Análisis de los costes de la transición a sistemas eléctricos totalmente descarbonizados en Ceuta y Melilla

2 Introducción Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales Análisis de los costes de la transición a sistemas eléctricos totalmente descarbonizados en Ceuta y Melilla Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Autor: Ramón Filomeno Torres Gómez Tutor: Alejandro Marano Marcolini Sevilla, 2024 ii iii Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales Análisis de los costes de la transición a sistemas eléctricos totalmente descarbonizados en Ceuta y Melilla Autor: Ramón Filomeno Torres Gómez Tutor: Alejandro Marano Marcolini Profesor titular Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2024 iv v Trabajo Fin de Grado: Análisis de los costes de la transición a sistemas eléctricos totalmente descarbonizados en Ceuta y Melilla Autor: Ramón Filomeno Torres Gómez Tutor: Alejandro Marano Marcolini El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2024 El Secretario del Tribunal vi vii A mi madre y a mi hermana. A mi tutor. viii ix Agradecimientos Me gustaría agradecer a mi familia, mi madre y mi hermana, que me han ayudado en mi trayectoria académica y profesional y han estado siempre ahí cuando lo he necesitado, no la podría haber desarrollado de tan buena manera. Especialmente a mi madre, por estar siempre ahí y apoyarme en las buenas y en las malas, un ejemplo a seguir. También darle las gracias a mi tutor Alejandro, siempre ha estado disponible cuando lo he necesitado y la orientación ha sido excelente, así como sus consejos y lo aprendido de él. xvi 4 Costes y almacenamiento 51 4.1. Análisis de los costes en ambas ciudades y almacenamiento. 51 4.1.1 Estimación e impacto en costes y contaminación. 51 4.1.1.1 Estimación en Ceuta. 52 4.1.1.2 Estimación en Melilla. 61 5 Conclusiones 69 5.1. Principales conclusiones 69 5.1.1 Comparación con la conexión a la península en Ceuta. 69 5.1.2 Comparación sistema de producción anterior y nuevo en Ceuta y Melilla. 69 5.1.3 Análisis de viabilidad de la inversión. 70 5.2. Futuras aplicaciones y líneas de investigación 70 Referencias 71 xvii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Sombras en el cálculo del factor de sombreado (RETScreen) [23]. 14 Tabla 2. Datos medios de irradiación en Ceuta entre 1983 y 2004 (AEMET) [19]. 21 Tabla 3. Datos medios de irradiación en Melilla entre 1983 y 2004 (AEMET) [19]. 25 Tabla 4. Superficies disponibles para cada tipo de techo y orientación (QGIS) [21]. 34 Tabla 5. Comparación producción RETScreen [23] y demanda REE [12]. 38 Tabla 6. Superficies disponibles para cada tipo de techo y orientación (QGIS) [21]. 41 Tabla 7. Comparación producción RETScreen [23] y demanda REE [12]. 44 Tabla 8. Distribución consumo y producción por horas (REE) [12]. 46 Tabla 9. Comparativa producción y demanda día más desfavorable (REE) [12]. 49 Tabla 10. Reducción de toneladas de 𝐶𝑂2 (RETScreen) [23]. 52 Tabla 11. Costos iniciales sistema fotovoltaico Ceuta (RETScreen) [23]. 53 Tabla 12. Viabilidad financiera del proyecto ceutí (RETScreen) [23]. 53 Tabla 13. Flujo de caja anuales Ceuta (RETScreen) [23]. 54 Tabla 14. Distribución de costes incluyendo deducción por GEI (RETScreen) [23]. 57 Tabla 15. Flujo de caja anual del almacenamiento (RETScreen) [23]. 58 Tabla 16. Reducción de toneladas de 𝐶𝑂2 (RETScreen) [23]. 61 Tabla 17. Viabilidad financiera del proyecto Melilla (RETScreen) [23]. 62 Tabla 18. Flujo de caja anuales Melilla (RETScreen) [23]. 63 Tabla 19. Flujo de caja anual del almacenamiento (RETScreen) [23]. 67 xviii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. LCOE y rango de proyectos solares fotovoltaicos a escala mundial de 2010 a 2022 (IEA) [10]. 2 Figura 2. LCOE de proyectos eólicos terrestres y promedio ponderado mundial de 1984 a 2022 (IEA) [10]. 2 Figura 3. Estructura de potencia instalada 2023 (REE) [12]. 5 Figura 4. Evolución de la potencia instalada renovable en MW (CNMC) [13]. 5 Figura 5. Evolución de la generación renovable y no renovable (REE) [12]. 6 Figura 6. Estructura de generación de energía eléctrica 2023 (REE) [12]. 6 Figura 7. Evolución de la generación de energía renovable (REE) [12]. 7 Figura 8. Participación de la generación renovable de cada CC.AA. sobre el total (REE) [12]. 7 Figura 9. Ratio generación renovable/generación y generación renovable (REE) [12]. 8 Figura 10. Evolución anual de la demanda de energía eléctrica en Ceuta (REE) [12]. 9 Figura 11. Evolución anual de la demanda de energía eléctrica en Melilla (REE) [12]. 10 Figura 12. Evolución baterías de ion litio últimos diez años (BloombergNEF) [18]. 11 Figura 13. Instalaciones de almacenamiento acumulativo de energía en todo el mundo (BloombergNEF) [18]. 11 Figura 14. Distribución de costes tecnologías (RETScreen) [23]. 20 Figura 15. Histórico de media entre 1983 y 2005 (AEMET) [19]. 21 Figura 16. Radiación solar horizontal anual en Ceuta (AEMET) [19]. 22 Figura 17. Evolución temperatura Ceuta anualmente (AEMET) [19]. 22 Figura 18. Producción eléctrica con la instalación de toda la superficie plana disponible de Ceuta (RETScreen) [23]. 23 Figura 19. Producción eléctrica con la instalación de toda la superficie disponible de Ceuta (RETScreen) [23]. 24 Figura 20. Histórico de media entre 1983 y 2005 (AEMET) [19]. 24 Figura 21. Datos de irradiación anuales Melilla (AEMET) [19]. 25 xix Figura 22. Datos de temperatura ambiente anuales Melilla (AEMET) [19]. 26 Figura 23. Producción eléctrica con la instalación de toda la superficie plana disponible de Melilla 27 (RETScreen) [23]. 50 Figura 24. Producción eléctrica con la instalación de toda la superficie disponible de Melilla (RETScreen) [23]. 27 Figura 25. Consumo eléctrico en Ceuta último lustro (REE) [12]. 28 Figura 26. Evolución demanda por mes Ceuta (REE) [12]. 29 Figura 27. Demanda eléctrica anual Ceuta 2023 (REE) [12]. 29 Figura 28. Evolución demanda eléctrica día de mayor consumo año 2023 Ceuta enero (REE) [12]. 30 Figura 29. Consumo de energía eléctrica en el último lustro Melilla (REE) [12]. 30 Figura 30. Evolución demanda por mes Melilla (REE) [12]. 31 Figura 31. Demanda eléctrica anual Melilla 2023 (REE) [12]. 31 Figura 32. Evolución demanda eléctrica día de mayor consumo año 2023 Melilla (REE) [12]. 32 Figura 33. Mapa edificaciones Ceuta (QGIS) [21]. 33 Figura 34. Producción mensual de energía eléctrica Ceuta 2023 (RETScreen) [23]. 35 Figura 35. Demanda anual energía eléctrica Ceuta 2023 (REE) [12]. 36 Figura 36. Comparación demanda y producción (REE) [12]. 36 Figura 37. Déficit y sobreproducción mensual (REE) [12]. 37 Figura 38. Mapa edificaciones Melilla (QGIS) [21]. 40 Figura 39. Producción mensual de energía eléctrica Melilla 2023 (RETScreen) [23]. 41 Figura 40. Demanda anual energía eléctrica Melilla 2023 (REE) [12]. 41 Figura 41. Comparación producción y demanda (REE) [12]. 43 Figura 42. Déficit y sobreproducción por mes (REE) [12]. 43 Figura 43. Distribución horaria de la producción en Ceuta día más desfavorable (RETScreen) [23]. 45 Figura 44. Distribución horaria de la producción en Melilla día más desfavorable (RETScreen) [23]. 47 Figura 45. Demanda energía eléctrica día más desfavorable Melilla (REE) [12]. 48 Figura 46. Comparación emisiones de 𝐶𝑂2 (RETScreen) [23]. 52 Figura 47. Flujo de caja años del proyecto ceutí (RETScreen) [23]. 55 Figura 48. Flujo de caja y año de recuperación de inversión ceutí (RETScreen) [23]. 55 Figura 49. Orden de importancia del impacto del riesgo respecto al repago (RETScreen) [23]. 56 Figura 50. Distribución de la frecuencia del riesgo ceutí (RETScreen) [23]. 56 Figura 51. Distribución del flujo efectivo y repago (RETScreen) [23]. 57 Figura 52. Reducción toneladas de 𝐶𝑂2 (RETScreen) [23]. 61 Figura 53. Costos, ahorro e ingreso en el primero año de operación (RETScreen) [23]. 62 Figura 54. Flujo de caja y recuperación inversión Melilla (RETScreen) [23]. 64 xx Figura 55. Distribución del flujo de caja Melilla (RETScreen) [23]. 65 Figura 56. Orden de importancia del impacto del riesgo respecto al repago (RETScreen) [23]. 65 Figura 57. Distribución de la frecuencia del riesgo en Melilla (RETScreen) [23]. 66 Figura 58. Costos, ahorro e ingreso en el primero año de operación (RETScreen) [23]. 67 Figura 59. Flujo de caja y recuperación inversión (RETScreen) [23]. 67 xxi Notación AEMET Agencia Estatal de Meteorología CNMC Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia GEI Gases de efecto invernadero IEA Agencia Internacional de la Energía INE Instituto Nacional de Estadística IRENA Agencia Internacional de las Energías Renovables PVGIS Photovoltaic Geographical Information System QGIS Quantum Geographic Information System REE Red Eléctrica de España xxii 1 Introducción 1 INTRODUCCIÓN 1.1 Contexto y motivaciones El desafío de mitigar el cambio climático y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero ha emergido como una prioridad global en el siglo XXI y más acusadamente desde la pandemia, los fondos europeos y la agenda 2030. En este contexto, hay un compromiso a nivel internacional liderado por la Unión Europea cuyo objetivo fundamental es la transición y cambio a sistemas de producción descarbonizados, sostenibles y verdes. Las medidas de la Unión Europea se basan fundamentalmente en tres: la Ley de Cambio Climático [1], el Pacto Verde Europeo [2] y el programa Objetivo 55 [3]. La Ley de Cambio Climático [1] establece el objetivo de alcanzar neutralidad climática de aquí a 2050, el Pacto Verde Europeo [2] está basado en un conjunto de iniciativas políticas para la transición ecológica y el paquete Objetivo 55 [3], en el que los estados miembros de la UE se comprometen a reducir las emisiones al menos un 55% con respecto a los valores de 1990. Todos estos pactos y medidas actuales provienen de la primera conferencia mundial sobre el clima que fue convocada por la Organización Meteorológica Mundial, OMM [4], en 1979, en la que se identificó el cambio climático como un problema global urgente. Además, fue este evento donde por primera vez se hacía un llamamiento a los gobiernos para hacerle frente. Sin embargo, no fue hasta el Protocolo de Kioto [5] en Japón en 1997 en el que se estableció un compromiso férreo con el objetivo global de reducción de al menos el 5% de emisiones de gases de efecto invernadero entre 2008 y 2012. A pesar de ello, el Protocolo de Kioto [5] no se cumplió por la mayoría de los países y no se llegó a desarrollar con éxito. No fue hasta el Acuerdo de París [6] que marcó un hito en este camino con la COP21 – XXI Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático [7], en diciembre de 2015. En esta convención se ratificó el compromiso para mantener el calentamiento global por debajo de 1,5 ºC para lo cual es necesario que las emisiones de gases de efecto invernadero se redujesen alrededor del 45% para 2030 y la neutralidad de emisiones para 2050. Pero, todavía estamos lejos del camino correcto para alcanzar la neutralidad de emisiones para 2050 debido a que los planes climáticos actuales de las 193 partes adheridas al acuerdo conllevarán un aumento de casi el 11% en las emisiones