Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas

Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2017 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de la Energía Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas Autor: Pedro Lozano Ruiz Tutor: Javier Serrano González iii Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de la Energía Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas Autor: Pedro Lozano Ruiz Tutor: Javier Serrano González Profesor Ayudante Doctor Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2017 v Trabajo Fin de Grado: Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas Autor: Pedro Lozano Ruiz 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, 2017 El Secretario del Tribunal vii Al P.D.G. ix AGRADECIMIENTOS En primer lugar, a los que desde el principio han confiado en mí y han puesto todos los medios, necesarios y no tan necesarios, para que yo esté donde estoy hoy. Gracias papá. Gracias mamá. Abuela, madrina, hermana. Gracias también. A la primera por seguir ahí, al pie del cañón, y por ser de los mejores ejemplos a seguir; a la segunda por haberme proporcionado de las mejores infancias que se pueda proporcionar a un niño; a la tercera por haber sido la hermana perfecta, con sus broncas y sus momentos de complicidad absoluta, que es de lo que están formados los hermanos. Por último gracias a mis amigos, a los de siempre, a los que nunca fallan, porque sin vosotros tampoco habría sido posible; y a Milán, de donde me llevo uno de los mejores años de mi vida. Pedro Lozano Ruiz Sevilla, 2017 3.3.3 Coste nivelado de la energía (LCOE) ......................................................................................... 25 4 Análisis del diseño del sistema de subasta renovable ............................................................................. 27 4.1 Funcionamiento del sistema español de subastas renovables ....................................................... 27 4.1.1 Subasta REIBE ............................................................................................................................ 28 4.1.2 Subasta IFER I ............................................................................................................................. 29 4.1.3 Subasta IFER II ............................................................................................................................ 31 4.2 Rentabilidad de la participación en una subasta IFER ...................................................................... 32 4.2.1 Selección y comparativa de emplazamientos .......................................................................... 32 4.2.2 Obtención de los costes y análisis económico ......................................................................... 34 4.2.3 Aplicación del modelo de subastas IFER .................................................................................. 36 4.2.4 Comparación con el antiguo sistema de primas ...................................................................... 38 4.2.5 Optimización del diseño de la instalación y variación según la subasta IFER ........................ 39 5 Conclusiones y líneas futuras ................................................................................................................... 43 Anexo I: Scripts ................................................................................................................................................. 47 Anexo II: Hojas de Cálculo ................................................................................................................................ 51 Referencias Bibliográficas ................................................................................................................................. 57 xvii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1: Principales compañías de distribución eléctrica en España. ....................................................... 5 Figura 2.1: Curvas agregadas de oferta y demanda (01/02/2017, hora 10). ............................................... 8 Figura 2.2: Curvas agregadas de oferta y demanda (día 0). .......................................................................... 10 Figura 2.3: Curvas agregadas de oferta y demanda (día 1). .......................................................................... 11 Figura 2.4: Estructura de la generación anual de energía renovable peninsular en 2016. ......................... 12 Figura 2.5: Variación mensual del precio mayorista medio de la electricidad y porcentaje medio de generación renovable en 2015. ...................................................................................................................... 12 Figura 2.6: Demanda, precio de la electricidad y generación renovable el 9 de mayo de 2017. ................ 13 Figura 3.1: Conceptos de aerogeneradores primarios: HAWT y VAWT ....................................................... 16 Figura 3.2: Eficiencia aerodinámica en función del tipo de turbina y del TSR. ............................................. 17 Figura 3.3: Potencia máxima para cada velocidad de giro del rotor en función de la velocidad del viento para R = 20 m y β = 0°. ..................................................................................................................................... 18 Figura 3.4: Curva de potencia de un aerogenerador con velocidad variable y (a) ángulo de paso fijo (b) ángulo de paso variable. .................................................................................................................................. 18 Figura 4.1: Ejemplo de curva de casación de la subasta REIBE. .................................................................... 28 Figura 4.2: Ejemplo de curva de casación de la subasta IFER I. ..................................................................... 30 Figura 4.3: Rosa de los vientos en El Bonillo. .................................................................................................. 32 Figura 4.4: Rosa de los vientos en Tarifa. ........................................................................................................ 32 Figura 4.5: Densidad de probabilidad eólica en Tarifa. .................................................................................. 33 Figura 4.6: Densidad de probabilidad eólica en El Bonillo. ............................................................................ 33 Figura 4.7: Variación interanual del precio medio de mercado diario entre 2010 y 2016. ......................... 35 Figura 4.8: Potencia del aerogenerador en función del diámetro de las palas. ........................................... 39 Figura 4.9: Variación de la rentabilidad de los proyectos en función de los resultados de la subasta IFER. .......................................................................................................................................................................... 40 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1: Potencia instalada por grupo empresarial en enero de 2017. ..................................................... 4 Tabla 3.1: Valores típicos de longitud de rugosidad para distintos terrenos. ............................................... 21 Tabla 3.2: Correlaciones de costes de los componentes de un aerogenerador. .......................................... 24 Tabla 3.3: Gastos de operación de referencia para aerogeneradores terrestres. ........................................ 25 Tabla 3.4: Valores típicos de LCOE, ICC y CF para instalaciones eólicas onshore en Europa. ...................... 25 Tabla 4.1: Resultado de la subasta REIBE. ....................................................................................................... 29 Tabla 4.2: Resultado de la subasta IFER I. ....................................................................................................... 31 Tabla 4.3: Resultado de la subasta IFER II. ...................................................................................................... 32 Tabla 4.4: Parámetros eólicos para cada localidad. ........................................................................................ 33 Tabla 4.5: Resultados de los cálculos del potencial eólico y parámetros utilizados. .................................... 34 Tabla 4.6: Parámetros del aerogenerador seleccionado. .............................................................................. 34 Tabla 4.7: Resultados de los cálculos en cada localidad. ................................................................................ 35 Tabla 4.8: Rentabilidad de los proyectos eólicos en ambas localidades ....................................................... 36 Tabla 4.9: Perfil utilizado para la subasta IFER. ............................................................................................... 36 Tabla 4.10: Parámetros retributivos para la eólica con año de explotación 2019. ....................................... 37 Tabla 4.11: Resultados de la casación. ............................................................................................................ 37 Tabla 4.12: Rentabilidad de los proyectos tras participar en la subasta IFER. .............................................. 37 Tabla 4.13: Especificaciones de retribución para la energía eólica................................................................ 38 Tabla 4.14: Rentabilidad de los proyectos tras acogerse al sistema de primas previo a 2012. ................... 38 Tabla 4.15: Resultados correspondientes al ICC mínimo. .............................................................................. 39 xix NOTACIÓN AEP Producción Anual de Energía (Annual Energy Production) AT Alta Tensión BT Baja Tensión BOS Balance de Planta (Balance Of Station) CF Factor de capacidad (Capacity Factor) CTE Código Técnico de la Edificación FCR Tasa de Interés Fija (Fixed Charge Rate) HAWT Horizontal Axis Wind Turbine ICC Inversión Inicial (Initial Capital Cost) MT Media Tensión O&M Gastos de Operación y Mantenimiento (Operations and Maintenance) PB Tiempo de recuperación (Payback Time) RD Real Decreto RDL Real Decreto Ley TCC Coste Capital de la Turbina (Turbine Capital Cost) TIR Tasa Interna de Retorno VAN Valor Actual Neto VAWT Vertical Axis Wind Turbine 1 INTRODUCCIÓN ESDE la liberalización del sector eléctrico español en el año 1997, los productores y consumidores de energía han podido apreciar diferentes cambios en el funcionamiento del mismo. Las energías renovables son tecnologías muy variadas, y algunas más evolucionadas que otras. Además, la mayoría son totalmente dependientes del clima, lo que puede derivar en mínimos de producción que afecten directamente a los inversores y a la rentabilidad de sus proyectos. Para combatir estos dos problemas, se ha ido desarrollando una normativa reguladora – en constante modificación – que trata de apoyar la instalación y generación de potencia renovable. En esta Introducción se enumerarán en primer lugar las diferentes transformaciones que ha sufrido el mercado eléctrico en materia regulatoria, desde su liberalización hasta el día de hoy, centrándonos en las leyes y decretos que más han afectado al mismo para, a continuación, explicar cómo está constituido el Mercado Eléctrico español actualmente. 