Desarrollo de una instalación fotovoltaica de 30,75 MW en Baza, Granada

i Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnología Industriales Desarrollo de una instalación fotovoltaica de 30,75 MW en Baza, Granada Autor: María de los Reyes López-Herrera Rodríguez Tutor: Juan Manuel Roldán Fernández Cotutor: Javier Serrano González Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 iii Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de Tecnologías Industriales Desarrollo de una instalación fotovoltaica de 30,75 MW en Baza, Granada Autor: María de los Reyes López-Herrera Rodríguez Tutor: Juan Manuel Roldán Fernández Profesor titular Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 v Proyecto Fin de Carrera: Desarrollo de una instalación fotovoltaica de 30,75 MW en Baza, Granada Autor: María de los Reyes López-Herrera Rodríguez Tutor: Cotutor: Juan Manuel Roldán Fernández 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, 2023 El Secretario del Tribunal vii A mi familia A mis maestros ix Agradecimientos Con este trabajo se pone punto y aparte a una etapa de mi vida. Cuatro años y medio maravillosos, llenos de recuerdos y hechos que volvería a vivir una y mil veces si fuese posible. Ha sido un camino largo, culmen de toda mi educación, educación que no puedo estar más contenta de haber recibido y que la agradezco a todas y cada una de las personas que han pasado por mi vida y me han ayudado a ser la persona que soy hoy. Al Colegio Portaceli, en el que me he formado durante 12 años de mi vida como estudiante y como persona. A los profesores del grado, que me han ayudado a descubrir mundo y desarrollarme para crecer como persona; a “Cuatri de cambio” mis compañeros y amigos de la carrera, sin ellos no lo hubiese logrado. Ese tirón hacia arriba de unos a los otros que tanta falta hacía a veces, esos comentarios de apoyo que han hecho que haya podido llegar finalmente hasta aquí; a mis amigos, que siempre han estado ahí, ya que en la vida hay que saber desconectar y disfrutar también y sin ellos y su apoyo habría sido todo más difícil; a mis hermanos, que no podía no mencionarlos, y aunque a veces parece que en vez de ayudar molestan, no cambiaría nada de ellos y no puedo estar más feliz de disfrutar con ellos la vida; y por último, y más importante a mis padres que les debo todo, sin ellos no sería la persona que soy hoy día. Ni sé si habría llegado hasta aquí, son los que han estado siempre en el día a adía guiándome y aconsejándome. Mencionar también a Juan Manuel Roldán Fernández, tutor de mi trabajo de fin de carrera, por su dedicación y tiempo. Este trabajo es un punto y aparte de mi etapa en la Escuela Técnica Superior de Ingeniería, pero la vida continua y espero poder seguir formándome como ingeniera y como persona. María de los Reyes López-Herrera Rodríguez Sevilla, 2023 5.2 Seguidor solar 46 5.3 Inversor fotovoltaico 46 5.4 Integración 47 5.4.1 Transformador de potencia 47 5.4.2 Celdas de media tensión 49 5.4.3 Esquema unifilar 51 6 Descripción de las instalaciones 53 6.1 Instalación de bata tensión 53 6.1.1 Normativa 53 6.1.2 Criterio de diseño 53 6.1.3 Cables utilizados 55 6.2 Instalación de media tensión 56 6.2.1 Normativa 56 6.2.2 Criterios de diseño 56 6.2.3 Diseño de la instalación 57 6.2.4 Cables utilizados 58 7 Estimación de la producción 59 7.1 Datos climáticos 59 7.2 Criterios de simulación 60 7.3 Cálculo de la producción 60 8 Estudio viabilidad económica 63 8.1 Estimación del presupuesto 63 8.1.1 Suministro equipos principales 63 8.1.2 Suministro Instalación de Baja Tensión 64 8.1.3 Suministro Instalación de Media Tensión 65 8.2 Análisis económico 66 8.2.1 Mecanismos para obtener ingresos 66 8.2.2 Precio de venta de la energía 67 8.2.3 Indicadores de rentabilidad 70 8.3 Balance económico 71 8.3.1 Presupuesto de Ejecución Material 71 8.3.2 Presupuesto de Ejecución Contrato 72 8.3.3 Análisis de resultados 72 8.3.4 Análisis de sensibilidad 73 Conclusión 79 ANEXO A: Planos 81 ANEXO B: Catálogos 91 Referencias 97 xvii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Parcelas 40 Tabla 2. Datos climáticos mensuales 59 Tabla 3. Resultado producción 60 Tabla 4. Precios suministro equipos principales 63 Tabla 5. Precios suministro instalación baja tensión 64 Tabla 6. Precios suministro instalación alta tensión 65 Tabla 7. Resumen presupuesto 66 Tabla 8. Datos de precios y energías del mercado diario de electricidad año 2022 68 Tabla 9. Estimación de los ingresos por la producción 69 Tabla 10. Presupuesto de Ejecución Material 71 Tabla 11. Presupuesto de Ejecución Contrato 72 Tabla 12. Gasto anual 73 Tabla 13.Resumen indicadores rentabilidad 73 Tabla 14. Resumen (Variación tipo de interés) 74 Tabla 15. Devaluación de precios 75 Tabla 16. Resumen (Variación de precios) 76 Tabla 17. Resumen VAN (Variación tipos de interés a precios de subasta) 77 xix ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Precios de las placas solares fotovoltaicas [2] 29 Figura 2. Localización Planta Fotovoltaica Baza 33 Figura 3. Ubicación terrenos Baza 34 Figura 4. Zonas radiación España [6] 35 Figura 5. Clasificación suelos Baza [8] 35 Figura 6. Hectáreas útiles 1 36 Figura 7. Caminos públicos 37 Figura 8. Vía pecuaria 37 Figura 9. Arroyos 38 Figura 10. Línea aérea eléctrica de alta tensión 38 Figura 11. Afecciones 39 Figura 12. Poligonal planta fotovoltaica 39 Figura 13. Parcelario catastral 40 Figura 14. Plano general de implantación de la planta fotovoltaica 43 Figura 15. Seguidor sin backtracking 46 Figura 16. Seguidor con backtracking 46 Figura 17.Localización de los centros de transformación 49 Figura 18. Celda media tensión 49 Figura 19. Celda de remonte 50 Figura 20. Celda de entrada o salida de línea 50 Figura 21. Celda de protección del transformador 50 Figura 22. Esquema unifilar MT 51 Figura 23. Configuración Circuitos Media Tensión 58 Figura 24. Mínimo, medio y máximo precio de la casación del mercado diario español [36] 68 Figura 25. Precio medio aritmético de España [38] 69 Figura 26. Gráfico resumen del presupuesto 72 Figura 27. Comparación de la variación del tipo de interés 74 Figura 28. Comparación variación de ingresos (VAN y TIR) 76 Figura 29. Comparación variación de ingresos (payback) 76 Figura 30. Comparación variación tipos de interés (VAN) 77 xxi Conceptos PGOU Plan General de Ordenación Urbana CTE Código Técnico de la Edificación LAAT Línea aérea de alta tensión REE Red Eléctrica Española CT VAN TIR Centro de transformación Valor Actual Neto Tasa Interna de Rentabilidad IRENA OMIE CA CC Agencia Internacional de las Energías Renovables Operador del Mercado Ibérico de Energía Corriente Alterna Corriente Continua 23 Índice de Figuras 24 1 OBJETIVOS DEL PROYECTO ctualmente, en España, las plantas fotovoltaicas de generación de energía vuelven a tener gran relevancia en el mercado eléctrico. Esto se debe fundamentalmente a los últimos cambios legislativos que afectan al sector y que permiten que este este tipo de proyectos sean rentables. Dada la situación actual, se hace muy interesante adentrarse en el campo de la energía solar fotovoltaica, de modo que el objetivo principal de este proyecto consiste en el estudio de este tipo de energía renovable, y de las instalaciones que hacen posible la captura de dicha energía, así como el estudio de cada uno de los componentes fundamentales que componen estas instalaciones. Se trata de un proyecto solar adaptado a un trabajo académico, pues no sigue la estructura habitual de los proyectos de este tipo (Memoria, Cálculos, Pliego de condiciones, plan o estudio de seguridad y salud, etc). Sin embargo, se ha hecho un esfuerzo por explicar y comentar los aspectos más relevantes del diseño de este tipo de instalaciones. Concretamente el proyecto es la definición técnica de una instalación fotovoltaica de 30,75 MW conectada a la red eléctrica, localizada en Baza, provincia de Granada. La definición técnica que se detalla en los siguientes puntos del proyecto se centra en la descripción de equipos principales y la conexión entre ellos. Se realiza también una estimación de la producción y un análisis económico. Este último está dividido en dos partes, una primera centrada en el desglose del presupuesto de los equipos descritos en los puntos del proyecto y una segunda donde se analiza el mercado español y se estudia la viabilidad de la inversión a través de indicativos de rentabilidad. No son objeto del proyecto otros aspectos como la obra civil, zona de operación y