globales de GEI para 2030 en comparación con los niveles de 2010. Además del Acuerdo de París [6], la Agenda 2030 [8] incluye diecisiete objetivos de desarrollo sostenible, siendo la energía uno de ellos. En la agenda se establece el compromiso de aumentar considerablemente la proporción de energía renovable en el conjunto de fuentes energéticas. Por ello, que se cumplan ambos acuerdos es fundamental para la transformación de los sistemas de generación de energía globales y la reducción de emisiones. Según la Agencia Internacional de las Energías Renovables, IRENA [9], para el cumplimiento del Acuerdo de París [6], la capacidad instalada anualmente de generación eólica se debería de multiplicar por tres en la próxima década, pasando de 109 GW instalados en 2018 a 300 GW en 2030 y a 360 GW en 2050. Además, el peso de la generación fotovoltaica también debería incrementarse en cuatro veces la actual, pasando de 54 GW en 2018 a 200 GW en 2030 y 240 GW en 2050. Además de esto, la participación de las energías renovables en la generación eléctrica también debería incrementarse, pasando del 25% en 2018 al 57% en 2030 y el 86% en 2050. Gracias a la información proporcionada por IRENA [9], para llegar a lograr el objetivo de 2050, el 90% de la reducción de las emisiones de GEI debe venir de una difusión acelerada de renovables, una profunda electrificación y el aumento de la eficiencia energética. Por ejemplo, la instalación de mayor potencia fotovoltaica podría suponer la reducción de 4,9 gigatoneladas de emisiones de GEI para 2050, representando la reducción del 21% de emisiones del sector energético 2 Introducción Además, según la Agencia Internacional de la Energía, IEA [10], la energía eólica y la solar fotovoltaica serán las renovables con mayor potencial a nivel mundial para la transición verde. Serán las tecnologías que mayor importancia tendrán en la electrificación renovable entre 2030 y 2050. Todo ello, por sus bajos costes relativos respecto a otras renovables e incluso con los combustibles fósiles. Por otro lado, se identifica como pilar fundamental para la descarbonización la electrificación de tres sectores principales: sector transporte, industrial y residencial. Tal y como se observa en la Figura 1 y 2, se tienen las distribuciones de precios de ambas tecnologías, fotovoltaica y eólica: Figura 1. LCOE y rango de proyectos solares fotovoltaicos a escala mundial de 2010 a 2022 (IEA) [10]. Figura 2. LCOE de proyectos eólicos terrestres y promedio ponderado mundial de 1984 a 2022 (IEA) [10]. 3 Introducción Toda esta transición energética hacia renovables debe ser basada en la descarbonización, seguridad de suministro y asequibilidad de precios. Los costes deben ser razonables, económicamente viables y los menores posibles. Cabe destacar la importancia de un cálculo de costes lo más viable posible porque es un indicador esencial en la planificación y en la toma de decisiones por parte de gobiernos e instituciones. No sólo tiene que ver con la carga económica para la sociedad, sino también que no repercuta en una bajada de producción industrial ni derive en cortes de suministro por falta de planificación. Se debe hacer hincapié en el potencial de reducción de costes futuros por renovables, el impacto medioambiental y el impacto saludable de la adopción de estas medidas. Además, según la Agencia Internacional de la Energía, IEA [10], las emisiones de CO2 en 2023 se incrementaron en un 1,1% respecto a 2022 con un incremento de las emisiones por parte del carbón del 65%, ¿a qué se debe esto? Este incremento se debe principalmente al corte de producción hidroeléctrica producida por las sequías del último año, sino las emisiones globales del sector energético hubieran descendido respecto a 2022. Además, cabe destacar que entre 2019 y 2023, las emisiones relacionadas con la energía incrementaron en 900 megatoneladas, pero que sin la introducción de 5 tecnologías energéticas claves como son: solar, viento, nuclear, bombas de calor y coches eléctricos, el incremento de emisiones hubiera sido tres veces mayor. Gracias al crecimiento y desarrollo de sistemas de producción de energía limpia, las emisiones están pasando por una ralentización estructural. En la última década hasta 2023, el crecimiento medio anual ha sido del 0,5%, lo que representa el incremento más bajo de emisiones desde la gran depresión. Estamos hablando del incremento global de emisiones. Sin embargo, si tenemos en cuenta únicamente los países desarrollados dejando de lado las economías en vías de desarrollo que son las más dependientes de tecnologías no renovables y combustibles fósiles, el panorama mejora aún más. La media de crecimiento de 2023 de las economías desarrolladas fue del 1,7%, pero hubo una caída del 4,5% de las emisiones de GEI sin haber experimentado ningún periodo de recesión. Llegando a una caída de 520 megatoneladas en 2023 y alcanzando valores de emisiones de hace 50 años. Sumándose a todo esto, la demanda de uso de carbón por parte de las economías del G7 ha caído a niveles de principios de 1900. Gracias a la mayor implementación de tecnologías renovables, el paso del carbón al gas, una producción industrial algo menor y unas condiciones meteorológicas mejores han propiciado esta reducción. Además, aun siendo China el país que en más emisiones ha crecido en 2023, lidera la transición a energías limpias a nivel global. Debido a la sequía acusada en el país y la imposibilidad de utilización de las plantas hidroeléctricas ha causado que este problema sea un tercio del incremento de emisiones de GEI. En India también ha habido un incremento de 190 megatoneladas por el incremento de demanda energética y los cortes en producción hidroeléctrica. Sin embargo, las emisiones de GEI per cápita siguen lejos de la media global, cosa que China supera en un 15% a la media de las economías desarrolladas. Según la Organización de las Naciones Unidas, ONU [11], el sector energético constituye la fuente de cerca de tres cuarto de las emisiones de GEI en la actualidad y es la clave fundamental para evitar los peores efectos del cambio climático. La sustitución de la generación de energía basada en carbón, petróleo o gas a fuentes de energía renovables como la energía solar o la eólica son esenciales para la reducción de las emisiones. Por ello, con motivo del compromiso de buscar soluciones y nuevas vías de desarrollo en este camino, el trabajo se basa en el análisis de los costes asociados a esta transición, más concretamente, estudiando el caso de Ceuta y Melilla. Primeramente, cabe destacar el papel de España en el desafío de reducir su dependencia de combustibles fósiles en el sector eléctrico. A pesar de los avances en energías renovables, el país sigue teniendo un amplio margen de mejora a la hora de conseguir un balance energético completamente descarbonizado. Además, debido a la falta de terreno disponible en las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla, situadas en la costa norte de África, este problema se agrava. Además, Ceuta y Melilla basan prácticamente en su totalidad la producción de energía en combustibles fósiles a través de motores diésel o el uso de turbinas de gas, aunque en mucha menor medida, y únicamente en el caso de Melilla. A todo esto, hay que sumarle la dependencia sobre los precios internacionales de los combustibles fósiles, su geografía y su limitado tamaño. Sin embargo, hay distintas soluciones que se podrían plantear para la transición, la fundamental en la que se basa este estudio es en el uso de la energía solar y eólica para la producción energética a través de sistemas de 10 Introducción Figura 11. Evolución anual de la demanda de energía eléctrica en Melilla (REE) [12]. El 3% de la fuente renovable en Melilla proviene principalmente de residuos renovables, mientras que el 94% de la demanda fue satisfecha por los motores diésel. Este perfil energético melillense se ve complementado por la contribución de los residuos no renovables, que representan un 3% del total, y la presencia mínima pero no menos significativa de la turbina de gas, con apenas un 0,1%. Además, el parque de generación eléctrica de Melilla, sin variaciones perceptibles durante el año 2022, cuenta con una capacidad instalada total de 78 megavatios. De este total, solo un 1,5% se atribuye a tecnologías renovables, delineando así un escenario donde la transición energética presenta desafíos, pero también oportunidades de desarrollo sostenible. Por último, se va a hacer uso de un sistema de almacenamiento estacional para el sistema fotovoltaico, sin embargo, ¿cómo está esta tecnología de avanzada? Primeramente, cabe destacar que existen distintos tipos de materiales y distintas tecnologías en su uso [17], entre ellas tenemos: 1. Bombeo hidroeléctrico: tecnología rentable y probada que da estabilidad al sistema eléctrico, garantiza grandes cantidades de energía limpia. 2. Aire comprimido: mediante un motor reversible almacena el excedente de energía con aire ambiente a alta presión en cubículos bajo tierra. Es un sistema mecánico, parecido al hidroeléctrico. 3. Almacenamiento térmico: acumulación de energía a través de materiales que permitan retenerla y liberarla de manera controlada, por ejemplo, la refrigeración mediante acumulación de hielo a altas temperaturas. 4. Supercondensador: se almacena mediante cargas electrostáticas, nada de reacciones químicas, ideales para cargas y descargas rápidas. 5. Volantes de inercia: conservación de la energía eléctrica en forma cinética. 6. Baterías: a través de compuestos químicos capaces de generar carga eléctrica se almacena. Multitud de tipos como plomo-ácido, ion de litio o níquel-cadmio. Ventajas como rapidez de respuesta en milisegundos, facilidad de instalación y escalabilidad. 7. Pilas de combustible de hidrógeno: almacenamiento químico continuo. La principal diferencia con las baterías es que el hidrógeno abastece permanentemente la pila desde el exterior, uso constante. Existen otros tipos de pilas, pero la de hidrógeno es la más común. Todas ellas tienen ventajas e inconvenientes, sin embargo, el futuro del almacenamiento se basa en las baterías 185 190 195 200 205 210 215 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Demanda anual de energía eléctrica Melilla 11 Introducción de litio. Esto viene dado por el elevado potencial electroquímico del litio y la capacidad de almacenar grandes cantidades de energía, reducido peso y alta eficiencia. A pesar de todo esto, como siempre pasa con las nuevas tecnologías, al tener menores medios producción de escala y la necesidad de gran inversión, suelen ser caros al principio. Sin embargo, en los últimos diez años se ha reducido más de un 85% y su tendencia es a seguir bajando, este hecho es fácilmente constatable en la Figura 12: Figura 12. Evolución baterías de ion litio últimos diez años (BloombergNEF) [18]. Además de esto, las previsiones de instalaciones de este tipo de almacenamiento que se exponen en la Figura 13 prevén llegar a cerca de 1.200 GW para 2040: Figura 13. Instalaciones de almacenamiento acumulativo de energía en todo el mundo (BloombergNEF) [18]. De acuerdo con los pronósticos de Bloomberg [18], la demanda total de baterías de los sectores de almacenamiento estacionario y transporte eléctrico será de 4.584 GWh para 2040, lo que favorecerá la transición energética. 