anÁlisis y valoraciÓn econÓmico-financiera de la...

David Praena Delgado GIC - 2017

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Equation Chapter 1 Section 1

Trabajo Fin de Grado

Grado en Ingeniería Civil

Intensificación en Hidrología

ANÁLISIS Y VALORACIÓN ECONÓMICO-

FINANCIERA DE LA VIABILIDAD DE

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

Autor: David Praena Delgado

Tutor: María Camelia Ruiz Viola

Dep. Ing. Aeroespacial y Mecánica de Fluidos

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2017


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Trabajo Fin de Grado

Grado en Ingeniería Civil

ANÁLISIS Y VALORACIÓN ECONÓMICO-

FINANCIERA DE LA VIABILIDAD DE

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

Autor:

David Praena Delgado

Tutor:

María Camelia Ruiz Viola

Profesor asociado

Departamento de Ingeniería Aeroespacial y Mecánica de Fluidos

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2017


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Trabajo Fin de Grado: ANÁLISIS Y VALORACIÓN ECONÓMICO-FINANCIERA DE LA

VIABILIDAD DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

Autor: David Praena Delgado

Tutor: María Camelia Ruiz Viola

El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:

Presidente:

Vocales:

Secretario:

Acuerdan otorgarle la calificación de:

Sevilla, 2017


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5

ÍNDICE GENERAL

1.- Índice de Figuras 6

2.- Índice de Tablas 7

3.- Objeto del proyecto 10

4.- Parte I 13

5.- Parte II 68

6.- Parte III 104

7.- Bibliografía 139


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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Situación – C.H. Huesna 18

Figura 2. Ubicación mediante RETScreen Expert – C.H. Huesna 19

Figura 3. Producción mensual estimada – C.H. Huesna 23

Figura 4. Producción mensual año 2.015 – C.H. Huesna 23

Figura 5. Base de datos de costes RETScreen Expert – C.H. Huesna 27

Figura 6. Coste de producción de energía RETScreen Expert – C.H. Huesna 28

Figura 7. Electricidad RETScreen Expert – C.H. Huesna 29

Figura 8. Ingresos electricidad RETScreen Expert – C.H. Huesna 30

Figura 9. Flujos de caja anuales. Coste mínimo – C.H. Huesna 55

Figura 10. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Huesna 57

Figura 11. Flujos de caja anuales. Coste máximo – C.H. Huesna 59

Figura 12. Índices rentabilidad IDAE – C.H. Huesna 61

Figura 13. VAN – C.H. Huesna 63

Figura 14. TIR – C.H. Huesna 67

Figura 15. Situación – C.H. Purón 72

Figura 16. Ubicación mediante RETScreen Expert – C.H. Purón 73

Figura 17. Producción mensual estimada – C.H. Purón 75

Figura 18. Producción mensual año 2.013 – C.H. Purón 76

Figura 19. Flujos de caja anuales. Coste mínimo – C.H. Purón 91

Figura 20. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Purón 93

Figura 21. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Purón 95

Figura 22. Índices rentabilidad IDAE – C.H. Purón 97

Figura 23. VAN – C.H. Purón 99

Figura 24. TIR – C.H. Purón 103

Figura 25. Situación – C.H. Selga de Ordás 108

Figura 26. Ubicación mediante RETScreen Expert – C.H. Selga de Ordás 109

Figura 27. Producción mensual estimada – C.H. Selga de Ordás 111

Figura 28. Producción mensual año 2.010 – C.H. Selga de Ordás 112

Figura 29. Flujos de caja anuales. Coste mínimo – C.H. Selga de Ordás 126

Figura 30. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Selga de Ordás 128

Figura 31. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Selga de Ordás 130

Figura 32. Índices rentabilidad IDAE – C.H. Selga de Ordás 132

Figura 33. VAN – C.H. Selga de Ordás 134

Figura 34. TIR – C.H. Selga de Ordás 138


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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Identificación – C.H. Huesna 17

Tabla 2. Ficha técnica – C.H. Huesna 19

Tabla 3. Aprovechamiento – C.H. Huesna 20

Tabla 4. Niveles y caudales – C.H. Huesna 22

Tabla 5. Riego – C.H. Huesna 22

Tabla 6. Potencia generada – C.H. Huesna 26

Tabla 7. Coste de generación IDAE – C.H. Huesna 28

Tabla 8. Precio venta energía IDAE – C.H. Huesna 30

Tabla 9. Costes iniciales. Estudio de factibilidad – C.H. Huesna 34

Tabla 10. Costes iniciales. Desarrollo – C.H. Huesna 37

Tabla 11. Costes iniciales. Ingeniería – C.H. Huesna 39

Tabla 12. Línea de transmisión RETScreen Expert – C.H. Huesna 40

Tabla 13. Costes iniciales. Sistema eléctrico de potencia – C.H. Huesna 41

Tabla 14. Costes iniciales. Balance del sistema y misceláneos – C.H. Huesna 43

Tabla 15. Costes operación y mantenimiento IDAE – C.H. Huesna 44

Tabla 16. Resumen costes – C.H. Huesna 45

Tabla 17. Parámetros financieros – C.H. Huesna 50

Tabla 18. Ingresos venta energía – C.H. Huesna 51

Tabla 19. Ingresos anuales – C.H. Huesna 52

Tabla 20. Costes, ahorros e ingresos – C.H. Huesna 53

Tabla 21. Flujos de caja anuales. Coste mínimo – C.H. Huesna 54

Tabla 22. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Huesna 56

Tabla 23. Flujos de caja anuales. Coste máximo – C.H. Huesna 58

Tabla 24. Período de retorno simple – C.H. Huesna 61

Tabla 25. Índice de energía – C.H. Huesna 62

Tabla 26. Índice de potencia – C.H. Huesna 62

Tabla 27. VAN. Coste mínimo – C.H. Huesna 64

Tabla 28. VAN. Coste medio – C.H. Huesna 65

Tabla 29. VAN. Coste máximo – C.H. Huesna 66

Tabla 30. TIR. Coste mínimo, medio y máximo – C.H. Huesna 67

Tabla 31. Identificación – C.H. Purón 71

Tabla 32. Ficha técnica – C.H. Purón 73

Tabla 33. Aprovechamiento – C.H. Purón 74

Tabla 34. Niveles y caudales – C.H. Purón 75


8

Tabla 35. Potencia generada – C.H. Purón 78

Tabla 36. Coste de generación IDAE – C.H. Purón 79

Tabla 37. Precio venta energía IDAE – C.H. Purón 80

Tabla 38. Costes iniciales. Obra – C.H. Purón 81

Tabla 39. Costes iniciales. Cámara de carga – C.H. Purón 82

Tabla 40. Costes iniciales. Tubería forzada – C.H. Purón 82

Tabla 41. Costes iniciales. Casa de máquinas – C.H. Purón 83

Tabla 42. Costes iniciales. Canal de desagüe o socaz – C.H. Purón 83

Tabla 43. Costes iniciales. Equipos electromecánicos – C.H. Purón 84

Tabla 44. Costes iniciales. Recuperación – C.H. Purón 84

Tabla 45. Costes iniciales. Otros – C.H. Purón 85

Tabla 46. Costes operación y mantenimiento IDAE – C.H. Purón 85

Tabla 47. Resumen costes – C.H. Purón 86

Tabla 48. Parámetros financieros – C.H. Purón 87

Tabla 49. Ingresos anuales – C.H. Purón 88

Tabla 50. Costes, ahorros e ingresos – C.H. Purón 89

Tabla 51. Flujos de caja anuales. Coste mínimo – C.H. Purón 90

Tabla 52. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Purón 92

Tabla 53. Flujos de caja anuales. Coste máximo – C.H. Purón 94

Tabla 54. Período de retorno simple – C.H. Purón 97

Tabla 55. Índice de energía – C.H. Purón 98

Tabla 56. Índice de potencia – C.H. Purón 98

Tabla 57. VAN. Coste mínimo – C.H. Purón 100

Tabla 58. VAN. Coste medio – C.H. Purón 101

Tabla 59. VAN. Coste máximo – C.H. Purón 102

Tabla 60. TIR. Coste mínimo, medio y máximo – C.H. Purón 103

Tabla 61. Identificación – C.H. Selga de Ordás 107

Tabla 62. Ficha técnica – C.H. Selga de Ordás 108

Tabla 63. Aprovechamiento – C.H. Selga de Ordás 110

Tabla 64. Niveles y caudales – C.H. Selga de Ordás 111

Tabla 65. Potencia generada – C.H. Selga de Ordás 114

Tabla 66. Coste de generación IDAE – C.H. Selga de Ordás 115

Tabla 67. Precio venta energía IDAE – C.H. Selga de Ordás 116

Tabla 68. Costes iniciales. Obra – C.H. Selga de Ordás 117

Tabla 69. Costes iniciales. Cámara de carga – C.H. Selga de Ordás 118

Tabla 70. Costes iniciales. Ingeniería – C.H. Selga de Ordás 118


9

Tabla 71. Costes iniciales. Casa de máquinas – C.H. Selga de Ordás 118

Tabla 72. Costes iniciales. Canal de desagüe – C.H. Selga de Ordás 119

Tabla 73. Costes iniciales. Equipos electromecánicos – C.H. Selga de Ordás 119

Tabla 74. Costes operación y mantenimiento IDAE – C.H. Selga de Ordás 120

Tabla 75. Resumen costes – C.H. Selga de Ordás 121

Tabla 76. Parámetros financieros – C.H. Selga de Ordás 122

Tabla 77. Ingresos anuales – C.H. Selga de Ordás 123

Tabla 78. Costes, ahorros e ingresos – C.H. Selga de Ordás 124

Tabla 79. Flujos de caja anuales. Coste mínimo – C.H. Selga de Ordás 125

Tabla 80. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Selga de Ordás 127

Tabla 81. Flujos de caja anuales. Coste máximo – C.H. Selga de Ordás 129

Tabla 82. Período de retorno simple – C.H. Selga de Ordás 132

Tabla 83. Índice de energía – C.H. Selga de Ordás 133

Tabla 84. Índice de potencia – C.H. Selga de Ordás 133

Tabla 85. VAN. Coste mínimo – C.H. Selga de Ordás 135

Tabla 86. VAN. Coste medio – C.H. Selga de Ordás 136

Tabla 87. VAN. Coste máximo – C.H. Selga de Ordás 137

Tabla 88. TIR. Coste mínimo, medio y máximo – C.H. Selga de Ordás 138


10

OBJETO DEL

PROYECTO


11

El objetivo principal del presente proyecto consiste en el análisis, desde un punto

de vista económico así como financiero, de la viabilidad de una central

hidroeléctrica a través del software de gestión de energías limpias RETScreen

Expert.

RETScreen Expert es un sistema de software de gestión de energía limpia para la

eficiencia energética, la energía renovable y el análisis de factibilidad de proyectos

de cogeneración, así como el análisis de rendimiento energético en curso. Se trata

de un paquete de programas de energías limpias desarrollado por el Gobierno de

Canadá que permite la identificación exhaustiva, evaluación y optimización de la

viabilidad técnica y financiera de proyectos potenciales de energía renovable y de

eficiencia energética. De la misma forma, permite la medición y verificación del

rendimiento de instalaciones, así como la identificación de oportunidades de

ahorros y/o producción energética.

El proyecto se basa en el estudio de tres minicentrales hidroeléctricas (aquellas

instalaciones con potencia inferior a 10 MW): C.H. Huesna, C.H. Purón y C.H.

Selga de Ordás.


12

Para ello se han empleado datos ofrecidos por el Instituto para la Diversificación y

Ahorro de la Energía (IDAE).

Concretamente, para la C.H. Huesna se acudió a información cedida por la

Confederación Hidrográfica del Guadalquivir (CHG). Respecto a la C.H. de Purón

y la C.H. Selga de Ordás, se estimó oportuna la extrapolación de datos relativos a la

C.H. Huesna y otras que presentaban características similares, ya que se carecía de

información propia.

Se han realizado tres estudios en cada una de las minicentrales a partir de los

distintos costes de generación de energía estimados por el IDAE: coste mínimo,

coste medio y coste máximo.

A partir de estos datos y los resultados generados por RETScreen Expert, se han

obtenido una serie de conclusiones sobre la capacidad que presenta el programa

para generar informes acordes a la realidad del proyecto en estudio.


13

PARTE I:

