El cultivo seleccionado para este trabajo ha sido la remolacha azucarera. Este tipo de planta tiene un ciclo bianual, en el año de siembra acumula sacarosa en la raíz principal, mientras que en el Segundo año emite las flores para la polinización, es por esto que para la producción de azúcar interesa solo la fase vegetativa (primer año) y para la produccion de semillas el segundo año. En este trabajo se va a considerar exclusvamente la producción de azúcar, es decir sólo se considerará el año de siembra. Figura 1.3: Remolacha azucarera. Fuente: Regaber. 3 Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes La remolacha azucarera tiene además dos posibles épocas de plantación, la primera de ellas está comprendida entre finales de invierno y comienzos de primavera, es la siembra primaveral. La otra fase de plantación se corresponde con el final de verano y el comienzo de otoño, se trata de la siembra otoñal. La siembra primaveral es mucho más productiva y de mayor calidad po lo que es la seleccionada para este trabajo. Este tipo de siembra primaveral require regadío y, en concreto en España se corresponde con el 96% sobre el total del cultivo de este tipo de remolacha [2]. 1.4 Compatibilidad del cultivo y la instalación fotovoltaica El hecho de que los cultivos de riego necesiten considerables volúmenes de agua durante su ciclo de vida hace que se requiera también mucha energía para poder suministrar dichas cantidades de agua. En los cultivos de regadío, la mayor necesidad de agua se demanda en verano como es lógico, coincidiendo con el momento del año en el que la fotovoltaica es más rentable y más energía produce. De esta forma, la combinación de estos dos elementos hace que las necesidades energéticas del cultivo para su riego, que previamente eran satisfechas en su totalidad por la red eléctrica, ahora puedan ser cubiertas en su mayoría por la instalación fotovoltaica, permitiendo incluso reducir el término de potencia contratada. Además, durante el periodo fuera del ciclo de vida del cultivo, toda la energía producida podrá ser inyectada a la red para generar ingresos (en aquellos casos en los que la normative lo permite). En la normativa de autoconsumo se contempla la posibilidad de acogerse al mecanismo de compensación simplificada pero según este mecanismo, el valor de los excedentes no puede ser superior al de la energía adquirida para un periodo de facturación (máximo un mes). Por ello, en este trabajo se propone una instalación de autoconsumo con excedentes no acogida a compensación que según la normativa, se le aplica el régimen general de la actividad de producción. De esta forma, la energía fotovoltaica es mucho más rentable. En los últimos años, la siembra de remolacha azucarera en Andalucía ha aumentado, como se puede ver en la figura 1.4. Figura 1.2: Evolución del área cultivada de remolacha azucarera en Andalucía. Fuente: AIMCRA. Introducción 4 1.5 Software utilizado La realización de este trabajo se apoya en los siguientes softwares: • CLIMWAT 2.0: Software de la Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura. Este software permite obtener los datos climáticos y de pluviometría necesarios para el trabajo en función de la ubicación seleccionada. • CROPWAT 8.0: Software de la Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura. Este software trabaja a partir del archivo generado por CLIMWAT 2.0. Incluye las bibliotecas necesarias para la selección del tipo de suelo y parámetros de los diferentes cultivos. La principal función de este software es la obtención de las necesidades hídricas del cultivo en cada una de sus etapas en función de la fecha de siembra. • MATLAB: Software matemático desarrollado por MathWorks. Software principal en que se apoyan los cálculos de este trabajo, se ha utilizado la version 2020A. • MICROSOFT EXCEL: Software de hoja de cálculo desarrollado por Microsoft. Se utiliza en diversos cálculos de este trabajo. • MICROSOFT WORD: Software de procesamiento de texto desarrollado por Microsoft. Se utiliza para la elaboración de este documento, utilizando la plantilla de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería de la Universidad de Sevilla. • INKSCAPE: Software desarrollado por Proyecto de Inkscape. Se utiliza para la elaboración de algunas de las figuras que se incorporan en este documento. 5 2 DIMENSIONAMIENTO DEL CULTIVO 2.1 Cálculo de las necesidades hídricas del cultivo El estudio de las necesidades hídricas del cultivo se va a realizar para el caso de una parcela de 200 x 500 m, cuya superficie es 100.000 m2, lo cual equivale a 10 hectáreas (ha). Más adelante, cuando se dimensione el campo fotovoltaico, se podrá determinar cuántas parcelas como esta se podrán implementar. 2.1.1 Parámetros referentes a la ubicación Los primeros parámetros que hay que tener en cuenta para el cálculo de las necesidades hídricas son aquellos referentes a la ubicación. Dichos parámetros son los siguientes: • Radiación: Energía que aporta el sol y que es fundamental para el crecimiento del cultivo. Los valores asociados a nuestro cultivo se pueden ver en la Figura 2.1, como es lógico, los valores máximos se dan en los meses de verano. Figura 2.1: Valores mensuales de radiación para la ubicación seleccionada. • ETo: Evapotranspiración de referencia, es un consumo de agua equivalente que tiene en cuenta los procesos de evaporación y transpiración del agua en la ubicación determinada. Se obtiene a partir de los datos de temperatura, humedad, viento y horas de sol. Los valores asociados a nuestro cultivo se pueden ver en la Figura 2.2, como es lógico, los fenómenos de evaporación y transpiración van a ser más notables en los meses de verano, debido a la elevada insolación