12 Introducción 1.3 Objetivos y contribución Una vez expuesta la situación a nivel mundial y española, las distintas motivaciones para la transición ecológica y las medidas que se deben tomar para llegar a los objetivos marcados para 2025, en este apartado se quieren dejar marcados los objetivos principales para los que se va a realizar este proyecto. Primeramente, el motivo principal es el de determinar los costos asociados con la transición a sistemas totalmente descarbonizados en Ceuta y Melilla. Esto incluirá la comparación de costes con una interconexión con Ceuta y el posible ahorro que podría suponer, además del uso de almacenamiento para las horas sin producción ya sea por condiciones meteorológicas u horarias. Además de esto, se llevará a cabo la evaluación del potencial de energía renovable en las dos ciudades autónomas, el análisis del potencial de energía solar en áreas específicas de Ceuta y Melilla. Esto implicará calcular el costo de implementar paneles solares donde sea posible por el reducido espacio, principalmente en tejados planos e inclinados. Para la realización de estas medidas se estima un periodo a medio plazo de 25 años para los paneles (según fabricante) y 20 años para el almacenamiento. Por ello mismo, se requiere la planificación de la instalación de la infraestructura renovable y la integración de sistemas de almacenamiento. Para todo ello, se va a hacer uso del programa RETScreen [23] del gobierno de Canadá para calcular los costos asociados a la transición energética. Esto garantizará la precisión y fiabilidad del análisis de costos realizados en el proyecto. Por último, para el caso de Ceuta concretamente se quiere llevar a cabo una comparación de los costes de la transición a sistemas totalmente descarbonizados con almacenamiento respecto a la interconexión prevista por el gobierno con la península, viendo si de verdad merece la pena la inversión en descarbonizar y electrificar. Una vez explicados los principales objetivos del proyecto, a continuación, se llevará a cabo una breve explicación sobre las contribuciones de él. Al fin y al cabo, del proyecto se quiere proporcionar un desglose exhaustivo de los costos relacionados con la transición a sistemas descarbonizados, lo que permitirá una comprensión clara de los recursos financieros necesarios. También se quiere realizar una identificación y evaluación del potencial de recursos renovables en estas ciudades, hoy en día siendo prácticamente nulos. Además, destacar áreas óptimas para la implementación de energía solar. El desarrollo de un plan detallado y realista para la implementación gradual de medidas de descarbonización en un período de 25 años, asegurando una transición fluida, eficiente y resiliente hacia sistemas energéticos sostenibles. La evaluación del impacto socioeconómico, analizar cómo la transición a sistemas descarbonizados afectará a la economía local, incluyendo la creación de empleo, la reducción de costos de energía y la mejora de la calidad del aire. La aplicación de herramientas de análisis avanzado, utilizar herramientas como RETScreen [23] o QGIS [21] realizar análisis de costos precisos y basados en datos garantizará la validez y la fiabilidad de los resultados obtenidos. 13 Metodología 2 METODOLOGÍA n este apartado se llevará a cabo la exposición de la metodología utilizada para el cálculo de los costes de la transición a sistemas totalmente descarbonizados en la ciudades autónomas de Ceuta y Melilla. Para ello, dividiremos la metodología en tres puntos fundamentales que se irán subdiviendo, los cuales son: análisis del potencial renovable en cada ciudad, demanda de la energía eléctrica y cómo llevar a cabo la determinación del escenario renovable al 100% con el mínimo coste. Además, se expondrá en cada una de ellas de manera detallada el procedimiento empleado para su ejecución. De este modo, se establecerán las bases de partida a partir de las cuales se va a trabajar y se identificarán de manera rigurosa las fuentes de datos utilizadas para la implementación del modelo definido. Este enfoque tiene como objetivo garantizar una comprensión integral de cada fase del estudio, dejando al lector la posibilidad de entender de manera clara las distintas variables y escenarios posibles que se tendrán en cuenta. 2.1 Evaluación del potencial renovable en zonas aisladas Para realizar la evaluación del potencial renovable en zonas aisladas, se tendrá en cuenta la situación geográfica de la zona a estudiar, los datos climáticos anualizados y la disponibilidad de terreno para la identificación de áreas donde poder instalar la infraestructura renovable. Para ello, la evaluación se basará principalmente en tecnologías de origen renovable, en nuestro caso, la energía solar. Al ser sistemas aislados, la disponibilidad tanto de recursos naturales como la posibilidad de importación extranjera es escasa. Se podría intentar llegar a un posible autoabastecimiento, pero resultaría imposible llevarlo a la realidad por dos motivos fundamentales: primero, la imposibilidad de abastecimiento de recursos naturales infinita al ser un territorio escaso y finito y segundo, la negativa a comerciar para intentar ese autoabastecimiento. Este es el motivo fundamental por el que se aboga por la instalación de infraestructura renovable basada en solar, por la posibilidad de tener su disponibilidad de manera prácticamente ilimitada en todo el mundo. Sin embargo, la frecuencia y disponibilidad de estas no es igual en todo el mundo. Por este motivo, se tendrá en cuenta la viabilidad de cada una de ellas a partir de los datos geográficos y climáticos de los territorios a estudiar. Además, se aboga por el uso de baterías de almacenamiento complementarias a la producción renovable para garantizar disponibilidad de suministro en cualquier momento del día y teniendo en cuenta todos los imprevistos y riesgos posibles. 2.1.1 Análisis del potencial renovable en ciudades autónomas Gracias a lo expuesto anteriormente y al haber basado el objeto de estudio en tecnologías renovables como es la solar, podemos pasar a la metodología para el análisis del potencial de energía limpia en ciudades autónomas. Primeramente, cabe destacar la importancia de diferenciación entre ciudades autónomas y territorios insulares para el caso de estudio. Las ciudades autónomas son territorios que tienen un estatus especial dentro de un país, que tienen un alto grado de autonomía y un gobierno local propio para las competencias fundamentales como educación o sanidad. Sin embargo, en un territorio insular estamos hablando de una región compuesta por islas, separado de un territorio continental y que depende intrínsecamente del transporte marítimo o aéreo para el suministro. Una vez expuesto esto, ¿por qué se ha hecho hincapié en su diferencia? Por el principal motivo de que es relevante para el caso de estudio. Se está hablando de ciudades autónomas, normalmente rodeadas por un territorio que depende de otro país y que dependen fundamentalmente de las relaciones con él o de su autoabastecimiento. En cambio, los territorios insulares suelen ser bastante más grandes en comparación y tienen acceso a aguas que pertenecen al propio territorio para la instalación de tecnología offshore, por ejemplo. Por ello, el análisis del potencial renovable es aún de más importancia en ciudades autónomas al brindar a territorios extremadamente dependientes a afianzar su autonomía. Una vez explicado esto, se procede a la explicación del análisis. E 14 Metodología Si tenemos en cuenta las principales fuentes de energías renovables en la actualidad surgen 5 fuentes principales: solar, eólica, hidroeléctrica, biomasa y geotérmica. Por ello, dependiendo de la situación geográfica, climática y territorial podrá ser válida la ciudad autónoma para el caso de estudio o no. No todas las ciudades tendrán las suficientes horas de luz anuales para asegurar una producción media de energía aceptable adaptada a los mínimos del país, no todas dispondrán de fuentes térmicas o infraestructuras de almacenamiento de agua para la producción de la hidroeléctrica, algunas directamente desalinizarán el agua. Por todo ello, se llevará a cabo un análisis de las tecnologías más convenientes y eficientes en cada territorio estudiado. Además, se estudiará la producción mínima, media y máxima anual y cómo complementarla con los sistemas de almacenamiento para asegurar la conexión a la red a todas horas y sin interrupciones. Además, como hemos expuesto al principio, se quiere hacer uso principalmente de la tecnología fotovoltaica por sus reducidos costes de producción, coste por kilovatio hora y el aprovechamiento de zonas como tejados o embalses. 2.1.2 Cálculo de la radiación sobre una superficie inclinada Para el cálculo de la radiación lo hace directamente el programa de RETScreen [23] teniendo en cuenta la estación climatológica más cercana proporcionada por la NASA. Para ello, el software se basa en las siguientes fórmulas para su cálculo: Ga(βopt)=Ga(0) (1−4,46⋅10−4 ⋅βopt −1,19⋅10−4⋅βopt 𝟐) (1) Siendo Ga(βopt) el valor medio anual de la irradiación global sobre superficie con inclinación óptima (𝑊ℎ/𝑚2). Además, Ga(0) representa la media anual de la irradiación global horizontal (𝑊ℎ/𝑚2). Por último, βopt representa la inclinación óptima de la superficie (º). Además de esto, se tiene en cuenta el factor de irradiación y el de sombreado: FI=1−[1,2⋅10−4(β−βopt)2+3,5⋅10−5 α2]⇒15°≤β≤90° (2) FI=1−[1,2⋅10−4(β−βopt)2]⇒β≤15° (3) Para el factor de sombreado se tiene en cuenta los siguientes valores en la tabla 1: Tipo de instalación de los módulos Sombras (%) General 10 Superposición 15 Integración arquitectónica 20 Tabla 1. Sombras en el cálculo del factor de sombreado (RETScreen) [23]. Para nuestro caso se hará uso de la integración arquitectónica a través de los tejados de los edificios. Por último, se hará uso de la llamada relación K: K=Gdm(0,βopt) Gdm(0) (4) Con todo lo indicado anteriormente se llega a la fórmula final de cálculo que es la siguiente: Gdm(α,β)=Gdm(0)⋅K⋅FI⋅FS (5) 15 Metodología 2.1.3 Cálculo de la potencia mínima del generador fotovoltaico La potencia mínima de las placas fotovoltaicas se calculará de la siguiente manera: PGmin =Wd⋅GCEM Gdm(α,β)⋅PR (6) Siendo PGmin la potencia del generador fotovoltaico (W), GCEM la irradiancia en condiciones CEM (1000 W/𝑚2), Wd el consumo de energía diario (Wh), Gdm(α,β) el valor medio mensual de irradiación diaria sobre la superficie del generador inclinada un ángulo β y orientada un azimuth α (Wh/𝑚2) y PR el rendimiento energético de la instalación (%). Además de esto, también se calculará la energía diaria inyectada en la red (kWh) de la siguiente forma: Wd=Gdm(α,β)⋅PR⋅PGmin GCEM (7) Y haciendo uso de la productividad anual del generador fotovoltaico (kWh/kWp): YF=Wa PGmax (8) Siendo YF la productividad anual del generador fotovoltaico (kWh/kWp) y PGmax la potencia máxima o de pico del generador fotovoltaico (kW). 