1.1 Evolución del Marco Normativo A lo largo de las últimas tres décadas, el marco regulatorio español de la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables se ha visto modificado en más de una veintena de ocasiones. Por un lado, se ha puesto de manifiesto el gran interés de la vía normativa para el incentivo de las renovables por parte de los distintos gobiernos, pero también la incertidumbre asociada a un marco normativo inestable. Se pueden apreciar claramente dos etapas dentro del marco regulatorio reciente, prestando atención a los principales hitos normativos que han marcado el desarrollo de la política de energías renovables en España en los últimos años. El primer período abarca desde 1990 hasta 2008, en el que se apreció un fuerte apoyo normativo a las energías renovables. A lo largo del mismo, se aprobó el Plan Energético Nacional (1990-2000), que estableció incentivos para la cogeneración y la producción de energías renovables, impulsada posteriormente por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico que permitiría a los productores de energías renovables incorporar su energía excedentaria al sistema de tarifa regulada o participar directamente en el mercado de producción de electricidad. Se introdujo a su vez otro sistema de incentivos temporales basados en primas a través del RD 2818/1998, que buscaba impulsar el desarrollo de instalaciones del llamado Régimen Especial 1 con el objetivo de una 1 Dentro del Régimen Especial se incluyen las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de energías renovables, cogeneración y tratamiento de residuos. D 2 Introducción cuota mínima de aportación a la demanda energética española del 12% en 2012. Este Régimen Especial sería regulado más tarde mediante el RD 436/2004, que establecería su esquema legal y económico. Así, se permitió a los titulares de instalaciones de energías renovables vender el excedente de energía eléctrica bien a un distribuidor, bien en el mercado eléctrico, ya fuera de forma directa o con un contrato bilateral, obteniendo una remuneración igual a la suma del precio negociado, un incentivo por su participación y una prima. En el año 2005 se presentó un Plan de Energías Renovables (PER), una modificación del Plan de Fomento de Energías Renovables de 1999, el cual ya incorporaba el compromiso de cubrir con fuentes renovables al menos el 12% del consumo total de energía primaria en 2010. En el PER se añadían además dos objetivos comunitarios: alcanzar el 29.4% de generación eléctrica con renovables y el 5.75% de biocarburantes en transporte para 2010. El Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER), presentado en 2010 según lo establecido en una Directiva del Parlamento Europeo, es el actualmente vigente. Para España, los objetivos se concretan en que las energías renovables representen un 20% del consumo final bruto de energía, con un porcentaje en el transporte del 10%, para el año 2020. Más adelante se comentarán las medidas tomadas para alcanzar estos objetivos. En 2007, fue aprobado el RD 661/2007, que modificaba el RD 436/2004, estableciendo que la prima recibida por participar en el mercado sería variable en función del precio de mercado, y tendría unos límites superior e inferior (cap & floor). De esta forma se eliminaba cualquier incertidumbre con respecto a la retribución de las plantas fotovoltaicas. El segundo período abarca desde 2009 hasta la actualidad, y a lo largo del mismo se han ido tomando una serie de medidas con el fin de contener el déficit de tarifa, que han limitado el fomento de las energías renovables, paralizando especialmente el sector fotovoltaico. La Orden Ministerial ITC 1723/2009 estableció actualizaciones de las tarifas y primas de las tecnologías de producción renovable basadas en cogeneración y residuos, mientras que el RD 1614/2010 fijó una limitación de las horas equivalentes de funcionamiento de las instalaciones de producción eólica y solar térmica con derecho a prima. Mediante el RDL 1/2012, se suspendieron los procesos de preasignación de retribución y se suprimieron los incentivos económicos para nuevas instalaciones que se acogieran al Régimen Especial, y en julio de 2013 se aprobó el RDL 9/2013, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. En ella se enunciaban los principios concretos del nuevo régimen aplicable a las instalaciones que se acogían al Régimen Especial, y que serían más tarde desarrollados en el RD 413/2014. 1.1.1 Situación actual En diciembre de ese mismo año se aprueba la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, que sustituía a la antigua norma de 1997. A partir de esta Ley se regula de manera unificada la producción de energía eléctrica, desapareciendo así el Régimen Especial. De esta forma, se establece que las tecnologías integrantes del antiguo Régimen Especial deberán participar necesariamente en el mercado, complementando los ingresos con una retribución regulada específica y excepcional (que resultará de una decisión discrecional del Gobierno y siempre que concurran determinados objetivos), pudiendo así competir con el resto de tecnologías en el mercado. Con esta Ley, se regulan por primera vez las instalaciones de autoconsumo, obligándolas a contribuir a la financiación de los costes y servicios del sistema en la misma cuantía que el resto de consumidores, aunque se establecen excepciones para los casos en los que el autoconsumo supone una reducción de costes para el sistema y para las instalaciones existentes de cogeneración. Excepcionalmente, el Gobierno podrá establecer un régimen retributivo específico para fomentar la producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos cuando exista una obligación de cumplimiento de objetivos energéticos derivados de Directivas u otras normas de Derecho de la Unión Europea o cuando su introducción suponga una reducción del coste energético y de la dependencia energética exterior, en los términos establecidos a continuación: Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 3 - El otorgamiento de este régimen retributivo específico se establecerá mediante procedimientos de concurrencia competitiva. Este régimen retributivo, adicional a la retribución por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción, estará compuesto por un término por unidad de potencia instalada que cubra, cuando proceda, los costes de inversión para cada instalación tipo que no pueden ser recuperados por la venta de la energía en el mercado, y un término a la operación que cubra, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de producción de dicha instalación tipo. - La retribución específica aplica, por un lado, a plantas ya instaladas y, por otro, a nuevas plantas de generación renovable para determinar los incentivos a la inversión y/o a la operación si procediera. Para su cálculo se considerarán, para una instalación tipo, a lo largo de su vida útil regulatoria y en referencia a la actividad realizada por una empresa eficiente y bien gestionada, los valores que resulten de considerar: • Los ingresos estándar por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción. • Los costes estándar de explotación. • El valor estándar de la inversión inicial. En cada periodo regulatorio de seis años se podrá modificar todos los parámetros retributivos (incluido la rentabilidad razonable) sin que se pueda modificar la vida útil y el valor estándar de la inversión inicial de una instalación; cada tres años se revisarán para el resto del periodo regulatorio las estimaciones de ingresos por la venta de la energía generada, valorada al precio del mercado de producción en función de la evolución de los precios del mercado y las previsiones de horas de funcionamiento. Al menos anualmente, se actualizarán los valores de retribución a la operación para aquellas tecnologías cuyos costes de explotación que dependan esencialmente del precio del combustible [1]. Finalmente, y desarrollando el RDL 9/2013 se publica el RD 413/2014 por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Mediante esta normativa, aquellas instalaciones que no alcancen el nivel mínimo necesario para cubrir los costes 2 tendrán derecho a percibir un régimen económico específico adicional a la retribución que les corresponda por su participación en el mercado. Se aplicará un conjunto de parámetros retributivos a cada tipo de instalación, que estarán constituidos, entre otros, por la retribución a la inversión, la retribución a la operación, la vida útil reguladora, el número de horas de funcionamiento, y el precio medio de mercado [2]. También se publica la Orden Ministerial 1045/2014 por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. En esta misma Orden Ministerial también se indica la retribución a la operación y la retribución a la inversión para el primer semiperiodo regulatorio que terminó en 2016 para todas las instalaciones tipo definidas. A lo largo de los últimos dos años, y basándose en lo establecido en el RDL 9/2013, en la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, en el RD 413/2014 y el la Orden Ministerial 1045/2014, se han llevado a cabo tres procedimientos de subasta renovable, por las que se otorgaba el régimen retributivo específico a nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable en el sistema eléctrico peninsular. En el capítulo 4 se amplía un poco más el estado actual del marco normativo, y nos centraremos estas tres subastas, a través de las cuales, se pretende alcanzar el objetivo europeo fijado en un 20% de energía renovable sobre el consumo de energía final para 2020 mediante la introducción de 700 MW, 3000 MW y 5000 MW de nueva potencia de generación renovable respectivamente. En dichas subastas, participan 2 Los costes considerados responderán exclusivamente a la actividad de producción de energía eléctrica, no teniendo en consideración los costes que puedan venir establecidos por normativa autonómica o local. 4 Introducción distintas tecnologías en concurrencia competitiva a fin de introducir en el sistema eléctrico los proyectos más eficientes en costes. 1.2 Estructura del Sistema Eléctrico español Para comprender el funcionamiento del Mercado Eléctrico español, conviene en primer lugar conocer el proceso de suministro de energía eléctrica en el país. Este proceso se divide en cuatro fases o actividades principales: generación, transporte, distribución y comercialización. El transporte y la distribución están reguladas al tratarse de un servicio de interés general, a diferencia de las actividades de generación y comercialización, que funcionan – parcialmente – en libre competencia desde la liberalización del Sector Eléctrico. De esta forma, el consumidor puede elegir entre escoger suministrador o acudir directamente al Mercado Eléctrico. Además de estas cuatro actividades, existen otras dos figuras dentro del Sistema Eléctrico que veremos con más detalle en el siguiente capítulo: el operador y el consumidor. 1.2.1 Generación La primera fase es la de producción de energía eléctrica. Consiste generalmente en la transformación de energía mecánica en electricidad, a excepción de las centrales fotovoltaicas, donde la electricidad se obtiene de la transformación directa de la radiación solar. Actualmente, se considera que en España existe un mercado de generación competitivo y concentrado. Esto es fruto del proceso de privatizaciones anteriores a la liberalización del sector en 1997, durante el que Endesa absorbió empresas como Viesgo o Gesa, tomó el control de Sevillana de Electricidad y de FECSA, e Iberduero e Hidroeléctrica se fusionaron para crear Iberdrola. De esta forma, el proceso de liberalización del mercado de generación se puso en marcha en el momento de máxima concentración del mismo, que se vio reducido en cierta medida por la venta de Viesgo a Enel por parte de Endesa y la entrada de Gas Natural en el mercado de generación. Hoy, al igual que en 1998, cuando se abrió a la competencia, el mercado de generación está dominado por dos empresas, Iberdrola y Endesa, entre las cuales controlan más de la mitad de la capacidad de generación total, tal y como puede apreciarse en la Tabla 1.1 [3]. Tabla 1.1: Potencia instalada por grupo empresarial en enero de 2017. Generador Potencia Neta Total (MW) Fracción Iberdrola Generación, S.A. 20,004,735 29.3% Endesa Generación S.A. 15,506,802 22.7% Gas Natural Fenosa Generación, S.L.U. 10,827,236 15.9% Viesgo Generación, S.L. 5,196,292 7.6% Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A. 2,998,362 4.4% Resto 13,654,454 20% TOTAL 68,187,881 Fuente: MINETAD. Elaboración propia. 