y temperaturas. Dimensionamiento del cultivo 12 𝐺𝑝𝑙𝑎𝑛𝑡𝑎 (𝐿 𝑑í𝑎·𝑝𝑙𝑎𝑛𝑡𝑎) = 𝑁𝑟(𝑚𝑚 𝑑í𝑎) 𝐹𝑟(𝑟𝑖𝑒𝑔𝑜𝑠 𝑑í𝑎 )·𝐷𝑝𝑙𝑎 (𝑚)· 𝐷𝑙𝑖𝑛 (𝑚) (2.4) De esta forma, el volumen de agua que requiere cada planta a lo largo de su ciclo de vida ha sido recopilado en la Figura 2.9. El máximo requerimiento de agua por parte de la planta se da sobre todo en la época intermedia y final de su ciclo de vida, coincidiendo con los meses más centrales del verano. Figura 2.9: Necesidades hídricas de cada planta cada 10 días. Una vez que se conoce el caudal diario de agua que requiere cada planta en cada momento, se puede proceder al cálculo y distribución de las horas de riego. En primer lugar, para poder calcular la duración de cada riego, se obtiene el valor del caudal total que circula por cada línea de goteros (Qlin) en función del caudal de cada gotero (Qg), la distancia de separación entre goteros (Dg) y la longitud de la línea, todo esto mediante la Ecuación 2.5, obteniéndose un valor de 950 L/h. 𝑄𝑙𝑖𝑛(𝐿 ℎ) = 𝐿𝑙𝑖𝑛 (𝑚) 𝐷𝑔 (𝑚) ·𝑄𝑔(𝐿 ℎ) (2.5) Para determinar el tiempo de aplicación del agua de riego que se va a emplear en cada planta (Ta,pla), se acude a la Ecuación 2.6. El valor que se obtiene también se corresponde con el tiempo que se tarda en regar cada línea (Ta,lin) puesto que todas las plantas de una misma línea se riegan simultáneamente como es lógico. 𝑇𝑎,𝑝𝑙𝑎 (ℎ 𝑑í𝑎·𝑝𝑙𝑎𝑛𝑡𝑎) = 𝐺𝑝𝑙𝑎𝑛𝑡𝑎 (𝐿 𝑑í𝑎·𝑝𝑙𝑎𝑛𝑡𝑎) ρ𝑔(𝑔𝑜𝑡𝑒𝑟𝑜𝑠 𝑝𝑙𝑎𝑛𝑡𝑎 )·𝑄𝑔(𝐿 ℎ) (2.6) Una vez que se conoce cuando va a tardar nuestro sistema en regar cada planta y por tanto cada línea, se pueden empezar a plantear distintas estrategias de riego para poder calcular la duración total del riego diario de la parcela (Ta,total). Un factor muy importante para el cómputo de la duración total del riego es el número de líneas que van a regarse simultáneamente. No es necesario que las 1.000 líneas de la parcela se rieguen simultáneamente y, dependerá de cuántas de ellas se rieguen a la vez el poder conocer la duración total del riego de la parcela. Al no regar todas las líneas al mismo tiempo, se deben establecer turnos de riego (Nturnos) que, por supuesto, tendrán una duración igual al tiempo de riego de cada línea, como es lógico. 13 Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes Desde el punto de vista del autoconsumo, no nos interesaría un riego demasiado breve puesto que no nos permitiría aprovechar tanto las horas de sol con la instalación fotovoltaica. Otro aspecto fundamental es el periodo de diseño, el cálculo de la duración total del riego debe hacerse en el periodo de mayor demanda hídrica del cultivo ya que, debido a esto, será el mes con mayor duración del riego. En este caso, el periodo de mayor demanda hídrica es la primera década de julio, por lo que se utilizará el tiempo que tarda en regarse cada línea en este periodo para poder estimar el número de turnos de riego a implementar. De este modo, para una primera estimación, se van a suponer unas 6 horas de riego y, con este dato se va a calcular el número de turnos que habría que tener en cuenta para cumplir dicho requisito, mediante la Ecuación 2.7, obteniéndose un valor de 9,66 turnos. A la vista de estos resultados, se decide utilizar un total de 10 turnos de riego, cuya duración total se corresponde con aproximadamente 6 horas y 13 minutos para el periodo de diseño. 𝑁𝑡𝑢𝑟𝑛𝑜𝑠 = 𝑇𝑎,𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (ℎ 𝑑í𝑎 ·𝑝𝑎𝑟𝑐𝑒𝑙𝑎) 𝑇𝑎,𝑙𝑖𝑛(ℎ 𝑑í𝑎·𝑙í𝑛𝑒𝑎) (2.7) Una vez que se ha decidido el número de turnos de riego, se pueden obtener los valores del tiempo total de riego de la parcela para cada periodo, dichos valores están representados en la Figura 2.10. Como se puede ver, el valor máximo se da en la primera década de Julio y, como era de esperar, el gráfico es totalmente proporcional a las necesidades hídricas del cultivo. Figura 2.10: Duración total del riego de cada parcela y cada 10 días. El hecho de que los máximos requerimientos de agua y tiempos de riego se den en verano, justo cuando el potencial fotovoltaico es mayor, es algo muy beneficioso para este trabajo, ya que permitirá que el periodo de amortización se reduzca considerablemente. 2.4.2 Selección de los grupos de bombeo Ya se tiene conocimiento de los tiempos de riego que se van a dar durante el ciclo de vida del cultivo y, también se conoce el sistema de riego que se va a emplear. Es ahora el momento de dimensionar las bombas, elementos más importantes del circuito hidráulico. Como ya se ha visto en el apartado anterior, el riego se ha programado para que se de en 10 turnos consecutivos. Sabiendo esto, se debe seleccionar una estrategia de bombeo con una o varias bombas de forma que se puedan cubrir las necesidades del cultivo en todo momento y se puedan respetar los turnos de riego implementados. Dimensionamiento del cultivo 14 La estrategia de bombeo consistirá en seleccionar el número de bombas necesario para cubrir los requisitos ya mencionados. Los parámetros fundamentales para la selección de una bomba son el tipo de uso, el caudal de operación, la altura manométrica y las pérdidas de carga. Debido a esto, es prácticamente imposible encontrar una bomba que se ajuste perfectamente a nuestros parámetros de operación. Consecuentemente, el sistema de bombeo que se seleccione deberá incorporar un variador de frecuencia que permita regular el caudal. El criterio fundamental a la hora de seleccionar el número de grupos de bombeo será el consumo total del mismo, que viene determinado por el consumo del motor y el variador de frecuencia. La estrategia más interesante será aquella en la que el consumo total de todos los grupos de bombeo empleados sea menor al resto. Un indicador fundamental del consumo que tendrá el conjunto de grupos de