2.2 Caracterización de la demanda de energía eléctrica en zonas aisladas A la hora de tratar el tema de la caracterización de la demanda en zonas aisladas hay que hacer hincapié en que son sistemas cerrados, es decir, lo que se consume es igual que lo que se genera. Por esto mismo, la demanda depende principalmente de varios factores, debemos tener en cuenta si se está hablando de un sistema con acceso al mar, que dispondrá probablemente de puerto y conllevará mayores demandas de energía, sumadas al acceso aéreo que tengan. Sin embargo, si estamos hablando de zonas aisladas sin acceso marítimo las vías principalmente serán terrestres y por tanto el consumo energético probablemente sea inferior. Además, una vez definido el sistema de estudio, tienen que ocurrir cambios muy abruptos para ver un incremento o descenso de la demanda energética en el sistema debido a que dependen intrínsecamente de una serie de factores. Primeramente, la población y densidad demográfica, la cantidad de personas que habitan el territorio y su distribución afectan directamente a la demanda, incrementos en la población conllevan aumentos en la demanda energética. Una vez expuesto esto, también hay que tener en cuenta la densidad demográfica, si se quiere llevar a cabo la electrificación del territorio y la seguridad de las redes, habrá zonas en las que se tendrá que instalar una infraestructura de mayor capacidad al estar expuesta a tensiones de la red eléctrica mayores. Otro factor esencial de esta caracterización son las actividades económicas que se realicen en la zona, su intensidad y periodicidad. Las áreas que tengan una economía basada fundamentalmente en la industria tendrán un consumo energético mayor. Por ello, habrá de considerarse también el sector comercial, incluyendo oficinas, comercios, hoteles o restaurantes. También hay que tener en cuenta el clima de la zona aislada, zonas con climas más cálidos probablemente tenga un consumo residencial inferior por el menor uso de calefacción o sistemas de refrigeración si no son extremadamente cálidos, véase el caso de las Islas Canarias, donde la temperatura media en todo el año ronda los veintidós grados centígrados [10]. Por todo lo expuesto anteriormente, para el análisis se tendrán en cuenta la demanda anualizada de los últimos diez años para tener una media del consumo, teniendo en cuenta el máximo histórico de demanda para asegurar su seguridad y abastecimiento. Además, se llevará a cabo un análisis de las perspectivas de crecimiento de consumo en el futuro y maneras de poder aumentar la producción cuando fuera necesario. 16 Metodología 2.2.1 Determinación de la demanda eléctrica en ciudades autónomas Para la determinación de la demanda en ciudades autónomas se tendrá en cuenta su acceso o no al mar y su dependencia de tres sectores principales: residencial, comercial e industrial. También se llevará a cabo el análisis por periodo de tiempo: mensual y anual. Además, se llevará a cabo el estudio de los patrones de consumo de la ciudad. Para ello, se realizará un análisis detallado de los patrones de consumo eléctrico, identificando tendencias estacionales, diurnas y semanales. Se examinarán factores que puedan influir en la demanda como son la actividad económica, el clima y los hábitos de consumo. Para todos estos datos se llevará una búsqueda de información y tendencias en los datos a nivel nacional como Red Eléctrica Española [12], la Agencia Internacional de la Energía [10] y la Agencia Internacional de las Energías Renovables [9]. 2.2.2 Determinación número de baterías necesario y sistema de acumulación de energía Para cubrir la demanda eléctrica en su totalidad en las horas de no producción o por algún tipo de imprevisto como pueden ser tormentas o catástrofes naturales, vamos a hacer uso de los datos de producción proporcionados por RETScreen [23] y teniendo en cuenta los días en Ceuta y Melilla de mayor consumo eléctrico históricamente. Además, el software nos proporciona una herramienta para implementar también el sistema de almacenamiento. Sin embargo, en la versión gratuita no se tiene acceso a esa opción por ello mismo vamos a proceder teniendo en cuenta los siguientes datos: 1. Los días de autonomía que queremos implantar, en nuestro caso el software proporciona para cada localidad y provincia, según los datos del Instituto Nacional de Meteorología [19], unos días concretos. Para aplicaciones domésticas en Ceuta y Melilla establece cuatro días y para aplicaciones profesionales e industriales siete días. 2. Las características y materiales de las baterías a usar: amperios hora, tipo de material, voltaje y capacidad. 3. El factor de corrección para el tipo de material. 4. Profundidad de la carga. Para el cálculo se tendrá en cuenta el consumo medio diario (Ah/día): Qd(Ah dıa)=Wd(Wh dıa) Un(V) (9) Y la capacidad de la batería de los acumuladores: Cn=Qd⋅A ηinv ⋅ηrb ⋅PD𝑚𝑎𝑥 (10) En este caso, se tienen en cuenta los días que se quieren de autonomía, A (días), el rendimiento del inversor, ηinv (%), y el rendimiento del conjunto batería y regulador de carga, ηrb (%). Además de esto, vamos a tener en cuenta las tendencias de consumo de ambas ciudades, teniendo en cuenta las fechas con mayor demanda de generación tanto en invierno como en verano para asegurar el suministro continuo. Para ello, se llevará a cabo el estudio de los días del año que históricamente presentan mayor consumo y se calculará la diferencia que se debe almacenar de más teniendo en cuenta pérdidas y eficiencias en las baterías para cubrir el suministro en las horas de no producción, sin luz solar, por la noche. 2.3 Determinación del escenario renovable del 100% al mínimo coste. En este apartado se estudiará la viabilidad del escenario de producción renovable completa al mínimo coste de inversión. Para ello, esta determinación se basará en tres divisiones principales: el escenario renovable en ciudades autónomas, el análisis del panorama energético español de los últimos diez años y la viabilidad y seguridad 17 Metodología de las instalaciones en el escenario más desfavorable posible. 2.3.1 Escenario renovable del 100% en ciudades autónomas A la hora de llevar a cabo una independencia total del sistema energético de forma que las ciudades autónomas sean completamente autosuficientes es un tema bastante complicado, sin embargo, posible. Por ello mismo, se va a exponer cómo se podría conseguir este deseado escenario a través de la transición ecológica y las nuevas tecnologías. Primeramente, se llevará a cabo el análisis de la disponibilidad de recurso renovables de energía solar en función de la geografía y el clima de la ciudad. Además, se utilizarán datos específicos de radiación solar y temperatura de operación para calcular la posibilidad de cubrir la demanda eléctrica total con esta tecnología. Seguido a esto, se tendrán en cuenta los datos recogidos en la determinación de la demanda y se realizará la evaluación de los costos y la viabilidad económica. Se realizará un análisis económico detallado para determinar el costo total de implementar un sistema de energía renovable al 100% con el territorio disponible y el uso de las nuevas tecnologías. Se utilizarán modelos de análisis financiero para calcular el coste nivelado de la energía, LCOE, para determinar la viabilidad y competitividad económica renovable en comparación con las fuentes convencionales. Además, de todo esto se calculará también el coste de diversos sistemas de almacenamiento para asegurar el abastecimiento continuo y sin cortes por posibles caídas de la red, falta de suministro o posibles imprevistos. Estos riesgos se tendrán en cuenta más adelante. La producción energética renovable quedaría de la siguiente forma: 1) Instalación solar: i) Análisis superficie disponible total y útil. ii) Posicionamiento óptimo. iii) Cálculo producción eléctrica. Para llevar a cabo el balance energético óptimo se deberá tener en cuenta también la demanda de energía eléctrica anual y máxima del registro histórico. 2.3.1.1 Determinación de área urbana residencial e industrial disponible Para la determinación del área de superficie disponible vamos a hacer uso de los datos proporcionados por el Instituto Nacional de Estadística – INE [20] y el programa de mapas cartográficos QGIS [21]. Para ello, se hará una distinción de la superficie de terreno disponible dividido en: tejido urbano residencial discontinuo, discontinuo y unidades industriales, comerciales, públicas, militares y privadas. Para esto se llevará a cabo únicamente el uso de las azoteas a nivel residencial para ver si es posible realizar la instalación ahí, teniendo en cuenta tejados inclinados y planos. Además, se tomará como base un mapa cartográfico para ver en qué zonas es más conveniente, intentando siempre dejar las zonas verdes tal y como están en la actualidad. Por último, se tendrá en cuenta qué porcentaje de tejado está disponible para la instalación de los paneles con el complemento de baterías para las horas de no producción. 2.3.1.2 Determinación de ángulo de inclinación y azimuth más conveniente Además de lo comentado anteriormente, para el cálculo de los ángulos de inclinación y azimuth de los que dependerá directamente la producción de energía se hará uso del programa europeo llamado Photovoltaic Geographical Information System [22]. Este sistema utiliza para el cálculo del ángulo de inclinación la latitud, estacionalidad y simulaciones con datos históricos de irradiancia solar para encontrar el ángulo que maximice la producción anual energética. Igualmente, para el ángulo de azimuth, hace uso de la orientación cardinal teniendo en cuenta la posición geográfica del territorio (hemisferio norte o sur), las compensaciones regionales por ubicación y condiciones climáticas 18 Metodología locales y las simulaciones y datos históricos de la ubicación específica. 2.3.1.3 Determinación de pérdidas Por último, para el cálculo de las pérdidas de los paneles solares se tendrá en cuenta la posible suciedad teniendo en cuenta la proximidad al Sáhara de ambas localizaciones, las pérdidas por altas temperaturas, el desgaste anual de las placas solares, el cableado y el inversor. Todas ellas se tienen en cuenta en el software de cálculo de costes, sin embargo, en comparación con las demás pérdidas, la asociada al desgaste provocado a lo largo de los años se estimará con los datos proporcionados por el fabricante de las placas solares. Para las otras, el software estima una pérdida por polvo y suciedad del 2% al 4%, en este caso se tendrá en cuenta la máxima por su proximidad al Sáhara. Además, las pérdidas por temperatura oscilan entre el 3% y el 10%. Por ello, en este caso se estiman en un 5% las pérdidas por temperatura dado en que los meses más calurosos de verano, la temperatura del aire llega a una máxima de 23,9 ºC debido a su proximidad al mar que aminora y estabiliza las temperaturas, además de que las células escogidas tienen una temperatura normal de operación del panel de 45 ºC. Por último, las pérdidas por cableado e inversor el software las estima en 1,5% y 8% respectivamente. 