mantenimiento, plan de vigilancia ambiental, etc. Al igual que tampoco lo son ninguna de las instalaciones de enlace. No obstante, la idea es conectar la planta con una nueva subestación elevadora 220/30 KV mediante circuitos subterráneos en 30 KV, donde se elevará el nivel de tensión hasta 220 KV. De dicha subestación saldrá una línea en 220 KV hasta la Subestación Eléctrica Baza Renovables 220/400 KV, donde se eleva la tensión a 400 KV y se enlaza con la Subestación Eléctrica Baza mediante una línea aérea 400 KV. A «Sed jirafas con un corazón grande y la mirada alta» - Adolfo Nicolás SJ - Introducción 32 33 3 DATOS GENERALES n este capítulo se describe en detalle el proceso de la construcción de una planta fotovoltaica. En primer lugar, hoy se especifica la elección del terreno y el porqué de dicha ubicación, analizando las características principales de este. 3.1 Localización La planta fotovoltaica se encuentra ubicada en el término municipal de Baza, hoy provincia de Granada; aproximadamente a 5 km al NO de la legalidad de Baza y a unos 5 km al SE de Zújar. Figura 2. Localización Planta Fotovoltaica Baza Las coordenadas UTM ETRS89 Huso 30 del centro de los terrenos donde se ejecutará la planta son: - X= 514.192,1 m - Y= 4.150.837,5 m Para la elección de esta localización se han tenido en cuenta una serie de elementos que condicionan el establecimiento de la instalación fotovoltaica: • El terreno elegido debe estar cerca o linde con una red de caminos. Esto es necesario para poder realizar tanto labores de construcción como para las labores del futuro mantenimiento que requeriría la E «Necesitamos llevar energía sostenible a todos los rincones del mundo con tecnologías como mini-redes de energía solar, luces solares y turbinas eólicas.» - Ban Kimoon- Datos generales 34 34 instalación. • La instalación debe estar cerca de una subestación eléctrica, con el objetivo de que la conexión de electricidad producida por la instalación pueda ser fácilmente evacuada a la red eléctrica. • El terreno elegido debe tener un nivel de superficie lo más regular posible, para evitar sobrecostes debido a las labores de excavación. • La zona debe presentar buenas condiciones climatológicas. Para el desarrollo de este proyecto se ha elegido una ubicación de terrenos rurales en el sur de España donde el recurso solar es abundante, ya que el promedio anual de valores diarios de irradiación solar global se encuentra en torno a los 157.5 kWh/m2 y además no presenta temperaturas muy elevadas. El promedio anual de valores diarios de temperaturas es 14.7 ºC. Este factor es muy importante, ya que existen lugares en los que la irradiación solar es muy elevada, lo que podría parecer algo beneficioso, sin embargo, la temperatura en estas zonas normalmente alcanza valores muy elevados, lo que da lugar a una pérdida importante del rendimiento del panel, y por tanto se reduce en gran medida la potencia que este puede generar. Por otra parte, cabe mencionar que dispone de accesos sencillos y que se encuentra relativamente cerca de la subestación Baza a la que podrá conectarse y verter la energía producida. Por último, se trata de una zona con poco desnivel, lo cual es de gran ayuda a la hora de construir el parque, ya que no será necesario realizar nivelaciones en el terreno. 3.2 Análisis terrenos Se realiza un análisis preliminar de una posible implantación de sistemas de producción fotovoltaica en los terrenos localizados en Baza (Granada). Las parcelas elegidas para albergar la planta fotovoltaica constan de 88 hectáreas. Figura 3. Ubicación terrenos Baza A continuación, se analizan las principales características de la finca en estudio situada en el término de Baza. 3.2.1 Radiación La radiación es la cantidad de irradiancia recibida en un instante de tiempo determinado, es decir, la potencia recibida por unidad de tiempo y por unidad de superficie. Se suele medir en Wh/m2 o, en caso de un día, en Wh/m2/día o unidades equivalentes[5]. El proyecto se ubica en una zona de radiación IV. Figura 4. Zonas radiación España [6] 3.2.2 Tipo de terreno El terreno en el que se desea ubicar la planta fotovoltaica está considerado según el PGOU [7] Baza como Suelo No Urbanizable de Carácter Natural o Rural. En la imagen la ubicación marcada en azul. Figura 5. Clasificación suelos Baza [8] Cuando se trata de implantar instalaciones fotovoltaicas, la necesidad de ocupar una gran superficie de terreno, sin sombra y con un tendido eléctrico próximo para evacuar la energía generada a la red, hace que el lugar propicio para su instalación sea el suelo rural. Prácticamente la totalidad de las regulaciones urbanísticas autonómicas hacen mención a las energías renovables como algo positivo, como un logro a alcanzar, pero posteriormente en su desarrollo únicamente se refiere a ellas al regular los usos que se permiten en el suelo no urbanizable. El suelo no urbanizable, a los efectos urbanísticos, es el suelo excluido del proceso urbanizador o, con arreglo a Datos generales 36 36 la nueva Ley de Suelo estatal, el suelo no susceptible de su pase a urbanizado a través de una actuación de transformación urbanística.[9] La implantación de estas instalaciones en ese tipo de suelo tiene carácter excepcional, toda vez que los usos ordinarios del suelo rústico son los propios de su naturaleza (agrícola, forestal, cinegético, etc.). No obstante, en el suelo no urbanizable sin una protección específica pueden ejecutarse, bajo determinadas condiciones, construcciones de tipo industrial y productivo (categoría en la que pueden enmarcarse los proyectos solares). 3.2.3 Afecciones destacadas 3.2.3.1 Carreteras Los vallados o cerramientos de parcelas se realizarán de acuerdo con lo que se especifique para estos en cada una de las categorías de suelo no urbanizable. La autorización de los mismos irá condicionada a que sean respetadas las servidumbres de las carreteras, caminos o elementos del territorio. La carretera A-92 colinda con las parcelas estudiadas. Según el PGOU [10] como medida preventiva se debe trazar una línea (en rojo) a 100 m desde el borde de la explanación de la carretera A-92. Reduciendo las hectáreas útiles a 79,95 ha. Figura 6. Hectáreas útiles 1 3.2.3.2 Vial público Se identificarán y cuantificarán las posibles afecciones a los montes de utilidad pública, los senderos de uso público y otros elementos que sean considerados infraestructuras verdes existentes en el ámbito del proyecto. Respecto a los montes de utilidad pública, se evaluarán los impactos sobre los beneficios ambientales y sociales que motivaron su designación, así como sobre los aprovechamientos realizados, tanto maderables como no maderables, actuaciones, inversiones y mejoras que se hayan realizado en el monte. [11] Por la parcela de interés cruzan dos caminos públicos (en naranja). Se debe implantar el vallado a 10 m del borde del camino como medida preventiva y correctora (en rojo). Figura 7. Caminos públicos 3.2.3.3 Vías pecuarias Las vías pecuarias que existen en el término municipal una vez se han procedido a su clasificación y deslinde quedan sometidas al régimen de protección contemplado en la Ley 3/1995 de 23 de marzo.[12] Como medida preventiva, correctora y compensatoria se exige respetar los límites del deslinde de las vías pecuarias y solicitar autorización al organismo autonómico competente para la ocupación temporal de las mismas, todo ello de acuerdo con la legislación vigente. La vía pecuaria denominada "Cañada Real del Camino Real de Lorca" (en verde), en la provincia de Granada, fue clasificada por Orden Ministerial de fecha 1 de marzo de 1969, publicada en el BOE de 7 de marzo de 1969 y en el BOP de 26 de marzo de 1969. El deslinde de la cañada es de 37,5m a cada lado del eje.[13] Figura 8. Vía pecuaria 3.2.3.4 Arroyos Según lo dispuesto en la Ley de Aguas y el Reglamento del Dominio Público Hidráulico [14] integran el dominio público e hidráulico, los siguientes bienes: Las aguas continentales, tanto las superficiales como las subterráneas renovables con independencia del tiempo de renovación, los cauces de corrientes naturales, continuas o discontinuas, los lechos de los lagos y lagunas, los embalses superficiales en cauces públicos y los acuíferos subterráneos, a los efectos de disposición o de afección de los recursos hídricos.