bombeo, será el rendimiento del mismo en el punto de funcionamiento. Para la selección del grupo de bombeo y la cantidad del mismo, se ha hecho uso de los catálogos guiados de la empresa Grundfos [5]. Esta empresa ofrece catálogos adecuados al tipo de uso, caudal, altura manométrica y pérdidas de carga seleccionados y, además, muestra las curvas, consumos y rendimientos de los grupos de bombeo en el punto de operación. De este modo, con el objetivo de seleccionar la mejor opción, se hace una búsqueda con los parámetros que aparecen en la Tabla 2.4. Tabla 2.4: Parámetros requeridos para la selección de la bomba. Criterio dimensionamiento Por aplicación Tipo de aplicación Riego Tipo de instalación Sistema de tuberías móviles Caudal (L/h) *Según la estrategia* Altura geométrica (m) 0 Pérdidas por fricción (m) 22 Presión de descarga (bar) 1 Criterio de evaluación Consumo de energía En la Tabla 2.4 se puede ver que el criterio utilizado para encontrar un grupo de bombeo adecuado ha sido el de riego con sistema de tuberías móviles, como es nuestro caso. El caudal seleccionado varía en función de la configuración estudiada y se verá a continuación. La altura geométrica es de 0 metros, puesto que el grupo de bombeo va a estar a la altura del suelo, como el cultivo. Las pérdidas por fricción ya se habían determinado y eran de 22 m, cabe destacar que estas pérdidas van a ser iguales para todas las configuraciones que se van a estudiar, puesto que las pérdidas totales por fricción en tuberías en paralelo son iguales a las pérdidas de una única tubería. La presión de descarga se fija a 1 bar, como es típico en este tipo de sistemas de riego. Por último, el criterio que se ha pedido para la selección del grupo de bombeo es el de menor consumo de energía, aspecto que ya se había comentado con anterioridad. Teniendo en cuenta lo anterior, se han estudiado distintas estrategias de bombeo, todas ellas y sus parámetros fundamentales para la selección de una estrategia u otra, se pueden observar en la Tabla 2.5. 15 Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes Tabla 2.5: Parámetros generales de las configuraciones de bombeo estudiadas. Cantidad Modelo Líneas que riega simultáneamente Caudal total de la bomba (L/h) Potencia individual en el punto de funcionamiento Potencia total en el punto de funcionamiento 1 HYDRO MPC-E 4 CRIE 15-2 100 95000 9313 9313 2 HYDRO MPC-E 2 CRIE 20-2 50 47500 4441 8882 5 HYDRO MPC-E 2 CRIE 10-2 20 19000 1919 9595 10 HYDRO MPC-E 2 CRIE 5-4 10 9500 1096 10960 20 HYDRO MPC-E 2 CRIE 3-8 5 4750 655 13100 50 CR 3-4 A-A-A-E- HQQE 2 1900 305,2 15260 100 CR 1-5 A-A-A-E- HQQE 1 950 201,9 20190 En cuanto a las distintas configuraciones de la Tabla 2.5, en todas ellas se ha respetado el hecho de que se utilicen 10 turnos de riego. Como se puede ver, la opción de menor consumo y que por tanto será la seleccionada es la opción de utilizar 2 grupos de bombeo idénticos y cuyas características se pueden consultar en la Tabla 2.6. El punto de funcionamiento del grupo de bombeo puede observarse en la Figura 2.11. El catálogo del grupo de bombeo seleccionado puede encontrarse en los Anexos de este documento. Tabla 2.6: Parámetros técnicos más relevantes del grupo de bombeo seleccionado. Fabricante Grundfos Modelo HYDRO MPC-E 2 CRIE 20-2 Fluido Agua Presión máxima (bar) 16 Caudal máximo (m3/h) 70 Altura máxima (m) 42 Potencia nominal (W) 4000 Tensión de alimentación (V) 380-415 Corriente nominal (A) 16 Potencia total en el punto de trabajo (W) 8882 Dimensionamiento del cultivo 16 Figura 2.11: Punto de funcionamiento del grupo de bombeo seleccionado. Fuente: GRUNDFOS. Por último, se muestran en la Figura 2.12 los rendimientos globales de las distintas configuraciones estudiadas en la Tabla 2.5. Se comprueba de este como que, como ya era de esperar, la configuración con mejor rendimiento total de conjunto (motor, bomba y variador de frecuencia) es la configuración de menor consumo. Figura 2.12: Rendimientos asociados a los diferentes grupos de bombeo estudiados. El rendimiento del grupo de bombeo seleccionado es del 64%, un valor bastante correcto teniendo en cuenta que, en este tipo de sistema, el rendimiento del conjunto motor-bomba no suele superar el 65-70% y, en este caso se tiene un 64% incluyendo además de los dos elementos mencionados, el variador de frecuencia, que a pesar de ser un elemento que por lo general tiene un rendimiento bastante elevado, no se puede despreciar. Todo esto es un indicativo bastante claro de que el dimensionamiento realizado es bastante bueno [6]. 17 3 DISEÑO DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA 3.1 Tipo de instalación y componentes principales En el primer capítulo, ya se pudo ver qué tipo de instalaciones fotovoltaicas existen y, en este caso el tipo de instalación que se va a utilizar es una instalación fotovoltaica conectada a red. El motivo principal de esta elección es que los consumos del cultivo solo se dan durante una época del año y, por muy bien que la instalación se ajuste a las horas de consumo durante dicho periodo, durante el resto del año se va a producir una gran cantidad de energía que se puede inyectar a la red y generar unos ingresos. La normativa establece que para poder inyectar energía a la red y generar ganancias con ello a lo largo de un periodo de facturación, se necesita que la instalación fotovoltaica sea de al menos 100 kW [7], valor que determinará la potencia nominal del inversor y no la potencia pico de los módulos fotovoltaicos, ambos elementos se explican en este apartado. Por tanto, la instalación fotovoltaica debe ser de al menos 100 kW y su función será cubrir el autoconsumo durante el periodo de cultivo e inyectar a la red los excesos