C.H. HUESNA


14

ÍNDICE PARTE I

1.- Introducción y antecedentes 17

1.1.- Antecedentes 17

1.2.- Situación 18

1.3.- Descripción del proyecto 18

1.4.- Ubicación mediante RETScreen Expert 19

2.- Descripción general del aprovechamiento 20

3.- Producción 22

4.- Potencia 25

4.1.- Potencia nominal 25

4.2.- Potencia media. Factor de planta 26

5.- Punto de referencia 27

6.- Electricidad 29

7.- Análisis de costes 31

7.1.- Costes iniciales 31

7.1.1.- Estudio de factibilidad 31

7.1.1.1.- Inspección del sitio 31

7.1.1.2.- Evaluación de recursos 31

7.1.1.3.- Estudio de impacto ambiental 32

7.1.1.4.- Diseño preliminar 32

7.1.1.5.- Estimado de costes detallado 32

7.1.1.6.- Estudio de la línea de base de GEI y MP 33

7.1.1.7.- Preparación de informes 33

7.1.1.8.- Gerencia del proyecto 33

7.1.1.9.- Viajes y alojamientos 34

7.1.2.- Desarrollo 34

7.1.2.1.- Negociaciones del contrato 34

7.1.2.2.- Permisos y autorizaciones 35

7.1.2.3.- Topografía – sitios y derechos de servidumbre 35

7.1.2.4.- Validación y registro del GEI 35

7.1.2.5.- Financiamiento del proyecto 35

7.1.2.6.- Legal y contabilidad 36

7.1.2.7.- Gerencia del proyecto 36

7.1.2.8.- Viajes y alojamiento 36

7.1.3.- Ingeniería 37

7.1.3.1.- Diseño del sitio y edificios 37

7.1.3.2.- Diseño mecánico 38

7.1.3.3.- Diseño eléctrico 38

7.1.3.4.- Diseño civil 38

7.1.3.5.- Licitaciones y contratos 38

7.1.3.6.- Supervisión de la construcción 39

7.1.3.- Sistema eléctrico de potencia 39


15

7.1.4.1.- Turbina hidráulica 39

7.1.4.2.- Caminos - accesos 40

7.1.4.3.- Línea de transmisión 40

7.1.4.4.- Subestación 41

7.1.5.- Balance del sistema y misceláneos 41

7.1.5.1.- Construcción de edificio y patio 41

7.1.5.2.- Repuestos 42

7.1.5.3.- Transporte 42

7.1.5.4.- Entrenamiento y puesta en servicio 42

7.1.5.5.- Contingencias 43

7.1.5.6.- Intereses durante la construcción 43

7.2.- Costes anuales 44

7.2.1.- Operación y mantenimiento 44

7.3.- Resumen 45

8.- Análisis financiero 46

8.1.- Parámetros financieros 46

8.1.1.- General 46

8.1.1.1.- Tasa de inflación 46

8.1.1.2.- Tasa de descuento 46

8.1.1.3.- Tiempo de vida del proyecto 46

8.1.2.- Finanza 47

8.1.2.1.- Incentivos y donaciones 47

8.1.2.2.- Relación de la deuda 47

8.1.2.3.- Deuda 47

8.1.2.4.- Capital 47

8.1.2.5.- Tasa de interés de la deuda 47

8.1.2.6.- Duración de deuda 48

8.1.2.7.- Pagos de la deuda 48

8.1.3.- Análisis de impuesto a la renta 48

8.1.3.1.- Tasa efectiva del impuesto a la renta 48

8.1.3.2.- Pérdidas a siguientes años 48

8.1.3.3.- Método de depreciación 48

8.1.3.4.- Regla del medio año – año 1 49

8.1.3.5.- Base tributaria de depreciación 49

8.1.3.6.- Tasa de depreciación 49

8.1.3.7.- Exención de impuesto disponible 49

8.1.3.8.- Duración – exención del impuesto 49

8.2.- Ingresos anuales 50

8.2.1.- Ingresos por exportación de electricidad 50

8.2.1.1.- Electricidad exportada a la red 50

8.2.1.2.- Tarifa de exportación de electricidad 50

8.2.1.3.- Ingresos por exportación de electricidad 51

8.2.1.4.- Tasa de escalamiento de exportación de electricidad 51

8.2.2.- Ingresos por producción de energía limpia 51

8.2.2.1.- Producción de energía limpia 51

8.2.2.2.- Tasa de interés – Producción de energía limpia 51

8.2.2.3.- Ingresos por producción de energía limpia 51

8.2.2.4.- Duración de crédito por producción de energía limpia 52

8.2.2.5.- Tasa de escalamiento – Crédito de producción energía limpia 112


16

8.3.- Costes, ahorros e ingresos 53

8.4.- Flujos de caja anuales 54

8.4.1.- Coste de generación mínimo 54

8.4.2.- Coste de generación medio 56

8.4.3.- Coste de generación máximo 58

9.- Viabilidad económica 60

9.1.- Punto de referencia 60

9.2.- Índices de rentabilidad 61

9.2.1.- Período de retorno simple 61

9.2.2.- Índice de energía 62

9.2.3.- Índice de potencia 62

9.3.- Rentabilidad de la inversión 63

9.3.1.- Valor Actual Neto (VAN) 63

9.3.1.1.- Coste mínimo 64

9.3.1.2.- Coste medio 65

9.3.1.3.- Coste máximo 66

9.3.2.- Tasa Interna de Retorno 67


17

1 INTRODUCCIÓN Y ANTECEDENTES

1.1.- Antecedentes

El día 15 de octubre de 1996, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE)

firmó con la Confederación Hidrográfica del Guadalquivir un convenio de cooperación por el cual

la inversión del aprovechamiento hidroeléctrico de la presa de Huesna, la realizaría el primero a

través de la modalidad de "Financiación por Terceros".

La presa de Huesna fue construida para proporcionar abastecimiento a un conjunto de poblaciones

del margen izquierdo del Guadalquivir y para regadíos.

Antes de construirse la central, la presa evacuaba diariamente, por sus desagües de fondo, el agua

necesaria para satisfacer la demanda de abastecimiento y riego. El objetivo de la nueva central fue

turbinar dichos caudales, con el consiguiente aprovechamiento eléctrico del salto, que eran

captados por la torre de toma construida al efecto, consiguiendo además una mejor calidad del

agua de abastecimiento.

El aprovechamiento consiste en una central hidroeléctrica, a pie de presa, de 950 kW, situada en

el río Rivera de Huesna, en el término municipal de Constantina, en la Sierra Norte de la

provincia de Sevilla. La central se ha diseñado para un salto nominal de 63,1 metros y un caudal

concesional de 1,61 m3/s.

El día 20 de agosto de 1999 se produjo el acoplamiento del generador a la red de distribución

eléctrica, momento a partir del cual se realizaron las correspondientes pruebas y comenzó la

explotación industrial de la central.

Ubicación Presa de Huesna, T.M. Constantina

Provincia Sevilla

Río Rivera de Huesna

Tipología Pie de presa, nueva construcción

Concesionario Confederación Hidrográfica del Guadalquivir

Año de puesta en marcha 1997

IDENTIFICACIÓN

Tabla 1. Identificación – C.H. Huesna


18

1.2.- Situación

La Presa de Huesna está situada en el cauce del río

Rivera de Huesna, en el término Municipal de

Constantina y El Pedroso, en la Sierra Norte de la

provincia de Sevilla.

1.3.- Descripción del proyecto

Desde la torre de toma hasta la central se montó una tubería forzada, de 1.300 milímetros de

diámetro y 240 metros de longitud, en un primer tramo a través de la galería existente en la presa,

anclada con macizos de hormigón, y en un segundo tramo, una vez abandonada la galería, se

entierra a media ladera que finaliza en una brida ciega, para un posible uso futuro.

De la tubería principal parte una tubería de acero, de 800 milímetros de diámetro y 16 metros de

longitud, que se dirige a la turbina.

La central dispone de un by-pass completo, que consta de una tubería de 600 milímetros de

diámetro, una válvula de mariposa que deriva de la tubería de toma y desagua en el canal de

restitución y una válvula de chorro hueco para disipar la energía del agua, cuando esta sale por el

by-pass, y permitir la regulación del caudal restituido.

El edificio de la central alberga todos los equipos electromecánicos a excepción de la válvula de

chorro hueco.

En su diseño se ha procurado mantener el aspecto y estilo típico de las edificaciones de la zona, es

decir, fachadas enlucidas en blanco con cubierta de teja árabe.

La conexión, de la central a la línea de Sevillana de 15 kV que llega a la presa, provocaba

variaciones en la tensión de la red superiores a las permitidas por la legislación, por lo que se

plantearon dos alternativas.

La primera, tender una nueva línea de aproximadamente 25 kilómetros de longitud. El elevado

coste de esta solución, así como las dificultades técnicas y legales que conlleva esta alternativa

hicieron inviable la realización del proyecto.

La segunda opción, finalmente adoptada, consistía en montar sobre la línea de la compañía

distribuidora, un regulador de tensión, que es un autotransformador regulable, que consigue de

forma automática y permanente mantener la tensión deseada en la red, independientemente de las

fluctuaciones de carga de la línea.

Figura 1. Situación – C.H. Huesna


19

Caudal 1,8 m3/s

Salto 63,1 m

Potencia instalada 950 kW

Producción estimada 4.353 MWh/año

FICHA TÉCNICA

Tabla 2. Ficha técnica – C.H. Huesna

1.4.- Ubicación mediante RETScreen Expert

Para la ubicación y selección de los datos meteorológicos dentro del programa RETScreen

Expert, se tomaron los referentes a la estación meteorológica más cercana. En este caso, se trataba

de la estación Sevilla/San Pablo, apenas a 40 kilómetros de la localización.

Figura 2. Ubicación mediante RETScreen Expert- C.H. Huesna


20

2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL

APROVECHAMIENTO

La Minicentral de Huesna se sitúa al pie de la presa con el mismo nombre, ubicándose

físicamente a unos 25 metros del paramento de la presa y a media ladera en el margen izquierdo

del río Huesna.

La central se abastece de una tubería forzada situada en la actual galería de la presa y que conecta

con la toma existente.

El aprovechamiento se ha planteado de acuerdo a los siguientes datos:

Nivel máximo de embalse 275,5 m

Nivel mínimo de explotación 250 m

Nivel de diseño del aprovechamiento 266 m

Carrera de embalse 25,5 m

Aportación para abastecimiento

(Volumen bombeado a la ETAP)48.240 m3/día

Caudal máximo para abastecimiento 1,61 m3/s

APROVECHAMIENTO

Tabla 3. Aprovechamiento – C.H. Huesna

El caudal máximo para abastecimiento que puede ser bombeado a la ETAP es de 1,61 m3/s. Con

el objeto adicional de no plantear problemas en la línea eléctrica de la presa, se estableció el

caudal de funcionamiento de la central en 1,61 m3/s.

La tubería que parte de la torre de toma es de acero, y 1400 milímetros de diámetro anclada con

macizos de hormigón. Esta tubería termina en una brida ciega, que quedó preparada para un

posible uso futuro de la misma (como toma de riego, o incluso para realizar un segundo

aprovechamiento hidroeléctrico). Antes de la brida se deriva una tubería de 800 milímetros hacia

la turbina. Se dispone de un by-pass a la turbina que garantizaría el caudal suministrado en caso

de avería de la turbina.

La tubería de by-pass está equipada con una válvula de mariposa que se sitúa en el propio edificio

de la central, y otra de chorro hueco tipo Howell Bunger con la doble misión de disipación de

energía del salto en su restitución al cauce y regulación del caudal de restitución.


21

El funcionamiento normal del aprovechamiento se realiza a través de la turbina, y sólo en casos

muy concretos se desagua a través del by-pass.

En los cálculos hidráulicos se aprecia una pérdida de carga a lo largo de la tubería y distintos

elementos puntuales de la conducción (válvulas, codos, etc.) de 1,60 metros con lo que se obtiene

un salto neto de diseño de 63,1 m (para un nivel de embalse de 266 y salto bruto de 55 metros).

En la central se instaló una turbina Francis de eje horizontal, con 1,61 m3/s de caudal máximo y

salto neto nominal de 63,1 metros. Se instaló una válvula de mariposa de 800 milímetros para

guarda de la turbina.

Su velocidad nominal es de 1.000 rpm. El acoplamiento con el eje del generador se realiza de

forma directa, sin necesidad de multiplicador de velocidad.

El generador instalado es asíncrono trifásico con rotor de jaula. La potencia nominal es de 1.000

kW (medida en bornes). Su tensión de generación es de 660 V y 50 Hz. La velocidad de giro es

de 1.000 rpm.


22

3 PRODUCCIÓN

El aprovechamiento se plantea de acuerdo con los siguientes niveles y caudales:

Salto bruto máximo 64,5 m

Salto bruto de diseño 55 m

Salto bruto mínimo 39 m

Salto neto de diseño 63,1 m

Carrera de embalse 25,5 m

Volumen diario bombeado a la ETAP 48.240 m3

Caudal de diseño de la turbina 1,61 m3/s

Tabla 4. Niveles y caudales – C.H. Huesna

En época de ausencia de riego se turbinará un caudal de 1,61 m3/s en las 4 horas punta de tarifa

eléctrica lo que supone un volumen turbinado de 23.184 m3.

El resto del volumen, 25.056 m3, se turbinará a caudal 1,61 m

3/s durante 4,3 horas.

En época de riego se turbinarán 1,61 m3/s durante las 24 horas (con una previsión anual de 92 días

de riegos).

RIEGO

Salto de

Diseño

(m)

Caudal

(m3/s)

Potencia

obtenible

KW

Horas

anuales

Tarifa Punta

Horas

anuales

Tarifa Llano

Época no Riego 53 1,61 707 1.192 1.174

Época de Riego 53 1,61 707 368 1.840

1.460 3.014 Total

Tabla 5. Riego – C.H. Huesna

Según el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), se estima una

producción total anual de 4.353 MWh.

A continuación se muestra la producción mensual estimada (MWh):


23

Figura 3. Producción mensual estimada – C.H. Huesna

Es de destacar que la producción eléctrica de esta central, en primer lugar, depende de la demanda

de agua para abastecimiento y, en segundo término, de los excedentes hidráulicos existentes en el

embalse.

Como se verá más adelante, para el cálculo de la potencia media se emplearán datos referentes al

año hidrológico 2.014-2.015, ya que se trata de información real obtenida por la Confederación

Hidrográfica del Guadalquivir (CHG). Tomando las potencias y horas de los meses

correspondientes al año natural 2.015, del que se poseen datos por completo, se obtiene la

producción real mensual y anual (MWh) del año 2.015:

Figura 4. Producción mensual año 2.105 – C.H. Huesna

0

100

200

300

400

500

600

Producción mensual estimada (MWh)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Producción mensual año 2.015 (MWh)


24

Como se puede observar, se trata de un año en el que la producción fue nula durante el mes de

octubre. Por otro lado, se evidencia que la producción total de 3.384 MWh dista

considerablemente de los 4.353 MWh estimados anteriormente.

A la vista de los resultados y con el objetivo de poder comparar más adelante los resultados

económicos obtenidos con los estimados por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la

Energía, se vio considerable continuar con las previsiones realizadas por el IDAE.


25

4 POTENCIA

4.1.- Potencia nominal

Para la potencia instantánea calculada en bornes del transformador, la producción energética de la

central sería:

En horas de Tarifa Punta: 1.080 MWh.

En horas de Tarifa Valle: 2.230 MWh.

Con la turbina a instalar, la potencia máxima que podría obtenerse, con el salto máximo

disponible (63,1 m), sería de 870 KW, medidos en bornes del generador.

La potencia que se obtendría con el salto mínimo disponible (37,6 m) sería de 520 KW.

La instalación de un generador de 1.000 KW permitió contar con un cierto margen de seguridad

y, así, aprovechar toda la capacidad de la turbina (cuyo caudal máximo se situó en torno a 1,8

m3/s).

De esta manera, la potencia máxima obtenible en este supuesto sería:

donde,

P = Potencia en KW.

Q = Caudal de equipamiento en m3/s.

Hn = Salto neto existente en metros.

e = factor de eficiencia del conjunto turbina-generador (se ha considerado e = 0,85).

P = 9,81 (

) * 1,8 (

) * 63,1 (m) * 0,85 = 950 KW

P = 9,81 * Q * Hn * e


26

4.2.- Potencia media. Factor de planta.

Para el cálculo de la potencia media se tomaron datos referentes al año hidrológico 2.014-2.015,

comenzando la serie el 1 de octubre de 2.014 y finalizando el 30 de septiembre de 2.015.

Se estudió la potencia generada por la turbina durante cada hora, de cada día y mes del año

hidrológico, obteniéndose los siguientes resultados:

Mes Horas

Potencia

Media

(KW)

Potencia

Nominal

(KW)

Factor de

planta

Octubre 0 0 950 0,00%

Noviembre 0 0 950 0,00%

Diciembre 208 595 950 62,63%

Enero 608 602 950 63,37%

Febrero 651 605 950 63,68%

Marzo 696 609 950 64,11%

Abril 696 609 950 64,11%

Mayo 539 582 950 61,26%

Junio 575 576 950 60,63%

Julio 413 572 950 60,21%

Agosto 697 583 950 61,37%

Septiembre 610 567 950 59,68%

Total 5.693 492 950 51,75%

Tabla 6. Potencia generada – C.H. Huesna

De esta manera, tras 5.693 horas de trabajo anuales de la turbina, se obtuvo una potencia media de

492 kW frente a los 950 kW nominales.

Un parámetro importante en el estudio será el factor de planta. Así pues, definiendo el mismo

como la relación entre la potencia media producida por la central durante un año y su potencia

nominal, se concluyó un factor de planta del 51,75 %.