[15] Se han detectado dos cauces en las parcelas implicadas (en azul). Datos generales 38 38 Figura 9. Arroyos 3.2.3.5 Línea aérea de alta tensión Según la normativa de alta tensión: • Real Decreto 337/2014 Por el que se regulan las Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Instalaciones Eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias ITC-RAT 01 a 23. • Real Decreto 223/2008 por el que se aprueba el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas. ITC-LAT 01 a 09. La presencia de una línea eléctrica de alta tensión no afecta al desarrollo de la planta fotovoltaica. Debiendo tomar como medida de preventiva, correctora y compensatoria un vallado de 5 metros a cada lado (en rojo). La línea eléctrica que traviesa la zona se corresponde con la línea de evacuación del parque eólico Los Morrones en los términos municipales de Baza y Zújar (Granada) de 132 kV (en magenta). Figura 10. Línea aérea eléctrica de alta tensión Se muestra en la siguiente figura todas las afecciones analizadas. Figura 11. Afecciones Finalmente, tras respetar todas las afecciones, la poligonal resultante es de 64,35 ha: Figura 12. Poligonal planta fotovoltaica La Red de Información Ambiental de Andalucía (REDIAM) [16] es el instrumento que reúne, produce y difunde información actualizada sobre el medio ambiente en Andalucía y es uno de los primeros Sistemas de Información Ambiental compartido de Europa. A través de REDIAM se ha comprobado que los terrenos no perjudiquen montes públicos protegidos, zona minera, zona de protección de aves y arqueología, no encontrando posibles yacimientos en la zona. El terreno únicamente presenta pendientes norte muy suaves. No se ha detectado ninguna afección que impida la implantación de sistemas de producción fotovoltaica, aunque sí afecciones que reducen las hectáreas útiles. 3.3 Terrenos disponibles Las instalaciones correspondientes a la Planta Fotovoltaica ocupan las siguientes parcelas catastrales [17]: Datos generales 40 40 Tabla 1. Parcelas ITEM TÉRMINO MUNICIPAL POLÍGONO PARCELA USO PRINCIPAL 1 Baza 29 2 Agrario 2 Baza 29 9001 Vía de Comunicación de Dominio Publico 3 Baza 29 52 Agrario 4 Baza 900 9601 Agrario 5 Baza 29 3 Agrario 6 Baza 29 74 Agrario Figura 13. Parcelario catastral 4 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA l proyecto fotovoltaico consistirá en la construcción e instalación de una planta solar fotovoltaica con módulos fotovoltaicos de tecnología bifacial monocristalinas y seguimiento solar a un eje horizontal que se construirá en el término municipal de Baza, provincia de Granada. La planta fotovoltaica contará con, una potencia instalada en AC, suma de potencia de los inversores, de 30,75 MW y una suma de potencia de los módulos fotovoltaicos de 32,68 MWp. Ninguna de las instalaciones de enlace son objeto del proyecto. No obstante, la idea es conectar la planta con una nueva subestación elevadora 220/30 kV mediante circuitos subterráneos en 30 kV, donde se elevará el nivel de tensión hasta 220 kV. De dicha subestación saldrá una línea en 220 kV hasta la Subestación Eléctrica Baza Renovables 220/400 kV, donde se eleva la tensión a 400 kV y se enlaza con la Subestación Eléctrica Baza mediante una línea aérea 400 kV. 4.1 Módulos fotovoltaicos Los fabricantes y, en general, todo el sector de la industria fotovoltaica trabaja constantemente para desarrollar mejoras y aumentar al máximo el aprovechamiento de la energía solar. Existen muchas formas de clasificar los paneles fotovoltaicos. Podrían distinguirse según el tipo de uso o aplicación, la tecnología empleada, las dimensiones, el tamaño coma el color coma la potencia, etc. A continuación, detallamos los tipos de malezas voltaico usando distintas categorías útiles para poder distinguirlos. 4.1.1 Según las caras de captación solar Podemos diferenciar entre módulos monofaciales o bifaciales. La diferencia técnica entre ambos es que la parte posterior del bifacial también recibe irradiancia solar, en mayor o menor medida dependiendo del albedo, e incluso radiación difusa. Por lo tanto, técnicamente no son solamente diferentes, sino que el bifacial siempre rendirá mejor al producir más energía por metro cuadrado de panel. Los paneles bifaciales son capaces de producir mayor energía eléctrica que los monofaciales, ya que aumentan la superficie de captación por su cara posterior. En el caso de los monofaciales, su parte posterior es opaca y, por lo tanto, no refleja las radiaciones solares. Otra diferencia es el precio. Hace un par de años si se encontraban diferencias de 0,01 UDS/Wp a favor del monofacial. Sin embargo, con la evolución de las cadenas de fabricación, el precio acabará equilibrándose. El futuro es irremediablemente bifacial [18]. 4.1.2 Según la tecnología Otra tipología, quizás la más utilizada para diferenciar entre tipos de paneles solares, es la que se refiere a la tecnología que los conforma. Aquí podemos distinguir entre: monocristalinos, policristalinos y amorfos. [19] • Monocristalino: una placa fotovoltaica monocristalina está compuesta por células monocristalinas. Son ese tipo de célula que, a simple vista, podemos diferencia por su color “negro” y con las esquinas recortadas con un chaflán (resultado del corte de la célula). Son los módulos fotovoltaicos de más eficiencia que podemos encontrar, siempre superan en eficiencia y rendimiento a los policristalinos. A corto plazo (la inversión inicial) son algo más caros que los policristalinos, aunque a medio-largo plazo, son más rentables por tener mayor rendimiento. • Policristalino: los paneles solares policristalinos están compuestos, en este caso, por células E Equipos principales 48 48 un transformador trifásico para regular el voltaje en el sistema eléctrico. Por lo general, se utilizan para generar, transmitir y distribuir energía eléctrica a través de diferentes sistemas. El transformador trifásico está compuesto por tres devanados (doble devanado en baja tensión y uno en Media Tensión) arrollados en un núcleo. El encapsulado puede realizarse en el interior de cuba de aceite dieléctrico u otro líquido refrigerante. A veces, se pueden combinar tres transformadores monofásicos para construir una máquina trifásica e instalar en el espacio donde se requiere electricidad. Un transformador trifásico proporciona la mayor ventaja de suministrar más energía al sistema que un transformador monofásico. Dado que hay tres devanados en el núcleo, obviamente es más poderoso. En esencia, es muy adecuado para unidades donde existe una gran demanda de corriente, ya que tres fases pueden proporcionarlo fácilmente. Su montaje, mantenimiento y reparación es mucho más fácil que un transformador monofásico. Puede obtener fácilmente corriente monofásica de un sistema trifásico, pero es difícil hacer lo contrario. Dado que la máquina trifásica tiene tres devanados monofásicos, puede usarla para suministrar energía a un solo circuito. Por último, posee mayor eficiencia, utiliza mucha menos energía para funcionar que su homólogo monofásico. [23] Sus características principales son: • Transformador Trifásico • Tensión del primario: La tensión de conexión a la reden este caso de 30.000V. • Tensión del secundario: Será la tensión de conexión de los equipos inversores. En la instalación será de doble devanado en 800 V. • Potencia nominal: Es la potencia máxima del transformador: o 6.500 KVA para el CT de 32 inversores o 6.500 KVA para el CT de 31 inversores o 3.250 KVA para el CT de 16 inversores • Grupo de Conexión: Es la forma en la que están dispuestas las conexiones del lado primario respecto al secundario. Se utilizará una conexión Dy11y11 para el transformador de 6500 KVA y Dy11 para el transformador de 3250 KVA. • Pérdidas en vacío: Son las pérdidas que se dan en el transformador por el hecho de estar conectada a la red. Suele ser un valor constante en todo el rango de funcionamiento. • Tensión de Cortocircuito: Este valor está referido al % de la tensión de entrada que se debe aplicar al devanado primario para que, estando el devanado secundario cortocircuitado, circule por este la intensidad nominal. Los transformadores a emplear en esta instalación se tendrán las siguientes características: • Potencia Nominal: 6.500 KVA // 3250 KVA • Aislamiento: Encapsulado en Aceite • Grupo de Conexión: Dy11y11 / Dy11 para el de 3250 KVA • Impedancia: 8 % ± 10,0% / 7 % ± 10,0% para el de 3250 KVA • Tensión de primario: 3x30.000V • Tensión del secundario: 3x800V Existirán un total de 5 centros de transformación: • 4 Centros de Transformación STS-6000-H1, con un trasformador de 6.500 KVA: o 1 CT que agrupa a 32 inversores de 12 string o 2 CT que agrupa