2.3.2 Análisis comparativo de producción renovable y actual Llevar a cabo la comparación entre el coste actual anual de producción a través de combustibles fósiles y renovables a lo largo de los diez años de proyecto. Comparar las tendencias de precios de ambas tecnologías a lo largo de los diez años y ver cómo de beneficioso es cambiar a sistemas renovables, justificando la inversión en Ceuta sin conexión por cable y el ahorro por combustibles fósiles e igual con Melilla con combustibles fósiles. 2.3.3 Análisis temporal del escenario energético renovable español en la última década En esta sección se tendrá en cuenta la evolución del panorama energético renovable español durante la última década para identificar las tendencias y lecciones aprendidas que puedan aplicarse al caso de estudio en ciudades autónomas. Este punto de estudio es importante de incluir debido a que expone la importancia de la transición energética en zonas que a priori son más complicadas de descarbonizar. El motivo radica en ver que España en la última década ha descarbonizado gran parte de su producción energética y su objetivo tanto para 2030 como 2050 es descarbonizarse al máximo y tener un sistema de producción de emisiones netas cero. Por esto mismo, es fundamental no dejar atrás los territorios más aislados y aprovechar que al ser territorios más pequeños y con menos población, verlos como una oportunidad para descarbonizarlos antes. Además, se examinará la contribución de las fuentes renovables al mix energético español de la última década para ratificar esa tendencia hacia la descarbonización y se analizarán los cambios en la capacidad instalada, la generación de energía y la participación en el sistema eléctrico. Por último, se evaluará el impacto de la expansión de la energía renovable en los costes de generación y en la competitividad del mercado eléctrico de España. En consecuencia, se analizarán las tendencias de los precios de la electricidad y los costes asociados a la red renovable. 2.3.4 Análisis de viabilidad del escenario más desfavorable Para finalizar con el punto 2 sobre la metodología efectuada para el proyecto, se quiere hacer un último análisis de viabilidad del escenario más desfavorable posible para las ciudades autónomas. Por esto mismo, se considerarán los posibles obstáculos y riesgos que podrían afectar la implementación de la transición ecológica. La metodología que se va a implementar implica la identificación y evaluación de cómo diferentes variables y factores pueden afectar al rendimiento y viabilidad de este proyecto. Para ello, la situación más desfavorable que se va a considerar es la siguiente: un día con radiación solar prácticamente nula por nubosidad o periodo de noche y demanda eléctrica más alta históricamente. 19 Metodología Por esto mismo, se debe considerar un sistema de manera solvente para esta situación, que será prácticamente imposible, pero por si se da el caso estar bien provistos. Además, se llevará a cabo el estudio de cuánto tiempo se podría aguantar con esta situación. Además de esto, RETScreen [23] nos proporciona un análisis de riesgos teniendo en cuenta el periodo de la instalación, la financiación, la tasa de inflación y diversos factores. Dándonos así la posibilidad de saber si el proyecto es económicamente viable y factible de su puesta en marcha. 26 Resultados Figura 22. Datos de temperatura ambiente anuales Melilla (AEMET) [19]. Igual que en Ceuta, vemos que los meses de verano son los de mayor producción e igualmente las temperaturas al ser ciudades cercanas al mar, son suaves durante todo el año. Una vez calculada la irradiación anual en Melilla y las condiciones en las que se va a trabajar, vamos a ver el máximo de energía que se podría llegar a producir ocupando toda la superficie disponible que se calculará más adelante, pero que se expone aquí de manera resumida: 3) Superficie plana total útil: 3.611.707 𝑚2. 4) Superficie inclinada total útil: 705.305 𝑚2. - Norte: 176.326 𝑚2. - Sur: 176.326 𝑚2. - Este: 176.326 𝑚2. - Oeste: 176.326 𝑚2. Con esta información y usando el software RETScreen [23] tenemos que el área que ocupará un panel es de 2,162 𝑚2. Además, considerando la superficie total plana útil anterior, podríamos instalar un total de 1.670.539 paneles solares. A esto hay que sumarle las orientaciones e inclinaciones idóneas proporcionadas por el software PVGIS [22], con todo esto, la producción mensual de energía eléctrica de Melilla ocupando toda la superficie plana disponible quedaría en la Figura 23 del siguiente modo: 4) Capacidad: 768,45 MW. 5) Número de paneles: 1.670.539. 6) Producción anual: 1.129,96 GWh. 0 5 10 15 20 25 30 Temperatura ambiente (º) Meses 27 Resultados Figura 23. Producción eléctrica con la instalación de toda la superficie plana disponible de Melilla (RETScreen) [23]. De manera mensualizada tendríamos que para cada dirección podríamos instalar 81.556 paneles solares, y quedaría para cada dirección la siguiente producción anual: 1) Norte: 55,24 GWh. 2) Sur: 34,88 GWh. 3) Este: 46,74 GWh. 4) Oeste: 34,88 GWh. Además, teniendo en cuenta las superficies inclinadas en la Figura 24 quedaría de la siguiente forma: Figura 24. Producción eléctrica con la instalación de toda la superficie disponible de Melilla (RETScreen) [23]. Una vez calculado la producción que se podría obtener, se ve con claridad que pasa como con Ceuta, que se sobrepasa con creces la demanda, que está expuesta en el punto dos. 0 20 40 60 80 100 120 Producciçon (GWh) Meses 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Producción (GWh) Meses 28 Resultados 3.2 Demanda eléctrica Para estimar la demanda eléctrica en las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla, como ya se vio en la introducción, los últimos años se han caracterizado por un descenso del consumo eléctrico. Esto viene producido por dos motivos principales: industria y pandemia. La industria es un factor fundamental que, aunque no tengan un peso mayoritario en ambas ciudades sí que ha visto un descenso en los últimos años. Además, a esto se le suma la pandemia, en la que la paralización de todas las actividades produjo un descenso en el consumo que arrastramos hasta nuestros días. Sin embargo, los sistemas se van a dimensionar teniendo en cuenta la media de consumo de los últimos 24 meses por si en algún momento existiese reindustrialización o aumento de consumo el sistema fuese lo suficientemente resiliente para adaptarse. Además, se identificarán las épocas y fechas de mayores consumos en invierno y verano para asegurar el suministro eléctrico continuo a través del almacenamiento con baterías con los datos de REE [12] de demanda diaria. 3.2.1 Demanda eléctrica total en Ceuta Primeramente, gracias a los datos de REE [12] accedemos a la demanda eléctrica de los últimos cinco años, queda en la Figura 25 de la siguiente forma: Figura 25. Consumo eléctrico en Ceuta último lustro (REE) [12]. A continuación, se van a identificar las fechas más señaladas de mayor consumo para dimensionar el sistema de almacenamiento en las horas de no producción. Para ello, se hace uso de los datos de los últimos 24 meses, que son los que tiene disponibles de manera mensualizada en REE [12]. En los últimos 24 meses, la tendencia es de mayores consumos entre julio y agosto al coincidir con los meses de verano en una ciudad que vive principalmente del sector servicios, la gráfica de la Figura 26 queda así: 175 180 185 190 195 200 205 2019 2020 2021 2022 Consumo (GWh) Año 29 Resultados Figura 26. Evolución demanda por mes Ceuta (REE) [12]. Una vez expuesto los meses de mayor consumo, vamos a ver específicamente las semanas de mayor consumo para terminar con los días del último año para dimensionar el sistema de almacenamiento. En la Figura 27, la demanda por día queda de la siguiente manera: Figura 27. Demanda eléctrica anual Ceuta 2023 (REE) [12]. Se puede observar claramente en ambas figuras que, aunque el acumulado de los meses del gráfico anterior dieran como meses de mayor consumo los veraniegos, al hacer el diario, tenemos que el día de mayor consumo suele ser en enero y julio, meses con temperaturas más extremas en ambas temporadas. En el último año, tenemos un consumo máximo diario de 629 MWh el 30 de enero de 2023. Por último, a todo esto, habrá que sumarle la producción por horas de sol en enero y qué parte habría que complementar por la noche para asegurar el abastecimiento. Por ello, los datos por hora son los siguientes en la Figura 28: 14500 15000 15500 16000 16500 17000 17500 18000 18500 19000 Demanda (kWh) Mes y año 400 450 500 550 600 650 01/Ene/23 11/Ene/23 21/Ene/23 31/Ene/23 10-Feb-23 20-Feb-23 02-Mar-23 12-Mar-23 22-Mar-23 01/Abr/23 11/Abr/23 21/Abr/23 01-May-23 11-May-23 21-May-23 31-May-23 10-Jun-23 20-Jun-23 30-Jun-23 10-Jul-23 20-Jul-23 30-Jul-23 09/Ago/23 19/Ago/23 29/Ago/23 08-Sep-23 18-Sep-23 28-Sep-23 08-Oct-23 18-Oct-23 28-Oct-23 07-Nov-23 17-Nov-23 27-Nov-23 07/Dic/23 17/Dic/23 27/Dic/23 Demanda (MWh) Días 30 Resultados Figura 28. Evolución demanda eléctrica día de mayor consumo año 2023 Ceuta enero (REE) [12]. 3.2.2 Demanda eléctrica total en Melilla Para el cálculo de la demanda eléctrica total en Melilla se hará de una forma bastante parecida a la usada para el caso de Ceuta. Primeramente, obtendremos los datos de REE [12] de la demanda del último lustro en la Figura 29: Figura 29. Consumo de energía eléctrica en el último lustro Melilla (REE) [12]. A continuación, se van a identificar las fechas más señaladas de mayor consumo para dimensionar el sistema de almacenamiento en las horas de no producción. Para ello, se hace uso de los datos de los últimos 24 meses. En los últimos 24 meses, la tendencia es de mayores consumos entre julio y agosto al coincidir con los meses de verano en una ciudad que vive principalmente del sector servicios, la gráfica de la Figura 30 queda así: 0 5 10 15 20 25 30 35 40 12345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Demanda (MW) Horas 190 195 200 205 210 215 2019 2020 2021 2022 2023 Demanda (GWh) Años 31 Resultados Figura 30. Evolución demanda por mes Melilla (REE) [12]. Una vez expuestos los resultados por mes, se puede ver que, en comparación con Ceuta, en Melilla los meses de mayor consumo son los de verano, que coinciden con los de mayor producción. Sin embargo, vamos a adentrarnos en los días del mes para ver qué día exactamente es el de mayor consumo y extraer la gráfica con la tendencia de consumo, expuesto en la Figura 31 de la siguiente forma: Figura 31. Demanda eléctrica anual Melilla 2023 (REE) [12]. Como se puede extraer, la tendencia de mayor consumo sigue siendo las épocas de vacaciones y el día en el que se registra el mayor consumo en la ciudad de Melilla fue el 20 de julio de 2023 con 831 MWh. A continuación, se va a extraer la demanda diaria del 20/07/2023 en la Figura 32 y se va a realizar la posterior comparación con 0 5000 10000 15000 20000 25000 01/2021 02/2021 03/2021 04/2021 05/2021 06/2021 07/2021 08/2021 09/2021 10/2021 11/2021 12/2021 01/2022 02/2022 03/2022 04/2022 05/2022 06/2022 07/2022 08/2022 09/2022 10/2022 11/2022 12/2022 Demanda (GWh) Mes y año 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 01/01/2023 13/01/2023 25/01/2023 06/02/2023 18/02/2023 02/03/2023 14/03/2023 26/03/2023 07/04/2023 19/04/2023 01/05/2023 13/05/2023 25/05/2023 06/06/2023 18/06/2023 30/06/2023 12/07/2023 24/07/2023 05/08/2023 17/08/2023 29/08/2023 10/09/2023 22/09/2023 04/10/2023 16/10/2023 28/10/2023 09/11/2023 21/11/2023 03/12/2023 15/12/2023 27/12/2023 Demanda (MWh) Días 32 Resultados la producción que se podría llevar a cabo ocupando toda la superficie ocupada por paneles fotovoltaicos a través del software PVGIS [22]: Figura 32. Evolución demanda eléctrica día de mayor consumo año 2023 Melilla (REE) [12]. 