Para este parámetro, el IDAE no ofrece ningún valor estimado, por tanto se decidió continuar con

el calculado en el año hidrológico 2.014-2.015.


27

5 PUNTO DE REFERENCIA

El punto de referencia muestra una gama de costes de producción de energía para diferentes tipos

de tecnologías de generación en una variedad de condiciones de operación, costes de instalación y

operación para plantas de energía típicas existentes en todo el mundo.

El punto de referencia, o coste de producción de la energía, se verá afectado por varios factores.

En primer lugar se ha tenido en cuenta el factor de ajuste, parámetro que podremos variar en

función de la región en la que nos encontremos. Por ejemplo, moviéndonos dentro de Europa,

encontramos que nuestro país sería uno de los que presentan un mayor coste de producción. A

priori, supondremos un mismo coste dentro de la península, ya que nuestro estudio se centrará en

centrales españolas.

Por otro lado, para poder hacer una comparativa de varias centrales, se supuso una tasa de

inflación acumulada del 0%.

Finalmente, con objeto de ceñirse lo máximo posible a la realidad, se tomó la relación actual entre

el Dólar estadounidense (USD) y el Euro (EUR), ya que el programa de estudio trabajaba

principalmente con el primero de ellos.

Figura 5. Base de datos de costes RETScreen Expert – C.H. Huesna


28

El programa base del estudio, RETScreen Expert, determina por defecto el coste de producción de

energía en la central entre un mínimo de 0,056 €/kWh y un máximo de 0,286 €/kWh.

Figura 6. Coste de producción de energía RETScreen Expert – C.H. Huesna

Sin embargo, como se muestra a continuación, el IDAE establece este coste de generación entre

0,045 €/kWh y 0,061 €/kWh.

Tabla 7. Coste de generación IDAE – C.H. Huesna

Paralelamente a lo que se comentó en el apartado de producción, se realizará una comparación

final con la facturación anual estimada por el IDAE. Por tanto, ya que RETScreen Expert permite

modificar estos valores, se desarrollará un estudio para cada uno de los valores extremos, mínimo

(0,045 €/kWh) y máximo (0,061 €/kWh), y para el valor medio (0,053 €/kWh). Se analizarán y

compararán en cada caso los resultados obtenidos.


29

6 ELECTRICIDAD

Como ya se comentó anteriormente, la central objeto de estudio ofrecía una potencia nominal de

950 kW, generando un factor de planta del 51,75 %. A partir de dichos factores, se puede obtener

información acerca de la electricidad exportada a la red y los ingresos obtenidos.

RETScreen Expert, permite estimar unos costes iniciales, valor que incluye tanto el equipo

como los costes de instalación, a partir de la potencia nominal de la central. En nuestro caso,

se decidió no acudir a esta herramienta del software, ya que se poseían datos reales del

presupuesto que aportaban mayor objetividad y que se añadirán más adelante.

Por otro lado, otro factor a tener en cuenta ha sido el coste de operación y mantenimiento o

coste para todos los elementos del sistema energético. De la misma manera que en el caso

anterior, se decidió tomar un valor aproximado por el IDAE que se incluirá en el apartado de

Análisis de costes.

Respecto al tema energético, en el apartado de Producción se decidió emplear el dato de 4.353

MWh estimado por el IDAE. Sin embargo, RETScreen Expert en este apartado calcula el valor

anterior a partir de la capacidad de generación eléctrica y el factor de planta, sin opción a

modificación. En este caso, establece la producción en 4.307 MWh. De la misma forma,

considera un valor inalterable de 0,10 $/kWh, 0,087€/kWh, para la tarifa de exportación de

electricidad, sin distinguir entre tarifa punta y/o tarifa valle.

Figura 7. Electricidad RETScreen Expert – C.H. Huesna


30

Con estos datos, RETScreen Expert calcula también de forma automática los ingresos obtenidos

por la exportación de electricidad, estableciéndolos en 430.664 $, equivalentes a 375.469,92 €.

Figura 8. Ingresos electricidad RETScreen Expert – C.H. Huesna

No obstante, el valor anterior correspondiente a la tarifa de exportación de electricidad,

0,087€/kWh, fue considerado demasiado elevado en comparación con los estimados por el IDAE,

por lo que se decidió obviarlo y emplear para ello los otorgados por este último:

Tabla 8. Precio venta energía IDAE – C.H. Huesna

Teniendo en cuenta que se trata de una central a pie de presa, se tomó un valor de 0,0689 €/kWh

para los primeros quince años y 0,0612 €/kWh los siguientes, valores que junto a los 4.353 MWh

estimados anteriormente generaban unos ingresos que serán estudiados más adelante.


31

7 ANÁLISIS DE COSTES

En este apartado se realizará una estimación de los costes asociados al caso propuesto. Estos

costes se abordan desde el punto de vista del coste inicial, o de la inversión, y desde el punto de

vista anual, o recurrente, del coste.

7.1.- Costes iniciales

Se incluyeron tanto los costes de proyecto como los costes de obra en los costes iniciales.

7.1.1.- Estudio de factibilidad

Representa la suma de los costes incurridos para evaluar la factibilidad de un proyecto. Se

tuvieron en cuenta varios factores tales como la investigación del lugar, evaluación de recursos,

evaluación ambiental, diseño preliminar del proyecto, estimación de costes detallada y un estudio

de línea base de GEI (Gases Efecto Invernadero) y un plan de monitoreo y un informe final. De la

misma manera, se incurrió en los gastos de gestión y de viaje del estudio de factibilidad.

Los gastos totales en estudio de factibilidad fueron 82.390 €.

7.1.1.1- Inspección del sitio

Se requirió una visita de sitio para evaluar las condiciones del sitio y la instalación, así como su

idoneidad para la instalación. De la misma manera, se evaluó el potencial del terreno para recibir

el proyecto, aunque el análisis también pudo haber sido realizado desde planos arquitectónicos o

de ingeniería y/o de la tierra.

Fueron necesarios veinticinco días y dos personas, a razón de 255 € por persona-día, haciendo un

total de 12.750 €.

7.1.1.2.- Evaluación de recursos

Fue realizado con el objetivo de considerar cuidadosamente el recurso energético para asegurar


32

que hubiese un recurso local suficiente para satisfacer los requerimientos de energía del proyecto

de una manera ambientalmente apropiada y financieramente viable.

Se emplearon cuatro personas y cuatro días, con un gasto de 250 € por persona-día, ascendiendo a

4.000 €.

7.1.1.3.- Estudio de impacto ambiental

El objetivo de la evaluación ambiental fue determinar si existía algún impacto ambiental

importante que pudiese impedir la implementación del proyecto. Se abordaron el ruido y los

impactos visuales, así como el posible impacto en la flora y la fauna.

Se contrataron dos personas para realizar la evaluación, en diez días con sueldo de 150 €/día.

7.1.1.4.- Diseño preliminar

Dicho diseño determinaría la capacidad óptima del sistema, el tamaño y la disposición de las

estructuras y equipos y las cantidades de construcción estimadas necesarias para el cálculo

detallado de los costes. Al igual que con las investigaciones de sitio, el alcance de esta tarea se

puede reducir para pequeños proyectos con el fin de reducir los costes. Se permitieron

contingencias adicionales para tener en cuenta el riesgo adicional resultante de exceso de costes

durante la construcción.

El coste del diseño preliminar se calculó sobre la base de una estimación del tiempo requerido por

un experto para completar el trabajo necesario. El coste de los servicios profesionales requeridos

para completar un diseño preliminar fue de 1400 € por día-persona. Al igual que en las

investigaciones sobre el terreno, el tiempo necesario para completar el diseño preliminar

dependió, en gran medida, del tamaño del proyecto y del correspondiente nivel aceptable de

riesgo.

Cuatro trabajadores se ocuparon de ello con un salario de 163 €/día, durante cinco días, con un

coste total de 3.260 €.

7.1.1.5.- Estimado de costes detallado

Basado en los resultados del diseño preliminar y otras investigaciones realizadas durante el

estudio de factibilidad, el coste de la preparación de la estimación de costes detallada se calculó

sobre la base de una estimación del tiempo requerido por un experto para completar el trabajo

necesario.

Se contrataron dos personas durante ventinueve días, con un emolumento de 150 € por persona y

día.


33

7.1.1.6.- Estudio de la línea de base de GEI y MP

Para que las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) generadas por un

proyecto sean reconocidas y vendidas en mercados de carbono nacionales o internacionales, es

necesario elaborar varios documentos de proyecto cuyos elementos clave son un estudio de línea

de base y un Plan de Monitoreo (MP). Un estudio de línea de base de GEI identifica y justifica

una línea de base de proyecto creíble basada en la revisión de información relevante como planes

de expansión de red, modelos de despacho, uso de combustible en el margen, patrones actuales de

consumo de combustible y factores de emisión. El estudio de referencia de los GEI fija un límite

del proyecto e identifica todas las fuentes de emisiones de GEI que hubieran ocurrido bajo el

escenario base, es decir, el escenario más probable de ocurrir si el proyecto no se implementó. Un

Plan de Monitoreo identifica los datos que deben ser recolectados para monitorear y verificar las

reducciones de emisiones resultantes del proyecto y describe una metodología para cuantificar

estas reducciones en comparación con la línea de base del proyecto.

A menudo se invita a un consultor o equipo externo a desarrollar el estudio de referencia y el plan

de monitoreo. Sin embargo, a medida que más ejemplos de proyectos se hagan disponibles y se

acepten metodologías estandarizadas, estos estudios pueden ser más fácilmente llevados a cabo

por los proponentes del proyecto. Los costes dependerán de la complejidad de la línea de base, el

tamaño del proyecto y la disponibilidad de líneas de base sectoriales o regionales y metodologías

de monitoreo estandarizadas.

En la central en estudio, los costes para desarrollar estudios de referencia y planes de monitoreo

ascendieron a 25.000 €.

7.1.1.7.- Preparación de informes

Describe el estudio de factibilidad, sus conclusiones y recomendaciones. El informe escrito

contiene resúmenes de datos, gráficos, tablas e ilustraciones que describen claramente el proyecto

propuesto. Este informe debe ser suficientemente detallado en cuanto a costes, desempeño y

riesgos para permitir a los inversionistas del proyecto y otros tomadores de decisiones evaluar los

méritos del proyecto.

Dos personas se encargaron de preparar los informes durante dieciséis días, lo que supuso un

gasto de 6.400 €.

7.1.1.8.- Gerencia del proyecto

La partida de gastos de gestión del proyecto debería cubrir los costes estimados de la gestión de

todas las fases del estudio de factibilidad para el proyecto, incluido el tiempo necesario para las

consultas de las partes interesadas. Se requieren consultas con las partes interesadas en un

proyecto dado para crear apoyo y colaboración hacia el proyecto e identificar cualquier oposición

en la etapa más temprana de desarrollo.

A razón de dos personas trabajando durante diez días, con sueldo de 164 €/persona-día, 3.280 €.


34

7.1.1.9.- Viajes y alojamientos

Este elemento incluye todos los costes relacionados con el viaje (excluyendo el tiempo)

requeridos para preparar todas las secciones del estudio de factibilidad por los diversos miembros

del equipo de estudio de factibilidad. Incluyen costes tales como pasajes aéreos, alquiler de

vehículos, alojamiento y tarifas diarias para cada viaje requerido.

Los gastos en viajes y alojamientos ascendieron a un total de 16.000 €.

Cantidad Precio (€) Importe (€)

50 255 12.750

16 250 4.000

20 150 3.000

20 163 3.260

58 150 8.700

32 200 6.400

20 164 3.280

1 16.000 16.000

82.390 €

Inspección del sitio

Evaluación de recursos

Estudio de impacto ambiental

Diseño preliminar

Estimado de costos detallado

COSTES INICIALES

ESTUDIO DE FACTIBILIDAD

1 25.000 25.000

TOTAL

Preparación de informes

Gerencia del proyecto

Estudio de la línea de base de GEI

y MP

Viajes y alojamientos

Tabla 9. Costes iniciales. Estudio de factibilidad – C.H. Huesna

7.1.2.- Desarrollo

Una vez que el proyecto ha sido identificado a través del estudio de factibilidad que es deseable

implementar, las actividades de desarrollo del proyecto representan la suma de los costes

incurridos para llevar el proyecto al diseño detallado y etapa de construcción. Para algunos

proyectos, las actividades de estudio de factibilidad, desarrollo e ingeniería podrían proceder en

paralelo, dependiendo del riesgo y rendimiento aceptable para quien lo propone.

Los gastos totales en desarrollo fueron 278.500 €.

7.1.2.1.- Negociaciones del contrato

Tras la decisión de proceder con el proyecto sobre la base de un resultado positivo del estudio de

factibilidad, el proponente del proyecto estableció un acuerdo de operación fiscal y negoció un

contrato con uno o más interesados apropiados del proyecto.

El coste de dichas negociaciones fue de 15.000 €.


35

7.1.2.2.- Permisos y autorizaciones

Una serie de permisos y aprobaciones fueron necesarios para la construcción del proyecto:

autorizaciones relativas al uso de la tierra, el uso de recursos hídricos y los acuerdos operativos.

De la misma manera, se incluyeron agencias con inspectores locales de construcción y

electricidad, inspectores de calderas, inspectores de seguridad contra incendios, forestales y

autoridades reguladoras de emisiones.

Todo ello supuso un gasto de 40.000 €.

7.1.2.3.- Topografía – sitio y derechos de servidumbre

El requisito de inspeccionar el sitio depende en gran parte del estado de la propiedad del sitio, la

zonificación y la planificación del uso del sitio, la ubicación, el tamaño y posibles problemas

legales y de seguros. Los derechos de tierra son requeridos para el terreno en el que se encuentra

el proyecto, incluyendo el servicio de carreteras, líneas de transmisión y cobro, subestación y

construcción de obras y mantenimiento. Se concedieron derechos de paso para la vía de acceso y

las líneas eléctricas. Los terrenos necesarios para la infraestructura del proyecto fueron adquiridos.

El importe generado por este aspecto ascendió a 25.000 €.

7.1.2.4.- Validación y registro del GEI

El proyecto tuvo que ser validado por una organización independiente para asegurar que los

documentos de diseño del proyecto, incluyendo el estudio de línea de base y el plan de monitoreo,

cumplían con los requisitos establecidos. La validación incluyó la confirmación de que las

reducciones de emisiones reclamadas por el desarrollador del proyecto se consideraban realistas.

Fueron registrados a través de una organización acreditada.

La validación fue llevada a cabo por una entidad operacional certificada por la Convención Marco

de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC).

Para la validación del proyecto, se fijó una tasa prescrita de 400 €/día para el personal de las

entidades operacionales designadas. Así pues, durante cinco días, el gasto creció hasta los 2000 €.

7.1.2.5.- Financiamiento del proyecto

El tiempo y el esfuerzo requeridos para arreglar el financiamiento del proyecto varían

dependiendo del desarrollador del proyecto y la relación con el cliente.