a 32 inversores de 10 string o 1 CT que agrupa a 31 inversores de 12 string • 1 Centro de Transformación STS-3000-H1, con un trasformador de 3.250 KVA: o 1 CT que agrupa a 16 inversores de 10 string La agrupación de los módulos en los centros de transformación será: Figura 17.Localización de los centros de transformación 5.4.2 Celdas de media tensión Las celdas de media tensión empleadas en el proyecto serán del tipo compacta aisladas en SF6, formadas por un conjunto de dos celdas de línea, una de entrada y otra de salida, y una celda de protección con interruptor automático para el transformador. Las celdas compactas son unidades modulares normalizadas para el uso en diversos proyectos eléctricos vinculados con la construcción de subestaciones transformadoras de MT/BT de uso interior y la distribución de energía eléctrica pública e industrial con rangos de tensión posibles entre 3 y 36 kV. Figura 18. Celda media tensión Equipos principales 50 50 Los diferentes compartimentos que conforman las celdas de media tensión se describen a continuación: Celda de remonte: Es una envolvente metálica para que la subida de los cables hacia el embarrado disponga de protección mecánica. Se utiliza para hacer que los cables lleguen al transformador desde parte superior, utilizando, por ejemplo, bandejas. Figura 19. Celda de remonte Celda de línea: Puede ser de entrada o de línea. en el primer caso recibe los cables de media tensión para la alimentación del centro de transformación. En el segundo permite la continuidad de la línea de media tensión hacia otros centros. Un centro alimentado en punta solo necesita una celda de entrada de línea. En otro caso se requiere una celda de entrada y otra de salida. Figura 20. Celda de entrada o salida de línea Protección de Transformador: La unidad de protección del transformador está compuesta por un interruptor automático en vacío conectado en serie con un seccionador de tres posiciones, que permite el corte y la puesta a tierra de la línea. El interruptor está compuesto por tres polos montados en una estructura de acero y conectados a un eje común, que está conectado a la unidad de control. Figura 21. Celda de protección del transformador Por lo tanto, en función de la situación en la que se encuentre el centro de transformación, estará compuesto por: • 2 Centros de Transformación en un extremo: Estará formada por 1 unidad de remonte + 1 unidad de protección de transformador. • 3 Centro de Transformación intermedio: estará formado por 1 unidad de remonte + 1 posición de salida de línea + 1 unidad de protección de transformador. 5.4.3 Esquema unifilar Siguiendo la representación de las celdas del apartado anterior y los centros de transformación, el esquema unifilar de media tensión resulta: Figura 22. Esquema unifilar MT Equipos principales 52 52 6 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES 6.1 Instalación de bata tensión Existirá una parte de la instalación de Baja Tensión que será en corriente continua y otra que será en corriente alterna. Desde los string hasta las entradas CC del inversor la instalación será de corriente continua y desde la salida de los inversores hasta las entradas CA del centro de transformación será en alterna. 6.1.1 Normativa Los cálculos siguen las normas indicadas a continuación: • REBT Reglamento electrotécnico para baja tensión e instrucciones técnicas complementarias (ITC) BT 01 a BT 51. • UNE-HD 60364-5-52 Instalaciones eléctricas de baja tensión: Selección e instalación de equipos eléctricos. Canalizaciones. 6.1.2 Criterio de diseño Las secciones y tipo de conductores se cumplirán con dos criterios diferentes: • Intensidad Admisible. • Máxima Caída de tensión. Para la comprobación por cada uno de estos criterios serán necesario calcular previamente en cada línea: • Intensidad nominal para la que debe ser diseñada. • Longitud de la línea. • Caída de tensión máxima admisible. • Intensidad máxima admisible para cada conductor. • Nivel de aislamiento requerido al conductor. 6.1.2.1 Criterio de intensidad máxima admisible La intensidad para la que se diseñará cada uno de los circuitos se establecerá a partir de la potencia que deba transportar cada una de ellas, la tensión nominal y el factor de potencia (cos φ), mediante las siguientes expresiones: Circuitos Monofásicos: 𝑃𝑑𝑐 = 𝑈 · 𝐼 𝑆 = 𝑈 · 𝐼; 𝑃 = 𝑈 · 𝐼 · 𝑐𝑜𝑠𝜑; 𝑄 = 𝑈 · 𝐼 · 𝑠𝑒𝑛𝜑 Donde: − Pdc: Potencia en Corriente Continua [W] − U: Tensión de fase [V] − I: Intensidad de Línea [A] − S: Potencia aparente [VA] Descripción de las instalaciones 54 54 − P: Potencia activa [W] − Q: Potencia reactiva [var] Circuitos Trifásicos: 𝑆 = √3 · 𝑈 · 𝐼; 𝑃 = √3 · 𝑈 · 𝐼 · 𝑐𝑜𝑠𝜑; 𝑄 = √3 · 𝑈 · 𝐼 · 𝑠𝑒𝑛𝜑 Donde: − U: Tensión de fase [V] − I: Intensidad de Línea [A] − S: Potencia aparente [VA] − P: Potencia activa [W] − Q: Potencia reactiva [var] La capacidad máxima de corriente del conductor es suministrada por el fabricante (In) para unas condiciones de instalación estándares, la cual será corregida en base a las características de instalación en el parque fotovoltaico mediante unos factores de corrección (FC) para obtener la intensidad máxima admisible en la instalación (Iadm). Iadm = In · FC El Factor de corrección se aplicará en función de las condiciones de instalación, tal y como se establece en la norma UNE-HD 60364-5-52. Los factores de corrección son: por temperatura del aire, por temperatura del terreno, por profundidad de enterramiento, por resistividad térmica del suelo y por agrupación de circuitos. Las instalaciones de generación de energía en Baja Tensión en corriente continua se diseñarán en cada caso para corrientes de circuitos maximizadas un 25%. Todas las intensidades para el cálculo se asignarán como: 𝐼𝑐á𝑙𝑐𝑢𝑙𝑜 = 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 · 1,25 Los conductores seleccionados deberán tener una intensidad máxima admisible de al menos la Icálculo. 6.1.2.2 Criterio de caída de tensión Para el cálculo de la caída de tensión se empleará las siguientes expresiones: Tramos monofásicos en Corriente Continua: ∆𝑈 = 2 ∙ 𝐼 ∙ 𝐿 𝜌 ∙ 𝑆 Donde: − ΔU: Caída de tensión [V] − U: Intensidad del tramo [A] − I: Longitud del tramo [m] − ρ: Resistividad del cobre [VA] − S: Sección de una fase del conductor [mm2] Tramos trifásicos en corriente alterna: ∆𝑈 = √3 ∙ 𝐿 ∙ 𝐼 ∙ (𝑅 ∙ 𝐹𝑃 + 𝑋 ∙ √1 − 𝐹𝑃2) Donde: − ΔU: Caída de tensión [V] − I: Intensidad del tramo [A] − L: Longitud del tramo [m] − R: Resistencia por metro del conductor [/m] − X: Reactancia por metro del conductor [/m] − FP: Factor de potencia Todos los cables que se utilizarán en la instalación de baja tensión tendrán un nivel de aislamiento de 0,6/1kV CA – 1,8 kV CC. 6.1.3 Cables utilizados Como se comentó anteriormente, existen dos tramos, se utilizarán dos conductores distintos: desde los strings hasta los inversores y desde la salida del inversor hasta los centros de transformación. 6.1.3.1 Circuito desde string hasta inversor En el parque existen un total de 778 seguidores, o lo que es lo mismo, 1.556 strings que componen la planta. Estos strings se organizan para acometer en paralelo a un inversor. Los strings se repartirán de forma que la configuración de la planta y su construcción física sean óptimas y, además, de manera que permita operar al inversor de la manera más eficiente posible. Existirán 2 configuraciones distintas de inversores: • Configuración 1: existirán un total de 63 inversores de este tipo en la planta, a los que le llegan un total de 12 strings de 30 módulos cada uno. • Configuración 2: existirán un total de 80 inversores de este tipo en la planta, a los que le llegan un total de 10 strings de 30 módulos cada uno. El conductor empleado en los tramos entre los strings y los Inversores de string es el siguiente: • Sección: 6 mm2 • Material Conductor: Cobre Estañado • Aislamiento: Elastómero termoestable libre de halógenos • Intensidad máxima (Aire/Enterrado): 54 A / 46 A • Tensión: 1.500 V DC 6.1.3.2 Circuito desde inversor hasta transformador de potencia Por cada uno de los Inversores sale un circuito trifásico, que mediante instalación en zanja, acomete al Centro de Transformación, y más específicamente a la caja de agrupación. Las Cajas de agrupación o Cajas Combinadoras se localizan en el interior de los Centros de Transformación, y son las encargadas de proteger cada una de las entradas de inversor. Por tanto, existirán 2 centros de transformación presentes en la planta: • Centro de Transformación STS-6000-H1: Está formado por dos embarrados con 16 entradas cada uno, por lo que existirá un total de 32 entradas de inversor protegidas por Interruptores automáticos, de las que se ocuparán 32 o 31 entradas. • Centro de Transformación STS-3000-H1: Está formado por un embarrado con 16 entradas cada uno, por lo que existirán 16 entradas de inversor protegidas por Interruptores automáticos, de las cuales solo estarán ocupadas 16 entradas. Los conductores empleados desde la salida de cada uno de los inversores hasta la entrada del CT son: • Sección (en función del tramo): 185-240 mm2 Descripción de las instalaciones 56 56 • Material Conductor: Aluminio semirrígido clase 2 • Aislamiento: Polietileno reticulado (XLPE) • Cubierta exterior: Policloruro de Vinilo (PVC) • Intensidad máxima (Enterrado): o 185mm2 250 A o 240mm2 290 A • Tensión: 1.500 V 6.2 Instalación de media tensión La instalación de media tensión es la encargada de la interconexión de los diferentes centros de transformación hasta su conexión final en las celdas de media tensión en la barra de 30 kV de la subestación elevadora. 