1.2.2 Transporte Tiene por objeto la transmisión de energía eléctrica por la red de transporte, utilizada con el fin de suministrarla a los distintos sujetos y para la realización de intercambios internacionales. La red de transporte de energía eléctrica está constituida por la red de transporte primario (instalaciones de tensión mayor o igual a 380 kV) y la red de transporte secundario (hasta 220 kV). La Ley 17/2007, de 4 de julio, confirmó la condición de Red Eléctrica como gestor de la red de transporte y le atribuyó la función de transportista único, en régimen de exclusividad. En cumplimiento de esta ley Red Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 5 Eléctrica adquirió, en 2010, los activos de Baleares y Canarias y el resto de los activos peninsulares pendientes de transferir de las empresas eléctricas. Esta compra supuso la consolidación definitiva del modelo de transportista único y operador del sistema. Como gestor de la red de transporte, Red Eléctrica es responsable del desarrollo y ampliación de la red, de realizar su mantenimiento, de gestionar el tránsito de electricidad entre sistemas exteriores y la península y de garantizar el acceso de terceros a la red de transporte en condiciones de igualdad. La red de transporte de Red Eléctrica está compuesta por más de 42.000 kilómetros de líneas de alta tensión, más de 5.000 posiciones de subestaciones y más de 80.000 MVA de capacidad de transformación. Estos activos configuran una red mallada, fiable y segura, que ofrece unos índices de calidad de servicio de máximo nivel al sistema eléctrico nacional [4]. 1.2.3 Distribución La Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, regula la actividad de distribución, que tiene por objeto la transmisión de energía eléctrica desde las redes de transporte hasta los puntos de consumo u otras redes de distribución en las adecuadas condiciones de calidad con el fin último de suministrarla a los consumidores. La red de distribución está formada por todas las líneas, parques y elementos de transformación y elementos eléctricos que trabajen a tensión inferior a 220 kV, exceptuando aquellas que se consideren integradas en la red de transporte 3 . La responsabilidad de la construcción, la operación y el mantenimiento recae sobre las compañías distribuidoras. Estas tres actividades vienen retribuidas según lo establecido en la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, y de acuerdo con el principio de realización de la actividad al menor coste para el sistema eléctrico. No así las actividades de desarrollo de su propia red, interconexión con otras redes y la garantía de que su red tenga capacidad para asumir a largo plazo una demanda razonable de electricidad. En la Figura 1.1 se muestra, de forma aproximada, un mapa de las áreas que cubren las cinco grandes compañías de distribución en el territorio español. 3 En las Islas Baleares y las Islas Canarias tienen consideración de red de transporte las instalaciones de tensión igual o superior a 66 kV. Fuente: blog.holaluz.com. Figura 1.1: Principales compañías de distribución eléctrica en España. 12 Funcionamiento del Mercado Eléctrico 2.2.1 Efecto de las renovables sobre el precio de la electricidad Como hemos podido comprobar, las renovables tienen una fuerte influencia en el precio de la energía dentro del mercado mayorista. A continuación, veremos hasta qué punto la generación renovable afecta directamente al precio de la electricidad. La Figura 2.5 ha sido generada a partir de datos del año 2015. En ella se ha representado en el eje izquierdo el porcentaje de generación cubierto por las tres principales fuentes de energía renovable (hidráulica fluyente, eólica y solar fotovoltaica) entre enero y diciembre. Entre ellas, como puede apreciarse en la Figura 2.4, supusieron de media ese mismo año el 89.5% del total de generación renovable media, con lo que representan de forma adecuada la generación a partir de fuentes de energía renovable a lo largo de ese mismo año. En el eje derecho se ha representado además el precio mayorista medio de la electricidad. Una vez construido el gráfico, puede apreciarse la fuerte relación que existe entre generación renovable y precio de la energía, llegando este al máximo anual en el mes de julio, cuando la generación eólica, claramente predominante, es mínima. Fuente: OMIE y REE. Elaboración propia. Fuente: REE. Figura 2.5: Variación mensual del precio mayorista medio de la electricidad y porcentaje medio de generación renovable en 2015. Figura 2.4: Estructura de la generación anual de energía renovable peninsular en 2016. Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 13 Evidentemente, sería desacertado atribuir los virajes del precio mayorista de la electricidad exclusivamente a la presencia o no de renovables en el mercado eléctrico a lo largo del año. Un factor muy importante en el proceso de casación es la demanda de energía de los consumidores. La Figura 2.6 es una curva típica de demanda eléctrica a lo largo de un día. Se puede ver que la demanda máxima y mínima se alcanza a las 13:10 y a las 4:10 respectivamente. Intuitivamente, el precio de la luz debería ser máximo cuando la demanda fuera máxima, y mínimo cuando esta fuera mínima. No obstante, podemos ver de nuevo, en esta ocasión a escala horaria, la influencia de la generación renovable. El precio de la electricidad alcanza dos mínimos a lo largo del día: un mínimo relativo cuando la demanda llega a su mínimo absoluto, y un mínimo absoluto cuando la demanda alcanza un mínimo relativo y poco después de que la generación renovable llegue al segundo máximo del día. Sin embargo, además de la demanda interna y la generación renovable también influyen otros factores que determinan el precio de la electricidad a lo largo del día, como la interconexión existente con Francia en el caso de España, que también provoca aumentos y disminuciones de la demanda y por tanto del precio de la energía. Figura 2.6: Demanda, precio de la electricidad y generación renovable el 9 de mayo de 2017. Fuente: REE. Elaboración propia. 3 MODELO ECONÓMICO DE PARQUES EÓLICOS CABAMOS de analizar el funcionamiento del Mercado Eléctrico, viendo hasta qué punto las tecnologías hidráulica fluyente, eólica y fotovoltaica son las más importantes en cuanto a influencia de generación renovable sobre el precio de la energía. En este capítulo se presentará un modelo de costes aproximado para la tecnología eólica, que será analizado en profundidad en el capítulo 4, en el que veremos también cómo se adapta a la normativa del primer capítulo. En primer lugar, estudiaremos la tecnología de los aerogeneradores y se obtendrá un modelo para calcular la energía producida y el potencial eólico en una determinada zona. Finalmente, se generará dicho modelo de costes. 3.1 Componentes y características principales de los aerogeneradores Un aerogenerador es un dispositivo capaz de transformar la energía cinética presente en el flujo de aire atmosférico en energía eléctrica. La potencia se obtiene mediante la ralentización de este flujo de aire, y puede ser expresada como: 𝑃=1 2𝐴𝜌𝑎(𝑣1 3−𝑣2 3) (3.1) Donde: 𝐴 [𝑚2]: área barrida por el aerogenerador. 𝜌 [𝑘𝑔/𝑚3]: densidad del aire. 𝑣1 [𝑚/𝑠]: velocidad del aire de entrada al aerogenerador. 𝑣2 [𝑚/𝑠]: velocidad del aire de salida del aerogenerador. Analizando la ecuación (3.1), podemos extraer varias conclusiones: - La potencia depende de la velocidad del aire al cubo, es decir, pequeños cambios en la velocidad tendrán un gran impacto en la potencia producida. Los aspectos tecnológicos relacionados con la velocidad se limitan al desarrollo de técnicas más precisas para evaluar los recursos eólicos, debido a que el comportamiento del viento es aleatorio. No obstante, la velocidad del viento aumenta por lo general con la altura (hasta un cierto límite), con lo que la tecnología sí juega en este sentido a nuestro favor, pudiéndose desplegar torres de mayor altura para exponer a las palas a velocidades mayores. A 16 Modelo económico de parques eólicos - Cuanto mayor es el área barrida por el aerogenerador, mayor es la potencia capturada. En este sentido, el desarrollo de rotores mayores es un aspecto tecnológico clave, ya que el área barrida (y por tanto la energía capturada) depende de la longitud de la pala al cuadrado. - La energía es capturada de forma más eficiente cuanto más baja es la velocidad tras el rotor. Este aspecto está directamente relacionado con el diseño de los aerogeneradores y su desempeño aerodinámico. La ley de Betz establece que cuanto mayor sea la energía cinética extraída del aire por un determinado dispositivo, menor será la velocidad del viento a la salida de dicho dispositivo. Si un dispositivo ideal fuese capaz de extraer toda la energía cinética existente en la masa aire que lo atraviesa, la velocidad de salida de dicha masa de aire sería nula, cumpliéndose la ley de la conservación de la energía, pero no la ley de la conservación de la masa y siendo, por tanto, imposible la existencia de tal dispositivo. La ecuación (3.1) puede ser reformulada como: 𝑃=1 2𝐴𝜌𝑎𝐶𝑝𝑣3 (3.2) Donde 𝑣 es la velocidad del viento en la dirección perpendicular al área del aerogenerador, y 𝐶𝑝 es el coeficiente de potencia, que representa la eficiencia de la conversión de energía aerodinámica en energía mecánica. Desde un punto de vista teórico la ley de Betz establece que la relación entre las velocidades de salida, 𝑣2, y entrada, 𝑣1, de la masa de aire en un aerogenerador tiene un límite mínimo 𝑣2/𝑣1=1/3. Esta relación permite demostrar que el valor máximo que puede tomar el coeficiente de potencia es 𝐶𝑝,𝑚𝑎𝑥 = 16/27≈0.59. Los aerogeneradores pueden clasificarse en función de si el movimiento rotativo se realiza en el plano horizontal (vertical axis wind turbine, VAWT) o vertical (horizontal axis wind turbine, HAWT). Los HAWT están compuestos por un determinado número de palas (normalmente entre una y tres) que rotan alrededor de un eje horizontal. Su ventaja principal frente a las VAWT es su mayor desempeño aerodinámico, tratándose del concepto de turbina eólica más establecido en explotaciones a gran escala [11]. El coeficiente de velocidad periférica, 𝜆, se define como el cociente entre la velocidad lineal en la punta de las palas y la velocidad del viento incidente, 𝑣𝑤, y viene dado por la siguiente expresión: 𝜆=𝜔𝑟𝑅 𝑣𝑤 (3.3) Donde 𝜔𝑟 es la velocidad angular de la turbina y 𝑅 la longitud de la pala. Figura 3.1: Conceptos de aerogeneradores primarios: HAWT y VAWT Fuente: Wind Power Technology Aspects [13]. Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 17 El coeficiente de potencia, a su vez, viene definido por las ecuaciones (3.4) y (3.5): 𝐶𝑝=0.5(1161 𝜆𝑖−0.4𝛽−5)𝑒−(21 𝜆𝑖) (3.4) 1 𝜆𝑖=1 𝜆+0.08𝛽−0.035 1+𝛽3 (3.5) Donde 𝛽 es el ángulo de paso del viento a través de las palas [12]. Se puede ver en la Figura 3.2 que el 𝐶𝑝 máximo se alcanza para los HAWT. Podemos observar cómo el rendimiento aumenta conforme aumenta el número de palas alcanzando un máximo (aunque no venga especificado) para tres palas. El número óptimo de palas viene determinado por el equilibrio entre el coste creciente de palas adicionales y la eficiencia aerodinámica. En este sentido, el modelo de tres palas es el dominante en la industria de la generación eólica. 