de energía que se producen durante la época de no cultivo o durante la época de cultivo en las horas fuera de riego. El hecho de que la instalación deba ser de al menos 100 kW, determinará cuántas parcelas como la del caso de estudio se pueden regar con dicha instalación fotovoltaica. En cuanto a los componentes principales de este tipo de instalaciones podemos destacar dos principalmente: • Módulo fotovoltaico: Elemento principal de la instalación fotovoltaica. Es el dispositivo que transforma la energía radiante del sol en energía eléctrica. Está compuesto por células de materiales semiconductores en las que se produce el efecto fotoeléctrico (emisión de electrones por un material al incidir sobre él una radiación electromagnética [8]). Por lo general el semiconductor que se utiliza es el silicio y, podemos encontrarlo de diferentes tipos, como puede ser el monocristalino, policristalino y el amorfo (en orden decreciente en cuánto a su rendimiento). En la Tabla 3.1, aparecen los parámetros fundamentales de un módulo fotovoltaico y que se utilizarán para el dimensionamiento de la instalación. En una instalación fotovoltaica, los módulos permiten agruparse mediante dos configuraciones, configuración en serie y configuración en paralelo, por supuesto otra opción es combinar ambas configuraciones. El conjunto de todos los módulos de una instalación constituye el generador fotovoltaico. Tabla 3.1: Parámetros principales de un módulo fotovoltaico. Parámetro Nomenclatura Potencia pico Pmpp Tensión en el punto de máxima potencia Vmpp Intensidad en el punto de máxima potencia Impp Tensión de circuito abierto Voc Intensidad de cortocircuito Isc Variación de la tensión de circuito abierto por temperatura βm Variación de la intensidad de cortocircuito por temperatura αm Diseño de la instalación fotovoltaica 18 Otro aspecto fundamental en el dimensionamiento de una instalación fotovoltaica es el ángulo de los módulos. Distinguimos dos ángulos principalmente a la hora de dimensionar una instalación fotovoltaica. El primero de ellos es el ángulo de azimut (α), dicho ángulo mide la desviación de la normal del módulo con respecto al sur. El segundo y no menos importante es el ángulo de inclinación del módulo (β), que mide la inclinación del módulo con respecto al plano horizontal del suelo. En la Figura 3.1 se puede ver un ejemplo de estos ángulos de forma gráfica. Figura 3.1: Principales ángulos para la colocación de un módulo fotovoltaico. Fuente: Solarweb. • Inversor: Elemento fundamental en las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red. Se encarga de convertir en corriente alterna la energía producida en corriente continua por los módulos fotovoltaicos, para su posterior autoconsumo o inyección a la red. En la Tabla 3.2, se pueden ver los parámetros fundamentales del inversor que se tienen en cuenta en el dimensionamiento de una instalación fotovoltaica. Tabla 3.2: Parámetros principales de un inversor fotovoltaico. Parámetro Nomenclatura Potencia nominal Pinv Tensión mínima de funcionamiento por MPPT Vmin,MPPT Tensión máxima de funcionamiento por MPPT Vmax,MPPT Tensión máxima de circuito abierto por MPPT Voc,MPPT Intensidad máxima de funcionamiento por MPPT Imax,MPPT Intensidad máxima de cortocircuito por MPPT Isc,MPPT Número de MPPT NMPPT Número de entradas por MPPT Nent,MPPT Número de entradas totales Nent Rendimiento europeo ηeuropeo 19 Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes El concepto de MPPT que aparece en la Tabla 3.2 se refiere al seguimiento del punto de máxima potencia (Maximum Power Point Tracker). Debido a esto, por lo general, cada MPPT debe tener todos los módulos que se conectan a él trabajando en las mismas condiciones (inclinación, azimut, potencia pico, tipo de módulo, etc) para que el rendimiento del inversor sea lo más eficiente posible. Así pues, el hecho de tener un mayor número de MPPT permite una mayor flexibilidad en aquellos sistemas en los que no se trabaja con las mismas condiciones en todos los módulos de la instalación, aunque no es el caso de este trabajo. Para el tipo de instalación seleccionada, lo más común es asociar cada MPPT del inversor a un conjunto de módulos en serie, dicho conjunto se conoce como “cadena”. Por último, el rendimiento europeo, es el factor más usado para comparar inversores, principalmente de red. Se obtiene del promedio ponderado de las eficiencias (ηi) bajo distintas potencias (porcentuales respecto de la potencia nominal) de funcionamiento (i), sin contemplar la tensión de entrada a la que debe calcularse [9]. En la Ecuación 3.1, se pueden ver los rendimientos asociados y su ponderación para el cálculo de dicho rendimiento europeo. η𝑒𝑢𝑟𝑜𝑝𝑒𝑜 =0,03·η5+0,06·η10 +0,13·η20 +0,1·η30 +0,48·η50 +0,2·η100 (3.1) 3.2 Dimensionamiento de la instalación Para el dimensionamiento de la instalación fotovoltaica, se va a considerar una potencia nominal de 100 kW para el inversor, que como ya se ha comentado es un requisito fundamental para nuestra instalación. El hecho de no utilizar una potencia superior se debe a que el objetivo principal de este trabajo es cubrir los autoconsumos en mayor medida que generar ganancias mediante la inyección a red y, tampoco se pretende implementar una cantidad de parcelas desorbitada. El hecho de tener un inversor de 100 kW nos permitiría instalar una potencia pico del generador (suma de la potencia pico de todos los módulos) de hasta 125 kW, puesto que por normativa se permite que el inversor se dimensione por debajo de la potencia pico del generador en hasta un 80% de la potencia pico del generador, esto se hace para aumentar la eficiencia del inversor. Tampoco tendría sentido una potencia pico del generador que