6.2.1 Normativa Se dimensionarán dichos cables para cumplir con las normativas vigentes: • RAT Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias ITC-RAT 01 a 23. • UNE 211435 Guía para la elección de cables eléctricos de tensión asignada superior a 0,6/1 kV para circuitos de distribución de energía eléctrica. 6.2.2 Criterios de diseño El cálculo de las secciones y tipo de conductores se realizará mediante la aplicación de los siguientes criterios: • Intensidad Admisible. • Máxima Caída de tensión. Para la comprobación por cada uno de estos criterios serán necesario calcular previamente en cada línea: • Intensidad nominal para la que debe ser diseñada. • Longitud de la línea. • Intensidad de cortocircuito que puede aparecer en la línea y duración de éste. • Caída de tensión máxima admisible. • Intensidad máxima admisible para cada conductor. • Nivel de aislamiento requerido al conductor. 6.2.2.1 Criterio de intensidad máxima admisible La intensidad para la que será calculada cada uno de los circuitos se establecerá a partir de la potencia que deba transportar cada una de ellas, la tensión nominal y el factor de potencia cos ϕ, mediante las siguientes expresiones: 𝑆 = √3 · 𝑈 · 𝐼; 𝑃 = √3 · 𝑈 · 𝐼 · 𝑐𝑜𝑠𝜑; 𝑄 = √3 · 𝑈 · 𝐼 · 𝑠𝑒𝑛𝜑 Donde: − U: Tensión de fase [V] − I: Intensidad de Línea [A] − S: Potencia aparente [VA] − P: Potencia activa [W] − Q: Potencia reactiva [var] La corriente que transporta el conductor en condiciones de máxima potencia de la planta no debe superar la intensidad nominal del cable multiplicada por unos factores de corrección que dependen de la instalación y de las características del terreno. La intensidad corregida se define como: Icorregida = In · F1 · F2 · F3 · F4 Donde: − Icorregida: Intensidad corregida del cable, en A. − In: Intensidad nominal del cable, en A. Definido por el fabricante o normativa. − F1: Factor de corrección por profundidad. − F2: Factor de corrección por temperatura del suelo. − F3: Factor de corrección por resistividad térmica. − F4: Factor de corrección por agrupamiento. Estos factores de corrección se definen de acuerdo con la norma de aplicación nacional UNE 211435. 6.2.2.2 Criterio de caída de tensión En los circuitos de corriente alterna la caída de tensión se define por: ∆𝑈 = √3 ∙ 𝐿 ∙ 𝐼 ∙ (𝑅∙ 𝐹𝑃+𝑋∙√1−𝐹𝑃2 ) Donde: − ΔU: Caída de tensión en V. − I: Intensidad nominal en A. − L: Longitud del cable en km. − R: Resistividad del conductor en Ω/km. − X: Inductancia del conductor en Ω/km. − FP: Factor de Potencia. Se diseñará la instalación para que la caída de tensión máxima de los circuitos sea inferior al 1 % calculada entre los transformadores hasta las celdas de media tensión situadas en la subestación del parque solar, cuando éste se encuentre funcionando a la potencia nominal. 6.2.3 Diseño de la instalación Se interconectarán los centros de transformación a través de 2 circuitos de media tensión. Estudio viabilidad económica 64 64 iluminación, sistema de emergencia, sistema de ventilación. 1.5 Suministro y transporte de CT para 16 inversores SUN2000-215KTL. Formado por un transformador 3500 kVA 0,8/30kV, celdas de Media Tensión de 36 kV, transformador de servicios auxiliares, cuadro de entrada de baja tensión para 18 entradas en corriente alterna con protección por interruptor automático, interruptor seccionador general, cuadro general de Baja tensión, suelo técnico para puentes de circuitos eléctricos y de comunicación, iluminación, sistema de emergencia, sistema de ventilación. 1,00 65.000,00 65.000,00 1 Total Suministro Equipos Principales 11.696.760,00 En cuanto al montaje se considera que su valor será un 10% del total de los suministros de los equipos principales, es decir, asciende a un total de 1.169.676,00 €. El total de los equipos principales será 12.866.436,00 €. 8.1.2 Suministro Instalación de Baja Tensión No se conoce exactamente la cantidad de cable necesaria, no obstante, se estiman, según las agrupaciones de string y la ubicación de los centros de transformación, las siguientes cantidades con sus respectivos precios. Tabla 5. Precios suministro instalación baja tensión Elemento Descripción Cantidad Precio unitario (€) Precio total (€) 2.1 Suministro de circuito de CC para formación de String desde paneles hasta Inversor mediante hilo 1x6mm2 de cobre y nivel de aislamiento de 1kV. 244.230,00 0,6 146.538,00 2.2 Suministro de circuito BT de CA para conexión entre Inversor y cuadro de BT del Centro de Transformación mediante XLPE 1x185mm2 de aluminio y nivel de aislamiento de 0,6/1kV. Instalación soterrada directamente según zanja normalizada y bajo tubo sobre cruzamientos con caminos o cuerpos de agua. Incluidos terminales de conexión, conexión a Inversor y a cuadro de BT del CT. 58.085,00 2,5 145.212,50 2.3 Suministro de circuito BT de CA para conexión entre Inversor y cuadro de BT del Centro de Transformación mediante XLPE 1x240mm2 de aluminio y nivel de aislamiento de 0,6/1kV. Instalación soterrada directamente según zanja normalizada y bajo tubo sobre cruzamientos con caminos o cuerpos de agua. Incluidos terminales 14.271,00 3,05 43.526,55 de conexión, conexión a Inversor y a cuadro de BT del CT. 2 Total Suministro Instalación Baja Tensión 335.277,05 El montaje de la instalación de baja tensión será 33.527,71 €. Por tanto, el total de la instalación de baja tensión ascenderá a 368.804,76 €. 8.1.3 Suministro Instalación de Media Tensión Siguiendo las trazas y circuitos planteados para la instalación de media tensión, y sabiendo que la subestación “Baza Renovables” se encontraría a 1 km de la implantación, podemos estimar la cantidad de cable necesario de forma similar a la instalación de baja tensión. Tabla 6. Precios suministro instalación alta tensión Elemento Descripción Cantidad Precio unitario (€) Precio total (€) 3.1 Suministro de cable unipolar RHZ1 18/30kV 1x240mm2, conductor de aluminio, con aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) para circuito de media tensión entre los centros de transformación hasta edificio eléctrico en subestación. 6.539,00 8,58 56.104,62 3.2 Suministro de cable unipolar RHZ1 18/30kV 1x400mm2, conductor de aluminio, con aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) para circuito de media tensión entre los centros de transformación hasta edificio eléctrico en subestación. 5318,00 14,7 78.174,60 3.3 Suministro de cable unipolar RHZ1 18/30kV 1x630mm2, conductor de aluminio, con aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) para circuito de media tensión entre los centros de transformación hasta edificio eléctrico en subestación. 