3.1.1 Control de la potencia En realidad, la energía producida solo depende de la velocidad del viento al cubo dentro de un cierto rango de velocidades; la expresión 3.1 solo será válida si la velocidad se encuentra entre la velocidad cut-in (entre 2.5-3 m/s) y la velocidad nominal del viento (entre 11-12 m/s). Para velocidades mayores, la potencia viene limitada a la potencia nominal con el fin de evitar esfuerzos mecánicos excesivos. Esto se consigue mediante el control del ángulo de paso (𝛽) y el coeficiente de velocidad periférica (𝜆). Para velocidades del viento mayores de 25-28 m/s (velocidad cut-out), la turbina se detiene. El control de la potencia se consigue principalmente controlando la velocidad y el ángulo de paso. Regulando la velocidad del rotor [13], se permite a la turbina extraer la energía con el máximo rendimiento, de forma que el coeficiente de velocidad periférica se mantenga en su óptimo, aunque varíe la velocidad del viento. En la Figura 3.2 puede verse claramente que existe un valor de 𝜆 para el que 𝐶𝑝 es máximo, maximizándose por tanto la potencia para una velocidad dada. A partir de esta relación entre 𝐶𝑝 y 𝜆, y debido a que la velocidad del rotor cambia para cada velocidad del viento, se puede deducir que existe una velocidad del rotor que otorga la máxima potencia. Esto puede verse en la Figura 3.3 para varias velocidades del viento: la potencia máxima para cada velocidad del viento se alcanza en el punto en que 𝐶𝑝 es máximo, con lo que es deseable que la curva característica del aerogenerador sea aquella que siga la línea del 𝐶𝑝 máximo, también representada en la figura. El script utilizado para la generación de la misma se incluye en el Anexo I bajo el nombre cpmax.m. Figura 3.2: Eficiencia aerodinámica en función del tipo de turbina y del TSR. Fuente: Wind Power Technology Aspects [13]. 18 Modelo económico de parques eólicos Mediante el control del ángulo de ataque, se consigue limitar la potencia absorbida limitando la velocidad a la nominal, rotando las palas alrededor de su propio eje. En la Figura 3.4 podemos apreciar que, con un ángulo de ataque fijo, solo se alcanza la potencia nominal en un punto, con lo que el aerogenerador entra en pérdida aerodinámica al superar la velocidad nominal de diseño. Con un ángulo de ataque variable, la turbina genera la potencia nominal para cualquier velocidad entre la velocidad nominal y la velocidad de parada (cut-out), ya que se adecúa constantemente el ángulo de ataque del alabe en función de la velocidad del viento con objeto de extraer la máxima cantidad de energía del viento manteniendo las mejores condiciones aerodinámicas Un tercer sistema de control es el sistema de orientación de los mismos, utilizado para girar el rotor hacia la dirección del viento, minimizando así las pérdidas por desalineación. Figura 3.4: Curva de potencia de un aerogenerador con velocidad variable y (a) ángulo de paso fijo (b) ángulo de paso variable. Fuente: Wind Power Technology Aspects [13]. Figura 3.3: Potencia máxima para cada velocidad de giro del rotor en función de la velocidad del viento para R = 20 m y β = 0°. Fuente: Elaboración propia Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 19 3.1.2 Palas Son las encargadas de transformar la energía aerodinámica del viento en energía mecánica (rotacional). La sección de la pala está diseñada para maximizar la eficiencia aerodinámica cumpliendo a la vez los requisitos estructurales. 3.1.3 Sistema de tracción y generador eléctrico El sistema de tracción convierte la energía mecánica en energía eléctrica en dos pasos: en primer lugar, la energía mecánica rotacional de baja velocidad se transforma en energía mecánica rotacional de alta velocidad mediante la caja de cambios. A continuación, la energía mecánica se transforma en energía eléctrica en el generador de inducción. La conversión de energía mecánica de baja velocidad en energía de alta velocidad es necesaria debido a que los generadores de inducción trabajan a un régimen de revoluciones muy elevado (600-1800 rpm) en comparación con el régimen de giro de las palas del aerogenerador (4.5-20 rpm). Sin embargo, es posible encontrar turbinas eólicas sin cajas de cambios, con un generador síncrono acoplado al eje de la misma que se conecta a la red a través de un convertidor de potencia, que adapta la frecuencia de la turbina a la de la red. Por otro lado, podemos encontrar dos tipos de generadores en turbinas eólicas: generadores asíncronos (o de inducción) o síncronos. El generador de inducción produce electricidad haciendo girar al rotor un poco más rápido que la velocidad síncrona (impuesta por la frecuencia de la red). Atendiendo a la disposición del rotor, podemos clasificar los generadores de inducción en: - Generador de inducción de jaula de ardilla (SCIG): el rotor está constituido por barras longitudinales de cobre o aluminio, aisladas eléctricamente del resto del sistema. De esta forma se puede prescindir de escobillas, conmutadores o anillos deslizantes. Son más económicos y resistentes, aunque el control de velocidad solo puede realizarse modificando la frecuencia del rotor mediante un convertidor de potencia parcial. - Generador de inducción de rotor bobinado (WRIG): el rotor está formado por un bobinado trifásico alimentado de forma indirecta por la red. En el caso de los generadores síncronos, el rotor gira exactamente a la velocidad impuesta por la red. La velocidad solo puede ser regulada mediante un convertidor de potencia total entre la red y el estator del generador. No obstante, su principal ventaja frente a los generadores asíncronos es la capacidad de operar a bajas revoluciones, lo que permite en algunos casos prescindir de la caja de cambios. Dependiendo del modo de excitación del rotor, los generadores síncronos se pueden clasificar en: - Generador síncrono excitado eléctricamente (EESG): las bobinas del rotor generan un campo electromagnético fijo cuando es alimentado por corriente continua. - Generador síncrono de imanes permanentes (PMSG): el campo magnético continuo es generado por imanes permanentes situados en el rotor. Un factor importante a tener en cuenta en estos generadores es la cantidad de material magnético utilizado (las turbinas más lentas requieren rotores de diámetros mayores, y por tanto más material magnético). 3.1.4 Torre Dado que, por lo general, la velocidad del viento crece con la altura, es interesante hacer las torres lo más altas posibles, aunque el coste de las mismas también crece con la altura. Para optimizarlo, se tiene en cuenta la energía producida y el coste de la torre. En parques eólicos onshore, la altura de la torre suele ser 1.2 veces el diámetro de las palas del rotor. 20 Modelo económico de parques eólicos 3.2 Dimensionado 3.2.1 Potencial eólico y energía anual producida (AEP) La velocidad del viento en un parque eólico determina la generación de potencia de las turbinas, con lo que su modelado es esencial para potenciales inversores y analistas de sistemas de potencia que llevan a cabo análisis de fiabilidad [14]. Con el fin de obtener la distribución anual de velocidades del viento, se utilizará la distribución de Weibull, de gran utilidad por su flexibilidad y sus satisfactorios resultados en pruebas de ajuste. La función de densidad de probabilidad y la función de distribución acumulada de Weibull están definida según las ecuaciones (3.6) y (3.7): 𝑓(𝑣)=𝑘𝑐−𝑘𝑣𝑘−1exp[−(𝑣 𝑐)𝑘] [𝑠 𝑚] (3.6) 𝐹(𝑣𝑥)=𝑃(𝑣<𝑣𝑥)=1−exp[−(𝑣𝑥 𝑐)𝑘] (3.7) Donde 𝑣 [𝑚/𝑠] es la variable aleatoria de Weibull (velocidad del viento), 𝑐 [𝑚/𝑠] es el factor de escala y 𝑘 [−] es el factor de forma. Uno de los métodos para calcular los factores de escala y forma de la distribución de Weibull está basado en la función de distribución acumulada [15], mediante una transformación logarítmica de la misma: 𝑃(𝑣<𝑣𝑖)=𝑃𝑖→ln(1−𝑃𝑖)=−(𝑣𝑖 𝑐)𝑘→ln[−ln(1−𝑃𝑖)]=𝑘ln𝑣𝑖−𝑘ln𝑐 (3.8) Haciendo 𝑦=ln[−ln(1−𝑃𝑖)] y 𝑥=ln𝑣𝑖 obtenemos la relación lineal 𝑦=𝑘𝑥−𝑘ln𝑐, pudiendo obtenerse los parámetros 𝑘 y 𝑐 a partir de los datos meteorológicos de un determinado lugar. La velocidad del viento depende también de la dirección del mismo, con lo que para el análisis se tomarán los datos de medida del viento anuales en base horaria de un lugar determinado dividido en 𝑁𝑑 intervalos correspondientes a las distintas orientaciones. De esta forma, podemos reescribir la ecuación (3.6) como: 𝑓(𝑣)=∑𝑓𝑖(𝑣)𝜔𝑖 𝑁𝑑 𝑖=1 (3.9) Siendo 𝑓𝑖(𝑣) la función de densidad de probabilidad de Weibull para la velocidad del viento en el intervalo 𝑖, y 𝜔𝑖 la frecuencia en ese mismo intervalo cardinal. Esta frecuencia representa cada cuanto tiempo el viento sopla desde el intervalo de direcciones 𝑖 en comparación con el resto de intervalos. De esta forma se genera la rosa de los vientos, un diagrama polar que representa el tanto por ciento de frecuencia con la dirección indicada y, en módulo, su escala de velocidad media. La velocidad media del viento en un lugar puede obtenerse mediante la esperanza matemática [16] como: 𝑣=∑∫ 𝑘𝑖𝑐−𝑘𝑖𝑣𝑘𝑖exp[−(𝑣 𝑐𝑖)𝑘𝑖]𝑑𝑣 ∞ 0𝜔𝑖 𝑁𝑑 𝑖=1 =∑𝑐𝑖Γ(1+ 1 𝑘𝑖)𝜔𝑖 𝑁𝑑 𝑖=1 (3.10) Donde Γ es la función gamma, 𝑐𝑖 [𝑚/𝑠] el factor de escala en la orientación 𝑖 y 𝑘𝑖 [−] el factor de forma en la orientación 𝑖. Una vez evaluado el comportamiento del viento a una determinada altura de referencia, para realizar el cálculo de la energía producida por un aerogenerador es necesario conocer el comportamiento del viento a la altura del buje [17]. La velocidad del viento aumenta al incrementar la altura, lo que se conoce como Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 21 efecto de cizallamiento del viento. Así, conocida la velocidad del viento, 𝑣(𝑧𝑟), medida a una cierta altura de referencia, 𝑧𝑟, la correspondiente velocidad a otra altura diferente, 𝑧, puede calcularse mediante una función exponencial en la que 𝑧0 es la longitud de rugosidad del terreno (cuyos valores típicos se muestran en la Tabla 3.1. Puede demostrarse que la constante de forma 𝑘 de la distribución de Weibull no varía con la altura, y que el parámetro de escala, 𝑐, lo hace de la misma forma que el campo de velocidades: 𝑣(𝑧)=𝑣(𝑧𝑟)·ln (z/z0) ln (zr/𝑧0)=𝑣(𝑧𝑟)𝛾(𝑧)→𝐶(𝑧)=𝐶(𝑧𝑟)𝛾(𝑧) (3.11) Tabla 3.1: Valores típicos de longitud de rugosidad para distintos terrenos. Tipo de terreno Longitud de rugosidad (𝒛𝟎) Áreas de agua 0.0002 m Campo abierto con superficie lisa 0.0024 m Tierra de cultivo con arbustos 0.2 m Ciudades con edificios altos 0.8 m Fuente: Introducción a la Evaluación de la Energía Anual Producida por Parques Eólicos [17]. De este modo, empleando los datos de velocidad, longitud de rugosidad y dirección es posible obtener una función de Weibull recalculada para la altura del buje. Ya hemos visto que la potencia teórica disponible en el viento se obtiene mediante la ecuación (3.2). A partir de ella, podemos obtener el potencial de energía eólica 6 como: 𝑞=1 2𝜌𝑎𝑣3 [𝑊 𝑚2] (3.12) Introduciendo la velocidad media obtenida en la ecuación (3.10), podemos calcular el potencial de energía eólica medio: 𝑞=1 2𝜌𝑎∑𝑐𝑖3Γ(1+ 3 𝑘𝑖)𝜔𝑖 𝑁𝑑 𝑖=1 [𝑊 𝑚2] (3.13) Finalmente, debemos tener en cuenta que la densidad del aire es función de la presión y temperatura atmosférica. No obstante, podemos expresar de forma aproximada la presión atmosférica como función de la temperatura y la altura según la ecuación (3.14): 𝑝(𝑇,𝑧)=𝑝𝑎exp(−𝑔𝑧 𝑅𝑇) [𝑃𝑎] (3.14) De esta forma, podemos expresar la densidad atmosférica en función de la temperatura y la altura [18]: 𝜌𝑎(𝑇,𝑧)=𝑝(𝑇,𝑧) 𝑅𝑇 exp(−𝑔𝑧 𝑅𝑇)= 𝑝𝑎 𝑅𝑇[exp(−𝑔𝑧 𝑅𝑇)]2 [𝑘𝑔 𝑚3] (3.15) Siendo: 𝑝𝑎 [𝑃𝑎]: presión atmosférica estándar a nivel del mar (𝑝𝑎=101,325 𝑃𝑎). 𝑅 [𝐽/(𝑘𝑔·𝐾)]: constante individual del aire (𝑅=287.05 𝐽/(𝑘𝑔·𝐾)). 𝑔 [𝑚/𝑠2]: constante gravitatoria (𝑔=9.81 𝑚/𝑠2). 𝑇 [𝐾]: temperatura del aire. 6 Nótese que no se tiene en cuenta el factor de potencia 𝐶𝑝 para el cálculo del potencial de energía eólica, ya que se trata de un coeficiente que depende de las características del aerogenerador. 