El coste de financiamiento está compuesto por el esfuerzo requerido por los expertos para hacer


36

los arreglos, identificar a los inversionistas y solicitar fondos. Las tarifas típicas para este tipo de

trabajo se establecen en un porcentaje del monto financiado y pueden incluir un honorario fijo de

inicio. El coste de la financiación del proyecto se calcula sobre la base de una estimación de los

servicios necesarios para asegurar compromisos de deuda y de equidad.

En este caso ascendió a 45.000 €.

7.1.2.6.- Legal y contabilidad

Se necesita apoyo legal y contable en diferentes puntos durante las etapas de desarrollo del

proyecto. Esta partida de costes permite contabilizar los servicios legales y contables no incluidos

como parte de otros ítems de costes de desarrollo tales como el establecimiento de una empresa

para desarrollar el proyecto, preparar estados financieros mensuales y anuales, para la

contabilidad de proyectos, etc. El apoyo legal depende de las modalidades de financiamiento,

propiedad, seguro, asunción de responsabilidad y complejidad de los contratos y acuerdos. El

coste del apoyo legal y contable se calcula sobre la base de una estimación del tiempo requerido

por los expertos para proporcionar estos servicios durante todo el desarrollo del proyecto.

Fueron necesarios veinte días y tres personas trabajando, con un honorario de 150 €/persona-día.

7.1.2.7.- Gerencia del proyecto

La partida de gastos de gestión del proyecto debe cubrir los gastos estimados de gestión de todas

las fases del desarrollo del mismo (excluida la supervisión de la construcción). Las relaciones

públicas también se incluyen como parte de la partida de costes de administración del proyecto.

Dichas relaciones pueden ser un elemento importante para la implementación exitosa.

Supuso un gasto de 120.000 €.

7.1.2.8.- Viajes y alojamiento

Durante la fase de desarrollo se requirieron varias visitas de campo y otros viajes (principalmente

para reuniones). Esta partida de coste incluye todos los costes relacionados con el viaje

(excluyendo el tiempo) requeridos para desarrollar el proyecto.

Los gastos en viajes y alojamiento ascendieron a 22.500 €.


37


1 15.000 15.000

1 40.000 40.000

5 400 2.000

1 45.000 45.000

60 150 9.000

1 120.000 120.000

1 22.500 22.500

278.500 €

DESARROLLO

Negociaciones del contrato

Permisos y autorizaciones

Validación y registro del GEI

COSTES INICIALES

TOTAL

1 25.000 25.000Topografía - sitio y derechos de

servidumbre

Financiamiento del proyecto

Gerencia del proyecto

Viajes y alojamientos

Legal y contabilidad

Tabla 10. Costes iniciales. Desarrollo – C.H. Huesna

7.1.3.- Ingeniería

Representa la suma de los costes de las actividades de diseño requeridas para pasar de la etapa de

desarrollo a la etapa de construcción

La fase de ingeniería incluye los costes para el diseño del sitio del proyecto propuesto y el diseño

del edificio, diseño mecánico, diseño eléctrico, diseño civil, licitaciones y contratación y

supervisión de la construcción. Estos costes se detallan a continuación.

Si el proyecto se adjudica sobre una base de diseño/construcción, todos estos costes se incluirán

en los precios proporcionados por el proveedor del equipo o el contratista responsable del

proyecto. Si el proyecto se adjudica mediante licitación sobre la base de especificaciones

preparadas por un consultor, habrá cargos de ingeniería por parte del consultor que supervisa el

proyecto y tal vez el proveedor del equipo.

Los gastos totales en ingeniería fueron 683.000 €

7.1.3.1.- Diseño del sitio y edificios

Después de la decisión de construir el proyecto al finalizar el estudio de factibilidad, se requiere el

diseño del sitio y del edificio debido a variaciones específicas del sitio y del proyecto en términos

de topografía, terreno, obstrucciones, cobertura del terreno, acceso al terreno, composición del

suelo, construcción, etc.

Los documentos de diseño y licitación se incluyen en un elemento de coste. Incluye el coste de

los servicios de ingeniería requeridos para completar el diseño detallado y para emitir documentos

de licitación con el propósito de seleccionar contratistas para realizar el trabajo.


38

Se empleó un trabajador durante tres años, a razón de 96.000 €/año, lo que supuso un coste de

288.000 € totales.

7.1.3.2.- Diseño mecánico

Las principales tareas de ingeniería mecánica se asociaron con el diseño y planificación del

montaje e instalación del equipo.

Supusieron un coste de 85.000 €.

7.1.3.3- Diseño eléctrico

Involucra el diseño y planificación de la construcción de los sistemas de control y protección

eléctrica, la integración del sistema al sistema eléctrico existente y la interconexión eléctrica con

la red eléctrica existente.

La cuantía ascendió a 60.000 €.

7.1.3.4- Diseño civil

Diseño y planificación de la construcción de los edificios, cimientos, vías de acceso y otros

sistemas terrestres. El nivel de esfuerzo estuvo influenciado por la disponibilidad de información

de diseño aprobada de los proveedores e información específica del sitio en cuanto al acceso, las

condiciones del suelo, el drenaje superficial y otras condiciones físicas.

La suma del diseño civil creció hasta los 90.000 €.

7.1.3.5- Licitaciones y contratos

Al término de las diversas tareas de ingeniería, los documentos de licitación por lo general se

preparan con el fin de seleccionar los contratistas para realizar el trabajo. Una vez que se liberan

las licitaciones, se requiere el proceso de contratación para negociar y establecer contratos para la

finalización del proyecto.

Para ello se empleó un total de 100.000 €.


39

7.1.3.6- Supervisión de la construcción

El ítem de coste de supervisión de construcción resume los costes estimados asociados con

asegurar que el proyecto se construya según lo diseñado. La supervisión de la construcción es

proporcionada por el consultor que supervisa el proyecto o por el proveedor del equipo, o el

director del proyecto.

Debido a gastos extraordinariamente superiores al promedio de viajes y tiempo de viaje, la

supervisión de la construcción en áreas aisladas requiere visitas regulares menos frecuentes, pero

más largas. También debe considerarse la supervisión de la construcción desde el principio hasta

el final.

Para la central se necesitó una persona durante tres años con un sueldo de 20.000 € por año.


3 96.000 288.000

1 85.000 85.000

1 60.000 60.000

1 90.000 90.000

1 100.000 100.000

3 20.000 60.000

683.000 €

COSTES INICIALES

TOTAL

Supervisión de la construcción

INGENIERÍA

Diseño del sitio y edificios

Diseño mecánico

Diseño eléctrico

Diseño civil

Licitaciones y contratos

Tabla 11. Costes iniciales. Ingeniería – C.H. Huesna

7.1.4.- Sistema eléctrico de potencia

Representa los costes iniciales incrementales cuyo valor es la suma de los costes de diseño,

compra e instalación del equipo de energía, menos cualquier "crédito" por no tener que diseñar,

comprar o instalar equipos y materiales base.

El sistema de potencia incluye los costes de carga base, carga intermedia, carga máxima y/o de

respaldo, y los costes asociados de construcción de carreteras, línea de transmisión, subestación y

medidas de eficiencia energética.

Los gastos totales en sistema eléctrico de potencia fueron 750.280 €.

7.1.4.1.- Turbina hidráulica

Este valor incluye tanto el equipo como los costes de instalación.

Supuso un gasto de 230.000 €.


40

7.1.4.2.- Caminos-accesos

Normalmente se requiere un camino de acceso para la construcción y un camino de servicio

continuo para un proyecto de energía de mediano a gran escala. Estos requisitos dependerán de la

selección del sitio y de la naturaleza del terreno. Puede haber limitaciones estacionales tanto para

la actividad de construcción como para el uso de carreteras para el transporte de equipo. En

algunos sitios del proyecto puede que no haya necesidad de construcción de carreteras, incluso si

el sitio seleccionado no está en las rutas existentes. La ubicación de las carreteras existentes debe

ser una consideración durante la selección del sitio.

Se consideró un coste medio de 50.000 €/km. Teniendo en cuenta que fueron necesarios 1,7

kilómetros de carretera, los costes ascendieron a 85.000 €.

7.1.4.3.- Línea de transmisión

El coste de la línea de transmisión es específico del lugar y depende del tipo, longitud, tensión y

ubicación de la línea y de la capacidad instalada de la planta de energía que se está desarrollando.

Para el cálculo de este parámetro se empleó la tabla que a continuación se muestra. Dicha tabla,

proporcionada por RETScreen Expert, ofrece una indicación de los costes aproximados

involucrados, asumiendo un acceso razonable.

De esta manera, asumiendo una capacidad entre cero y dos MW y un voltaje de 25 KV, se obtuvo

un coste de 39600 €/km para la línea de transmisión. Sabiendo que la línea de transmisión tenía

una longitud de 4,3 kilómetros, el coste alcanzó los 170.280 €.

Tabla 12. Línea de transmisión RETScreen Expert – C.H. Huesna


41

7.1.4.4.- Subestación

El coste de la subestación es específico del lugar y depende principalmente del voltaje y la

capacidad instalada de la planta de energía que se está desarrollando. El equipo eléctrico auxiliar

también podría incluir elementos tales como cargas de descarga y calentadores, bancos de

condensadores, equipos de monitoreo y sistemas de control de tipo integrado.

Análogamente al caso anterior, se estimó un coste para la subestación de 265.000 €.


1 230.000 230.000

1,7 50.000 85.000

4,3 39.600 170.280

1 265.000 265.000

750.280 €

COSTES INICIALES

TOTAL

SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

Turbina hidráulica

Caminos - accesos (km)

Línea de transmisión (km)

Subestación

Tabla 13. Costes iniciales. Sistema eléctrico de potencia – C.H. Huesna

7.1.5.- Balance del sistema y misceláneos

Representa la suma de los costes de compra, construcción e instalación de todos los elementos del

sistema energético distintos de los costes del equipo menos los "créditos" por no tener que

comprar o instalar equipos de base. También incluye todos los costes no considerados en ninguna

de las otras categorías de costes iniciales que se requieren para llevar un proyecto a la etapa

operacional.

El balance de los costes de sistema y misceláneos para el proyecto propuesto incluye un número

de ítems tales como costes específicos del proyecto, contingencias e intereses durante la

construcción. Estos costes se detallan a continuación.

Los gastos totales en balance del sistema y misceláneos fueron 958.680 €.

7.1.5.1.- Construcción de edificio y patio

Se debe obtener una estimación de los contratistas locales de construcción, ya que este elemento

puede representar una cantidad significativa de los costes totales del proyecto. Los edificios

existentes deben usarse si es posible para ayudar a evitar este coste.

El coste crece hasta los 35.000 €.


42

7.1.5.2.- Repuestos

Los recambios necesarios para la minicentral deben incluirse en los costes del proyecto. La

magnitud del inventario requerido dependerá de la fiabilidad del sistema, la garantía, la

complejidad del equipo en el sitio, la dificultad de transporte y la disponibilidad de componentes

disponibles en el mercado. El coste de las piezas de recambio debe ser normalmente parte de la

solicitud de precio de compra al fabricante.

El gasto en repuestos supuso un total de 75.000 €.

7.1.5.3.- Transporte

Los costes de transporte de equipos y materiales de construcción varían ampliamente

dependiendo del modo de transporte disponible y la ubicación del sitio del proyecto. En muchos

casos, el coste depende de la distancia y se basará en una fórmula de volumen/peso. El control

logístico es muy importante aquí. Los costes de envío deben ser obtenidos de los agentes

marítimos cuando se determina el alcance del proyecto, el equipo y los materiales.

Los gastos en transporte ascendieron a 120.000 €.

7.1.5.4.- Entrenamiento y puesta en servicio

La formación adecuada de los operadores y del personal de mantenimiento es fundamental para el

despliegue exitoso de cualquier tecnología. Los costes asociados con la capacitación de los

operadores de equipos y el personal de mantenimiento dependerán del tamaño, complejidad y

lejanía del proyecto. La puesta en servicio es la última actividad de la fase de construcción.

Consiste en operar todo el equipo para detectar y arreglar cualquier mal funcionamiento, y

asegurar que la planta funcione como garantiza. La puesta en marcha normalmente implica el

monitoreo del rendimiento del equipo durante un período de tiempo determinado en condiciones

de operación típicas.

El coste asociado con la puesta en marcha del proyecto dependerá de la tecnología, el tamaño y el

número de sistemas y de las habilidades y experiencia del personal de obra y mantenimiento.

También podría depender de las condiciones climáticas en la medida en que se requiera un

período sostenido de carga máxima de calentamiento y/o enfriamiento para demostrar y probar el

rendimiento adecuado del equipo. Los costes de capacitación y puesta en marcha incluyen

honorarios profesionales.

El mantenimiento anual requerirá a diez personas durante ocho días. Las reparaciones periódicas

implicarán a tres personas durante veinte días. Por último, la puesta en servicio necesitará a dos

personas durante diez días. Todo ello supuso un coste general de 220.000 €.


43

7.1.5.5.- Contingencias

La asignación para gastos de contingencia depende del nivel de exactitud de las estimaciones de

costes. Las contingencias se estiman sobre la base de un porcentaje seleccionado por el usuario

del subtotal de todos los costes del proyecto, excluyendo los intereses durante la construcción.

Derivó en un gasto de 336.626 €.

7.1.5.6.- Intereses durante la construcción

El interés durante la construcción (financiamiento de construcción a corto plazo) varía

dependiendo de la duración de la construcción y el coste del dinero.

Se consideró un interés del 4% durante 40 meses de duración del proyecto. Todo ello generaba un

coste en intereses de 172.053 €.

1 35.000 35.000

1 75.000 75.000

1 120.000 120.000

1 220.000 220.000

15 - 336.626

4 - 172.053

958.680 €

COSTES INICIALES

TOTAL

Repuestos

Transporte

Entrenamiento y puesta en servicio

Construcción de edificio y patio

BALANCE DEL SISTEMA Y

MISCELÁNEOSPrecio (€)Cantidad Importe (€)

Contingencias (%)

Intereses durante la construcción (%)

Tabla 14. Costes iniciales. Balance del sistema y misceláneos – C.H. Huesna


44

7.2.- Costes anuales

7.2.1.- Operación y Mantenimiento

Se incluyen los costes incrementales totales de operación y mantenimiento.

Para el cálculo de los costes de Operación y Mantenimiento se acudió a un valor estimado por el

Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía (IDAE):

Tabla 15. Costes operación y mantenimiento IDAE – C.H. Huesna

A partir de la tabla anterior y teniendo en cuenta, como ya se comentó en el primer apartado, que

se trata de una central a pie de presa, los gastos totales en operación y mantenimiento se estimaron

según un valor de 0,007 €/kWh.

En el caso en estudio, con 4.353 MWh de producción anuales, los costes ascendían a 30.471 €.