5.098,00 21,42 109.199,16 3 Total Suministro Instalación Media Tensión 243.478,38 Calculamos de nuevo el 10% del valor de adquisición de la instalación para estimar el coste del montaje, que sería 24.347,84 €. El valor total de la instalación de media tensión ascendería a un valor de 267.826,22 €. Si recogemos las cifras en una tabla resumen podemos observar el precio aproximado del proyecto planteado. Cabe destacar que en un presupuesto real deberían incluirse los gastos de obra civil, edificio de operación y mantenimiento, sistema de monitorización y seguridad, entre otros. No obstante, su descripción y desarrollo no forman parte del objetivo del trabajo. Estudio viabilidad económica 66 66 Tabla 7. Resumen presupuesto Elemento Precio total (€) 1 Equipos Principales 12.866.436,00 2 Instalación Baja Tensión 368.804,76 3 Instalación Media Tensión 267.826,22 TOTAL 13.503.066,97 8.2 Análisis económico 8.2.1 Mecanismos para obtener ingresos 8.2.1.1 Subasta de renovable Una subasta de energías renovables es un concurso organizado por el Ministerio de Energía en el que las diferentes empresas dedicadas a este campo reciben un derecho económico o retribución. Esta retribución se hace conforme a los megavatios que se le otorguen. [26] El bien objeto de subasta es potencia instalada para generación de energía eléctrica a partir de fuentes limpias con derecho a un régimen retributivo específico a cargo del Gobierno. La potencia que se va a adjudicar se denomina en la unidad de Mega Watios (MW). Así, por tanto, lo que hace el Gobierno, más concretamente el Ministerio de Energía (actualmente Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico), es determinar cuánta potencia instalada para generación renovable es viable en cada momento subvencionar, y adjudicar la misma a los inversores interesados en ella que se demuestren más eficientes mediante el mecanismo de la subasta.[27] A raíz del artículo 14 de la Ley 24/2013 [28] surgen las subastas de energías renovables. El articulo indica que excepcionalmente el Gobierno puede 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, fijando los términos en los que ha de realizarse. Cada oferente presenta en sobre cerrado los precios de energía (€/MWh) que cobrarían como régimen retributivo específico y por los que estarían dispuestos a instalar la potencia que piden adjudicarse. De resultar adjudicatarios, se comprometen a realizar la inversión de los MW a cambio de recibir del Gobierno durante un tiempo determinado el precio en €/MWh que consta en su sobre por la energía (MWh) que produzcan los MW instalados. Con las subastas de energía renovables la sociedad y la economía logran promover la inversión de energías de producción renovable, beneficiando al medio ambiente y que la transición hacia la generación no contaminante sea también eficiente. Otro gran beneficio es la puja por el precio más ajustado, solo los proyectos más eficientes accederán al régimen retributivo público. Esto permite desplazar a otras tecnologías más contaminantes, contribuyendo a un precio más bajo para el consumidor final. Debido a la situación económica que atraviesa España las últimas subastas han sido un fracaso. En el concurso se ofertaban 1800 MW de fotovoltaica y 1500 de eólica. El concurso se estructuraba en dos cupos de 1.800 megavatios de fotovoltaica y 1.500 de eólica, sin embargo, el cupo reservado para la primera de estas tecnologías ha quedado desierto. Tan solo se han adjudicado 50 MW de potencia eólica. [29] El motivo del poco éxito se debe a la enorme incertidumbre del sector energético en la actualidad con unos costes muy altos por la subida de las materias primas, unos precios de la energía elevados por la guerra y los tipos de interés al alza. Una de las grandes incógnitas era el precio de reserva, que es secreto fijado por el Gobierno. Es la cifra tope a la que pueden aspirar las ofertas, si se supera dicha cantidad, se queda fuera de concurso [30]. En el Boletín Oficial del Estado de 2021, observamos que los precios por MWh oscilan entre 28,01 – 34,88 €/MWh. 8.2.1.2 Contratos bilaterales de energía Los contratos bilaterales de energía, también conocidos como acuerdos de compraventa de energía a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés), son contratos entre un comprador y un vendedor de energía renovable. Estos contratos establecen un precio a largo plazo para la compra de energía renovable, generalmente de 10 a 20 años, y pueden garantizar a los desarrolladores de proyectos de energía renovable un ingreso estable y predecible durante la vida útil del proyecto [31]. En un contrato bilateral de energía, el comprador se compromete a comprar una cantidad específica de energía renovable a un precio fijo del vendedor durante un período de tiempo específico. El precio acordado en el contrato puede ser fijo o variable y puede incluir ajustes por inflación u otros factores. El vendedor de energía renovable, por su parte, se compromete a suministrar la cantidad acordada de energía renovable al comprador en los términos y plazos establecidos en el contrato. Los contratos bilaterales de energía son una forma popular para que los compradores, como empresas, universidades o gobiernos, obtengan energía renovable a precios estables y predecibles a largo plazo. Para los desarrolladores de proyectos de energía renovable, los contratos bilaterales de energía pueden proporcionar una fuente de ingresos estable y predecible, lo que puede ayudar a reducir el costo del capital y a mejorar la viabilidad financiera de los proyectos. En resumen, los contratos bilaterales de energía son acuerdos a largo plazo entre un comprador y un vendedor de energía renovable, que establecen un precio fijo o variable para la compra de energía renovable durante un período de tiempo específico. Estos contratos pueden proporcionar a los compradores energía renovable a precios estables y predecibles, y pueden garantizar a los desarrolladores de proyectos de energía renovable un ingreso estable y predecible durante la vida útil del proyecto [32]. 8.2.1.3 Acceso al mercado diario El acceso directo al mercado de electricidad, también conocido como acceso al mercado diario, es un mecanismo que permite a los productores de energía renovable y otros participantes del mercado vender su energía directamente en el mercado mayorista de electricidad, sin tener que pasar por un intermediario o comercializador [33]. En muchos mercados eléctricos, la energía renovable y otras fuentes de energía tienen que ser vendidas a través de un comercializador o agregador, que actúa como intermediario entre el productor y el mercado mayorista. Sin embargo, el acceso directo al mercado de electricidad permite a los productores de energía renovable vender su energía directamente en el mercado mayorista, lo que puede proporcionar un mayor control sobre los precios y una mayor transparencia en el proceso de venta de energía. El acceso directo al mercado de electricidad puede ser beneficioso para los productores de energía renovable que desean maximizar sus ingresos y reducir los costos de comercialización. En resumen, el acceso directo al mercado de electricidad es un mecanismo que permite a los productores de energía renovable vender su energía directamente en el mercado mayorista de electricidad, sin tener que pasar por un intermediario o comercializador. Puede proporcionar mayores ingresos y transparencia, pero también tiene desafíos y limitaciones que deben ser considerados por los productores y consumidores que deseen participar en este mercado. 8.2.2 Precio de venta de la energía El Mercado Ibérico Español es de tipo marginalista, es decir, cada día los vendedores y compradores lanzan sus ofertas con diferentes precios [34]. Día a día las comercializadoras y los productores presentan sus ofertas, para cada hora del próximo día a través del OMIE (Operador del Mercado Ibérico de Energía). Esta organización es Estudio viabilidad económica 68 68 la encargada de gestionar el mercado diario e intradiario de la electricidad en la Península Ibérica. Las ofertas por parte de los productores se ordenan de forma ascendente y las de las comercializadoras, es decir, los compradores, se ordenan de manera descendente de su precio. Dicha organización sigue el algoritmo EUFHEMIA [35], un algoritmo de casación que busca la optimización del excedente económico, que corresponde a la suma para el conjunto de todos los periodos horarios del horizonte de programación del beneficio de las ofertas de compra, más el beneficio de las ofertas de venta, más la renta de congestión. Finalmente, el precio del mercado para el próximo día quedará marcado por el punto de intersección de las curvas de la oferta y de la demanda. A este precio, las comercializadoras deben sumarle otros costes como la potencia contratada, los costes regulados y los impuestos establecidos por el gobierno, para establecer sus precios de venta al consumidor final. OMIE publica los datos diarios de forma pública. En la siguiente gráfica se muestra un histórico del mercado español. Se muestra el precio medio aritmético en el que finalmente queda fijado la electricidad. Podemos ver cómo ha ido variando levemente desde 1998, destacando el pico de precios a partir de 2020 debido a la situación actual de España. Figura 24. Mínimo, medio y máximo precio