3.3 Balance eléctrico totalmente descarbonizado En el siguiente apartado se propone exponer el balance eléctrico descarbonizado al 100% en las ciudades de Ceuta y Melilla. Para eso, se hará uso de una instalación fotovoltaica con almacenamiento en baterías de ion litio. Siendo la tecnología fotovoltaica con uno de los rangos de coste más baratos y rentables para su instalación. Para nuestro caso se usará un tipo de panel solar de la marca “SunPower” con las siguientes especificaciones: 1) Modelo: monocristalino de Silicio X21-460-COM. 2) Eficiencia: 21,3%. 3) Superficie ocupada: 2,162 𝑚2. Además, se considerará un inversor con una eficiencia del 97% y pérdidas del 2%. Además de esto, el almacenamiento se llevará a cabo con dispositivos de 2 MWh de capacidad. 3.3.1 Escenario totalmente renovable en Ceuta Además, para ambos tipos de instalación se llevará a cabo el estudio del espacio disponible para la instalación en Ceuta con el uso de datos del INE [20], teniendo a fecha de 2014 los siguientes datos: 1) Superficie total: 19,87 𝑘𝑚2. 2) Tejido urbano residencial continuo: 11,87 %. 3) Tejido urbano residencial discontinuo: 5,27 %. 4) Unidades industriales, comerciales, públicas, militares y privadas: 12,18 %. 5) Zonas naturales: 60,51 %. Con estos porcentajes podemos estimar la superficie total urbana, industrial y natural disponible para la instalación de los paneles fotovoltaicos. Teniendo en cuenta esto tendríamos: 1) Tejido urbano residencial continuo: 2,36 𝑘𝑚2. 2) Tejido urbano residencial discontinuo: 1,05 𝑘𝑚2. 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Demanda (MW) Horas 33 Resultados 3) Unidades industriales, comerciales, públicas, militares y privadas: 2,42 𝑘𝑚2. 4) Zonas naturales: 12,02 𝑘𝑚2. Sin embargo, para llevar a cabo un estudio lo más preciso posible, se ha hecho uso del programa de cartografía QGIS [21]. En este programa hemos tenido la posibilidad de crear un mapa de las edificaciones de Ceuta completo y actualizado: Figura 33. Mapa edificaciones Ceuta (QGIS) [21]. Teniendo en cuenta este mapa completo de todas las edificaciones de Ceuta, nos da de resultados que, teniendo en cuenta únicamente las edificaciones y excluyendo infraestructuras como carreteras, aceras, mobiliario urbano o cualquier otro objeto no perteneciente a la superficie edificada, nos da un área total disponible de 6.145.402 𝑚2, es decir, 6,15 𝑘𝑚2. De este total tendremos 5.253.563 𝑚2 de uso residencial, 344.324 𝑚2 de uso industrial y 328.857 𝑚2 de edificaciones públicas. Además, por ser la gran parte de la superficie residencial, se hará el estudio del uso de azoteas únicamente residenciales, si se necesitara más superficie, ya se pasaría al uso industrial y público. Sin embargo, no toda la superficie de los tejados va a estar disponible. Por ello, se habrá de calcular el área disponible de tejados a partir del área urbano. Para ello, se tendrá en cuenta el mapa creado y comparaciones a través de plataformas de tratamiento de imágenes satelitales para averiguar el porcentaje de tejado disponible, tanto plano como inclinado. Para realizar este cálculo se van a tener en cuenta 3 zonas de Ceuta: zona centro, zona exterior norte y zona exterior sur. De ellos se obtendrá el porcentaje de tejados planos e inclinados y el porcentaje de utilización. Una vez realizado el análisis de las tres zonas nos sale que el aproximadamente el 8% de los tejados son de tipología inclinada y que el 92% restante son planos, dando lugar a 420.285 𝑚2 de tejado inclinado y 4.833.278 𝑚2 de tejado plano en el ámbito residencial. Para el ámbito industrial en cambio, vamos a tener que la mayoría de los tejados sí son inclinados, por este motivo se considera el 19% de los tejados de superficie plana y el 81% de superficie inclinada. Para el caso de tejados planos, una vez hecha la comparación entre Google Earth [24] y las superficies edificadas de tipo residencial y plano, nos sale un porcentaje de utilización del 71%. Además, para las de tipo inclinado el factor de utilización es aún mayor, teniendo un total de 89%, en cuanto a la tipología industrial el 93% y la pública se va a considerar igual a la residencial. Para el caso de las orientaciones, se va a considerar que todas tienen el mismo peso, teniendo un 25% para cada orientación, sur, norte, este y oeste. En resumen, tenemos lo siguiente tal y como se muestra en la Tabla 4: 34 Resultados Tipo de edificación Superficie total (𝒎𝟐) Factor aprovechamiento (%) Superficie útil (𝒎𝟐) Sur (𝒎𝟐) Norte (𝒎𝟐) Este (𝒎𝟐) Oeste (𝒎𝟐) Residencial techo plano 4.833.278 71 3.431.627 - - - - Residencial techo inclinado 420.285 89 374.054 93.514 93.514 93.514 93.514 Público techo plano 302.548 71 214.809 - - - - Público techo inclinado 26.308 89 23.414 5.854 5.854 5.854 5.854 Industrial techo plano 65.421 93 60.841 - - - - Industrial techo inclinado 278.902 93 259.378 64.845 64.845 64.845 64.845 SUPERFICIE ÚTIL TOTAL 4.364.123 Tabla 4. Superficies disponibles para cada tipo de techo y orientación (QGIS) [21]. Una vez calculados estos datos se pasa a la parte del tipo de instalación que se va a usar. Primeramente, se estudiará el uso al 100% de instalación fotovoltaica. Para ello, como se ha visto en la introducción, la potencia instalada en la actualidad en Ceuta es de 91 MW, para equiparar esta potencia se necesitarán 197.826 placas fotovoltaicas. Sin embargo, aunque la potencia se equipare, no se llega a la demanda del año 2023, que fue de 186.257 MWh. Por ello, debemos aumentar la potencia, pero antes, ¿con qué condiciones trabajamos? Lo vemos a continuación. Teniendo en cuenta el software europeo PVGIS [22], con la ubicación proporcionada y estipulando el uso de una célula fotovoltaica monocristalina de silicio calcula los ángulos del panel: 1) Ángulo de azimuth: 9º. 2) Ángulo de inclinación: 31º. El sistema se va a diseñar fijo ya que al instalar paneles móviles los costes de operación y mantenimiento se incrementan considerablemente. Además de que, el coste de inversión será mayor y la probabilidad de averías también. Para el tema de las pérdidas en los paneles fotovoltaicos se tendrán en cuenta los siguientes valores: 1) Pérdidas por desgaste anual: 0,75 %. 2) Pérdidas por polvo y suciedad: 4 %. 3) Pérdidas por temperatura: 5%. 4) Pérdidas por cableado: 1,5 %. 35 Resultados Todas estas pérdidas dan un total de 11,25 %. La mayoría estimadas por el software y las de desgaste anual proporcionada por el fabricante. Además, el fabricante asegura un rendimiento óptimo durante 25 años. Por último, se tendrá en cuenta la instalación de un inversor con una eficiencia del 97% y unas pérdidas del 2%. Por todo esto, el proceso a seguir será el siguiente: 1) Cubrir el consumo anual de energía eléctrica. 2) Cubrir el consumo mensual de energía eléctrica. 3) Cubrir el consumo diario de energía eléctrica con la implementación del almacenamiento diario. Para tener una producción equivalente a la demanda anualmente se trabajará con el software RETScreen [23] y se llevará a cabo un proceso iterativo empezando con el uso de las superficies planas y los ángulos óptimos, y si en su caso se necesitaran, las superficies inclinadas. Para ello, vamos a averiguar cuántos paneles necesitaríamos para equiparar la producción con la demanda anualmente. En el caso de Ceuta, se necesitarían 264.000 paneles con una capacidad de generación eléctrica de 121,44 MW que generarían 186.874,25 MWh, suficientes para cubrir la demanda anual. Además, se haría uso únicamente de 570.141 𝑚2. Sin embargo, vamos a ver si cubriría la demanda mensual. En la Figura 34 se expone la producción mensual del sistema que sería la siguiente: Figura 34. Producción mensual de energía eléctrica Ceuta 2023 (RETScreen) [23]. 0 5000 10000 15000 20000 25000 Producción (MWh) Meses 42 Resultados de 138 MW, suficientes para cubrir la demanda anual. Además, se haría uso únicamente de 647.887,3 𝑚2. Sin embargo, vamos a ver si cubriría la demanda mensual. En la Figura 39, la producción mensual del sistema sería la siguiente: Figura 39. Producción mensual de energía eléctrica Melilla 2023 (RETScreen) [23]. A continuación, la demanda energética del año 2023 en la Figura 40 para Melilla es: Figura 40. Demanda anual energía eléctrica Melilla 2023 (REE) [12]. Además, tras realizar un análisis comparativo tal y como se muestra en la Figura 41, se ven los meses en los que el sistema es viable o necesita un sistema de almacenamiento complementario: 0 5000 10000 15000 20000 25000 Porudcción (MWh) Meses 0 5000 10000 15000 20000 25000 Demanda (MWh) Meses 43 Resultados Figura 41. Comparación producción y demanda (REE) [12]. Además, se deberá de tener en cuenta los periodos de déficit o sobreproducción como se ilustra en la Figura 42: Figura 42. Déficit y sobreproducción por mes (REE) [12]. De los datos extraídos, se contempla que, con la producción mensual en los meses de marzo a junio, el sistema produciría excedentes, con lo que el sistema sería viable únicamente en esos meses, cabe destacar que son menos meses que Ceuta. Sin embargo, en los meses de menor producción de julio a febrero tendríamos que ver un sistema complementario. El exceso de energía total es de 16.275 MWh y la carencia de energía en los meses de baja producción es de 15.406 MWh, dejando igualmente un excedente de 869 MWh. Por todo esto, se optará por diseñar un sistema que almacene en los meses de excedente todos los MWh producidos para su posterior uso en los meses de menor producción. Para ello, se dimensionará un sistema capaz de almacenar 16.275 MWh, esto se expone en la Tabla 7 de la siguiente forma: 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 MWh Azul: Produccion | Naranja: Demanda -4.000 -3.000 -2.000 -1.000 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 Deficit (MWh) Meses 44 Resultados MESES PRODUCCIÓN RETSCREEN (MWh) DEMANDA REE (MWh) SISTEMA DIFERENCIA (MWh) Enero 13.574 16.258 INSUFICIENTE -2.684 Febrero 14.201 14.901 INSUFICIENTE -700 Marzo 18.061 15.201 SUFICIENTE 2.860 Abril 19.637 14.461 SUFICIENTE 5.176 Mayo 20.324 15.504 SUFICIENTE 4.820 Junio 20.066 16.647 SUFICIENTE 3.419 Julio 20.151 21.948 INSUFICIENTE -1.797 Agosto 18.828 21.793 INSUFICIENTE -2.965 Septiembre 16.392 17.210 INSUFICIENTE -818 Octubre 15.677 16.825 INSUFICIENTE -1.148 Noviembre 13.106 15.214 INSUFICIENTE -2.108 Diciembre 12.900 16.086 INSUFICIENTE -3.186 TOTAL 202.917 202.048 869 Tabla 7. Comparación producción RETScreen [23] y demanda REE [12]. Por todo lo anterior, se dimensionará un sistema de almacenamiento anual que aproveche los meses de verano para suplir las carencias. El sistema necesitará almacenar 16.275 MWh. 3.3.2.1 Almacenamiento en Melilla Para el caso de Melilla, al igual que con Ceuta, se tendrá en cuenta el uso de baterías de almacenamiento de ion litio. Sin embargo, para este caso el sistema de almacenamiento estacional deberá ser de 17.902,5 MWh, algo menor que Ceuta. Además, también se tendrá en cuenta un proyecto de instalación de 20 años para el cálculo del LCOE. Se seguirá el mismo sistema expuesto para Ceuta y un coste de 100 €/kWh [26]. Por último, se necesitarán 8.952 unidades para cubrir la demanda con baterías de 2 MWh de capacidad. 