45

7.3.- Resumen

82.390 €

278.500 €

683.000 €

750.280 €

958.680 €

2.752.850 €

330.342 €

137.642,50 €

3.220.934,50 €

676.375,24 €

3.897.309,74 €

30.471 €

30.471 €

Balance del sistema y misceláneos

TOTAL COSTES INICIALES

Operación y mantenimiento

TOTAL COSTES ANUALES

Gastos generales (12%)

Beneficio industrial (5%)

SUBTOTAL 1

SUBTOTAL 2

IVA (21%)

RESUMEN

Estudio de factibilidad

Desarrollo

Ingeniería

Sistema eléctrico de potencia

Tabla 16. Resumen costes – C.H. Huesna


46

8 ANÁLISIS FINANCIERO

En este apartado se facilitarán una serie de elementos de entrada de los parámetros financieros

(por ejemplo, tasa de descuento, ratio de deuda, etc.) para más adelante obtener sus elementos de

salida de viabilidad financiera (por ejemplo, TIR, retorno simple, VAN, etc.) Se realizará una

descripción de estos ítems, incluyendo comentarios sobre su relevancia para el análisis preliminar

de factibilidad.

8.1.- Parámetros financieros

8.1.1.- General

8.1.1.1.- Tasa de inflación

Se trata de la tasa promedio anual de inflación proyectada durante la vida del proyecto.

Se pronosticó un 2,5% de inflación en España para los próximos 25 años.

8.1.1.2.- Tasa de descuento

Tasa utilizada para descontar los flujos de efectivo futuros para obtener su valor actual. La tasa

generalmente considerada como la más apropiada es el coste promedio ponderado de capital de

una organización. El coste del capital es un concepto amplio que implica una mezcla de los costes

de todas las fuentes de fondos de inversión, tanto de deuda como de capital.

Se tomó un valor de 9%.

8.1.1.3.- Tiempo de vida del proyecto

Duración sobre la que se evalúa la viabilidad financiera del proyecto

Se fijó en 25 años.


47

8.1.2.- Finanza

8.1.2.1.- Incentivos y donaciones

Incluye cualquier contribución, subvención, subsidio, etc. que se paga por el coste inicial

(excluyendo los créditos) del proyecto. Se considera que el incentivo no es reembolsable y se trata

como ingresos durante el año de desarrollo o construcción, año cero, a efectos del impuesto sobre

la renta.

Se consideraron adecuados 20.000 € en incentivos.

8.1.2.2.- Relación de deuda

Relación de la deuda sobre la suma de la deuda y el patrimonio del proyecto. El ratio de deuda

refleja el apalancamiento financiero creado.

Se fijó una razón de deuda del 70%.

8.1.2.3.- Deuda

De esta manera se obtiene la deuda, porción de la inversión total requerida para implementar el

proyecto y que es financiada por un préstamo. Conduce al cálculo de los pagos de la deuda y el

valor actual neto.

La cuantía asciende a 2.728.116,83 €.

8.1.2.4.- Capital

Parte de la inversión total requerida para financiar el proyecto que es financiado directamente por

el dueño de la instalación. Se considera que el capital del proyecto se desembolsó al final del año

cero.

El capital necesario fue 1.169.192,68 €.

8.1.2.5.- Tasa de interés de la deuda

El tipo de interés de la deuda (%) es la tasa de interés anual pagada al poseedor de la deuda al

final de cada año del plazo de la misma.

Se consideró un interés del 7%.


48

8.1.2.6.- Duración de deuda

Número de años sobre los cuales se devuelve la deuda.

Fueron necesarios 15 años para solventar la deuda.

8.1.2.7- Pagos de la deuda

Suma del principal y el interés pagado anualmente para servir la deuda.

Se realizaron 15 pagos anuales de 299.532,70 € cada uno.

8.1.3.- Análisis de impuesto a la renta

Se tuvo en cuenta el impuesto sobre la renta en el análisis financiero.

8.1.3.1.- Tasa efectiva del impuesto a la renta

Tasa equivalente efectiva a la que se exponen los ingresos netos y/o ahorros derivados del

proyecto. Se considera constante durante toda la vida del proyecto.

Se consideró un valor del 10%.

8.1.3.2.- Pérdidas a siguientes años

Se tomó la opción “flujo a través”. A través de esta fórmula, las pérdidas se usaban en los años en

que se producían y se aplicaban contra los beneficios que generaban las fuentes del proyecto. Se

trataba de la situación más ventajosa para el propietario del proyecto y contribuía a hacerlo más

rentable.

8.1.3.3.- Método de depreciación

Esta selección de la depreciación anual de los activos se utiliza en el modelo en el cálculo de los

impuestos sobre la renta y los indicadores financieros después de impuestos.

Se seleccionó el método “Balance declinante”, aceptado por los departamentos fiscales en la

jurisdicción del proyecto. Dicho método asumía que los costes capitalizados del proyecto, tal

como se especifican en la base del impuesto a la depreciación, se amortizaban a la tasa de

depreciación. La parte de los costes iniciales no capitalizados se considera como gasto durante el

año de construcción o año cero.


49

8.1.3.4.- Regla del medio año – año 1

Dicha regla consideraba que la depreciación se calculaba sólo durante la mitad del primer año, es

decir, la mitad del coste capitalizado se depreciaba durante el primer año (año uno) de operación

del equipo.

De forma contraria, si el modelo no incorpora la regla semestral la depreciación se calcula

utilizando el método de amortización seleccionado durante el período de amortización o la

duración del proyecto.

Se optó por no incorporar dicha regla ya que de esta forma nos acercábamos más a la realidad de

la depreciación, distribuyéndose a lo largo de los años.

8.1.3.5.- Base tributaria de depreciación

Se emplea para especificar qué porción de los costes iniciales se capitalizan y se pueden amortizar

para efectos fiscales. Se considera que la parte restante se encuentra totalmente cargada durante el

año de construcción.

Se decidió ingresar el 80% como base de depreciación para depreciar solamente la ingeniería, el

sistema energético, el equilibrio del sistema y los costes varios, mientras que los costes de

factibilidad y desarrollo se gastarían íntegramente durante el año cero.

8.1.3.6.- Tasa de depreciación

Se trata de la tasa a la cual el coste de capital no depreciado del proyecto se deprecia cada año.

Se fijó en un 5%.

8.1.3.7.- Exención de impuesto disponible

Se decidió que la exención impositiva se aplicase a partir del primer año de operación, año uno,

hasta la duración de la exención. El cálculo del impuesto sobre la renta para el año de desarrollo o

construcción no se vio afectado.

8.1.3.8.- Duración – exención del impuesto

Número de años durante los que se aplicó la exención impositiva, comenzando en el primer año

de operación o año uno.

Se acordó una duración de cinco años.


50

% 2,5

% 9

Años 25

€ 20.000

% 70

€ 2.728.116,83 €

€ 1.169.192,68 €

% 7

Años 15

€/año 299.532,70 €

% 30

- Flujo a través

- Balance declinante

- No

% 80

% 5

- Sí

Años 5

Incentivos y donaciones

General

Finanzas

Deuda

Tasa de interés de la deuda

Pagos de la deuda

Análisis de impuesto a la renta

Tasa efectiva del impuesto a la renta

PARÁMETROS FINANCIEROS

Relación de deuda

Capital

Duración de la deuda

Tasa de inflación

Tasa de descuento

Tiempo de vida del proyecto

Exención del impuesto

Duración exención del impuesto

Pérdidas a siguientes años

Meétodo de depreciación

Regla del medio año - año 1

Base tributaria de depreciación

Tasa de depreciación

Tabla 17. Parámetros financieros – C.H. Huesna

8.2.- Ingresos anuales

8.2.1.- Ingresos por exportación de electricidad

8.2.1.1.- Electricidad exportada a la red

Como se calculó anteriormente, se exportaban a la red 4.353 MWh anuales.

8.2.1.2.- Tarifa de exportación de electricidad

Se trata de un valor representativo del año cero, es decir, el año de desarrollo anterior al primer

año de operación (año uno).

En el apartado de electricidad ya se fijó la cantidad de 0,0689 €/kWh durante los primeros quince

años y 0,0612 €/kWh durante los siguientes.


51

8.2.1.3.- Ingresos por exportación de electricidad

Los ingresos anuales por exportación de electricidad ascendieron a 299.921,70 € durante los

primeros quince años, y 266.493,60 € durante los diez siguientes.

Año

Precio venta

energía

(€/kWh)

Cantidad

energía

(MWh)

Ingresos (€)

1 - 15 0,0689 4.353 299.921,70 €

15 - 25 0,0612 4.353 266.403,60 €

INGRESOS VENTA ENERGÍA

Tabla 18. Ingresos venta energía – C.H. Huesna

8.2.1.4.- Tasa de escalamiento de exportación de electricidad

Se trata de la tasa promedio anual de aumento de la tasa de exportación de electricidad durante la

vida del proyecto.

Se concretó en un 2%.

En la tabla anterior no se tuvo en cuenta la tasa de escalamiento de exportación de electricidad,

ítem que sí se verá reflejado posteriormente en el flujo de caja.

8.2.2.- Ingresos por producción de energía limpia

8.2.2.1.- Producción de energía limpia

Se obtuvieron ciertos ingresos por la producción de 4.353 MWh de energía limpia.

8.2.2.2.- Tasa de interés – Producción de energía limpia

Representa la cantidad que se puede acreditar al proyecto a cambio de la producción generada por

la energía limpia.

Se estimó una cantidad de 0,05 €/kWh

8.2.2.3.- Ingresos por producción de energía limpia

De esta manera, los ingresos por producción de energía limpia ascendieron hasta los 217.650 €

anuales.


52

8.2.2.4.- Duración de crédito por producción de energía limpia

Este valor representa el número de años para los cuales el proyecto recibe un crédito de

producción de energía limpia.

Dicho crédito fue otorgado durante los quince primeros años de vida del proyecto.

8.2.2.5.- Tasa de escalamiento – Crédito de producción de energía limpia

Promedio anual proyectado de aumento en la tasa de crédito de producción de energía limpia

durante la vida del proyecto. Permite aplicar tasas de inflación al valor de la tasa de crédito de

producción de energía limpia.

Se fijó en un 2%.

Al igual que con la electricidad exportada a la red, la tasa de escalamiento se añadirá en el flujo de

caja correspondiente.

MWh 4.353 MWh

€/KWh 0,0689 €/kWh

€/KWh 0,0612 €/kWh

€ 299.921,70 €/año

€ 266.403,60 €/año

% 2

MWh 4.353 MWh

€/KWh 0,05 €/kWh

€ 217.650 €/año

Años 15

% 2

Tasa de escalamiento de exportación de

electricidad

Ingresos por producción de energía

limpia

Tasa de escalonamiento - Crédito de

producción de energía limpia

INGRESOS ANUALES

Tasa de interés - Producción energía

limpia

Duración de crédito por producción de

energía limpia

Electricidad exportada a la red

Producción de energía limpia

Ingresos por exportación de electricidad

Ingresos por producción de energía limpia

Tarifa de exportación de electricidad


Tabla 19. Ingresos anuales – C.H. Huesna


53

8.3.- Costes, ahorros e ingresos

3% 82.390 €

10,1% 278.500 €

24,8% 683.000 €

27,3% 750.280 €

34,8% 958.680 €

100% 2.752.850 €

20.000 €

30.471 €

299.532,70 €

195.885 €

525.888,70 €

230.709 €

560.712,70 €

265.533 €

595.536,70 €

299.921,70 €

217.650 €

517.572 €

Costes anuales totales

COSTES, AHORROS E INGRESOS

Costes iniciales

Balance del sistema y misceláneos

Costes iniciales totales

Costes anuales / Pagos de deuda

Ingresos y ahorros anuales totales

Estudio de factibilidad

Desarrollo

Ingeniería

Sistema eléctrico de potencia

Pagos de la deuda - 15 años




Ahorros e ingresos anuales


Ingresos por producción de energía limpia - 15 años

Generación de energía - Coste generación mínimo

Generación de energía - Coste generación medio


Generación de energía - Coste generación máximo

Tabla 20. Costes, ahorros e ingresos – C.H. Huesna

En la tabla anterior se han resumido los costes, ahorros e ingresos de la central. Hay que destacar

que en los costes anuales totales se han calculado los tres posibles escenarios objetos de estudio,

según la estimación del coste de producción de energía.

Respecto a los ingresos, destacar que se ha añadido únicamente el ingreso correspondiente al año

uno (tanto para exportación de electricidad como para producción de energía limpia). Sin

embargo, en los flujos de caja posteriores se evaluará dicho valor conforme a la tasa de

escalamiento.


54

8.4.- Flujos de caja anuales

8.4.1.- Coste de generación mínimo

A continuación se muestra el flujo de caja correspondiente al coste de producción mínimo: 0,045

€/kWh.

0 1.644.610,38 € 517.571,70 € -1.127.038,68 € 1,025 -1.099.549,93 €

1 525.888,70 € 527.923,13 € -1.125.004,25 € 1,051 -1.070.795,24 €

2 525.888,70 € 538.481,60 € -1.112.411,35 € 1,077 -1.032.984,52 €

3 525.888,70 € 549.251,23 € -1.089.048,82 € 1,104 -986.624,48 €

4 525.888,70 € 560.236,25 € -1.054.701,27 € 1,131 -932.202,24 €

5 525.888,70 € 571.440,98 € -1.009.148,99 € 1,160 -870.186,01 €

6 525.888,70 € 582.869,80 € -952.167,89 € 1,189 -801.025,75 €

7 525.888,70 € 594.527,19 € -883.529,40 € 1,218 -725.153,72 €

8 525.888,70 € 606.417,74 € -803.000,36 € 1,249 -642.985,16 €

9 525.888,70 € 618.546,09 € -710.342,97 € 1,280 -554.918,79 €

10 525.888,70 € 630.917,01 € -605.314,65 € 1,312 -461.337,40 €

11 525.888,70 € 643.535,35 € -487.668,00 € 1,345 -362.608,41 €

12 525.888,70 € 656.406,06 € -357.150,64 € 1,379 -259.084,35 €

13 525.888,70 € 669.534,18 € -213.505,15 € 1,413 -151.103,40 €

14 525.888,70 € 682.924,87 € -56.468,99 € 1,448 -38.989,89 €

15 226.356,00 € 351.513,89 € 68.688,90 € 1,485 46.270,56 €

16 226.356,00 € 358.544,17 € 200.877,08 € 1,522 132.015,42 €

17 226.356,00 € 365.715,05 € 340.236,13 € 1,560 218.147,81 €

18 226.356,00 € 373.029,35 € 486.909,48 € 1,599 304.575,38 €

19 226.356,00 € 380.489,94 € 641.043,43 € 1,639 391.210,18 €

20 226.356,00 € 388.099,74 € 802.787,17 € 1,680 477.968,47 €

21 226.356,00 € 395.861,74 € 972.292,90 € 1,722 564.770,60 €

22 226.356,00 € 403.778,97 € 1.149.715,87 € 1,765 651.540,81 €

23 226.356,00 € 411.854,55 € 1.335.214,42 € 1,809 738.207,15 €

24 226.356,00 € 420.091,64 € 1.528.950,06 € 1,854 824.701,28 €

25 226.356,00 € 428.493,47 € 1.731.087,54 € 1,900 910.958,37 €

Acumulado

inflaciónAño Gastos Ingresos Acumulado Inflación

Tabla 21. Flujos de caja anuales. Coste mínimo – C.H. Huesna


55

Figura 9. Flujos de caja anuales. Coste mínimo – C.H. Huesna

-1500000

-1000000

-500000

0

500000

1000000

1500000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Flu

jo e

fect

ivo

acu

mu

lad

o (€

)

Año


56

8.4.2.- Coste de generación medio

A continuación se muestra el flujo de caja correspondiente al coste de producción medio: 0,053

€/kWh.