de la casación del mercado diario español [36] En la gráfica observamos también los valores de energía de adquisición y la energía del mercado ibérico incluyendo bilaterales. Un contrato bilateral de energía es un acuerdo de compraventa de energía eléctrica entre dos participantes del mercado, como un consumidor directo y un productor, en el que se compromete una cantidad de electricidad a un precio y durante un periodo de tiempo acordado entre ambos. [37] A continuación, se muestran los valores generales de 2022 que recoge la gráfica anterior. Tabla 8. Datos de precios y energías del mercado diario de electricidad año 2022 Precio mínimo [EUR/MWh] Precio medio aritmético [EUR/MWh] Precio máximo [EUR/MWh] Energía de adquisición [GWh] Energía Mercado Ibérico incluyendo bilaterales [GWh] 0 167,52 700 155.316 237.274 Se muestra en la siguiente gráfica los valores mensuales desde el año 2019 hasta el 2022, a partir de los cuales se estimará cuanto genera la planta fotovoltaica estudiada según los valores de producción mensuales analizados en el capítulo anterior. Figura 25. Precio medio aritmético de España [38] Tabla 9. Estimación de los ingresos por la producción Mes Producción Total [MWh] Precio 2019 [EUR/MWh] Precio 2020 [EUR/MWh] Precio 2021 [EUR/MWh] Precio 2022 [EUR/MWh] Precio medio [EUR/MWh] Ingresos [EUR] Enero 3.071,00 62,87 44,66 73,22 205,78 96,6325 296.758,41 Febrero 4.205,00 55,28 36,43 28,77 199,3 79,945 336.168,73 Marzo 6.048,00 49,33 28,49 44,93 288,69 102,86 622.097,28 Abril 6.959,00 51,15 18,17 69,97 187,58 81,7175 568.672,08 Mayo 7.388,00 51,29 24,61 69,31 190,05 83,815 619.225,22 Junio 8.627,00 48,12 31,85 84,31 175,35 84,9075 732.497,00 Julio 8.328,00 52,33 35,60 92,64 171,61 88,045 733.238,76 Agosto 8.046,00 44,87 38,17 103,65 173,19 89,97 723.898,62 Septiembre 6.018,00 43,25 43,24 148,91 148,27 95,9175 577.231,52 Octubre 5.083,00 46,48 37,63 207,31 127,03 104,6125 531.745,34 Noviembre 3.611,00 44,30 42,58 211,88 115,69 103,6125 374.144,74 Diciembre 3.120,00 32,53 43,52 268,83 90,66 108,885 339.721,20 TOTAL 70.504,00 6.455.398,8 La vida útil estándar de las instalaciones fotovoltaicas es entre 20 y 25 años. Suponiendo que nuestra planta producirá energía durante 20 años podríamos estimar la cantidad económica a la que dicha energía sería vendida durante sus años de funcionamiento. Estudio viabilidad económica 70 70 Suponiendo que el precio de la energía es similar al estimado y constante durante todos sus años de vida útil, los ingresos económicos que proporciona la planta sería 129.107.977,75 € 8.2.3 Indicadores de rentabilidad Los parámetros que utilizaremos para indicar la rentabilidad de la empresa son el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR). 8.2.3.1 Valor Actual Neto El VAN (Valor Actual Neto) es uno de los medidores más importantes para determinar si una inversión o proyecto es viable o no. Dicha herramienta se define como la diferencia entre el valor actualizado de los flujos de caja, y el valor actualizado de las inversiones. 𝑉𝐴𝑁 = −𝐼0+∑ 𝐹𝐶𝑖 (1+𝑟)𝑖 𝑡 𝑖=0 Donde: − I0: valor de la inversión inicial − i: número de año − FCi: flujo de caja en el año “i” − r: tipo de interés La inversión será viable si el VAN es positivo, es decir, mayor que cero. 8.2.3.2 Payback El payback, plazo de recuperación o retorno de la inversión es un indicador que evalúa el periodo de tiempo que se requiere para recuperar el capital de inversión inicial en un proyecto. Como los flujos de caja anuales no son variables, la fórmula que se emplea es la siguiente: 𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 = 𝐼𝑜 𝐹𝐶𝑖 8.2.3.3 Tasa Interna de Retorno La TIR (Tasa Interna de Retorno) es una tasa de rendimiento, cuyo valor es el beneficio, o en su caso pérdida, que tendrá una inversión. Es un indicador que está muy relacionado al VAN, puesto que la tasa interna de retorno es el valor de la tasa de descuento, que hace que el valor actual neto sea igual a cero. 0 = −𝐼0+∑ 𝐹𝐶𝑖 (1+𝑇𝐼𝑅)𝑖 𝑡 𝑖=0 Donde: − I0: valor de la inversión inicial − i: número de año − FCi: flujo de caja en el año “i” − r: tipo de interés Interesa que el valor de la TIR sea mayor que el tipo de interés, puesto que indicaría que el proyecto es aceptado, es decir, la rentabilidad del proyecto es mayor que la rentabilidad mínima requerida. [39] 8.3 Balance económico Para realizar los cálculos del VAN y la TIR estimaremos un presupuesto basado en proyectos similares. Primero se obtendrán los valores de la inversión mediante el cálculo del PEM (Presupuesto de Ejecución Material) y el PEC (Presupuesto de Ejecución Contrato). 8.3.1 Presupuesto de Ejecución Material El Presupuesto de Ejecución Material (PEM) es el importe del coste de los materiales y de la mano de obra, necesarios para la ejecución de una obra. Esto se calcula multiplicando la medición por el precio unitario de cada unidad de obra. Tabla 10. Presupuesto de Ejecución Material OBRA CIVIL 1.442.726,35 € Obra Civil Planta Fotovoltaica 882.991,85 € Obra Civil Instalación Eléctrica 291.368,50 € Zona de Operación y Mantenimiento 268.366,00 € SUMINISTRO EQUIPOS Y COMPONENTES 13.108.878,15 € Suministro Equipos Principales 11.696.760,00 € Suministro Instalación Baja Tensión 368.804,76 € Suministro Instalación Media Tensión 267.826,22 € Suministro Sistema de Monitorización 576.399,67 € Suministro de Sistema de Seguridad 199.087,50 € INSTALACIÓN Y MONTAJE 1.616.029,48 € Instalación y montaje Equipos Principales 1.169.676,00 € Instalación y montaje Instalación Baja Tensión 335.277,05 € Instalación y montaje Instalación Media Tensión 33.527,71 € Instalación y montaje Sistema de Monitorización 57.639,97 € Instalación y montaje de Sistema de Seguridad 19.908,75 € VARIOS 343.973,79 € Plan de Vigilancia Ambiental 33.500,00 € Seguridad y Salud y Gestión de Residuos 310.473,79 € TOTAL PRESUPUESTO EJECUCIÓN MATERIAL 16.511.607,76 € Se muestra en el siguiente gráfico que tanto por ciento supone cada capítulo del presupuesto. Observando que el 79% de la inversión va destinada al suministro de equipos y componentes. Estudio viabilidad económica 72 72 Figura 26. Gráfico resumen del presupuesto 8.3.2 Presupuesto de Ejecución Contrato El Presupuesto de Ejecución Contrato (PEC) es el valor real final de toda la construcción. Equivale al PEM más los gastos generales y el beneficio industrial que se estima que serán el 8% y 6% del PEM respectivamente. Tabla 11. Presupuesto de Ejecución Contrato Total Presupuesto Ejecución Material 16.511.607,76 € Gastos Generales (8%) 1.320.928,62 € Beneficio Industrial (6%) 990.696,47 € IVA (21%) 3.952.878,90 € Estudios e Ingenierías 430.000,00 € TOTAL PRESUPUESTO EJECUCIÓN CONTRATO 23.206.111,74 € La inversión del proyecto será 23.206.111,74 €. El precio por kWp estimado es 726 €/kWp, bastante similar al que proporciona IRENA, 761 €/kWp, en uno de sus informes. [40] IRENA (Agencia Internacional de Energías Renovables) es una organización intergubernamental que presta apoyo a los países en su transición a un futuro de energía sostenible, y sirve de plataforma principal para la cooperación internacional, centro de excelencia y repositorio de políticas, tecnología, recursos y conocimientos financieros en materia de energía renovable. 8.3.3 Análisis de resultados Para el cálculo del VAN y el payback es necesario conocer los flujos de caja. Se pretende estimar un cálculo rápido para saber si la inversión es viable y cuantos años se tardan en recuperar la inversión. Para el cálculo del flujo de carga solo se tendrán en cuenta los ingresos y los gastos. Considerando los ingresos constantes, 6.455.398,89 €, valor obtenido a través de la producción en apartados anteriores y los gastos desglosados a continuación. Tabla 12. Gasto anual Gastos Coste personal 58100,00 Limpieza 3000,00 Gastos Generales 5000,00 Seguro 6700,00 TOTAL 72.800,00 € 𝐹𝐶𝑖 = 𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜 − 𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜 Los flujos de caja serán constantes con un valor 6.382.598,89 € Se recoge en la siguiente tabla el valor del VAN, TIR y el payback estimados: Tabla 13.Resumen indicadores rentabilidad Inversión inicial 23.206.111,74 € VAN 69.918.088,96 € Flujo de caja 6.382.598,89 € Payback 4 años Interés [r] 4,00% TIR 27% Vida útil [i] 20 años El valor del VAN es positivo, por tanto, la inversión es viable. Además, se comenzarán a ganar beneficios a partir del quito año. Se considerará aceptable la inversión si el TIR es mayor que el tipo de interés, puesto