28 Análisis del diseño del sistema de subasta renovable El objetivo de la subasta es fijar un precio final. En este caso, en lugar de ser al alza, se trata de fijar un precio a la baja, es decir, a cuanto porcentaje de la ayuda se está dispuesto a renunciar por instalar la planta de generación renovable. Además, se trata de una subasta marginalista, donde las ofertas se irán ordenando de más barata a más cara, y la última en llenar el cupo será la que cobrarán todos los participantes. Cabe mencionar que en las tres subastas realizadas se requería a los participantes depositar una garantía expresada en €/MW, que sería devuelta a los adjudicatarios tras la finalización de la obra civil de las instalaciones, con el fin de asegurar su construcción. De la misma forma, en las tres subastas se liquidarían los ingresos anuales procedentes del régimen retributivo especifico en función de las horas reales de funcionamiento, mediante la multiplicación de los mismos por el coeficiente ‘d’, calculado como: 𝑑=𝑁𝐻𝐹𝑖𝑛𝑠𝑡 −𝑈𝑓 𝑁𝐻𝐹𝑚𝑖𝑛−𝑈𝑓 (4.1) Donde: 𝑁𝐻𝐹𝑖𝑛𝑠𝑡 [ℎ]: número de horas de funcionamiento reales de la instalación. 𝑁𝐻𝐹𝑚𝑖𝑛 [ℎ]: número de horas de funcionamiento mínimas de la instalación tipo de referencia. 𝑈𝑓 [ℎ]: umbral de funcionamiento de la instalación tipo de referencia. El Ministerio de Energía nominó a OMIE, a través de su filial OMEL Diversificación, S.A.U. como entidad Administradora de las subastas. A continuación, se explicará en qué han consistido las subastas de los últimos dos años, centrándonos en los aspectos más importantes de cada una de ellas. 4.1.1 Subasta REIBE La subasta de Régimen retributivo Específico de nuevas Instalaciones de Biomasa y Eólica (REIBE) tuvo lugar el 15 de enero de 2016. En ella, se ofertarían 700 MW en total, 500 MW destinados a energía eólica y 200 MW destinados a energía procedente de la biomasa. Como ya se ha puntualizado, la subasta se realizaría mediante el método de subasta de sobre cerrado con sistema marginal. A lo largo de la subasta, los participantes ofertarían hasta 40 tramos 8 de potencia por los que estuvieran dispuestos a pujar. Al finalizar la fase de inserción de ofertas, se establecería un orden de precedencia, partiendo de los tramos de oferta de mayor porcentaje de reducción del valor estándar de la inversión hasta llegar a los tramos de menor porcentaje de reducción, construyéndose así la curva agregada de compra. 8 OMEL considera tramos a los conjuntos de bloques de potencia ofertados a un mismo porcentaje de reducción por parte de un participante. Un bloque, a su vez, es equivalente a 1 kW de potencia instalada. Figura 4.1: Ejemplo de curva de casación de la subasta REIBE. Fuente: OMEL Diversificación [24]. Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 29 El mecanismo de asignación de la subasta permitía crear tramos divisibles o indivisibles, con la condición de que los tramos indivisibles no podrían ser parcialmente casados si se diera el caso. Los porcentajes de reducción de los diferentes tramos declarados por los participantes en una determinada oferta serían estrictamente decrecientes con el número de tramo salvo que se tuvieran N tramos consecutivos indivisibles o una combinación de N tramos indivisibles con uno divisible, en cuyo caso podrían tener el mismo porcentaje de reducción. No se permitirían dos o más tramos divisibles ofertados al mismo porcentaje de reducción. El método de casación se desarrollaría, en primer lugar, mediante la determinación para cada producto del punto de cruce de la curva agregada de compra y la oferta de venta del sistema y obtención para cada producto del porcentaje de reducción marginal, que de forma general correspondería con dicho punto de corte. A continuación, se procedería a asignar a cada participante, por cada tramo de compra, el número de bloques correspondiente al producto siempre que el porcentaje de reducción de dicho tramo fuera igual o superior al porcentaje de reducción marginal [23] [24]. En la Figura 4.1 puede verse cómo quedaría el corte entre la curva agregada de compra (naranja) y la curva de oferta de venta del sistema (azul). El 18 de enero de 2016 se publicó el resultado de la subasta en el BOE, incluido en la Tabla 4.1. La subasta se cerró con un descuento del 100%, que afectaría a la inversión de las plantas, tanto eólica como de biomasa. No obstante, el incentivo sobre operación y mantenimiento (que solo cobraba la biomasa) no se vio afectado. Esta exagerada reducción de la ayuda, causada por la alta competitividad entre las firmas participantes, provocó que grandes empresas como Gas Natural Fenosa, Enel Green Power e Iberdrola, quedaran excluidas del proceso [25]. Tabla 4.1: Resultado de la subasta REIBE. Energía eólica Biomasa Potencia adjudicada 200,000 500,000 Reducción de la ayuda a la inversión 100 % 100 % Ayuda a la inversión [€/MW] 0 0 Incentivo sobre operación y mantenimiento [€/MWh]9 0 50.858 Fuente: MINETAD [25]. 4.1.2 Subasta IFER I La primera subasta del régimen retributivo específico para nuevas Instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de Fuentes de Energía Renovables (IFER I) tuvo lugar el 17 de mayo de 2017. En ella, se ofertaría un total de 2000 MW, ampliables a 3000 MW bajo ciertas condiciones no especificadas en este proyecto por su complejidad. A diferencia de la REIBE, esta se trató de una subasta tecnológicamente neutral, lo que significaba que no había una capacidad de cupo asignado para cada tecnología, sino que todas competirían para la misma potencia [26]. En este caso, los participantes no ofertarían directamente el porcentaje de reducción que estarían dispuestos a aceptar como se hizo en la subasta REIBE, sino que deberían pujar en función del sobrecoste unitario para el sistema, calculado como el cociente entre la retribución a la inversión de la instalación tipo correspondiente para 2019, 𝑅𝑖𝑛𝑣𝐼𝑇 2019, y el número de horas equivalentes de funcionamiento de la instalación tipo de referencia correspondiente aplicables al año 2019, 𝑁𝐻𝐹2019. La primera viene calculada según la siguiente ecuación: 𝑅𝑖𝑛𝑣𝐼𝑇 𝑎=𝑅𝑖𝑛𝑣𝐼𝑇𝑅 𝑎−𝑚𝐼𝑇 𝑎·𝑅𝑒𝑑𝐼𝑇𝑅 (4.2) 9 El valor de la tabla es el correspondiente al año de autorización de explotación definitiva 2015. Para para años posteriores, este valor va en aumento en el caso de la biomasa, aunque se actualizará semestralmente de acuerdo con lo establecido en el RD 413/2014 y con la Orden IET/1345/2015. 30 Análisis del diseño del sistema de subasta renovable Donde: 𝑅𝑖𝑛𝑣𝐼𝑇 𝑎 [€/𝑀𝑊]: Retribución a la inversión por unidad de potencia de la instalación tipo con año de autorización de explotación definitiva ‘a’. 𝑅𝑖𝑛𝑣𝐼𝑇𝑅 𝑎 [€/𝑀𝑊]: Retribución a la inversión por unidad de potencia correspondiente al año ‘a’ de la instalación tipo de referencia, cuyo método de cálculo vienen incluido en el RD 413/2014 y escapa fuera de los objetivos de este proyecto. 𝑚𝐼𝑇 𝑎 [€/𝑀𝑊]: Coeficiente aplicable para calcular la retribución a la inversión de la instalación tipo con año de autorización de explotación definitiva ‘a’ 10 . 𝑅𝑒𝑑𝐼𝑇𝑅 [%]: Porcentaje de reducción del valor estándar de la inversión inicial de la instalación tipo de referencia. El sobrecoste unitario para el sistema viene calculado como: 𝑆𝐶𝑠𝑢𝑏 =𝑅𝑖𝑛𝑣𝐼𝑇 2019 𝑁𝐻𝐹2019 [€/𝑀𝑊ℎ] (4.3) En el reglamento de la subasta se incluyó un valor máximo del porcentaje de reducción ofertado para cada tipo de tecnología, (63.43% para la eólica, 51.22% para la fotovoltaica y 99.99% para el resto de tecnologías). Esto significa que los importes máximos de reducción estarían previamente fijados, teniendo que ofertar reducciones igual o por debajo de esos coeficientes de reducción. Igualmente, se estableció un valor del sobrecoste unitario mínimo de -9.462 €/MWh. Al igual que en las subastas REIBE, la asignación de los pagos y la determinación de la inversión inicial de cada tipo de instalación se establecería mediante el método de subasta de sobre cerrado y sistema marginal. Los tramos de oferta se ordenarían de menor a mayor valor del ya mencionado cociente, obteniéndose la curva agregada de la oferta de los participantes, y pasarían a ser adjudicatarios los tramos que tuvieran un menor cociente hasta alcanzar la potencia máxima a subastar, en este caso 2000 MW. En caso de igualdad en el sobrecoste unitario para el sistema de varios tramos, se ordenarían de mayor a menor número de horas equivalentes de funcionamiento de la instalación tipo de referencia. Una vez finalizada la subasta, se obtendría la potencia de adjudicación por tecnología a cada uno de los adjudicatarios, y la reducción del valor de la inversión inicial estándar [23] [24]. Para ello, en primer lugar, se determina el sobrecoste unitario marginal a partir del punto de corte entre la curva agregada de la oferta de los participantes y la demanda del sistema, procedimiento representado en la Figura 4.2. En ella puede observarse que todos los tramos situados a la izquierda del punto de corte resultan casados al sobrecoste unitario marginal. En el caso del ejemplo, todos los participantes que ofertaran su potencia con un sobrecoste unitario menor a 16 €/MWh, verían su oferta casada hasta llegar al límite impuesto por el punto de corte con la recta azul. 10 En ningún caso el valor de la retribución a la inversión será negativo. Si de la anterior formulación se obtuviera un valor negativo, se considerará que la retribución a la inversión toma valor cero. Fuente: OMEL Diversificación [24]. Figura 4.2: Ejemplo de curva de casación de la subasta IFER I. Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 31 A continuación, se determinan los bloques aceptados de la siguiente forma: - Primero, se ordenan los tramos por horas equivalentes, tamaño, hora de realización de la oferta y número de tramo (en ese orden). - Seguidamente, se asignan los tramos enteros, eliminando los tramos que superen la cantidad restante por repartir. - Por último, se prorratea la cantidad restante entre los tramos divisibles eliminados con anterioridad. Una vez calculado el sobrecoste unitario marginal resultado de la casación (𝑆𝐶𝑐𝑎𝑠), se calcula el sobrecoste unitario marginal para cada instalación tipo de referencia, como el mínimo entre el sobrecoste unitario marginal resultado de la casación y el sobrecoste unitario máximo de la instalación tipo de referencia correspondiente del año 2019 (𝑆𝐶𝑚𝑎𝑥, incluido en la normativa). 𝑆𝐶𝐼𝑇𝑅 =min(𝑆𝐶𝑚𝑎𝑥,𝑆𝐶𝑐𝑎𝑠) (4.4) A continuación, se calcula 𝑅𝑖𝑛𝑣𝐼𝑇 2019 multiplicando el sobrecoste unitario marginal de cada instalación tipo de referencia por el número de horas equivalentes de funcionamiento de la instalación tipo de referencia de 2019. 𝑅𝑖𝑛𝑣𝐼𝑇 2019 =𝑆𝐶𝐼𝑇𝑅 ·𝑁𝐻𝐹2019 (4.5) Finalmente, partiendo de este valor de 𝑅𝑖𝑛𝑣𝐼𝑇 2019 y del valor de la retribución a la inversión de cada instalación tipo de referencia aplicable al año 2019 (𝑅𝑖𝑛𝑣𝐼𝑇𝑅 2019, incluido en la normativa), se calcula el porcentaje de reducción del valor estándar de la inversión inicial de cada instalación tipo de referencia resultado de la subasta (𝑅𝑒𝑑𝐼𝑇𝑅), despejando de la ecuación (4.2). En caso de que con este porcentaje se obtuviera una retribución a la inversión con valor negativo, esta se considerará de igual a cero. El 26 de mayo de 2017 se publicó el resultado de la subasta en el BOE, incluido en la Tabla 4.2. La presión competitiva en la subasta fue tal que se cerró con una reducción resultante que otorgaba una retribución a la inversión para cada tipo de instalación de valor cero, debido a que todas las empresas ofrecieron el descuento máximo [27]. Como puede apreciarse en la tabla, la energía fotovoltaica fue la principal perjudicada en esta subasta, debido principalmente a que el máximo porcentaje de reducción permitido para la eólica y el resto de tecnologías era mayor que para la fotovoltaica, y al menor número de horas equivalentes de esta última (que determinan, a igualdad de condiciones, el orden de acceso a la subasta de las tecnologías). Tabla 4.2: Resultado de la subasta IFER I. Energía eólica Energía fotovoltaica Resto de tecnologías Potencia adjudicada 1,200,000 1,037 19,299 Reducción de la ayuda a la inversión 63.43 % 51.22 % 99.98 % Ayuda a la inversión [€/MW] 0 0 0 Fuente: MINETAD [27]. 