0 1.679.434,38 € 517.571,70 € -1.161.862,68 € 1,025 -1.133.524,57 €

1 560.712,70 € 527.923,13 € -1.194.652,25 € 1,051 -1.137.087,21 €

2 560.712,70 € 538.481,60 € -1.216.883,35 € 1,077 -1.129.997,16 €

3 560.712,70 € 549.251,23 € -1.228.344,82 € 1,104 -1.112.819,78 €

4 560.712,70 € 560.236,25 € -1.228.821,27 € 1,131 -1.086.098,95 €

5 560.712,70 € 571.440,98 € -1.218.092,99 € 1,160 -1.050.357,77 €

6 560.712,70 € 582.869,80 € -1.195.935,89 € 1,189 -1.006.099,29 €

7 560.712,70 € 594.527,19 € -1.162.121,40 € 1,218 -953.807,15 €

8 560.712,70 € 606.417,74 € -1.116.416,36 € 1,249 -893.946,24 €

9 560.712,70 € 618.546,09 € -1.058.582,97 € 1,280 -826.963,32 €

10 560.712,70 € 630.917,01 € -988.378,65 € 1,312 -753.287,63 €

11 560.712,70 € 643.535,35 € -905.556,00 € 1,345 -673.331,49 €

12 560.712,70 € 656.406,06 € -809.862,64 € 1,379 -587.490,86 €

13 560.712,70 € 669.534,18 € -701.041,15 € 1,413 -496.145,89 €

14 560.712,70 € 682.924,87 € -578.828,99 € 1,448 -399.661,48 €

15 261.180,00 € 351.513,89 € -488.495,10 € 1,485 -329.062,48 €

16 261.180,00 € 358.544,17 € -391.130,92 € 1,522 -257.049,31 €

17 261.180,00 € 365.715,05 € -286.595,87 € 1,560 -183.755,50 €

18 261.180,00 € 373.029,35 € -174.746,52 € 1,599 -109.308,79 €

19 261.180,00 € 380.489,94 € -55.436,57 € 1,639 -33.831,33 €

20 261.180,00 € 388.099,74 € 71.483,17 € 1,680 42.560,10 €

21 261.180,00 € 395.861,74 € 206.164,90 € 1,722 119.753,91 €

22 261.180,00 € 403.778,97 € 348.763,87 € 1,765 197.643,52 €

23 261.180,00 € 411.854,55 € 499.438,42 € 1,809 276.127,19 €

24 261.180,00 € 420.091,64 € 658.350,06 € 1,854 355.107,83 €

25 261.180,00 € 428.493,47 € 825.663,54 € 1,900 434.492,82 €

Acumulado


Tabla 22. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Huesna


57

Figura 10. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Huesna

-1400000

-1200000

-1000000

-800000

-600000

-400000

-200000

0

200000

400000

600000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Flu

jo e

fect

ivo

acu

mu

lad

o (€

)

Año


58

8.4.3.- Coste de generación máximo

A continuación se muestra el flujo de caja correspondiente al coste de producción máximo: 0,061

€/kWh.

0 1.714.258,38 € 517.571,70 € -1.196.686,68 € 1,025 -1.167.499,20 €

1 595.536,70 € 527.923,13 € -1.264.300,25 € 1,051 -1.203.379,18 €

2 595.536,70 € 538.481,60 € -1.321.355,35 € 1,077 -1.227.009,80 €

3 595.536,70 € 549.251,23 € -1.367.640,82 € 1,104 -1.239.015,08 €

4 595.536,70 € 560.236,25 € -1.402.941,27 € 1,131 -1.239.995,65 €

5 595.536,70 € 571.440,98 € -1.427.036,99 € 1,160 -1.230.529,52 €

6 595.536,70 € 582.869,80 € -1.439.703,89 € 1,189 -1.211.172,83 €

7 595.536,70 € 594.527,19 € -1.440.713,40 € 1,218 -1.182.460,58 €

8 595.536,70 € 606.417,74 € -1.429.832,36 € 1,249 -1.144.907,32 €

9 595.536,70 € 618.546,09 € -1.406.822,97 € 1,280 -1.099.007,85 €

10 595.536,70 € 630.917,01 € -1.371.442,65 € 1,312 -1.045.237,86 €

11 595.536,70 € 643.535,35 € -1.323.444,00 € 1,345 -984.054,57 €

12 595.536,70 € 656.406,06 € -1.262.574,64 € 1,379 -915.897,37 €

13 595.536,70 € 669.534,18 € -1.188.577,15 € 1,413 -841.188,38 €

14 595.536,70 € 682.924,87 € -1.101.188,99 € 1,448 -760.333,07 €

15 296.004,00 € 351.513,89 € -1.045.679,10 € 1,485 -704.395,51 €

16 296.004,00 € 358.544,17 € -983.138,92 € 1,522 -646.114,04 €

17 296.004,00 € 365.715,05 € -913.427,87 € 1,560 -585.658,81 €

18 296.004,00 € 373.029,35 € -836.402,52 € 1,599 -523.192,96 €

19 296.004,00 € 380.489,94 € -751.916,57 € 1,639 -458.872,84 €

20 296.004,00 € 388.099,74 € -659.820,83 € 1,680 -392.848,28 €

21 296.004,00 € 395.861,74 € -559.963,10 € 1,722 -325.262,78 €

22 296.004,00 € 403.778,97 € -452.188,13 € 1,765 -256.253,76 €

23 296.004,00 € 411.854,55 € -336.337,58 € 1,809 -185.952,76 €

24 296.004,00 € 420.091,64 € -212.249,94 € 1,854 -114.485,62 €

25 296.004,00 € 428.493,47 € -79.760,46 € 1,900 -41.972,72 €

Acumulado


Tabla 23. Flujos de caja anuales. Coste máximo – C.H. Huesna


59

Figura 11. Flujos de caja anuales. Coste máximo – C.H. Huesna

-1400000

-1200000

-1000000

-800000

-600000

-400000

-200000

0

200000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Flu

jo e

fect

ivo

acu

mu

lad

o (€

)

Año


60

9 VIABILIDAD ECONÓMICA

9.1.- Punto de referencia

Como ya se comentó anteriormente, se decidieron estudiar tres situaciones independientes según

el punto de referencia o coste de generación de energía.

En el primer escenario, se estimaba un coste mínimo de 0,045 €/kWh, para el que se obtuvieron

los flujos de caja correspondientes. Dichos resultados afirmaban que el balance comenzaba a ser

positivo a partir del año 15, finalizando en el año 25 con 910.958,37 €.

Para el segundo de los casos, coste medio de 0,053 €/kWh, obtuvimos un flujo en el que se

obtenían beneficios a partir del año 20. El acumulado a 25 años era de 434.492,82 €.

Por último, con el coste máximo de 0,061 €/kWh, se observa que en los primeros 25 años no se

obtiene ningún beneficio, reduciendo únicamente las pérdidas hasta un valor de -41.972,72 €.

Respecto al IDAE, poseemos datos de facturación anual de 60.100.000 Ptas/año, 360.000 €/año

aprox. Dicho valor corresponde a los ingresos y se ajusta a partir del año 15, indicativo de que

probablemente en la facturación no se incluía la energía limpia, o el software no se ajustó a la

realidad.

A raíz de los resultados anteriores, se concluye que la última opción, la referente al coste máximo

de generación, queda excluida ya que genera pérdidas. La opción que incluye el coste mínimo y al

medio provoca beneficios, doblando el primero de ellos al segundo.


61

9.2.- Índices de rentabilidad

A continuación se abordan tres parámetros proporcionados por el Instituto para la Diversificación

y Ahorro de la Energía para estimar la rentabilidad de una minicentral, a partir de una serie de

índices:

Figura 12. Índices rentabilidad IDAE – C.H. Huesna

9.2.1.- Período de retorno simple

Se trata del tiempo que se tarda en recuperar la inversión. Se puede observar a simple vista a partir

de las gráficas calculadas.

15 20 -

PERÍODO DE RETORNO SIMPLE (AÑOS)

Coste mínimo

0,045 €/kWh

Coste medio

0,053 €/kWh

Coste máximo

0,061 €/kWh

Tabla 24. Período de retorno simple – C.H. Huesna

Según el IDAE, ninguna opción cumple los límites establecidos, acercándose más la que posee el

menor coste de generación.


62

9.2.2.- Índice de energía

Es el coste del kWh generado. Se calculó a partir de la fórmula expuesta en la tabla anterior.

3.897.309,74 4.353 MWh 89,53 cent €/kWh/año

Inversión

(€)

Producción

(MWh)

Índice de energía

(cent €/kWh/año)

ÍNDICE DE ENERGÍA (cent €/kWh/año)

Tabla 25. Índice de energía – C.H. Huesna

Según el IDAE, la C.H. Huesna quedaría algo por encima del intervalo concedido.

9.2.3.- Índice de potencia

Coste del kW instalado. Se calculó a partir de la fórmula expuesta en la tabla anterior.

3.897.309,74 € 950 kW 4.102,43 €/kW

Inversión

(€)

Potencia

instalada

(kWh)

Índice de potencia

(€/kW)

ÍNDICE DEPOTENCIA (€/kW)

Tabla 26. Índice de potencia – C.H. Huesna

Según el IDAE, nuestra central prácticamente dobla el límite superior del intervalo.


63

9.3.- Rentabilidad de la inversión

Se considerarán tanto el VAN como el TIR, concluyendo en función de los valores obtenidos.

9.3.1.- Valor Actual Neto (VAN)

Se denomina VAN de una inversión, a la suma de los valores actualizados de todos los flujos

netos de caja esperados del proyecto, deducido el valor de la inversión inicial. Es decir, es la

cantidad que, durante n años con una tasa de interés i, generarían los beneficios A de la central,

descontando la inversión inicial.

Se calcula a partir de la siguiente fórmula:

Figura 13. VAN – C.H. Huesna

Si un proyecto de inversión tiene un VAN positivo, significa que la valoración de los flujos de

caja es superior al desembolso inicial de la misma, por lo que el proyecto es rentable.