esté por debajo de 100 kW ya que estaríamos desaprovechando el inversor en cierta medida. Se ha optado finalmente por una potencia pico del generador de 100 kW, potencia que se cubrirá con el tipo de módulo que aparece en la Tabla 3.3 y, cuyo catálogo se encuentra adjunto en los Anexos de este documento. Tabla 3.3: Parámetros principales del modulo seleccionado. Fabricante RISEN Modelo RSM-150-8-500M Pmpp (W) 500 Vmpp (V) 42,45 Impp (A) 11,8 Voc (V) 51 Isc (A) 12,5 βm (V/ºC) -0,1231 αm (A/ºC) 0,0212 Diseño de la instalación fotovoltaica 20 Antes de comenzar a dimensionar el generador fotovoltaico, se van a determinar algunos parámetros del módulo fotovoltaico corregidos por temperatura. Para ello, se acude a los registros de AEMET para Málaga, dónde se pueden encontrar los valores históricos de temperaturas y al documento de CENSOLAR en el que se pueden obtener los valores de temperatura ambiente media para las principales ciudades de España. En concreto, los valores necesarios serán la temperatura mínima histórica (Tmin) [10], la temperatura máxima histórica (Tmax) [10] y la temperatura ambiente media durante las horas de sol (Ta,m) [11]. Estos valores son los que aparecen en la Tabla 3.4. Tabla 3.4: Valores requeridos de temperatura en función de la ubicación. Ubicación Málaga Temperatura mínima histórica (ºC) -3,8 Temperatura máxima histórica (ºC) 44,2 Temperatura ambiente media (ºC) 20,7 Con los valores de las Tablas 3.3 y 3.4 y, mediante el uso de las Ecuaciones 3.2 a 3.7, se pueden determinar los parámetros del módulo fotovoltaico corregidos por temperatura. 𝑉𝑚𝑝𝑝,𝑚𝑖𝑛(𝑉)= 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑉)+β𝑚(𝑉 º𝐶)·(𝑇𝑚𝑎𝑥 (º𝐶)−𝑇𝑎,𝑚(º𝐶)) (3.2) 𝑉𝑚𝑝𝑝,𝑚𝑎𝑥(𝑉)= 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑉)+β𝑚(𝑉 º𝐶)·(𝑇𝑚𝑖𝑛 (º𝐶)−𝑇𝑎,𝑚(º𝐶)) (3.3) 𝑉𝑜𝑐,𝑚𝑎𝑥(𝑉)= 𝑉𝑜𝑐 (𝑉) +β𝑚(𝑉 º𝐶)·(𝑇𝑚𝑖𝑛 (º𝐶)−𝑇𝑎,𝑚(º𝐶)) (3.4) 𝐼𝑚𝑝𝑝,𝑚𝑖𝑛(𝐴) =𝐼𝑚𝑝𝑝 (𝐴)+ α𝑚(𝐴 º𝐶)·(𝑇𝑚𝑖𝑛 (º𝐶)−𝑇𝑎,𝑚(º𝐶)) (3.5) 𝐼𝑚𝑝𝑝,𝑚𝑎𝑥(𝐴) = 𝐼𝑚𝑝𝑝 (𝐴)+α𝑚(𝐴 º𝐶)·(𝑇𝑚𝑎𝑥 (º𝐶)−𝑇𝑎,𝑚(º𝐶)) (3.6) 𝐼𝑠𝑐,𝑚𝑎𝑥(𝐴) = 𝐼𝑠𝑐 (𝐴)+α𝑚(𝐴 º𝐶)·(𝑇𝑚𝑎𝑥 (º𝐶)−𝑇𝑎,𝑚(º𝐶)) (3.7) Los parámetros que aparecen en las ecuaciones 3.2 a 3.7 pueden consultarse en la Tabla 3.5. Tabla 3.5: Nomenclatura de los parámetros del módulo fotovoltaico corregidos por temperatura. Parámetro Nomenclatura Tensión mínima en el punto de máximo funcionamiento Vmin,mpp Tensión máxima en el punto de máximo funcionamiento Vmax,mpp Tensión máxima de circuito abierto Vmax,oc Intensidad mínima en el punto de máximo funcionamiento Imin,mpp Intensidad máxima en el punto de máximo funcionamiento Imax,mpp Intensidad máxima de cortocircuito Imax,sc 21 Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes Como se puede observar en la Tabla 3.3, el valor de βm es negativo, lo que indica que la tensión en el módulo aumenta al disminuir la temperatura y viceversa. Justo lo contrario ocurre con el valor de αm, que al ser positivo hace que la intensidad en el módulo aumente cuando la temperatura es mayor y viceversa. Este mismo efecto puede observarse en las Ecuaciones 3.2 a 3.7. Finalmente, los parámetros del módulo fotovoltaico corregidos por temperatura se muestran en la Tabla 3.6. Tabla 3.6: Valores de los parámetros del módulo fotovoltaico corregidos por temperatura. Vmin,mpp (V) 39,56 Vmax,mpp (V) 45,47 Vmax,oc (V) 54,02 Imin,mpp (A) 11,28 Imax,mpp (A) 12,3 Imax,sc (A) 13 Una vez que se conocen los parámetros del módulo fotovoltaicos corregidos por temperatura, se selecciona el inversor fotovoltaico, dicho inversor es el que aparece en la Tabla 3.7 junto a los parámetros que lo definen. El catálogo de dicho inversor se adjunta en los Anexos de este documento. Tabla 3.7: Parámetros principales del inversor seleccionado. Fabricante HUAWEI Modelo SUN-2000-100KTL-M1 Pinv (kW) 100 Vmin,MPPT (V) 200 Vmax,MPPT (V) 1000 Voc,MPPT (V) 1100 Imax,MPPT (A) 26 Isc,MPPT (A) 40 NMPPT 10 Nent,MPPT 2 Nent 20 ηeuropeo (%) 98,4 Una vez se conocen los parámetros del inversor, es el momento de buscar una configuración para el generador fotovoltaico que sea compatible con el inversor seleccionado, los aspectos que definen la configuración del generador fotovoltaico aparecen en la Tabla 3.8. Para ello, se hará uso de las Ecuaciones 3.8 a 3.13, que definen los parámetros principales del generador fotovoltaico (definidos en la Tabla 3.9) en función de la configuración seleccionada y que deben ser admisibles por el inversor. Diseño de la instalación fotovoltaica 28 Figura 3.5: Energía total generada en función de la inclinación de los módulos. Una vez conocida la generación, es momento de determinar el consumo, que como ya se ha comentado con anterioridad, depende del número de parcelas que admita la generación, de forma que pueda ajustarse de la mejor manera posible el consumo a la generación. En primer lugar, se deben configurar las horas de riego para poder gestionar el autoconsumo. La mejor opción sin lugar a dudas, consiste en distribuir las horas de riego en torno al mediodía solar de forma simétrica, puesto que el mediodía solar es el momento de mayor generación del día y esto va a permitir poder regar un mayor número de parcelas con autoconsumo. Una vez elegida la programación horaria de los riegos, toca seleccionar la cantidad de parcelas que se va a regar con la instalación fotovoltaica, teniendo en cuenta las horas de riego necesarias en cada periodo y el consumo de cada una de las parcelas. Tras probar diferentes valores, la mejor opción y que mejor se ajusta a la curva de generación es la opción de regar 10 parcelas con la misma instalación fotovoltaica. Puede verse en la Figura 3.6 cómo se ajusta el consumo total de las 10 parcelas a la generación fotovoltaica. El consumo total anual de las 10 parcelas (independientemente de si consume energía fotovoltaica o consume energía de la red) es de 53,51 MWh, lo que supone un 30,51 % respecto a la generación anual. Figura 3.6: Comparativa anual entre el consumo y la generación. 