3.4 Viabilidad en el escenario más desfavorable A continuación, se hará un análisis del día más desfavorable en cuanto a condiciones meteorológicas de ambas ciudades teniendo en cuenta la resiliencia del sistema y si fuera apto para cubrir la demanda. 3.4.1 Análisis de viabilidad en el escenario más desfavorable en Ceuta Anteriormente se ha expuesto el día más desfavorable en la ciudad de Ceuta a nivel de demanda. Además, se ha 45 Resultados expuesto el sistema necesario para llevar a cabo la sustitución de los sistemas en Ceuta de manera de que se produzca la energía suficiente en Ceuta para suplir a los combustibles fósiles. Ahora bien, ¿qué pasaría con el día más desfavorable del año 2023? Primeramente, cabe destacar que el sistema de almacenamiento que se va a dimensionar es uno que, haciendo uso de los meses con excedentes, generar la suficiente electricidad para cubrir los meses con carencia. Sin embargo, en este apartado se quiere llevar a cabo la comparación del día más desfavorable de consumo con la producción de ese mismo día con el sistema propuesto en el punto anterior. Para ello, vamos a hacer uso del sistema PVGIS [22], el cual, introduciendo los valores de capacidad instalada, pérdidas, ángulos de azimuth e inclinación y el tipo de tecnología fotovoltaica, nos da la producción del 30 de enero de 2023. Tal y como se muestra en la Figura 43, tenemos lo siguiente: Figura 43. Distribución horaria de la producción en Ceuta día más desfavorable (RETScreen) [23]. Teniendo en cuenta los datos de demanda del mismo día del apartado anterior en la Tabla 8, tenemos lo siguiente: 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Producción eléctrica (MW) Horas 46 Resultados HORAS PRODUCCIÓN (MW) DEMANDA (MW) DIFERENCIA (MW) 0 0 24 -24 1 0 21 -21 2 0 19 -19 3 0 18 -18 4 0 18 -18 5 0 17 -17 6 0 19 -19 7 0 23 -23 8 16.6 26.0 -9.4 9 47.9 26.0 21.9 10 71.1 28.0 43.1 11 86.3 29.0 57.3 12 92.8 31.0 61.8 13 83.8 32.0 51.8 14 85.7 34.0 51.7 15 73.6 33.0 40.6 16 52.1 31.0 21.1 17 20.4 31.0 -10.6 18 0 32 -32 19 0 35 -35 20 0 36 -36 21 0 36 -36 22 0 33 -33 23 0 28 -28 TOTAL 630 660 -30 Tabla 8. Distribución consumo y producción por horas (elaboración propia). Por tanto, a la vista de los resultados, tenemos que en las horas de luz solar de 09.00 a 16.00 tendríamos una 47 Resultados producción capaz de trabajar alimentando el sistema. Sin embargo, una vez que llegan las horas de no producción, el sistema no aguanta. Por esto mismo, se aboga por el sistema de almacenamiento de todo el excedente del sistema durante los meses de verano y tener aun así, 611 MWh de excedente para días de emergencia, daría la posibilidad de aguantar de uno a dos días sin producción alguna, dependiendo de la demanda. Aun así, también se podría considerar mantener los sistemas de producción diésel disponible por si la situación se alargara más de dos días en situaciones extremas tipo catástrofes. 3.4.2 Análisis de viabilidad en el escenario más desfavorable en Melilla Anteriormente se ha expuesto el día más desfavorable en la ciudad de Ceuta a nivel de demanda. Además, se ha expuesto el sistema necesario para llevar a cabo la sustitución de los sistemas en Ceuta de manera de que se produzca la energía suficiente en Ceuta para suplir a los combustibles fósiles. Ahora bien, ¿qué pasaría con el día más desfavorable del año 2023 en Melilla? Primeramente, cabe destacar que el sistema de almacenamiento que se va a dimensionar es uno que, haciendo uso de los meses con excedentes, generar la suficiente electricidad para cubrir los meses con carencia, al igual que en Ceuta. Sin embargo, en este apartado se quiere llevar a cabo la comparación del día más desfavorable de consumo con la producción de ese mismo día con el sistema propuesto en el punto anterior. Para ello, vamos a hacer uso del sistema PVGIS, el cual, introduciendo los valores de capacidad instalada, pérdidas, ángulos de azimuth e inclinación y el tipo de tecnología fotovoltaica, nos da la producción del 20 de julio de 2023. Con esto tenemos lo siguiente en la Figura 44: Figura 44. Distribución horaria de la producción en Melilla día más desfavorable (RETScreen) [23]. Teniendo en cuenta los datos de demanda del mismo día del apartado anterior, tenemos la siguiente Figura y Tabla: 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Producción (MW) Horas 48 Resultados Figura 45. Demanda energía eléctrica día más desfavorable Melilla (REE) [12]. 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Demanda (MW) Horas 49 Resultados HORAS PRODUCCIÓN (MW) DEMANDA (MW) DIFERENCIA (MW) 0 0.0 35 -35.0 1 0.0 32 -32.0 2 0.0 30 -30.0 3 0.0 29 -29.0 4 0.0 27 -27.0 5 0.0 27 -27.0 6 5.1 27 -21.9 7 17.1 27 -9.9 8 40.9 30 10.9 9 63.9 34 29.9 10 80.1 37 43.1 11 90.7 39 51.7 12 98.9 40 58.9 13 94.9 41 53.9 14 87.8 42 45.8 15 73.6 41 32.6 16 54.7 41 13.7 17 29.5 41 -11.5 18 8.1 40 -31.9 19 0 38 -38.0 20 0 37 -37.0 21 0 36 -36.0 22 0 36 -36.0 23 0 35 -35.0 TOTAL 745.5 842 -96.5 Tabla 9. Comparativa producción y demanda día más desfavorable (REE) [12]. 50 Resultados Por tanto, a la vista de los resultados, tenemos que en las horas de luz solar de 08.00 a 16.00 tendríamos una producción capaz de trabajar alimentando el sistema. Sin embargo, una vez que llegan las horas de no producción, el sistema no aguanta. Por esto mismo, se aboga por el sistema de almacenamiento de todo el excedente del sistema durante los meses de verano y tener, aun así, 869 MWh de excedente para días de emergencia, daría la posibilidad de aguantar de uno a dos días sin producción alguna. Aun así, también se podría considerar mantener los sistemas de producción por turbinas de gas por si la situación se alargara más de dos días, al igual que en Ceuta. 51 Costes y almacenamiento 4 COSTES Y ALMACENAMIENTO 4.1 Análisis de los costes en ambas ciudades y almacenamiento A continuación, se llevará a cabo el último punto del apartado de resultados de la descarbonización de las ciudades de Ceuta y Melilla. Para ello, se analizarán y se estimarán el impacto en ambas ciudades de los costes de la instalación y la contaminación que se ahorrará cambiando los sistemas a emisiones cero. 4.1.1 Estimación e impacto en costes y contaminación (𝑪𝑶𝟐) Para la estimación de los costes se hará uso del software RETScreen [23] y se estudiará en el caso del almacenamiento. El software estima unos costes para el tipo de instalación, la potencia a instalar y los costes de operación y mantenimiento. Además de esto, también llevará a cabo el estudio de los ingresos por explotación de la actividad y realizará un análisis exhaustivo de los riesgos, emisiones y finanzas. El software estipula lo siguiente: 1) Coste inicial típico de central de generación fotovoltaica para una potencia instalada de 100 MW en 1.100 euros el kilovatio. 2) Coste de operación y mantenimiento de la central de 100 MW en 11 euros por kilovatio al año. 3) Tarifa de exportación de electricidad anual: 0,10 euros por kilovatio hora. Para los riesgos y finanzas se considerará lo siguiente: 1) Tasa de inflación: 2%. 2) Tasa de descuento: 9%. 3) Tasa de reinversión: 9%. 4) Tiempo de vida del proyecto: 25 años (estipulado por el fabricante de las placas de rendimiento óptimo). 5) Relación de deuda: 60%, mayor parte financiado. 6) Tasa de interés: 7%. 7) Duración deuda: 10 años. 8) Tasa de escalamiento de exportación de electricidad: 2%. 9) Parámetros de riesgo (repago del capital): - Costos iniciales. - Operación y mantenimiento. - Electricidad exportada a la red. - Tarifa de exportación de electricidad. - Relación de deuda. - Tasa de interés de la deuda. - Duración de la deuda. 10) Rango de sensibilidad: +/- 25%. 11) Nivel de riesgo asumido: 10% a 10 años. Para el análisis de las emisiones se tendrá en cuenta lo siguiente: 58 Costes y almacenamiento en un 14% anual, tomando como datos de referencia los últimos diez años. Tomando de base los 104.560.500 euros de inversión inicial para el primer año de almacenamiento, nos da que el VPN será de -532.150.229 euros de coste para toda la vida del almacenamiento y un flujo de caja que se expone en la Tabla 15 de la siguiente forma: Año Antes de impuestos (€) Acumulado (€) 0 0 0 1 -87.830.820 -87.830.820 2 -73.777.889 -161.608.709 3 -61.973.427 -223.582.136 4 -52.057.678,20 -275.639.813,90 5 -43.728.449,60 -319.368.263,50 6 -36.731.897,40 -356.100.160,90 7 -30.854.794,30 -386.954.955,20 8 -25.918.027,30 -412.872.982,50 9 -21.771.142,80 -434.644.125,30 10 -18.287.759,60 -452.931.884,90 11 -15.361.717,80 -468.293.603,80 12 -12.903.843,70 -481.197.447,50 13 -10.839.228,40 -492.036.675,90 14 -9.104.951,90 -501.141.627,80 15 -7.648.159,20 -508.789.787,00 16 -6.424.454,30 -515.214.241,30 17 -5.396.541,70 -520.610.783,00 18 -4.533.094,50 -525.143.877,50 19 -3.807.799,60 -528.951.677,10 20 -3.198.551,40 -532.150.228,50 Tabla 15. Flujo de caja anual del almacenamiento (RETScreen) [23]. 61 Costes y almacenamiento En el caso de Ceuta, al necesitar más instalación de almacenamiento que Ceuta sí habría una diferencia entre almacenamiento e ingresos por explotación de -132.807.986 que habría que suplir, sería la inversión total que se necesitaría para el proyecto. En cambio, si en la producción fotovoltaica se incluyeran los ingresos por las emisiones de GEI sí se cubriría también el gasto de almacenamiento. 