64

9.3.1.1.- Coste mínimo

0 1.644.610,38 € 517.571,70 € -1.127.038,68 € -1.099.549,93 €

1 525.888,70 € 527.923,13 € 2.034,43 € 1.984,81 €

2 525.888,70 € 538.481,60 € 12.592,90 € 12.285,75 €

3 525.888,70 € 549.251,23 € 23.362,53 € 22.792,71 €

4 525.888,70 € 560.236,25 € 34.347,55 € 33.509,81 €

5 525.888,70 € 571.440,98 € 45.552,28 € 44.441,25 €

6 525.888,70 € 582.869,80 € 56.981,10 € 55.591,31 €

7 525.888,70 € 594.527,19 € 68.638,49 € 66.964,38 €

8 525.888,70 € 606.417,74 € 80.529,04 € 78.564,91 €

9 525.888,70 € 618.546,09 € 92.657,39 € 90.397,46 €

10 525.888,70 € 630.917,01 € 105.028,31 € 102.466,65 €

11 525.888,70 € 643.535,35 € 117.646,65 € 114.777,22 €

12 525.888,70 € 656.406,06 € 130.517,36 € 127.334,01 €

13 525.888,70 € 669.534,18 € 143.645,48 € 140.141,93 €

14 525.888,70 € 682.924,87 € 157.036,17 € 153.206,02 €

15 226.356,00 € 351.513,89 € 125.157,89 € 122.105,26 €

16 226.356,00 € 358.544,17 € 132.188,17 € 128.964,07 €

17 226.356,00 € 365.715,05 € 139.359,05 € 135.960,05 €

18 226.356,00 € 373.029,35 € 146.673,35 € 143.095,96 €

19 226.356,00 € 380.489,94 € 154.133,94 € 150.374,58 €

20 226.356,00 € 388.099,74 € 161.743,74 € 157.798,77 €

21 226.356,00 € 395.861,74 € 169.505,74 € 165.371,45 €

22 226.356,00 € 403.778,97 € 177.422,97 € 173.095,58 €

23 226.356,00 € 411.854,55 € 185.498,55 € 180.974,19 €

24 226.356,00 € 420.091,64 € 193.735,64 € 189.010,38 €

25 226.356,00 € 428.493,47 € 202.137,47 € 197.207,29 €

773.393,94 €

Año Gastos Ingresos Flujo de caja VAN

Tabla 27. VAN. Coste mínimo – C.H. Huesna


65

9.3.1.2.- Coste medio

0 1.679.434,38 € 517.571,70 € -1.161.862,68 € -1.133.524,57 €

1 560.712,70 € 527.923,13 € -32.789,57 € -31.989,82 €

2 560.712,70 € 538.481,60 € -22.231,10 € -21.688,88 €

3 560.712,70 € 549.251,23 € -11.461,47 € -11.181,92 €

4 560.712,70 € 560.236,25 € -476,45 € -464,83 €

5 560.712,70 € 571.440,98 € 10.728,28 € 10.466,61 €

6 560.712,70 € 582.869,80 € 22.157,10 € 21.616,68 €

7 560.712,70 € 594.527,19 € 33.814,49 € 32.989,75 €

8 560.712,70 € 606.417,74 € 45.705,04 € 44.590,28 €

9 560.712,70 € 618.546,09 € 57.833,39 € 56.422,82 €

10 560.712,70 € 630.917,01 € 70.204,31 € 68.492,01 €

11 560.712,70 € 643.535,35 € 82.822,65 € 80.802,59 €

12 560.712,70 € 656.406,06 € 95.693,36 € 93.359,38 €

13 560.712,70 € 669.534,18 € 108.821,48 € 106.167,30 €

14 560.712,70 € 682.924,87 € 122.212,17 € 119.231,38 €

15 261.180,00 € 351.513,89 € 90.333,89 € 88.130,63 €

16 261.180,00 € 358.544,17 € 97.364,17 € 94.989,43 €

17 261.180,00 € 365.715,05 € 104.535,05 € 101.985,42 €

18 261.180,00 € 373.029,35 € 111.849,35 € 109.121,32 €

19 261.180,00 € 380.489,94 € 119.309,94 € 116.399,94 €

20 261.180,00 € 388.099,74 € 126.919,74 € 123.824,14 €

21 261.180,00 € 395.861,74 € 134.681,74 € 131.396,82 €

22 261.180,00 € 403.778,97 € 142.598,97 € 139.120,95 €

23 261.180,00 € 411.854,55 € 150.674,55 € 146.999,56 €

24 261.180,00 € 420.091,64 € 158.911,64 € 155.035,75 €

25 261.180,00 € 428.493,47 € 167.313,47 € 163.232,66 €

113.457,85 €


Tabla 28. VAN. Coste medio – C.H. Huesna


66

9.3.1.1.- Coste máximo

0 1.714.258,38 € 517.571,70 € -1.196.686,68 € -1.167.499,20 €

1 595.536,70 € 527.923,13 € -67.613,57 € -65.964,45 €

2 595.536,70 € 538.481,60 € -57.055,10 € -55.663,52 €

3 595.536,70 € 549.251,23 € -46.285,47 € -45.156,56 €

4 595.536,70 € 560.236,25 € -35.300,45 € -34.439,46 €

5 595.536,70 € 571.440,98 € -24.095,72 € -23.508,02 €

6 595.536,70 € 582.869,80 € -12.666,90 € -12.357,95 €

7 595.536,70 € 594.527,19 € -1.009,51 € -984,88 €

8 595.536,70 € 606.417,74 € 10.881,04 € 10.615,65 €

9 595.536,70 € 618.546,09 € 23.009,39 € 22.448,19 €

10 595.536,70 € 630.917,01 € 35.380,31 € 34.517,38 €

11 595.536,70 € 643.535,35 € 47.998,65 € 46.827,96 €

12 595.536,70 € 656.406,06 € 60.869,36 € 59.384,74 €

13 595.536,70 € 669.534,18 € 73.997,48 € 72.192,67 €

14 595.536,70 € 682.924,87 € 87.388,17 € 85.256,75 €

15 296.004,00 € 351.513,89 € 55.509,89 € 54.155,99 €

16 296.004,00 € 358.544,17 € 62.540,17 € 61.014,80 €

17 296.004,00 € 365.715,05 € 69.711,05 € 68.010,78 €

18 296.004,00 € 373.029,35 € 77.025,35 € 75.146,69 €

19 296.004,00 € 380.489,94 € 84.485,94 € 82.425,31 €

20 296.004,00 € 388.099,74 € 92.095,74 € 89.849,50 €

21 296.004,00 € 395.861,74 € 99.857,74 € 97.422,18 €

22 296.004,00 € 403.778,97 € 107.774,97 € 105.146,31 €

23 296.004,00 € 411.854,55 € 115.850,55 € 113.024,93 €

24 296.004,00 € 420.091,64 € 124.087,64 € 121.061,11 €

25 296.004,00 € 428.493,47 € 132.489,47 € 129.258,02 €

-546.478,23 €


Tabla 29. VAN. Coste máximo – C.H. Huesna


67

9.3.2.- Tasa Interna de Retorno

Se denomina tasa interna de rentabilidad (TIR) a la tasa de retorno que hace que el VAN de una

inversión sea igual a cero. Este método considera que una inversión es aconsejable si la TIR

resultante es igual o superior a la tasa exigida por el inversor, es decir, El TIR se puede tomar

como la tasa de interés que el proyecto es capaz de proporcionar. Entre varias alternativas, la más

conveniente será aquella que ofrezca una TIR mayor.

Se puede calcular mediante la siguiente expresión:

Figura 14. TIR – C.H. Huesna

Una vez obtenido el VAN, a partir de la fórmula anterior se procedió a calcular el TIR:

VAN 773.393,94 € 113.457,85 € -546.478,23 €

TIR 6,21% 3,06% -0,31%

Coste mínimo

0,045 €/kWh

Coste medio

0,053€/kWh

Coste máximo 0,061

€/kWh

RENTABILIDAD DE LA INVERSIÓN

Parámetros

Tabla 30. TIR. Coste mínimo, medio y máximo – C.H. Huesna

En el primero de los casos, tanto el VAN como el TIR indican la viabilidad financiera y

económica de la inversión. Sin embargo, a la par de lo obtenido en los flujos de caja

correspondientes, niegan la rentabilidad del caso que incorpora el coste máximo. Para el coste

medio los resultados, aunque bajos, son positivos, por lo que se podría estudiar e incluso realizar.


68

PARTE II:

C.H. PURÓN


69

ÍNDICE PARTE II



1.2.- Situación 72




3.- Producción 75

4.- Potencia 77




6.- Electricidad 80



7.1.1.- Obra 81

7.1.2.- Cámara de carga 82

7.1.3.- Tubería forzada 82

7.1.4.- Casa de máquinas 83

7.1.5.- Canal de desagüe o socaz 83

7.1.6.- Equipos electromecánicos 84

7.1.7.- Recuperación 84

7.1.8.- Otros 85



7.3.- Resumen 86
















70








71


1.1.- Antecedentes

La primera concesión del aprovechamiento hidroeléctrico del río Purón data del año 1915 y se

construyó a partir de otra central existente creada en 1900.

En la década de los años 60 se interrumpió la explotación, abandonándose completamente las

estructuras hidráulicas del aprovechamiento, exceptuando el azud y el canal de aproximación

a la toma, los cuales sirven para alimentar una piscifactoría.

Posteriormente, el 8 de mayo de 1995, se concede al Ayuntamiento de Llanes el derecho al

aprovechamiento eléctrico de 1,5 m3/s y un salto bruto de 27,30 metros. El 28 de octubre de

1996 la Confederación modifica la concesión, incrementando el caudal máximo hasta 2,25

m3/s.

El 6 de marzo de 1997, el Ayuntamiento de Llanes y el IDAE firmaron un contrato de

arrendamiento sobre la concesión administrativa del aprovechamiento hidroeléctrico, a favor

de este último, para la modernización y ampliación de la Central Hidroeléctrica de Purón,

según la modalidad de Financiación por Terceros (FPT).

Conforme al contrato, el Ayuntamiento se encargaba de los trabajos de la limpieza general de

las instalaciones y la rehabilitación del edificio de la central y del canal de restitución. Por su

parte, el IDAE haría la inversión correspondiente al equipamiento electromecánico, sistema

eléctrico, control y línea eléctrica y el resto de las obras civiles (tubería forzada, recrecido y

rehabilitación del canal y el azud, etc.).

El diseño de las construcciones de la central e instalaciones anejas, así como los materiales

empleados en sus fachadas y techumbres están armonizadas con la tipología arquitectónica de

la zona.

Ubicación Purón. T.M. Llanes

Provincia Asturias

Río Purón

Tipología Fluyente, rehabilitación y ampliación

Concesionario Excmo. Ayuntamiento de Llanes


IDENTIFICACIÓN

Tabla 31. Identificación – C.H. Purón


72

1.2.- Situación

El aprovechamiento hidroeléctrico se encuentra

situado en el río Purón, en la zona Este del Principado

de Asturias y a 8 kilómetros de Llanes, a cuyo

Concejo pertenece.


Se modificó el perfil de la presa en dos sentidos: recrecer el azud 372 milímetros para el

nuevo caudal y mejorar la capacidad de descarga de la misma, adoptando un perfil más

hidrodinámico que el instalado anteriormente.

Del azud parte un canal de 82 metros de longitud, de sección trapezoidal, recrecido en su

totalidad, que finaliza en una balsa de remanso, de uso compartido para la central y la

piscifactoría, pero independizando el paso de flujo hacia la central mediante una obra que une

el canal inicial con el de derivación propio de la central, dejando una toma para la

piscifactoría, para un caudal de 0,175 m3/s.

De la balsa parte el canal de derivación que cruza, primeramente, al otro margen del río, paso

que se realizó nuevo manteniendo la misma sección del canal, y se prolonga durante un

kilómetro, discurriendo su trazado a media ladera.

Las principales actuaciones realizadas sobre el mismo fueron: recrecido gradual de los

cajeros, regularización, nivelación y hormigonado de la solera, regularización de las paredes

del canal y reconstrucción total de un tramo derruido, con drenaje horizontal tipo “dren

californiano”, por debajo del mismo con salida al río.

A la finalización del canal y en la cámara de carga se realizó un aliviadero lateral que

desemboca en un cuenco amortiguador en la zona del camino del azud, realizándose el paso

del mismo con tubería de hormigón armado de 1.200 milímetros de diámetro con salida al río.

De la cámara de carga parte la tubería forzada de longitud 103 metros, un diámetro interior de

1.200 milímetros, espesor 6 milímetros y acero A-42b helicoidal, enterrada con manto vegetal

en toda su longitud.

El canal de descarga tiene una longitud aproximada de 100 metros. Los 37 metros iniciales,

de sección trapezoidal de aproximadamente 2 metros de ancho en el lecho y profundidad 4,7

metros. Sus 67 metros restantes se prolongan mediante un canal irregular, de lecho de tierra y

Figura 15. Situación – C.H. Purón


73

cajeros de escollera para restituir el caudal detraído.

Existe un caudal ecológico de 0,115 m3/s. Estos caudales se duplican en los meses de

noviembre, diciembre y enero para favorecer la freza de las truchas.

Caudal 2,54 m3/s

Salto 5,05 m


Producción estimada 496 MWh/año

FICHA TÉCNICA

Tabla 32. Ficha técnica – C.H. Purón


En este caso, para la ubicación y selección de los datos meteorológicos dentro del programa

RETScreen Expert, se ha tomó como estación meteorológica más cercana la de Torrelavega, a

52 kilómetros de la localización.

Figura 16. Ubicación mediante RETScreen Expert- C.H. Purón


74


APROVECHAMIENTO

El azud se localiza 273 metros aguas arriba de la casa de máquinas, a una cota de 950 m.s.n.m

(metros sobre el nivel del mar). Dicho azud eleva el nivel de agua lo suficiente para ser

captada como agua de riego y en él se encuentra la toma de agua.

A continuación aparece el canal de derivación. Este canal poseía una parte realizada

(anteriormente funcionaba como canal de riego) a la que se sumó una pequeña parte que

llegaría hasta la cámara de carga.

Posee una longitud de 170 metros y una pendiente de 0,25 %. Se encuentra abierto en su parte

superior y se diseñó para un caudal de 3 m3/s.

La tubería forzada parte de la cámara de carga y se construyó en fundición dúctil con una

longitud de 103 metros, una pendiente del 3,35% y con un diámetro de 1,04 metros. Dicha

tubería se encuentra enterrada.

La casa de máquinas se localiza en el margen derecho y en ella se encuentra alojada una

turbina tipo Kaplan, que funcionará 4.560 horas al año produciendo en un año medio

495.717,6 kWh.

Cota de la toma 950 m

Cota de la turbina 940 m

Salto bruto 6 m

Salto neto 5,05 m

Aportación media anual 80,18 Hm3/año

Caudal derivado 2,54 m3/s

APROVECHAMIENTO

Tabla 33. Aprovechamiento – C.H. Purón


75

3 PRODUCCIÓN


Salto bruto 6 m

Salto neto 5,05 m


Caudal medio 7,48 m3/s

Caudal derivado 2,54 m3/s

Tabla 34. Niveles y caudales – C.H. Purón

Según las previsiones realizadas de caudales por el IDAE, se estimó una producción total anual de

496 MWh.

Dicha producción se muestra desglosada mensualmente en la siguiente tabla:

Figura 17. Producción mensual estimada – C.H. Purón

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90



76


año hidrológico 2.012-2.013. Dichos datos fueron extrapolados a partir de los de otra central con

características similares, ya que se carecía de ellos. Tomando las potencias y horas de los meses

correspondientes al año natural 2.013, extrapolados también, se obtiene la producción real

mensual y anual (MWh) del año 2.013:

Figura 18. Producción mensual año 2.103 – C.H. Purón

Como se puede observar, se intuyen ciertas diferencias entre la producción mensual estimada y la

correspondiente al año 2.013, ya que los datos fueron extrapolados de otra central.

Por otro lado, respecto a producción, se obtuvieron 544 MWh, valor no muy alejado del estimado

por el IDAE.

De aquí en adelante, se procederá a realizar los cálculos correspondientes a partir de los datos

anuales de producción de 496 MWh, estimados por el Instituto para la Diversificación y Ahorro

de la Energía.

0

10

20

30

40

50

60



77

4 POTENCIA


Para el cálculo de la potencia, se contó con un salto bruto de 6 metros y un caudal de 2,54 m3/s.

Con una pérdida de carga de 0,95 metros en el salto, se obtenía un salto neto de 5,05 metros. Para

aprovechar al máximo la capacidad de la turbina se instaló un generador asíncrono de 1.500 kW,

que junto a la turbina ofrecía un rendimiento conjunto del 85 %.

De esta manera, la potencia máxima obtenible en este supuesto sería:

donde,

P = Potencia en kW.




P = 9,81 (

) * 2,54 (

) * 5,05 (m) * 0,85 = 110 kW

P = 9,81 * Q * Hn * e


78


Para el cálculo de la potencia media se tomaron datos referentes al año hidrológico 2.012 – 2.013,

comenzando la serie el 1 de octubre de 2.012 y finalizándola el 30 de septiembre de 2.013.



Mes Horas

Potencia

Media

(KW)

Potencia

Nominal

(KW)

Factor de

planta

Octubre 125 87 110 79,09%

Noviembre 135 89 110 80,91%

Diciembre 275 93 110 84,55%

Enero 475 101 110 91,82%

Febrero 505 99 110 90,00%

Marzo 435 99 110 90,00%

Abril 460 97 110 88,18%

Mayo 375 104 110 94,55%

Junio 390 105 110 95,45%

Julio 380 98 110 89,09%

Agosto 450 92 110 83,67%

Septiembre 495 96 110 87,27%

Total 4500 96 110 87,27%

Tabla 35. Potencia generada – C.H. Purón



Todo ello produjo un factor de planta del 87,27 %.


el calculado en el año hidrológico 2.012 - 2.013.


79


Como se realizó en el estudio de la C.H. Huesna, se decidieron establecer como punto de

referencia o coste de generación de la energía cada uno de los extremos estimados por el Instituto

para la Diversificación y Ahorro de la Energía, además del punto medio de ellos, 0,053 €/kWh.

Tabla 36. Coste de generación IDAE – C.H. Purón


80

6 ELECTRICIDAD

En este caso, se trabajó con una minicentral que ofrecía una potencia nominal de 110 kW, con un

factor de planta del 87,27 %. A partir de dichos factores, se pudo obtener información sobre la

electricidad exportada a la red y los ingresos que ello generaba.

Al igual que en el estudio anterior, se decidió no emplear la herramienta del software

RETScreen Expert que permitía estimar unos valores para los costes iniciales a partir de la

potencia de la instalación.

Para el coste de operación y mantenimiento o coste para todos los elementos del sistema

energético, se decidió tomar un valor aproximado por el IDAE que se incluirá en el apartado

de Análisis de costes.

Respecto al tema energético, en el apartado de Producción se decidió emplear el dato de

producción de 496 MWh estimado por el IDAE.

Con relación a la tarifa de exportación de electricidad, se empleó un valor según indicaba la

siguiente tabla (IDAE):

Tabla 37. Precio venta energía IDAE – C.H. Purón

Al tratarse de una central fluyente, se tomó un valor de 0,0689 €/kWh para los 25 años de vida

del proyecto, valores que junto a los 496 MWh estimados anteriormente generaban unos ingresos

que serán estudiados más adelante.


81






Al igual que en el estudio de la central anterior, se incluyen tanto los costes de proyecto como los

costes de obra en los costes iniciales.