29 Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes Para determinar en qué momento y cuánta energía se consume de la red se realiza un balance horario entre generación y consumo y, los resultados pueden verse en la Figura 3.7. Puede notarse que el consumo de red no es demasiado elevado y que hay algunos días que tienen un pico de consumo alto, pero esto probablemente se deba a que son días sin irradiancia solar o con muy poca. Figura 3.7: Energía consumida de la red en presencia de instalación de autoconsumo. De igual modo, puede determinarse en qué momento y cuánta energía se inyecta en la red, dichos valores pueden verse en la Figura 3.8. Si comparamos dicha figura con la Figura 3.4, puede observarse que hay un efecto muy acusado de autoconsumo durante los meses de cultivo, que es lo que se pretendía. Figura 3.8: Energía inyectada en la red. Con los datos que ya se tienen, se puede determinar cuánta energía se consume o se inyecta en cada momento y en el cómputo total. Estos datos y algunos más se recopilan en la Tabla 3.18. De igual modo, puede verse en las Figuras 3.9 y 3.10 el porcentaje de autoconsumo con respecto a la generación total y con respecto al consumo total respectivamente. Diseño de la instalación fotovoltaica 30 Tabla 3.18: Resumen de la distribución energética de la instalación. Generación total (MWh) 175,4 Inyección total a la red (MWh) 129,32 Consumo total (MWh) 53,51 Consumo total de red (MWh) 7,43 Autoconsumo total (MWh) 46,08 Figura 3.9: Porcentajes de energía consumida de la red y autoconsumida. Figura 3.10: Porcentajes de energía inyectada a la red y autoconsumida. En la Figura 3.10 se puede ver que el porcentaje de consumo de la red es bastante bajo, lo cual es un indicativo de que el dimensionamiento llevado a cabo es bastante bueno. 31 4 ANÁLISIS ECONÓMICO En este capítulo se va a calcular el ahorro y la rentabilidad del proyecto con la instalación fotovoltaica frente a un caso base en el que no se tuviera dicha instalación. Para ello, habrá que tener en cuenta 3 aspectos fundamentales, que son el término de energía, el término de potencia y los costes de la instalación fotovoltaica. Para el cálculo de los términos de energía y potencia, se ha tenido en cuenta la nueva tarificación eléctrica que entró en vigor en España el pasado 1 de junio de 2021. En este caso, el tipo de tarifa se corresponde con la 3.0TD, la cual se aplica a suministros conectados en redes de tensión no superior a 1 kV con potencia contratada superior a 15 kW en alguno de los seis periodos horarios. Este peaje consta de seis términos de potencia contratada y seis términos de energía consumida. Las potencias contratadas en los diferentes periodos serán tales que la potencia contratada en un periodo Pn+1 sea siempre mayor o igual que la potencia contratada en el periodo anterior Pn [15]. Puede verse la distribución horaria de cada periodo a lo largo del año (para la península) en la Tabla 4.1 [16]. Tabla 4.1: Distribución de los diferentes periodos tarificados para la península. Para poder realizar la comparativa económica, se han analizado diversas tarifas [17], que se pueden ver en la Tabla 4.2. Entre estas tarifas destacan dos de ellas por tener los precios más competentes en ambos términos, la de Gana Energía 3.0TD y la de Naturgy 3.0TD. Análisis económico 32 Tabla 4.2: Tarifas 3.0 TD más económicas. Por último, cabe destacar que existen más términos en la factura eléctrica, pero por lo general tienen una cuantía inferior a la de los dos términos comentados anteriormente por lo que no se analizarán. Tampoco se ha tenido en cuenta el coste de elementos tales como los grupos de bombeo o las tuberías de goteros puesto que estos elementos estarían presentes tanto con la instalación fotovoltaica como sin ella, por lo que no son interesantes a la hora de comparar estos dos modelos. 4.1 Cálculos del modelo base 4.1.1 Cálculo del término de potencia para el modelo base Para el caso base, la potencia contratada debe ser la requerida en el periodo de mayor demanda, por lo que dicha potencia será la que se necesita para regar las 10 parcelas de forma simultánea, teniendo en cuenta que cada parcela utiliza un grupo de bombeo cuya potencia de consumo es de 8.882 W. La potencia contratada debe ser entonces de al menos 88,82 kW. Esta potencia será requerida en el periodo 1 y, debido a esto se deberá contratar por normativa (al menos) la misma potencia para el resto de periodos. Una vez se conoce la potencia a contratar, se ha hecho el cálculo del coste del término de potencia teniendo en cuenta el número de horas de cada periodo al año. Dicho cálculo se ha realizado para las dos tarifas comentadas con anterioridad, obteniéndose los valores de la Tabla 4.3. Tabla 4.3: Comparativa del coste del término de potencia en el modelo base según la tarifa aplicada. Coste anual del término de potencia para el modelo base Potencia contratada en cada periodo (kW) 88,82 Coste anual con Gana Energía 3.0TD (€) 554,75 Coste anual con Naturgy 3.0TD (€) 644,11 Como se puede ver en la Tabla 4.3, la tarifa que ofrece Gana Energía es más económica desde el punto de vista del término de potencia. No obstante, habrá que ver qué ocurre con el término de energía para poder seleccionar la tarifa más económica. 