4.1.1.2 Estimación en Melilla En el caso de Melilla, teniendo en cuenta los costes y la tarifa de exportación expuesta anteriormente tenemos que el coste inicial de inversión de la instalación será de 151.800.000 euros para la instalación de la infraestructura fotovoltaica y unos costes de operación y mantenimiento de 1.518.000 euros anuales. Además, generará unos ingresos anuales de 20.292.160 euros. Sin embargo, vamos a indagar más sobre esto ya que el proyecto está diseñado para una duración de 25 años para el sistema fotovoltaico y 10 para las baterías, veamos los riesgos y finanzas. Sin tener en cuenta la tasa de crédito por la reducción de GEI en la Tabla 16 tendremos: EMISIONES GEI Toneladas CO2 Caso base 56.338 Caso propuesto 3.944 Reducción anual bruta de emisiones GEI 52.394 Tabla 16. Reducción de toneladas de 𝐶𝑂2 (RETScreen) [23]. Con la implantación del sistema fotovoltaico tendremos una reducción del 93% de los GEI, esta reducción de emisiones equivale a 4.819 hectáreas de bosques absorbiendo carbón en la Figura 52., quedará de la siguiente manera: Figura 52. Reducción toneladas de CO2 (RETScreen) [23]. Además de esto, la financiación y riesgos quedará de la siguiente forma para ver si el proyecto es rentable o no. Primeramente, en el primero año de operación tendremos la siguiente Figura: 62 Costes y almacenamiento Costos iniciales % € Costo inicial 100% 151.800.000 Costos iniciales totales 100% 151.800.000 Flujo de caja anuales - Año 1 Costos anuales/pagos de deuda Costos de O y M (ahorros) 1.518.000 Pagos de la deuda - 10 años 12.967.743 Costos anuales totales 14.485.743 Ahorros e ingresos anuales Ingresos por exportación de electricidad 20.292.160 Ingresos por reducción GEI 0 Ingresos por producción de EL 0 Ingresos y ahorros anuales totales 20.292.160 Flujo de efectivo neto anual - Año 1 5.806.417 Figura 53. Costos, ahorro e ingreso en el primero año de operación (RETScreen) [23]. Con los resultados de la infraestructura fotovoltaica sin almacenamiento y sin considerar ingresos por GEI, nos da un flujo de efectivo en el primer año positivo. Además, tendremos un TIR de capital, de activos, de repago del capital y VPN presentados en la Tabla 17: Concepto Valor TIR antes de impuestos - capital 17,5% MTIR antes de impuestos - capital 12,7% TIR antes de impuestos - activos 8,2% MTIR antes de impuestos - activos 8,6% Pago simple de retorno del capital 8,1 años Repago - capital 8 años Valor Presente Neto (VPN) 77.575.748 € Ahorros anuales en ciclo de vida 7.897.696 €/año Relación Beneficio-Costo 2,3 Cobertura - servicio de deuda 1,5 Costo de reducción de GEI -135 €/tCO₂ Cost. de produc. de energía 0,081 €/kWh Tabla 17. Viabilidad financiera del proyecto Melilla (RETScreen) [23]. 63 Costes y almacenamiento Cabe destacar la importancia de la viabilidad financiera del proyecto, por ello, al calcular el TIR antes de impuestos nos sale un TIR del 17,5% con respecto al capital y un 8,2% sobre los activos, por lo que es rentable. Además, el retorno del capital se conseguiría en 8,1 años, algo más que en Ceuta, y el VPN es de 77.575.748 euros, nos sale un coste de producción de energía de 0,081 euros por kilovatio hora. Tal y como se muestra en la Tabla 18 y en la Figura 54, en cuanto al flujo de caja, queda de la siguiente forma: Año Antes-impuestos (€) Acumulado (€) 0 -60.720.000 -60.720.000 1 6.181.901 -54.538.099 2 6.564.894 -47.973.206 3 6.955.546 -41.017.659 4 7.354.012 -33.663.647 5 7.760.447 -25.903.200 6 8.175.011 -17.728.189 7 8.597.866 -9.130.323 8 9.029.178 -101.145 9 9.469.117 9.367.972 10 9.917.854 19.285.826 11 23.343.309 42.629.134 12 23.810.175 66.439.309 13 24.286.378 90.725.688 14 24.772.106 115.497.794 15 25.267.548 140.765.342 16 25.772.899 166.538.241 17 26.288.357 192.826.598 18 26.814.124 219.640.722 19 27.350.407 246.991.129 20 27.897.415 274.888.543 21 28.455.363 303.343.906 22 29.024.470 332.368.377 23 29.604.960 361.973.336 64 Análisis de los costes de la transición a sistemas eléctricos totalmente descarbonizados en Ceuta y Melilla Costes y almacenamiento 24 30.197.059 392.170.395 25 30.801.000 422.971.395 Tabla 18. Flujo de caja anuales Melilla (RETScreen) [23]. Figura 54. Flujo de caja y recuperación inversión Melilla (RETScreen) [23]. El flujo efectivo acumulado en Melilla evidencia la recuperación del capital a partir del año 8, lo que comienza a acumular ingresos por valor de más de 400 millones de euros hasta el año 25 de operación. Además, el flujo de caja pasa igual que en Ceuta a establecer los mismos intervalos temporales de préstamos e inversión, vemos que a partir del año 1 hay ingresos y que a partir del año 10 se duplican por la devolución del préstamo, véase en la Figura 55: 65 Costes y almacenamiento Figura 55. Distribución del flujo de caja Melilla (RETScreen) [23]. Por último, para el análisis del riesgo del proyecto según la Figura 56, el impacto de los parámetros tenemos lo siguiente: Figura 56. Orden de importancia del impacto del riesgo respecto al repago (RETScreen) [23]. Se puede observar que el proyecto de lo que más depende es de dos factores, la tarifa de exportación de electricidad y la cantidad de electricidad exportada a la red. En cambio, se observa que un aumento de los costos iniciales podría ser beneficioso para el proyecto por la deuda que se financia. Además, la tasa de interés, los costes de operación y mantenimiento y la relación de deuda tienen un impacto positivo, aunque no significativo. Además, la distribución del repago del capital en la Figura 57 quedaría de la siguiente forma: 66 Costes y almacenamiento Figura 57. Distribución de la frecuencia del riesgo en Melilla (RETScreen) [23]. Por último, si se considerasen los ingresos por GEI se estiman unos ingresos complementarios de 4.269.616 euros. Con esto el TIR antes de impuestos del capital aumentaría a 22,4% y el de los activos a 10%. Además, el flujo de caja empezaría a ser positivo a partir del año 6, dos años antes en comparación con el caso anterior. Por tanto, sería una medida positiva para el proyecto. En resumen, la Figura 58 y 59 quedaría de la siguiente forma: Costos iniciales Porcentaje Valor (€) Costo inicial 100% 151.800.000 Costos iniciales totales 100% 151.800.000 Flujo de caja anuales - Año 1 Costos anuales/pagos de deuda Costos de O y M (ahorros) 1.518.000 Pagos de la deuda - 10 años 12.967.743 Costos anuales totales 14.485.743 Ahorros e ingresos anuales Ingresos por exportación de electricidad 20.292.160 Ingresos por reducción GEI - 10 años 4.269.616 Ingresos por producción de EL 0 Ingresos y ahorros anuales totales 24.561.777 Flujo de efectivo neto anual - Año 1 10.076.034 Figura 58. Costos, ahorro e ingreso en el primero año de operación (RETScreen) [23]. 67 Costes y almacenamiento Figura 59. Flujo de caja y recuperación inversión (RETScreen) [23]. Por último, para los costes de las baterías, se tendrá en cuenta el caso de estudio sin pago por reducción de emisiones. Para esto en el caso de Melilla, se dimensionará un sistema de almacenamiento de 17.902,5 MWh incluyendo pérdidas del 10%. Teniendo en cuenta esto, se necesitará una inversión inicial de 1.790.250.000 euros, que entre los años de proyecto (20) quedará una inversión anual de 89.512.500. Sin embargo, esto es un cálculo simple y que no puede ser de base. Teniendo en cuenta como en el caso de Ceuta la tasa de inflación y el ahorro por la bajada de precio y tomando de base los 89.512.500 euros de inversión inicial para el primer año, nos da que el VPN será de 455.564.935 euros para toda la vida del proyecto y un flujo de caja en la Tabla 19 de la siguiente forma: AÑO Antes-impuestos (€) Acumulado (€) 0 0 0 1 - 75.190.500,00 - 75.190.500,00 2 - 63.160.020,00 - 138.350.520,00 3 - 53.054.416,80 - 191.404.936,80 4 - 44.465.710,20 - 235.970.647,00 5 - 37.435.196,70 - 273.504.843,70 6 - 31.445.564,70 - 304.851.408,40 7 - 26.414.274,70 - 331.265.683,10 8 - 22.187.991,10 - 353.453.674,20 9 - 18.637.912,70 372.091.585,80 10 - 15.655.845,70 - 387.747.432,60 11 - 13.150.910,30 - 400.898.342,90 12 - 11.046.765,40 - 411.945.108,30 13 - 9.279.283,20 - 421.224.390,40 14 - 7.794.597,80 - 429.018.988,20 15 - 6.547.461,80 - 435.566.450,00 68 Análisis de los costes de la transición a sistemas eléctricos totalmente descarbonizados en Ceuta y Melilla Costes y almacenamiento 16 - 5.499.868,00 - 441.066.318,00 17 - 4.619.888,90 - 445.686.206,90 18 - 3.880.706,50 - 449.566.914,50 19 - 3.259.793,90 - 452.826.708,40 20 - 2.738.226,70 - 455.564.935,10 Tabla 19. Flujo de caja anual del almacenamiento (RETScreen) [23]. Teniendo en cuenta los ingresos por explotación y el VPN, el proyecto es similar al de Ceuta, se pagaría prácticamente de manera íntegra con los ingresos por explotación del sistema sin GEI, pero con la diferencia de que aquí la inversión total sin pago por GEI no excedería los 40 millones de euros. Sin embargo, si se añadieran además los ingresos por GEI, sale un proyecto totalmente rentable por lo que la inversión valdría la pena. 5 CONCLUSIONES n este capítulo vamos a describir las principales conclusiones del proyecto de descarbonización de las ciudades de Ceuta y Melilla teniendo en consideración los costes de dicha transición. Además, se estipularán posibles futuras aplicaciones y líneas de investigación. 5.1 Principales conclusiones En las principales conclusiones se va a llevar a cabo tres ejes principales: la interconexión con la península de Ceuta, la comparación entre sistemas antiguos y nuevos y el análisis de viabilidad de la inversión en ambas ciudades autónomas. Además, se tendrán en cuenta las consideraciones ambientales y sociales de ambos territorios y a cuántas personas va a afectar la instalación de infraestructura renovable y qué medidas se podría tomar para mitigarlas. Por ello, se buscarán vías para involucrar a la comunidad local en el proceso de planificación y el desarrollo del proyecto de energía renovable. Por último, hacer hincapié en el porqué de la inversión y porqué es viable. 5.1.1 Comparación con la conexión a la península en Ceuta Primeramente, antes de adentrarnos completamente en las conclusiones de ambas ciudades, se piensa que es de especial interés tratar el tema de interconexión con la península de la ciudad de Ceuta. Actualmente, está un en marcha un proyecto de cable para la conexión eléctrica de Ceuta con la península para equiparar la producción renovable a la misma al 50,3%. Este proyecto, cuenta con una inversión de 221 millones de euros y se estima que esté listo para 2026. Sin embargo, si lo comparamos con los costes de la electrificación total, teniendo en cuenta el costo del almacenamiento, tendríamos un coste a lo largo de toda la vida del proyecto de 132 millones de euros aproximadamente, prácticamente la mitad del cable, y suministrando electricidad totalmente limpia. Además, el coste de la instalación fotovoltaica solar también es más barato, 133 millones de euros y sería económicamente rentable. Por todo esto, se considera que el proyecto en términos económicos es más beneficioso que el planeado actualmente, aunque sea más a largo plazo e implique mayores complicaciones como la disponibilidad de tejado por posibles quejas de la población. 5.1.2 Comparación sistema de producción anterior y nuevo en Ceuta y Melilla Además de lo anterior, se está considerando únicamente el coste total del proyecto de ambas ciudades, los flujos de caja y el coste de la energía producida. Sin embargo, no estamos teniendo en cuenta el coste actual de los equipos de producción a partir de combustibles fósiles diésel. Por ello, REE [25] proporciona datos sobre el precio medio de generación del megavatio hora en ambas ciudades, a 22/07/2024, 271,31 euros por megavatio hora para Ceuta y 246,84 euros por megavatio hora para Melilla. Teniendo en cuenta estos datos, supondría un ahorro anual para ambas ciudades respectivamente de 50.533.386,7 euros y 49.873.528,3 euros de media. Por todo esto, gracias a la disponibilidad gratuita de la luz solar no sería necesario este gasto en combustible, suponiendo así un ahorro anual considerable y siendo ambos proyectos aún más rentables y viables. E