4.1.3 Subasta IFER II El 26 de julio de 2017, se celebró la segunda subasta del régimen retributivo específico para nuevas Instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de Fuentes de Energía Renovables (IFER II). Esta subasta tuvo las mismas reglas que la anterior, remitiendo a la misma orden y mismas resoluciones ministeriales que la concretaron. Esta subasta estaba destinada únicamente a las tecnologías eólica y fotovoltaica, ofertándose, al igual que en la subasta IFER I, un total de 3000 MW. Los participantes volverían a licitar con el sistema de sobre cerrado en puja descendente de carácter marginal, con las mismas condiciones que la subasta anterior. Se ofertarían descuentos sobre las ayudas a la inversión y ganarían las ofertas que menos ayuda pidieran; en caso de empate al renunciar a las ayudas, ganaría la eólica por su mayor productividad (mayor número de horas equivalentes al año). En esta ocasión, 32 Análisis del diseño del sistema de subasta renovable el porcentaje máximo de reducción varió respecto a la subasta anterior (87.08% para la eólica, 69.88% para la fotovoltaica). Se estableció un valor del sobrecoste unitario mínimo en -18.59 €/MWh. El complejo reglamento de la subasta permitía conceder más de esos 3000 MW en caso de que existiera demanda suficiente con el máximo descuento, y así fue, llegándose a otorgar un total de 5037 MW, como puede verse en la Tabla 4.3. Tabla 4.3: Resultado de la subasta IFER II. Energía eólica Energía fotovoltaica Potencia adjudicada 1,127,818 3,909,103 Reducción de la ayuda a la inversión 87.08 % 69.88 % Ayuda a la inversión [€/MW] 0 0 Fuente: MINETAD [28]. 4.2 Rentabilidad de la participación en una subasta IFER Como se ha podido comprobar en el apartado anterior, el modelo de subastas renovables en España es, a diferencia de otros países, bastante complejo. Como en toda subasta, el resultado de la misma puede variar significativamente en función de las decisiones que tome el resto de participantes. A continuación, se llevará a cabo una simulación con el fin de entender un poco mejor este modelo de subastas y ver hasta qué punto resulta rentable acometer una inversión en un parque eólico participando en ellas. En primer lugar, se seleccionarán dos localidades de la Península Ibérica con distinto potencial eólico; se caracterizarán y se obtendrá el potencial eólico de cada una de ellas. A continuación, se obtendrán los costes en función de la potencia a instalar, sirviéndonos del modelo de costes expuesto en el apartado anterior. Se calculará la rentabilidad de los proyectos en cada localidad, para finalmente compararla con la participación en una subasta renovable IFER y con el antiguo sistema de primas. 4.2.1 Selección y comparativa de emplazamientos Para llevar a cabo el análisis, se han tenido en cuenta dos puntos de la Península Ibérica donde situar los parques eólicos, ambos con distinto potencial eólico dada su localización: Tarifa (Cádiz), con un potencial eólico alto, y El Bonillo (Albacete) con un potencial eólico intermedio. No se han tenido en cuenta emplazamientos con potencial eólico demasiado bajo ya que se presupone una muy baja rentabilidad. Los datos utilizados se han obtenido del Atlas Eólico del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), perteneciente al Minetad [29]. En las siguientes figuras, se muestran las rosas de los vientos generadas con Matlab® para cada uno de los emplazamientos seleccionados. Figura 4.4: Rosa de los vientos en Tarifa. Figura 4.3: Rosa de los vientos en El Bonillo. Fuente: IDAE. Elaboración propia. Fuente: IDAE. Elaboración propia. Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 33 Para el diseño de las rosas de los vientos se ha utilizado una versión modificada de la función wind_rose.m, descargada del sitio MathWorks [30]. Es fácil ver que las orientaciones con mayor potencial eólico para cada uno de los emplazamientos son el Este en el caso de Tarifa y el Suroeste en el caso de El Bonillo. No obstante, los aerogeneradores disponen de un sistema de orientación, y dado que no se considerarán las estelas, no es necesario tener en cuenta las orientaciones a la hora de calcular el potencial eólico. En la siguiente tabla se especifica, para cada una de las 16 orientaciones consideradas, los datos necesarios para el cálculo de la velocidad media y el potencial eólico según la metodología desarrollada en el capítulo 3, a una altura de torre de 80 m, obtenidos de la web del IDAE. Tabla 4.4: Parámetros eólicos para cada localidad. Tarifa (Cádiz) El Bonillo (Albacete) Orientación ω [%] v [m/s] c [m/s] k [-] ω (%) v (m/s) c (m/s) k [-] N 2.66 6.747 7.544 2.664 3.71 5.227 5.79 2.199 NNE 1.1 5.075 5.661 2.051 2.39 3.979 4.663 2.19 NE 0.91 5.178 5.758 1.915 1.87 3.835 4.416 1.988 ENE 3.33 8.504 9.457 2.381 3.32 6 6.562 2.012 E 28.26 11.976 13.879 2.759 7.56 6.496 7.45 2.292 ESE 6.86 9.178 10.385 2.267 9.34 7.018 7.813 2.588 SE 1.81 5.621 6.471 2.178 7.26 6.908 7.681 2.458 SSE 1.57 4.999 5.797 2.379 4.99 6.894 7.512 2.287 S 2 6.892 7.984 1.831 2.76 6.167 6.77 1.961 SSW 4.29 7.481 8.472 2.07 4.56 6.894 7.643 2.164 SW 6.65 7.464 8.628 2.211 10.55 8.184 9.202 2.538 WSW 9.2 6.969 8.286 2.532 9.86 8.019 9.133 2.339 W 12.16 7.071 8.032 3.071 9.85 7.841 8.917 2.562 WNW 7.8 7.071 7.964 2.714 8.5 6.922 7.967 2.515 NW 5.96 6.662 7.261 2.963 7.5 6.195 6.886 2.471 NNW 5.42 6.713 7.33 2.823 5.98 5.872 6.5 2.474 Fuente: IDAE. A partir de estos datos, y sirviéndonos de la ecuación (3.9), se ha representado en las siguientes figuras la función de densidad de probabilidad de Weibull de cada localidad. Una vez hecho esto, a partir de la ecuación (3.10) se puede calcular de forma inmediata la velocidad media de cada emplazamiento. Figura 4.6: Densidad de probabilidad eólica en El Bonillo. Figura 4.5: Densidad de probabilidad eólica en Tarifa. Fuente: IDAE. Elaboración propia. Fuente: IDAE. Elaboración propia. 34 Análisis del diseño del sistema de subasta renovable No se tendrán en cuenta las expresiones para el cálculo de la velocidad en función de la rugosidad y la altura, ya que los datos que recoge el IDAE ya tiene en cuenta estos factores para 80 metros de altura. No obstante, dado que influye en el potencial eólico, si se tendrá en cuenta el efecto de la elevación del emplazamiento respecto al nivel del mar para el cálculo de la densidad del aire, recogido en la expresión (3.15). Para el cálculo de la densidad, se han tenido en cuenta las temperaturas ambiente medias anuales de cada localidad, recogidas en los históricos de ClimateData.org [31]. Finalmente, se ha calculado el potencial eólico en ambos emplazamientos según la expresión (3.16). En el Anexo I se adjunta el script utilizado en Matlab® para los cálculos (weibull.m). Los resultados vienen recogidos en la Tabla 4.5. Tabla 4.5: Resultados de los cálculos del potencial eólico y parámetros utilizados. Tarifa (Cádiz) El Bonillo (Albacete) Elevación [m] 124 1077 Temperatura media anual [°C] 17.2 12.5 Velocidad media anual [m/s] 8.68 6.85 Densidad del aire [kg/m3] 1.181 0.955 Potencial eólico [W/m2] 386.02 153.24 Fuente: IDAE y Climatedata.org. Elaboración propia. 4.2.2 Obtención de los costes y análisis económico El modelo de costes desarrollado en el capítulo anterior nos da la posibilidad de no tomar los datos económicos de los aerogeneradores de un catálogo, ya que la información que podamos obtener de ahí se limita al propio aerogenerador. La finalidad de este trabajo no es el dimensionado de un parque eólico, sino analizar la influencia de las subastas renovables en el diseño de los mismos, por lo que la metodología aquí utilizada puede ser extrapolable a los datos obtenidos de un catálogo real de aerogeneradores. Como ya hemos dicho, la web del IDAE nos proporciona los datos para una altura de torre de 80 m. En la siguiente tabla se detallan los datos del aerogenerador utilizado para los cálculos, basados en el modelo G87-2.0MW de Gamesa [32]: Tabla 4.6: Parámetros del aerogenerador seleccionado. Altura de la torre [m] 78 Diámetro del rotor [m] 87 Potencia nominal [MW] 2 Velocidad cut-in/cut-out [m/s] 3/25 Coeficiente de potencia máximo (Cp) 0.5 Factor de pérdidas11 25 % Fuente: Gamesa [32]. Para calcular la producción anual de energía se tendrán en cuenta las expresiones (3.17) (3.18). De la misma forma, se han calculado también el factor de capacidad y las horas equivalentes, según las ecuaciones (3.19) y (3.20). El script utilizado para estos cálculos se adjunta en el anexo I (AEP.m). Se ha considerado una potencia nominal en ambos parques de 40 MW (20 turbinas). La inversión inicial viene calculada según la Tabla 3.2 para ambas localidades, teniendo en cuenta una tasa de cambio de euro a dólar estadounidense a 18 de agosto de 2017 (1 EUR = 1.1773 USD). Aplicando esta misma tasa, se obtienen unos costes de operación y mantenimiento de 43.32 €/(kW·año). 11 El factor de pérdidas incluye las pérdidas por acoplamiento, por transmisión, por efecto joule y posibles pérdidas por estelas en el campo de aerogeneradores. Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 35 Tabla 4.7: Resultados de los cálculos en cada localidad. Tarifa (Cádiz) El Bonillo (Albacete) AEP [MWh/año] 167,551 90,093 Factor de capacidad 47.82 % 25.71 % Horas equivalentes [h] 4188 2252 ICC [k€] 104,879.52 104,879.52 O&M [k€/año] 1,732.78 1,732.78 Tasa de interés fija, FCR [%/año] 9 % 9 % LCOE [c€/kWh] 6.67 12.40 Fuente: Elaboración propia. Como puede verse, los costes nivelados de la energía, los factores de capacidad y la inversión inicial se mantienen dentro de los límites razonables detallados en la Tabla 3.4 en ambas localidades. A continuación, compararemos la rentabilidad de ambos proyectos, suponiendo una vida útil de 25 años, mediante el cálculo del valor actual neto (VAN), la tasa interna de retorno (TIR) y el tiempo de recuperación (PB). Para caracterizar la inmovilización de recursos en una inversión, es necesario saber el coste de la adquisición de los activos fijos, los gastos derivados de la inversión y los aportes de circulante, que se considerarán nulos. Estos datos ya son conocidos e iguales a la inversión inicial (ICC). Seguidamente se calcularán los flujos de caja. Para ello se deben tener en cuenta los gastos de operación y mantenimiento (O&M), la energía anual producida y el precio de la misma. En el capítulo 2 ya explicábamos cómo se determinaba el precio de venta de la energía mediante los procesos de casación simple y compleja. Veíamos también la necesidad de las centrales de energía renovable de participar en estos procesos a precio aceptable (0 €/kWh) debido principalmente a la imposibilidad de las mismas de almacenar energía primaria, acogiéndose por tanto al precio de mercado. En este sentido, nos beneficia el hecho de trabajar con centrales renovables, ya que no tendríamos que llevar a cabo análisis demasiado exhaustivos a la hora de determinar el precio de la energía, ya que esta siempre acaba siendo vendida (no sería el caso de, por ejemplo, una central de carbón, en la que habría que tener en cuenta cuándo entra al mercado o no en función del precio mayorista de la electricidad). Existen varios métodos para estimar el precio de venta de la energía durante los 25 años de vida útil de ambos proyectos (se utilizará este valor de vida útil, igual al estimado en el reglamento de las subastas IFER). En este trabajo, se tomará para el primer año el precio medio de la electricidad entre agosto de 2016 y julio de 2017, proporcionado por el informe provisional de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia [33]. El incremento del precio de venta de la energía se tomará igual a media aritmética de la variación interanual del precio medio de mercado diario reflejada en la Figura 4.7. El incremento anual de los costes de operación y mantenimiento será el considerado por el reglamento de las subastas IFER, igual al 1 %. Figura 4.7: Variación interanual del precio medio de mercado diario entre 2010 y 2016. Fuente: OMIE. Elaboración propia. 