33 Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes 4.1.2 Cálculo del término de energía para el modelo base Para el cálculo del término de energía de ambas tarifas, se ha asociado el consumo de energía en cada hora con el precio de la mísma. De esta forma se pueden obtener los valores que aparecen en la Tabla 4.4, donde se puede ver que el coste del término de energía supera con creces al del término de potencia y, para las dos tarifas estudiadas, la de Gana Energía tiene unos costes más reducidos por lo que será la tarifa elegida para el modelo base. Tabla 4.4: Comparativa del coste del término de energía en el modelo base según la tarifa aplicada. Coste anual del término de energía para el modelo base Energía total consumida (MWh) 53,51 Coste anual con Gana Energía 3.0TD (€) 5712,38 Coste anual con Naturgy 3.0TD (€) 6045,22 Por último, en la Tabla 4.5 aparece un resumen de la comparativa de ambas tarifas para el caso base, donde se puede ver que Gana Energía tiene un precio más económico en el total de los términos de potencia y consumo. Tabla 4.5: Comparativa del coste total de potencia y energía en el modelo base según la tarifa aplicada. Coste total para el modelo base Tarifa Coste potencia (€) Coste energía (€) Coste total (€) Gana Energía 3.0TD 554,75 5712,38 6267,13 Naturgy 3.0TD 644,11 6045,22 6689,33 4.2 Cálculos del modelo con la instalación fotovoltaica 4.2.1 Cálculo del término de potencia con la instalación fotovoltaica Para el proyecto que incorpora la instalación fotovoltaica, la potencia contratada puede verse reducida en cierta medida, siempre que no interrumpa demasiado la programación del riego. Como se ha visto anteriormente, el cultivo necesita que los riegos sean cortos y frecuentes, por lo que no se debería alterar demasiado la frecuencia de riego ni que esto pase durante muchos días. Por otro lado, vuelve a ocurrir que la potencia contratada deberá ser igual para todos los periodos puesto que la mayor demanda de potencia de la red se va a dar también en el periodo 1. En la Figura 3.7, pudo verse como hay ciertos momentos del año en los que la potencia demandada a la red va a ser prácticamente máxima, pero el resto del tiempo la potencia requerida va a ser muy inferior a la del modelo base, por lo que se pueden estudiar diferentes valores de potencia contratada para llegar a una elección que no perjudique mucho la programación del riego del cultivo y que permita reducir la potencia contratada. Tras estudiar todos los posibles valores de potencia contratada, se ha optado por la elección que aparece en la Tabla 4.6. Análisis económico 34 Tabla 4.6: Potencia contratada y otros valores asociados a la misma. Potencia contratada en cada periodo (kW) 55 Potencia contratada en cada periodo en el modelo base (kW) 88,82 Reducción de la potencia contratada (%) 38,08 Duración máxima del riego con la potencia contratada (h) 9 Duración máxima del riego en el modelo base (h) 6,21 Desviación máxima de la programación del riego (h) 2,79 Fracción de horas de riego fuera de la planificación (%) 5,48 Como se puede observar en la Tabla 4.6, se ha conseguido reducir la potencia contratada en un 38,08 %. Por su parte, la programación del riego a penas se ve afectada con la elección de la potencia contratada ya que la duración máxima del riego tan sólo aumenta 2,79 horas y sólo se regará el 5,48 % de las horas totales de riego durante horas que estén fuera de la planificación de riego del cultivo. Se ha calculado el coste que supondría el término de potencia para las dos mismas tarifas estudiadas en el caso base, obteniéndose los valores de la Tabla 4.7. Tabla 4.7: Ahorro conseguido en el término de potencia según la tarifa aplicada. Ahorro anual en el término de potencia Coste anual por la potencia contratada en el modelo base (€) 554,75 Coste anual por la potencia contratada con Gana Energía (€) 343,52 Coste anual por la potencia contratada con Naturgy (€) 398,85 Ahorro anual en la potencia contratada con Gana Energía (€) 211,23 Ahorro anual en la potencia contratada con Naturgy (€) 155,9 Por último, como ya ocurría con el modelo base, habrá que determinar el coste del término de energía de ambas tarifas para poder seleccionar entre una de ellas. 4.2.2 Cálculo del término de energía con la instalación fotovoltaica Una vez que se ha modificado la potencia contratada, se han redistribuido las horas de riego que quedaban fuera de la planificación de forma consecutiva a las horas que ya había planificadas, de forma que el riego no se vea interrumpido. Así pues, se han obtenido los costes del término de energía que se tendría con cada tarifa, dichos valores aparecen en la Tabla 4.8. Tabla 4.8: Ahorro conseguido en el término de energía según la tarifa aplicada. Ahorro anual en el término de energía Coste anual por la energía consumida en el modelo base (€) 5712,38 Coste anual por la energía consumida con Gana Energía (€) 802,46 Coste anual por la energía consumida con Naturgy (€) 843,47 Ahorro anual en la energía consumida con Gana Energía (€) 4909,92 Ahorro anual en la energía consumida con Naturgy (€) 4868,91 35 Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes Con esta información, ya se puede determinar qué tarifa sería la más económica en el caso del modelo que incorpora la instalación fotovoltaica. Los costes utilizados para dicha elección aparecen en la Tabla 4.9. Se puede ver que, aunque no hay una gran diferencia, la tarifa Gana Energía 3.0TD también es más rentable cuando se incorpora la instalación fotovoltaica, con un ahorro anual de 5.121,15 €, valor que será aún mayor cuando se incorporen el impuesto sobre la electricidad y el IVA. Tabla 4.9: Comparativa del ahorro anual total de potencia y energía según la tarifa aplicada. Ahorro anual del proyecto Tarifa Ahorro potencia (€) Ahorro energía (€) Ahorro total (€) Gana Energía 3.0TD 211,23 4909,92 5121,15 Naturgy 3.0TD 155,9 4868,91 5024,81 4.3 Costes asociados a la instalación fotovoltaica