que, la rentabilidad del proyecto es mayor que la rentabilidad mínima requerida 8.3.4 Análisis de sensibilidad A continuación, se analizan varios escenarios con el objetivo de esclarecer si la inversión se mantiene aceptable. La primera hipótesis que se va a estudiar es la variación del tipo de interés, en un principio se fijó en un 4%. Resulta interesante ver que ocurre si el tipo de interés fuesen 6 y 8%. En segundo lugar, se analizan las posibles devaluaciones de los ingresos. Los precios de la electricidad están actualmente disparados por la crisis energética. El aumento de la demanda, el encarecimiento del gas y la subida del precio de las emisiones de CO2 son los motivos de unos precios desorbitados. Se plantea la hipótesis para analizar que ocurriría si los precios volviesen a los niveles de 2019. Para ello es necesario devaluar los ingresos mensuales en torno al 40 %. Además, se plantea la posibilidad de analizar la rentabilidad de la planta no con precios de mercado sino con precios de subastas. Tomando como referencia 30 €/MWh, el precio medio de las últimas subastas, observamos que está muy por debajo del precio del escenario central del proyecto. Se analizará cómo afectaría a la rentabilidad de la planta las distintas hipótesis a través de los indicadores VAN, payback y TIR. 8.3.4.1 Hipótesis variación tipo de interés Se muestra en la tabla como varía el VAN con distintos tipos de interés. A mayor interés menor VAN, lo que Conclusión 80 80 ANEXO A: PLANOS Plano 1. Localización poligonal Plano 2. Plano general de la implantación Plano 3. Centros de transformación Plano 4. Esquema unifilar media tensión Plano 5. Trazado de zanjas de media tensión ANEXO A: Planos 82 82 PUNTO DE CONEXIÓN SUBESTACIÓN LOS LLANOS 220/30 kV ETRS89 HUSO 30 UTM MAPA DE ESPAÑA N S EW CUADRO DE INFORMACIÓN GRANADA LOCALIZACIÓN POLGONAL PLANTA FOTOVOLTAICA TÉRMINO MUNICIPAL DE BAZA (GRANADA) PROYECTO: PLANO: Seguidor PLANTA FOTOVOLTAICA Pitch 32,68 MWp 30,75 MVA JOLYWOOD JW-HD132N 700Wp 30 módulos por string 1.556 strings 778 Seguidores 2Vx30 143 x Huawei SUN2000-215KTL-H0 14 m 46.680 módulos Suma Potencias Módulos Fotovoltaicos (bif.) Suma Potencias Inversores Módulos Inversor 25,49 MWCapacidad de Acceso ETRS89 HUSO 30 UTM MAPA DE ESPAÑA N S EW CUADRO DE INFORMACIÓN GRANADA PLANO GENERAL IMPLANTACIÓN PLANTA FOTOVOLTAICA PLANTA FOTOVOLTAICA TÉRMINO MUNICIPAL DE BAZA (GRANADA) PROYECTO: PLANO: Seguidor PLANTA FOTOVOLTAICA Pitch 32,68 MWp 30,75 MVA JOLYWOOD JW-HD132N 700Wp 30 módulos por string 1.556 strings 778 Seguidores 2Vx30 143 x Huawei SUN2000-215KTL-H0 14 m 46.680 módulos Suma Potencias Módulos Fotovoltaicos (bif.) Suma Potencias Inversores Módulos Inversor 25,49 MWCapacidad de Acceso LEYENDA Caminos Interiores Vallado Perimetral Seguidor Zona de Acopio e Instalaciones Provisionales Zona de O&M Centro de Transformación CT 1.3 CT 1.2 CT 1.1 CT 2.1 CT 2.2 ETRS89 HUSO 30 UTM MAPA DE ESPAÑA N S EW CUADRO DE INFORMACIÓN GRANADA CENTROS DE TRANSFORMACIÓN PLANTA FOTOVOLTAICA TÉRMINO MUNICIPAL DE BAZA (GRANADA) PROYECTO: PLANO: Seguidor PLANTA FOTOVOLTAICA Pitch 32,68 MWp 30,75 MVA JOLYWOOD JW-HD132N 700Wp 30 módulos por string 1.556 strings 778 Seguidores 2Vx30 143 x Huawei SUN2000-215KTL-H0 14 m 46.680 módulos Suma Potencias Módulos Fotovoltaicos (bif.) Suma Potencias Inversores Módulos Inversor 25,49 MWCapacidad de Acceso LEYENDA CT-A 32 x Huawei SUN2000-215KTL-H0 CT-B CT TIPO A - 1 unidad CT TIPO B - 2 unidades 32 x Huawei SUN2000-215KTL-H0 CT-D CT TIPO C - 1 unidad 16 x Huawei SUN2000-215KTL-H0 CT-C CT TIPO D - 1 unidad 31 x Huawei SUN2000-215KTL-H0 Transformador 220/30 KV PARQUE 220 kV EDIFICIO CELDAS MT 30 KV x32 CT-1.3 TRAMO C-01/CT-1.3/SSEE x16 CT-1.2 TRAMO C-01/CT-1.2/CT-1.3 x32 CT-1.1 TRAMO C-01/CT-1.1/CT-1.2 CIRCUITO 1 x32 CT-2.2 TRAMO C-02/CT-2.2/SSEE x31 CT-2.1 TRAMO C-02/CT-2.1/CT-2.2 CIRCUITO 2 LOCALIZACIÓN POLGONAL PLANTA FOTOVOLTAICA TÉRMINO MUNICIPAL DE BAZA (GRANADA) PROYECTO: PLANO: CT 1.3 CT 1.2 CT 1.1 CT 2.1 CT 2.2 ETRS89 HUSO 30 UTM MAPA DE ESPAÑA N S EW CUADRO DE INFORMACIÓN GRANADA TRAZADO DE ZANJAS MT PLANTA FOTOVOLTAICA TÉRMINO MUNICIPAL DE BAZA (GRANADA) PROYECTO: PLANO: Seguidor PLANTA FOTOVOLTAICA Pitch 32,68 MWp 30,75 MVA JOLYWOOD JW-HD132N 700Wp 30 módulos por string 1.556 strings 778 Seguidores 2Vx30 143 x Huawei SUN2000-215KTL-H0 14 m 46.680 módulos Suma Potencias Módulos Fotovoltaicos (bif.) Suma Potencias Inversores Módulos Inversor 25,49 MWCapacidad de Acceso Zanja Cicuito MT LEYENDA 91 ANEXO B: CATÁLOGOS Catálogo 1. SUN2000-215KTL-H0 del fabricante HUAWEI Catálogo 2. JW-HD132N de 700 Wp del fabricante JOLYWOOD Referencias 98 98 ambiental/temas/guiaelaboracionesiaplantasfotovoltaicassgea_tcm30-538300.pdf [16] Portal ambiental de Andalucía https://www.juntadeandalucia.es/medioambiente/portal/acceso-rediam [17] Sede electrónica del catastro, https://www1.sedecatastro.gob.es/Cartografia/mapa.aspx?buscar=S [18] Diferencias entre módulos monofaciales o bifaciales, de https://solartimes.es/modulomonofacial-o-bifacial-estructura-fija-o-tracker/ [19] Diferencias entre módulos monocristalinos, policristalinos y amorfos, de https://www.sfe-solar.com/noticias/articulos/tipos-de-placas-solares/#Paneles- Fotovoltaicos-monocristalinos [20] Definición de capacidad de acceso, según Red Eléctrica Española (REE) de https://www.ree.es/es/clientes/generador/acceso-conexion/conoce-la-capacidad-de- acceso [21] Resumen capacidad de acceso REE aprobada el 1 de febrero de 2023, https://www.ree.es/sites/default/files/12_CLIENTES/Documentos/Capacidad_de_acces o_a_RdT_ED_01feb23.pdf [22] Preguntas frecuentes sobre acceso y conexión según el gobierno de España https://energia.gob.es/electricidad/Paginas/preguntas-frecuentes-acceso- conexion.aspx?Faq=Potencia%20instalada [23] Beneficios de un transformador trifásico, de https://rte.mx/cuales-son-los-beneficios- de-los-transformadores-trifasicos [24] Grado de incertidumbre o error de SolarGIS https://solargis.com/es/docs/accuracy-and- comparisons/independent-comparisons [25] TFG https://oa.upm.es/44195/1/TFG_JAVIER_DE_LA_PE%C3%91A_CARRASCOSA.pdf [26] Subasta de energía renovables, de https://blog.gruponovelec.com/energias-renovables/lacontroversia-la-subasta-energias- renovables/#%C2%BFQue_es_una_subasta_de_energias_renovables [27] Como funcionan las subastas de renovables de https://elperiodicodelaenergia.com/queson-y-como-funcionan-las-subastas-de-renovables/ [28] Artículo 14 de la Ley 24/2013 https://www.boe.es/buscar/act.php?id=BOE-A-2013- 13645 [29] BOE diciembre 2022 https://www.boe.es/boe/dias/2022/12/05/pdfs/BOE-A-2022- 20540.pdf [30] Fracaso subastas de renovables, https://www.elperiodico.com/es/economia/20221122/subasta-renovable-queda-casi- desierta-78927734 [31] PPA o contratos bilaterales https://www.iberdrola.com/conocenos/contrato-ppa-energia [32] Qué es un contrato bilateral, de https://www.factorenergia.com/es/blog/noticias/que-es- un-ppa-de-energia/ [33] Guía de acceso al mercado diario de https://www.omie.es/sites/default/files/inlinefiles/guia_omie_julio2021_es_def.pdf [34] Funcionamiento del mercado eléctrico español de https://www.cye-energia.com/comofunciona-el-mercado-electrico- espanol/#:~:text=El%20Mercado%20Ib%C3%A9rico%20Espa%C3%B1ol%20es,sus% 20ofertas%20con%20diferentes%20precios. [35] Funcionamiento del mercado diario de https://www.omie.es/sites/default/files/inlinefiles/mercado_diario.pdf [36] Mercado diario, OMIE https://www.omie.es/es/market-results/interannual/dailymarket/daily-prices?scope=interannual&system=1 [37] CBF (Contrato bilaterales físicos), de https://www.urbener.com/contratos-bilaterales- cbf/#:~:text=Es%20un%20acuerdo%20de%20compra,de%20tiempo%20acordado%20e ntre%20ambos. [38] Gráfica año 2022, de https://www.omie.es/es/market-results/annual/daily-market/dailyprices?scope=annual&year=2022&system=9 [39] Encarnación Revuelta Vega, 2018, Evaluación Económica Financiera de proyectos, consultado el día 30 de abril de 2021, de https://slideplayer.es/slide/13423228/ [40] Informe costes 2022, de https://www.irena.org/- /media/Files/IRENA/Agency/Publication/2021/Jun/IRENA_Power_Generation_Costs_ 2020_Summary_ES.pdf?rev=ac2dc583c470469d88ba64f5b014ff5f [41] Agencia internacional de energías renovables de https://www.iaea.org/es/eloiea/agencia-internacional-de-energias-renovables-irena [42] Qué es la devaluación del dinero, de https://www.ceupe.com/blog/devaluacion.html [43] BOE diciembre 2021 https://www.boe.es/boe/dias/2021/10/25/pdfs/BOE-A-2021- 17335.pdf