36 Análisis del diseño del sistema de subasta renovable En el Anexo II se incluyen las hojas de cálculo con los proyectos de inversión para cada una de las localidades (Hojas 1 y 2). En Tabla 4.8 se detallan los datos utilizados para cada una de ellas y los resultados de las mismas. Puede verse como hasta que punto afecta la localización a la rentabilidad de ambos proyectos, debido principalmente al potencial eólico. En el caso de Tarifa (Hoja 1), aunque se trata de una localidad con un alto factor de capacidad, el proyecto no llega a ser rentable. La TIR, sin embargo, se acerca bastante a la tasa de interés, incluso sin recibir subvenciones por parte del Estado. En el caso de El Bonillo, el bajo potencial eólico de la zona, aunque proporciona un factor de capacidad aceptable, no se consiguen rentabilidades como las de Tarifa, obteniéndose una TIR excesivamente baja. No obstante, de los cálculos se han obtenido unos tiempos de recuperación de unos once años en el caso de Tarifa (menos de la mitad de la vida útil de la instalación) y casi veintiún años en el caso de El Bonillo; esto es debido a que el tiempo de recuperación no tiene en cuenta las actualizaciones de los flujos de caja, ya que se trata de un método estático del cálculo de la rentabilidad de un proyecto, a diferencia del VAN o la TIR, que son métodos dinámicos y sí tienen en cuenta estas actualizaciones. Tabla 4.8: Rentabilidad de los proyectos eólicos en ambas localidades DATOS Tarifa (Cádiz) El Bonillo (Albacete) Desembolso inicial [€] 104,879,521.59 104,879,521.59 NHE [h] 4188 2252 O&M (€/MWh) 10.34 19.23 ΔO&M (%/año) 1 % 1 % Pventa (€/MWh) 58.23 58.23 ΔPventa (%/año) 2.80 % 2.80 % RESULTADOS Tarifa (Cádiz) El Bonillo (Albacete) VAN (€) -2,352,328.59 -58,273,990.40 TIR (%) 8.76 % 1.91 % PB (años) - - Fuente: Elaboración propia. 4.2.3 Aplicación del modelo de subastas IFER A continuación, se simulará la participación de estos mismos proyectos en el modelo de subastas IFER. Como hemos visto, en ninguna de las tres subastas renovables realizadas por el MINETAD, se ha conseguido retribución a la inversión por parte de los participantes (exceptuando la subasta REIBE, en la que el incentivo sobre operación y mantenimiento cobrado solo por la biomasa no se vio afectado por el resultado de la subasta). Por tanto, es obvio que, si simuláramos una participación en estas subastas teniendo en cuenta los resultados de las mismas, la rentabilidad de los proyectos no variaría respecto a la del apartado anterior. En consecuencia, en este apartado se hipotetizará un resultado razonable de la subasta, distinto de los obtenidos hasta ahora en subastas reales. Supondremos que nuestro perfil de subasta es el que se muestra en la Tabla 4.9. Una estrategia lógica de oferta por parte de los promotores sería que los tramos que tuvieran más probabilidad de ser casados (es decir, con un mayor porcentaje de reducción), se correspondieran con una mayor cantidad de potencia que el resto de tramos, y que los tramos con menos probabilidad de ser casados fueran divisibles. Tabla 4.9: Perfil utilizado para la subasta IFER. Tramo 1 2 3 4 5 Potencia (MW) 4 6 8 10 12 Reducción (%) 5 % 20 % 25 % 30 % 35 % Tipo Divisible Divisible Divisible Indivisible Indivisible Fuente: Elaboración propia. Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 37 Tabla 4.10: Parámetros retributivos para la eólica con año de explotación 2019. 𝑵𝑯𝑭𝟐𝟎𝟏𝟗 [𝒉] 𝑵𝑯𝑭𝒎𝒊𝒏 [𝒉] 𝑼𝒇 [𝒉] 𝑹𝒊𝒏𝒗𝑰𝑻𝑹 𝟐𝟎𝟏𝟗 [€/𝑴𝑾] 𝑺𝑪𝒎𝒂𝒙 [€/𝑴𝑾𝒉] 𝒎𝑰𝑻𝑹 𝟐𝟎𝟏𝟗 [€/𝑴𝑾] 3000 3000 0 45056 15.02 115786 Fuente: Orden ETU/315/2017, de 6 de abril. En primer lugar, se calculará, para cada uno de los tramos ofertados, la retribución a la inversión que obtendría la instalación tipo asociada con año de explotación definitiva 2019, y a partir de la misma el sobrecoste unitario para el sistema, teniendo en cuenta el porcentaje de reducción del valor estándar de la inversión inicial 12 ofertado y los parámetros retributivos de la instalación tipo correspondiente a la energía eólica incluidos en la siguiente tabla. Para ello haremos uso de las ecuaciones (4.2) y (4.3). Una vez calculados estos parámetros, supondremos un sobrecoste unitario marginal resultado de la casación “razonable”. Este valor se ha calculado como la media aritmética de los sobrecostes correspondientes al perfil con el que hemos participado en la subasta, igual a 5.756 €/MWh 13 . De esta forma, en la Tabla 4.11 vemos que los tramos 1 y 2 quedarían fuera del proceso de casación. A continuación, calculamos el sobrecoste unitario marginal de la instalación tipo de referencia según la ecuación (4.4), y finalmente calculamos la retribución a la inversión de cada instalación tipo y el porcentaje de reducción del valor estándar de la inversión inicial despejando de la ecuación (4.2). Tabla 4.11: Resultados de la casación. Tramo 1 2 3 4 5 𝑹𝒊𝒏𝒗𝑰𝑻𝑹 𝟐𝟎𝟏𝟗 [€/𝑴𝑾] 39266.7 21898.8 16109.5 10320.2 -1258.4 𝑺𝑪𝒔𝒖𝒃 [€/𝑴𝑾𝒉] 13.09 7.30 5.37 3.44 -0.419 𝑺𝑪𝑰𝑻𝑹[€/𝑴𝑾𝒉] - - 5.756 5.756 5.756 𝑹𝒊𝒏𝒗𝟐𝟎𝟏𝟗 [€/𝑴𝑾𝒉] - - 17267.36 17267.36 17267.36 Reducción (%) 0 % 0 % 24 % 24 % 24 % Fuente: Elaboración propia a partir de la normativa relativa a las subastas IFER. El proceso se cierra con una reducción final del 24 % sobre el valor estándar de la inversión inicial, es decir, 216,000 €/MW anuales. En nuestro caso, solo los tramos 3, 4 y 5 podrán beneficiarse de dicha reducción, lo que supone un 75 % del total de la potencia que hemos ofertado. Teniendo en cuenta este incentivo, procedemos ahora a calcular la rentabilidad de los proyectos. En el anexo II (Hojas 3 y 4) se incluyen las hojas de cálculo utilizadas para ello. Tabla 4.12: Rentabilidad de los proyectos tras participar en la subasta IFER. DATOS Tarifa (Cádiz) El Bonillo (Albacete) Desembolso inicial [€] 96,239,521.59 96,239,521.59 NHE [h] 4189 2252 O&M (€/MWh) 10.34 19.23 ΔO&M (%/año) 1 % 1 % Pventa (€/MWh) 58.23 58.23 ΔPventa (%/año) 2.80 % 2.80 % RESULTADOS Tarifa (Cádiz) El Bonillo (Albacete) VAN (€) 82,514,759.20 5,442,271.49 € TIR (%) 17.06 % 9.59 % PB (años) 6.05 9.87 Fuente: Elaboración propia. 12 El valor estándar de la inversión inicial viene incluido en la normativa de la subasta, y es igual a 1,200,000 €/MW para la energía eólica. 13 Al no encontrarse un valor lo suficientemente aleatorio, se ha optado por utilizar la media aritmética de los sobrecostes con los que hemos participado en la subasta. Esto se ha hecho con el fin de obtener un valor “representativo” del que sería un resultado razonable de la subasta. 44 Conclusiones y líneas futuras En el caso de las subastas REIBE, los participantes querían maximizar sus opciones de ser adjudicatarios y esperaban que fueran otros promotores menos agresivos los que marcaran el precio a cobrar. Esto no fue así, y los ganadores de las subastas pasaron a ser perjudicados, ahora obligados a construir sus proyectos antes de 2020 cobrando únicamente el precio del pool eléctrico, ya que en caso contrario perderían la garantías que tuvieron que presentar para participar en las subastas. La Agencia Internacional de la Energía ya prevé que un tercio de la potencia adjudicada en esa primera puja no se construirá [34]. Pese a que en las subastas posteriores se modificaron algunos aspectos, como la desaparición de los cupos por tecnología o los límites impuestos a los descuentos, los resultados volvieron a ser los mismos. El paso de un sistema de primas a un sistema de subastas parece tener dos objetivos claros: paliar el déficit tarifario [35] y aumentar la competitividad entre los productores renovables, potenciando una mayor eficiencia en costes. Las diferencias entre la recaudación por peajes y los costes reales correspondientes se originan básicamente por errores de estimación y por objetivos político-económicos de los sucesivos gobiernos quienes, en último término, establecen estos peajes. Uno de los costes que sufragaban los peajes era el de las ayudas a las instalaciones acogidas al antiguo régimen especial. Estas primas eran el equivalente a la diferencia entre el coste de la energía renovable y el precio de la energía en el mercado mayorista, multiplicada por la energía realmente producida. Esta predicción de la energía producida estaba sujeta a un error que podía dar lugar a un déficit o a un superávit. Por otro lado, la energía realmente consumida, medida en los contadores de los consumidores, era facturada a los peajes previamente establecidos. Si el consumo real era distinto al previsto en el momento de fijar los peajes, el volumen de ingresos facturado sería también diferente, pudiendo de igual forma dar lugar a un déficit o a un superávit. Este problema no solo existe en España, y el modelo de subastas renovables se ha aplicado en algunos países como método de control del déficit tarifario con bastante éxito. Ejemplos de algunos de estos países son China y Países Bajos, si bien el funcionamiento del sistema de subastas en ellos difiere en varios aspectos del español. Se han considerado tres factores importantes a tener en cuenta a la hora de diseñar un sistema de subastas renovables [36]: En primer lugar, el criterio de fijación del precio. Existen dos formas de establecer el precio final resultante de la subasta. Por un lado, el método “pay-as-bid”, es decir, se recibe lo que se oferta. Por otro lado, “payas-cleared”, es decir, el modelo marginalista. Pocos son los países, aparte de España, que utiliza la fórmula marginalista para la fijación del precio final. La mayoría, por el contrario, prefiere utilizar el método “pay-as- bid”, principalmente para evitar las retribuciones exageradas al asegurar que ganan los proyectos más económicos, y para evitar los movimientos especulativos, ya que se establece un precio fijo para toda la vida útil del proyecto. Podemos tomar como ejemplo aquí las plantas eólicas utilizadas en el trabajo: hemos visto como, gozando Tarifa de unos recursos eólicos mucho mejores que El Bonillo, ambos proyectos son incentivados de igual forma tras participar en la misma subasta. Por otro lado, utilizando un criterio de fijación del precio adecuado, no se favorecerían ofertas temerarias que, en nuestro caso, podrían poner en riesgo el desarrollo de los proyectos y por tanto el cumplimiento de los objetivos europeos. En segundo lugar, las cantidades a subastar deberían ser concedidas únicamente en función de la energía producida y no de la potencia instalada. En el caso de España se estima que, para conseguir el objetivo europeo, sería necesario la realización de al menos una subasta anual de 3 TWh. En tercer lugar, los trámites administrativos de las subastas deben ser lo más simples posibles, para que cualquier empresa o particular pueda licitar, con el fin de promover una mayor competencia en el sector, reduciendo al mismo tiempo la posible concentración de grandes empresas. Una posible solución frente a este aspecto podría ser la reserva de un porcentaje de la energía a subastar para plantas con potencia inferior a 10 MW. Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 45 Finalmente, se exponen a continuación algunas de las posibles tendencias futuras que podría seguir este proyecto: • Podría llevarse a cabo un análisis similar al realizado en este trabajo con un modelo de costes más actualizado. De igual forma, este mismo análisis podría realizarse con otra tecnología renovable con menor nivel de desarrollo, como la energía solar fotovoltaica. • Una segunda línea que podría seguir este trabajo sería, basándonos en los resultados aquí obtenidos, realizar un análisis más riguroso de las subastas renovables, y determinar mediante simulaciones los modelos óptimos de instalaciones eólicas con los que participar en función de los posibles resultados de las subastas. • Por último, podría ampliarse el contenido de los últimos párrafos de esta conclusión, desarrollando un modelo simplificado y eficiente de subastas de energías renovables, basado en otros modelos ya existentes en otros países. ANEXO I: SCRIPTS • cpmax.m R=20; b=0; i=0; omega=0:0.01:5; for vw=3:1:7; lambda=omega*R/vw; lambda_i=1./(1./(lambda+0.08*b)-0.035/(1+b^3)); Cp=0.5.*(116./lambda_i-0.4*b-5).*exp(-21./lambda_i); P=0.5.*Cp*pi*R^2*1.225*vw.^3/1000; plot(omega,P) axis ([0 inf 0 150]) xlabel('\omega_r [rad/s]'); ylabel('P [kW]'); grid on hold on end for vw=1:0.1:8; i=i+1; lambda=omega*R/vw; lambda_i=1./(1./(lambda+0.08*b)-0.035/(1+b^3)); Cp=0.5.*(116./lambda_i-0.4*b-5).*exp(-21./lambda_i); P=0.5.*Cp*pi*R^2*1.225*vw.^3/1000; y(i)=max(P); x(i)=omega(find(P==y(i))); plot(x,y,'r--'); hold on end legend('v_w= 3 m/s','v_w= 4 m/s','v_w= 5 m/s','v_w= 6 m/s','v_w= 7 m/s','C_p^m^a^x'); • weibull.m %DATOS p=101325; R=287.05; g=9.81; %Tarifa (Cádiz) T1=17.2+273.15; z1=124; c1=[7.544 5.661 5.758 9.457 13.879 10.385 6.471 5.797 7.984 8.472 8.628 8.286 8.032 7.964 7.261 7.33]; k1=[2.664 2.051 1.915 2.381 2.759 2.267 2.178 2.379 1.831 2.07 2.211 2.532 3.071 2.714 2.963 2.823]; w1=0.01*[2.66 1.1 0.91 3.33 28.26 6.86 1.81 1.57 2 4.29 6.65 9.2 12.16 7.8 5.96 5.42]; %El Bonillo (Albacete) T2=12.5+273.15; z2=1077; 48 Anexo I: Scripts c2=[5.79 4.663 4.416 6.562 7.45 7.813 7.681 7.512 6.77 7.643 9.202 9.133 8.917 7.967 6.886 6.5]; k2=[2.199 2.19 1.988 2.012 2.292 2.588 2.458 2.287 1.961 2.164 2.538 2.339 2.562 2.515 2.471 2.474]; w2=0.01*[3.71 2.39 1.87 3.32 7.56 9.34 7.26 4.99 2.76 4.56 10.55 9.86 9.85 8.5 7.5 5.98]; %Densidad probabilidad Weibull v=0:0.01:30; f1=0; f2=0; for i=1:16 f1=f1+(k1(i)*c1(i)^-k1(i).*v.^(k1(i)-1).*exp(- (v./c1(i)).^k1(i)))*w1(i); f2=f2+(k2(i)*c2(i)^-k2(i).*v.^(k2(i)-1).*exp(- (v./c2(i)).^k2(i)))*w2(i); end figure (1) plot (v,f1) grid on xlabel('v [m/s]'); ylabel('f(v) [s/m]'); figure (2) plot (v,f2) grid on xlabel('v [m/s]'); ylabel('f(v) [s/m]'); %Velocidad media vm1=0; vm2=0; for i=1:16 vm1=vm1+c1(i)*gamma(1+1/k1(i))*w1(i); vm2=vm2+c2(i)*gamma(1+1/k2(i))*w2(i); end %Densidad aire rho1=p/R/T1*(exp(-g*z1/R/T1)^2); rho2=p/R/T2*(exp(-g*z2/R/T2)^2); %Potencial eólico q1=0.5*rho1*vm1^3; q2=0.5*rho2*vm2^3; • AEP.m Cp=0.5; N=20; P=2e6; %Tarifa R=87/2; c1=[7.544 5.661 5.758 9.457 13.879 10.385 6.471 5.797 7.984 8.472 8.628 8.286 8.032 7.964 7.261 7.33]; k1=[2.664 2.051 1.915 2.381 2.759 2.267 2.178 2.379 1.831 2.07 2.211 2.532 3.071 2.714 2.963 2.823]; w1=[2.66 1.1 0.91 3.33 28.26 6.86 1.81 1.57 2 4.29 6.65 9.2 12.16 7.8 5.96 5.42]/100; rho1=1.1808; AEP1=0; Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 49 syms x; for i=1:16 fun11=@(x)(Cp/2*rho1*x.^3).*(k1(i)*c1(i)^-k1(i)*x.^(k1(i)-1).*exp(- (x./c1(i)).^k1(i)))*w1(i); fun12=@(x)(Cp/2*rho1*12^3).*(k1(i)*c1(i)^-k1(i)*x.^(k1(i)-1).*exp(- (x./c1(i)).^k1(i)))*w1(i); AEP1=AEP1+(integral(fun11,3,12)+integral(fun12,12,25)); end AEP1=8760*0.75*N*AEP1*pi*R^2; CF1=AEP1/P/N/8760; t1=8760*CF1; %El Bonillo c2=[5.79 4.663 4.416 6.562 7.45 7.813 7.681 7.512 6.77 7.643 9.202 9.133 8.917 7.967 6.886 6.5]; k2=[2.199 2.19 1.988 2.012 2.292 2.588 2.458 2.287 1.961 2.164 2.538 2.339 2.562 2.515 2.471 2.474]; w2=0.01*[3.71 2.39 1.87 3.32 7.56 9.34 7.26 4.99 2.76 4.56 10.55 9.86 9.85 8.5 7.5 5.98]; rho2=0.955; AEP2=0; for i=1:16 fun21=@(x)(Cp/2*rho2*x.^3).*(k2(i)*c2(i)^-k2(i)*x.^(k2(i)-1).*exp(- (x./c2(i)).^k2(i)))*w2(i); fun22=@(x)(Cp/2*rho2*12^3).*(k2(i)*c2(i)^-k2(i)*x.^(k2(i)-1).*exp(- (x./c2(i)).^k2(i)))*w2(i); AEP2=AEP2+(integral(fun21,3,12)+integral(fun22,12,25)); end AEP2=8760*0.75*N*AEP2*pi*R^2; CF2=AEP2/P/N/8760; t2=8760*CF2; ANEXO II: HOJAS DE CÁLCULO • HOJA 1: Estudio de viabilidad en Tarifa (Cádiz). Año Gastos Ingresos CFiCFi (Actualizados) Payback Coste inicial (k€/MW) 2,621.99 0 104,879,521.59 € 0.00 € (104,879,521.59 €) (104,879,521.59 €) (104,879,521.59 €) NHE (h) 4189 11,732,778.39 € 9,756,495.92 € 8,023,717.53 € 7,361,208.74 € (96,855,804.06 €) O&M (€/MWh) 10.34 2 1,750,106.18 € 10,029,677.80 € 8,279,571.63 € 6,968,749.79 € (88,576,232.43 €) ΔO&M (%/año) 1% 31,767,607.24 € 10,310,508.78 € 8,542,901.54 € 6,596,687.44 € (80,033,330.89 €) Potencia nominal (MW) 40 41,785,283.31 € 10,599,203.03 € 8,813,919.72 € 6,244,002.94 € (71,219,411.17 €) Energía anual (MWh/año) 167,551.02 5 1,803,136.14 € 10,895,980.71 € 9,092,844.57 € 5,909,725.08 € (62,126,566.60 €) Tasa de interés fija (%) 9% 61,821,167.50 € 11,201,068.17 € 9,379,900.67 € 5,592,928.30 € (52,746,665.93 €) Pventa (€/MWh) 58.23 7 1,839,379.18 € 11,514,698.08 € 9,675,318.90 € 5,292,730.77 € (43,071,347.03 €) ΔPventa (%/año) 2.80% 8 1,857,772.97 € 11,837,109.63 € 9,979,336.66 € 5,008,292.56 € (33,092,010.38 €) 91,876,350.70 € 12,168,548.70 € 10,292,198.00 € 4,738,813.87 € (22,799,812.38 €) VAN (2,352,328.59 €) 10 1,895,114.21 € 12,509,268.06 € 10,614,153.85 € 4,483,533.29 € (12,185,658.53 €) TIR 8.76% 11 1,914,065.35 € 12,859,527.57 € 10,945,462.22 € 4,241,726.17 € (1,240,196.31 €) PB (años) 11.11 12 1,933,206.00 € 13,219,594.34 € 11,286,388.33 € 4,012,702.97 € 10,046,192.02 € 13 1,952,538.06 € 13,589,742.98 € 11,637,204.92 € 3,795,807.75 € 21,683,396.94 € 14 1,972,063.44 € 13,970,255.78 € 11,998,192.34 € 3,590,416.64 € 33,681,589.28 € 15 1,991,784.08 € 14,361,422.94 € 12,369,638.87 € 3,395,936.43 € 46,051,228.15 € 16 2,011,701.92 € 14,763,542.79 € 12,751,840.87 € 3,211,803.13 € 58,803,069.02 € 17 2,031,818.94 € 15,176,921.99 € 13,145,103.05 € 3,037,480.72 € 71,948,172.06 € 18 2,052,137.13 € 15,601,875.80 € 13,549,738.67 € 2,872,459.78 € 85,497,910.74 € 19 2,072,658.50 € 16,038,728.32 € 13,966,069.82 € 2,716,256.31 € 99,463,980.56 € 20 2,093,385.08 € 16,487,812.72 € 14,394,427.63 € 2,568,410.53 € 113,858,408.19 € 21 2,114,318.93 € 16,949,471.47 € 14,835,152.54 € 2,428,485.75 € 128,693,560.73 € 22 2,135,462.12 € 17,424,056.67 € 15,288,594.55 € 2,296,067.27 € 143,982,155.28 € 23 2,156,816.75 € 17,911,930.26 € 15,755,113.52 € 2,170,761.37 € 159,737,268.79 € 24 2,178,384.91 € 18,413,464.31 € 16,235,079.40 € 2,052,194.25 € 175,972,348.19 € 25 2,200,168.76 € 18,929,041.31 € 16,728,872.55 € 1,940,011.14 € 192,701,220.74 € Datos Resultados 52 Anexo II: Hojas de Cálculo • HOJA 2: Estudio de viabilidad en El Bonillo (Albacete). Año Gastos Ingresos CFiCFi (Actualizados) Payback Coste inicial (k€/MW) 2,621.99 0 104,879,521.59 € 0.00 € (104,879,521.59 €) (104,879,521.59 €) (104,879,521.59 €) NHE (h) 2252 11,732,778.39 € 5,246,129.72 € 3,513,351.33 € 3,223,258.10 € (101,366,170.26 €) O&M (€/MWh) 19.23 2 1,750,106.18 € 5,393,021.35 € 3,642,915.18 € 3,066,168.82 € (97,723,255.08 €) ΔO&M (%/año) 1% 31,767,607.24 € 5,544,025.95 € 3,776,418.71 € 2,916,088.14 € (93,946,836.37 €) Potencia nominal (MW) 40 41,785,283.31 € 5,699,258.68 € 3,913,975.37 € 2,772,758.83 € (90,032,861.00 €) Energía anual (MWh/año) 90,093.25 5 1,803,136.14 € 5,858,837.92 € 4,055,701.78 € 2,635,927.88 € (85,977,159.22 €) Tasa de interés fija (%) 9% 61,821,167.50 € 6,022,885.38 € 4,201,717.88 € 2,505,347.09 € (81,775,441.34 €) Pventa (€/MWh) 58.23 7 1,839,379.18 € 6,191,526.17 € 4,352,146.99 € 2,380,773.44 € (77,423,294.35 €) ΔPventa (%/año) 2.80% 8 1,857,772.97 € 6,364,888.91 € 4,507,115.94 € 2,261,969.51 € (72,916,178.41 €) Resultados 91,876,350.70 € 6,543,105.80 € 4,666,755.09 € 2,148,703.69 € (68,249,423.32 €) VAN (58,273,990.40 €) 10 1,895,114.21 € 6,726,312.76 € 4,831,198.55 € 2,040,750.48 € (63,418,224.77 €) TIR 1.91% 11 1,914,065.35 € 6,914,649.51 € 5,000,584.17 € 1,937,890.64 € (58,417,640.60 €) PB (años) 20.70 12 1,933,206.00 € 7,108,259.70 € 5,175,053.70 € 1,839,911.29 € (53,242,586.90 €) 13 1,952,538.06 € 7,307,290.97 € 5,354,752.91 € 1,746,606.06 € (47,887,833.99 €) 14 1,972,063.44 € 7,511,895.12 € 5,539,831.68 € 1,657,775.05 € (42,348,002.32 €) 15 1,991,784.08 € 7,722,228.18 € 5,730,444.11 € 1,573,224.90 € (36,617,558.21 €) 16 2,011,701.92 € 7,938,450.57 € 5,926,748.65 € 1,492,768.78 € (30,690,809.56 €) 17 2,031,818.94 € 8,160,727.19 € 6,128,908.25 € 1,416,226.30 € (24,561,901.31 €) 18 2,052,137.13 € 8,389,227.55 € 6,337,090.42 € 1,343,423.50 € (18,224,810.89 €) 19 2,072,658.50 € 8,624,125.92 € 6,551,467.42 € 1,274,192.74 € (11,673,343.46 €) 20 2,093,385.08 € 8,865,601.45 € 6,772,216.36 € 1,208,372.59 € (4,901,127.10 €) 21 2,114,318.93 € 9,113,838.29 € 6,999,519.35 € 1,145,807.77 € 2,098,392.25 € 22 2,135,462.12 € 9,369,025.76 € 7,233,563.64 € 1,086,348.96 € 9,331,955.89 € 23 2,156,816.75 € 9,631,358.48 € 7,474,541.74 € 1,029,852.72 € 16,806,497.63 € 24 2,178,384.91 € 9,901,036.52 € 7,722,651.61 € 976,181.32 € 24,529,149.23 € 25 2,200,168.76 € 10,178,265.54 € 7,978,096.78 € 925,202.62 € 32,507,246.01 € Datos Influencia de las subastas de adjudicación de potencia renovable sobre el diseño de plantas eólicas 53 • HOJA 3: Estudio de viabilidad en Tarifa (Cádiz) participando en la subasta IFER. Año Gastos Ingresos CFiCFi (Actualizados) Payback Coste inicial (k€/MW) 2,621.99 0 104,879,521.59 € 0.00 € (104,879,521.59 €) (104,879,521.59 €) (104,879,521.59 €) Reducción (k€/MW) 216 11,732,778.39 € 18,396,495.92 € 16,663,717.53 € 15,287,814.24 € (88,215,804.06 €) Coste neto inicial (k€/MW) 2,405.99 2 1,750,106.18 € 18,669,677.80 € 16,919,571.63 € 14,240,864.93 € (71,296,232.43 €) NHE (h) 4189 31,767,607.24 € 18,950,508.78 € 17,182,901.54 € 13,268,352.71 € (54,113,330.89 €) O&M (€/MWh) 10.34 4 1,785,283.31 € 19,239,203.03 € 17,453,919.72 € 12,364,796.76 € (36,659,411.17 €) ΔO&M (%/año) 1% 51,803,136.14 € 19,535,980.71 € 17,732,844.57 € 11,525,132.25 € (18,926,566.60 €) Potencia nominal (MW) 40 61,821,167.50 € 19,841,068.17 € 18,019,900.67 € 10,744,678.00 € (906,665.93 €) Energía anual (MWh/año) 167,551.02 7 1,839,379.18 € 20,154,698.08 € 18,315,318.90 € 10,019,106.64 € 17,408,652.97 € Tasa de interés fija (%) 9% 81,857,772.97 € 20,477,109.63 € 18,619,336.66 € 9,344,417.22 € 36,027,989.62 € Pventa (€/MWh) 58.23 9 1,876,350.70 € 20,808,548.70 € 18,932,198.00 € 8,716,909.88 € 54,960,187.62 € ΔPventa (%/año) 2.80% 10 1,895,114.21 € 21,149,268.06 € 19,254,153.85 € 8,133,162.67 € 74,214,341.47 € 11 1,914,065.35 € 21,499,527.57 € 19,585,462.22 € 7,590,010.00 € 93,799,803.69 € VAN 82,514,759.20 € 12 1,933,206.00 € 21,859,594.34 € 19,926,388.33 € 7,084,523.00 € 113,726,192.02 € TIR 17.06% 13 1,952,538.06 € 22,229,742.98 € 20,277,204.92 € 6,613,991.26 € 134,003,396.94 € PB (años) 6.05 14 1,972,063.44 € 22,610,255.78 € 20,638,192.34 € 6,175,906.10 € 154,641,589.28 € 15 1,991,784.08 € 23,001,422.94 € 21,009,638.87 € 5,767,945.10 € 175,651,228.15 € 16 2,011,701.92 € 23,403,542.79 € 21,391,840.87 € 5,387,957.88 € 197,043,069.02 € 17 2,031,818.94 € 23,816,921.99 € 21,785,103.05 € 5,033,952.97 € 218,828,172.06 € 18 2,052,137.13 € 24,241,875.80 € 22,189,738.67 € 4,704,085.69 € 241,017,910.74 € 19 2,072,658.50 € 24,678,728.32 € 22,606,069.82 € 4,396,647.06 € 263,623,980.56 € 20 2,093,385.08 € 25,127,812.72 € 23,034,427.63 € 4,110,053.42 € 286,658,408.19 € 21 2,114,318.93 € 25,589,471.47 € 23,475,152.54 € 3,842,837.02 € 310,133,560.73 € 22 2,135,462.12 € 26,064,056.67 € 23,928,594.55 € 3,593,637.25 € 334,062,155.28 € 23 2,156,816.75 € 26,551,930.26 € 24,395,113.52 € 3,361,192.54 € 358,457,268.79 € 24 2,178,384.91 € 27,053,464.31 € 24,875,079.40 € 3,144,332.94 € 383,332,348.19 € 25 2,200,168.76 € 27,569,041.31 € 25,368,872.55 € 2,941,973.24 € 408,701,220.74 € Datos Resultados Sevilla, a 13 de septiembre de 2017