Para poder determinar si el proyecto es rentable desde un punto de vista económico, es fundamental el cálculo de los costes asociados a la instalación fotovoltaica. Dentro de estos costes se va a diferenciar entre los costes fijos asociados a la potencia instalada y los costes anuales por operación y mantenimiento. Estos primeros se tienen en cuenta desde el primer instante para realizar los cálculos de amortización económica, mientras que los segundos serán una cantidad fija a considerar cada año. Para poder determinar el valor de estos costes, se acude al documento más reciente (2019) de IRENA sobre los costes de la energía renovable. Esta es la forma más sencilla de obtener una aproximación bastante realista de los costes que puede tener la instalación fotovoltaica, ya que hay ciertos parámetros como podría ser la mano de obra que son difíciles de cuantificar. Este documento de IRENA tiene en cuenta todos los costes que se pueden originar tanto para instalaciones residenciales como comerciales, en función del país en el que se implementa la instalación fotovoltaica, considerando desde el coste de los módulos e inversor hasta el impuesto asociado a la generación [18]. Los costes asociados a la instalación que se ha realizado en este trabajo pueden verse en la Tabla 4.10, en la cual se ha utilizado una conversión de divisas (dólar y euro) que se corresponde con la media de 2019 (año del documento de IRENA) [19]. Tabla 4.10: Costes asociados a la instalación fotovoltaica. Costes asociados a la instalación fotovoltaica Ubicación España Tipo de instalación Comercial Potencia pico instalada (kW) 100 Coste fijo según potencia instalada ($/kW) 1080 Costes operación y mantenimiento según potencia instalada ($/kW) 10 Conversión media de divisa ($/€) 1,1195 Coste fijo total (€) 96471,64 Costes anuales de operación y mantenimiento (€) 893,26 Análisis económico 36 4.4 Balance económico total En este último apartado, se va a determinar la rentabilidad a través de un análisis del valor actual neto (VAN) del proyecto y de la tasa interna de retorno (TIR), utilizando los costes calculados en los apartados anteriores. En primer lugar, para determinar el flujo económico real debido al balance de los términos de potencia y energía, se debe aplicar el impuesto sobre la electricidad y el impuesto sobre el valor añadido (IVA). De esta forma se puede calcular el ahorro real que produce la instalación fotovoltaica anualmente desde el punto de vista de la potencia contratada y la energía consumida, esto puede verse en la Tabla 4.11. Tabla 4.11: Ahorro anual final debido a la potencia contratada y la energía consumida. Ahorro anual debido a la potencia contratada y la energía consumida Ahorro sin considerar impuestos 5121,15 Impuesto sobre la electricidad (%) 5,11269632 Impuesto sobre el valor añadido (IVA) (%) 21 Ahorro considerando impuestos 6513,40 También será importante determinar los ingresos debidos a la inyección de energía en la red. Para ello, se ha hecho uso del precio medio que se ha pagado por la energía inyectada en la red en los últimos años (POOL) [20], cuyos valores pueden verse en la Figura 4.1. Los ingresos anuales que se obtienen por la inyección de los excedentes generados por la instalación fotovoltaica aparecen en la Tabla 4.12. Figura 4.1: Precio medio del POOL en España en los últimos años. Tabla 4.12: Ingresos anuales generador por la inyección de los excedentes en la red. Ingresos anuales por la inyección de los excedentes en la red Energía anual inyectada a la red (MWh) 129,32 Precio medio del POOL en los últimos años (€/kWh) 46,8617 Ingresos anuales generados (€) 6060,16 37 Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes Puesto que ya se tienen todos los ingresos y gastos anuales, se puede calcular el flujo económico anual, denominado flujo de caja (Ft). Este cálculo puede verse en la Tabla 4.13. Tabla 4.13: Flujo de caja anual. Flujo de caja anual Ahorro anual por potencia y energía (€) 6513,40 Ingresos anuales por generación (€) 6060,16 Coste anual por operación y mantenimiento (€) -893,26 Balance anual (€) 11680,30 Llegados a este punto, se puede proceder al cálculo del VAN mediante la Ecuación 4.1. Para ello, además de los costes iniciales de la instalación (Io), se consideran parámetros como la vida útil de la instalación (n), que se ha fijado a 20 años (valor un poco conservador) y que la tasa de descuento (k) será del 4 % (valor lógico), este valor se refiere al tipo de interés mínimo esperado y es difícil de cuantificar, es por esto que su valor se ha supuesto. El valor del VAN de cada año (t) se ha representado en la Figura 4.2. Por otro lado, se ha calculado con Matlab el valor de la tasa interna de retorno (%), que es el valor que se correspondería con la tasa de descuento para un VAN=0. Si el valor de la TIR es superior al valor de la tasa de descuento que se ha supuesto para el cálculo del VAN, el proyecto es rentable. Finalmente se puede ver un resumen de los principales parámetros económicos en la Tabla 4.14, en la que se incluye el tiempo de amortización (tiempo que se tarda en recuperar la inversión). 𝑉𝐴𝑁 (€)= −𝐼𝑜∑𝐹𝑡 (1+𝑘)𝑡 𝑛 𝑡=1 (4.1) Figura 4.2: VAN del proyecto durante cada año de vida útil del mismo. Glosario 44 45 Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes ANEXOS ANEXO I: Catálogo de las tuberías con goteros. Anexos 46 47 Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes ANEXO II: Catálogo del grupo de bombeo Anexos 48 49 Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes ANEXO III: Catálogo del módulo fotovoltaico Anexos 50 51 Análisis económico de sistemas de autoconsumo para comunidades de regantes ANEXO IV: Catálogo del inversor fotovoltaico. Anexos 52