7.1.1.- Obra


400 0,11 44

400 0,11 44

500 0,6 300

10 120 1.200

200 85 17.000

250 45 11.250

400 6,5 2.600

15 25 375

2 4.000 8.000

2 2.250 4.500

2 2.250 4.500

20 7,79 156

49.968,80 €TOTAL

Mallazo electrosoldada (m2)

Compuerta canal

Cubierta de teja cerámica mixta

envejecida (m2)

Compuerta escala de peces

COSTES INICIALES

OBRA

Encofrado (m2)

Hormigón limpieza (m3)

Compuerta desagüe

Desbroce y limpieza de terreno (m2)

Retirada tierra vegetal (m3)

Carga y descarga de material (m3)

Toma de tierra

Hormigón en masa (m3)

Tabla 38. Costes iniciales. Obra – C.H. Purón


82

7.1.2.- Cámara de carga


100 0,6 60

100 85 8.500

200 45 9.000

400 6,5 2.600

110 10 1.100

40 50 2.000

23.260 €

COSTES INICIALES

TOTAL

Valla de enrejado metálico (m)

CÁMARA DE CARGA



Encofrado (m2)


Revestimiento (m2)

Tabla 39. Costes iniciales. Cámara de carga – C.H. Purón

7.1.3.- Tubería forzada


22.600 4,5 101.970

101.970 €

COSTES INICIALES

TOTAL

TUBERÍA FORZADA

Tubería de acero (Kg)

Tabla 40. Costes iniciales. Tubería forzada – C.H. Purón


83

7.1.4.- Casa de máquinas


150 0,11 17

200 0,60 120

1 60.000 60.000

140 85 11.900

300 6,5 1.950

15 25 375

20 45 900

220 16,5 3.630

150 7,79 1.169

10 120 1.200

10 42,50 425

2 50,35 101

1 2.000 2.000

1 6.000 6.000

89.785,70 €TOTAL

Cubierta de teja cerámica mixta envejecida

(m2)

Transformador de potencia media-media

Iluminaria estanca

Encofrado (m2)

Lámpara de emergencia

Transformador de potencia media-baja

COSTES INICIALES

CASA DE MÁQUINAS


Bloque termoarcilla (m2)

Toma de tierra



Turbina Kaplan eje vertical



Tabla 41. Costes iniciales. Casa de máquinas – C.H. Purón

7.1.5.- Canal de desagüe o socaz


150 0,6 90

100 85 8.500

30 6,5 195

15 25 375

15 45 675

9.835 €

COSTES INICIALES

TOTAL

CANAL DE DESAGÜE O SOCAZ





Encofrado (m2)

Tabla 42. Costes iniciales. Canal de desagüe o socaz – C.H. Purón


84

7.1.6.- Equipos electromecánicos


1 153,36 153

10 120 1.200

1 94,38 94

1 1.152,60 1.153

1 1.100 1.100

100 60 6.000

1 2.300 2.300

1 2.450 2.450

1 1.800 1.800

1 2.500 2.500

1 2.400 2.400

1 2.200 2.200

1 750 750

24.100,34 €TOTAL

Cuadro servicios auxiliares

Cuadro de regulación y sistema de

control remoto

Cuadro de mando y protección de

presa

Cuadro de protección de línea de

salida

Armarios de repuesto

COSTES INICIALES

EQUIPOS ELECTROMECÁNICOS

Línea de enlace (m)

Cuadro de control

Cuadro de protección general

Pararrayos

Toma de tierra

Módulo protección trifásico

Armario medida A.T.

Módulo protección

Tabla 43. Costes iniciales. Equipos electromecánicos – C.H. Purón

7.1.7.- Recuperación


200 0,5 100

200 1 200

20 8 160

25 10 250

710 €

COSTES INICIALES

TOTAL

RECUPERACIÓN

Hidrosiembra (m2)

Hidrosiembra de taludes (m2)

Chopo del país, Populus nigra

Fresno, Fraxinus angustifolia

Tabla 44. Costes iniciales. Recuperación – C.H. Purón


85

7.1.8.- Otros


1 90 90

4 55 220

4 10 40

2 40 80

1 43 43

2 28 56

529 €

COSTES INICIALES

TOTAL

Extintor CO2

OTROS

Equipamiento reglamentario general

Base de enchufe trifásica

Base de enchufe estanca

Extintor polvo

Carro extintor polvo

Tabla 45. Costes iniciales. Otros – C.H. Purón






Tabla 46. Costes operación y mantenimiento IDAE – C.H. Purón


se trata de una central fluyente, los gastos totales en operación y mantenimiento se estimaron


En el caso en estudio, con 496 MWh de producción anuales, los costes ascendían a 7.199,94 €.


86

7.3.- Resumen

49.968,80 €

23.260 €

101.970 €

85.785,70 €

9.835 €

24.100,34 €

710 €

529 €

296.158,84 €

35.539,06 €

14.807,94 €

346.505,84 €

72.766,23 €

419.272,07 €

7.199,94 €

7.199,94 €

IVA (21%)

RESUMEN

Obra

Cámara de carga

Tubería forzada

Casa de máquinas

Canal de desagüe o socaz

Equipos electromecánicos

Recuperación

Otros






SUBTOTAL 1

SUBTOTAL 2

Tabla 47. Resumen costes – C.H. Purón


87


De forma similar a lo realizado en el estudio anterior, en este apartado se facilitarán una serie de

elementos de entrada de los parámetros financieros, generando una serie de elementos de salida

de viabilidad financiera, estudiados en el siguiente apartado.. Con el objetivo de poder comparar

en las mismas condiciones los resultados obtenidos, se ha realizado el análisis financiero con los

mismos valores para los parámetros que en el estudio de la central anterior.


% 2,5

% 9

Años 25

€ 20.000

% 70

€ 293.490,45 €

€ 125.781,62 €

% 7

Años 15

€/año 32.224,83 €

% 30

- Flujo a través


- No

% 80

% 5

- Sí

Años 5Duración exención del impuesto






Deuda


Pagos de la deuda





Relación de deuda

Capital


Tasa de inflación

Tasa de descuento



General

Finanzas

Tabla 48. Parámetros financieros – C.H. Purón


88


MWh 496 MWh

€/KWh 0,0689

€ 34.174,40 €

% 2

MWh 496 MWh

€/KWh 0,05 €/kWh

€ 24.800 €/año

Años 15

% 2


electricidad


limpia



INGRESOS ANUALES


limpia


energía limpia







Tabla 49. Ingresos anuales – C.H. Purón


89


16,9% 49.968,80 €

7,9% 23.260 €

34,4% 101.970 €

29% 85.785,70 €

3,3% 9.835 €

8,1% 24.100,34 €

0,2% 710 €

0,2% 529 €

100% 296.158,84 €

20.000 €

7.199,94 €

32.224,83 €

22.320,00 €

61.744,77 €

26.288,00 €

65.712,77 €

30.256,00 €

69.680,77 €

34.174,40 €

24.800,00 €

58.974,40 €






Costes iniciales

Otros



Ingresos y ahorros anuales totales

Obra

Cámara de carga

Tubería forzada

Recuperación








Casa de máquinas




Tabla 50. Costes, ahorros e ingresos – C.H. Purón







escalamiento.


90




€/kWh.

0 160.326,45 € 58.974,40 € -101.352,05 € 1,025 -98.880,05 €

1 61.744,77 € 60.153,89 € -102.942,93 € 1,051 -97.982,56 €

2 61.744,77 € 61.356,97 € -103.330,74 € 1,077 -95.952,86 €

3 61.744,77 € 62.584,11 € -102.491,40 € 1,104 -92.852,15 €

4 61.744,77 € 63.835,79 € -100.400,38 € 1,131 -88.739,31 €

5 61.744,77 € 65.112,50 € -97.032,65 € 1,160 -83.670,95 €

6 61.744,77 € 66.414,75 € -92.362,67 € 1,189 -77.701,50 €

7 61.744,77 € 67.743,05 € -86.364,39 € 1,218 -70.883,28 €

8 61.744,77 € 69.097,91 € -79.011,25 € 1,249 -63.266,55 €

9 61.744,77 € 70.479,87 € -70.276,15 € 1,280 -54.899,62 €

10 61.744,77 € 71.889,46 € -60.131,46 € 1,312 -45.828,88 €

11 61.744,77 € 73.327,25 € -48.548,98 € 1,345 -36.098,88 €

12 61.744,77 € 74.793,80 € -35.499,95 € 1,379 -25.752,38 €

13 61.744,77 € 76.289,67 € -20.955,04 € 1,413 -14.830,45 €

14 61.744,77 € 77.815,47 € -4.884,34 € 1,448 -3.372,47 €

15 29.519,94 € 45.994,24 € 11.589,96 € 1,485 7.807,29 €

16 29.519,94 € 46.914,13 € 28.984,15 € 1,522 19.048,24 €

17 29.519,94 € 47.852,41 € 47.316,62 € 1,560 30.337,80 €

18 29.519,94 € 48.809,46 € 66.606,14 € 1,599 41.663,98 €

19 29.519,94 € 49.785,65 € 86.871,84 € 1,639 53.015,36 €

20 29.519,94 € 50.781,36 € 108.133,26 € 1,680 64.381,06 €

21 29.519,94 € 51.796,99 € 130.410,31 € 1,722 75.750,74 €

22 29.519,94 € 52.832,93 € 153.723,30 € 1,765 87.114,57 €

23 29.519,94 € 53.889,59 € 178.092,95 € 1,809 98.463,20 €

24 29.519,94 € 54.967,38 € 203.540,38 € 1,854 109.787,77 €

25 29.519,94 € 56.066,73 € 230.087,17 € 1,900 121.079,86 €

Acumulado

inflaciónAño Gastos Ingresos Acumulado Inlfación

Tabla 51. Flujos de caja anuales. Coste mínimo – C.H. Purón


91

Figura 19. Flujos de caja anuales. Coste mínimo – C.H. Purón

-150000

-100000

-50000

0

50000

100000

150000

200000

250000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Flu

jo e

fect

ivo

acu

mu

lad

o (€

)

Año


92



€/kWh.

0 164.294,45 € 58.974,40 € -105.320,05 € 1,025 -102.751,27 €

1 65.652,77 € 60.153,89 € -110.818,93 € 1,051 -105.479,05 €

2 65.652,77 € 61.356,97 € -115.114,74 € 1,077 -106.895,48 €

3 65.652,77 € 62.584,11 € -118.183,40 € 1,104 -107.068,33 €

4 65.652,77 € 63.835,79 € -120.000,38 € 1,131 -106.062,85 €

5 65.652,77 € 65.112,50 € -120.540,65 € 1,160 -103.941,83 €

6 65.652,77 € 66.414,75 € -119.778,67 € 1,189 -100.765,63 €

7 65.652,77 € 67.743,05 € -117.688,39 € 1,218 -96.592,34 €

8 65.652,77 € 69.097,91 € -114.243,25 € 1,249 -91.477,81 €

9 65.652,77 € 70.479,87 € -109.416,15 € 1,280 -85.475,72 €

10 65.652,77 € 71.889,46 € -103.179,46 € 1,312 -78.637,69 €

11 65.652,77 € 73.327,25 € -95.504,98 € 1,345 -71.013,29 €

12 65.652,77 € 74.793,80 € -86.363,95 € 1,379 -62.650,17 €

13 65.652,77 € 76.289,67 € -75.727,04 € 1,413 -53.594,09 €

14 65.652,77 € 77.815,47 € -63.564,34 € 1,448 -43.888,99 €

15 33.427,94 € 45.994,24 € -50.998,04 € 1,485 -34.353,55 €

16 33.427,94 € 46.914,13 € -37.511,85 € 1,522 -24.652,60 €

17 33.427,94 € 47.852,41 € -23.087,38 € 1,560 -14.802,84 €

18 33.427,94 € 48.809,46 € -7.705,86 € 1,599 -4.820,23 €

19 33.427,94 € 49.785,65 € 8.651,84 € 1,639 5.279,97 €

20 33.427,94 € 50.781,36 € 26.005,26 € 1,680 15.483,18 €

21 33.427,94 € 51.796,99 € 44.374,31 € 1,722 25.775,47 €

22 33.427,94 € 52.832,93 € 63.779,30 € 1,765 36.143,55 €

23 33.427,94 € 53.889,59 € 84.240,95 € 1,809 46.574,74 €

24 33.427,94 € 54.967,38 € 105.780,38 € 1,854 57.056,94 €

25 33.427,94 € 56.066,73 € 128.419,17 € 1,900 67.578,63 €

Acumulado


Tabla 52. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Purón


93

Figura 20. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Purón

-150000

-100000

-50000

0

50000

100000

150000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Flu

jo e

fect

ivo

acu

mu

lad

o (€

)

Año


94



€/kWh.

0 168.262,45 € 58.974,40 € -109.288,05 € 1,025 -106.622,49 €

1 69.680,77 € 60.153,89 € -118.814,93 € 1,051 -113.089,76 €

2 69.680,77 € 61.356,97 € -127.138,74 € 1,077 -118.060,96 €

3 69.680,77 € 62.584,11 € -134.235,40 € 1,104 -121.610,65 €

4 69.680,77 € 63.835,79 € -140.080,38 € 1,131 -123.810,65 €

5 69.680,77 € 65.112,50 € -144.648,65 € 1,160 -124.730,08 €

6 69.680,77 € 66.414,75 € -147.914,67 € 1,189 -124.435,47 €

7 69.680,77 € 67.743,05 € -149.852,39 € 1,218 -122.990,84 €

8 69.680,77 € 69.097,91 € -150.435,25 € 1,249 -120.457,77 €

9 69.680,77 € 70.479,87 € -149.636,15 € 1,280 -116.895,52 €

10 69.680,77 € 71.889,46 € -147.427,46 € 1,312 -112.361,07 €

11 69.680,77 € 73.327,25 € -143.780,98 € 1,345 -106.909,19 €

12 69.680,77 € 74.793,80 € -138.667,95 € 1,379 -100.592,55 €

13 69.680,77 € 76.289,67 € -132.059,04 € 1,413 -93.461,78 €

14 69.680,77 € 77.815,47 € -123.924,34 € 1,448 -85.565,49 €

15 37.455,94 € 45.994,24 € -115.386,04 € 1,485 -77.726,91 €

16 37.455,94 € 46.914,13 € -105.927,85 € 1,522 -69.615,26 €

17 37.455,94 € 47.852,41 € -95.531,38 € 1,560 -61.251,47 €

18 37.455,94 € 48.809,46 € -84.177,86 € 1,599 -52.655,59 €

19 37.455,94 € 49.785,65 € -71.848,16 € 1,639 -43.846,84 €

20 37.455,94 € 50.781,36 € -58.522,74 € 1,680 -34.843,63 €

21 37.455,94 € 51.796,99 € -44.181,69 € 1,722 -25.663,58 €

22 37.455,94 € 52.832,93 € -28.804,70 € 1,765 -16.323,54 €

23 37.455,94 € 53.889,59 € -12.371,05 € 1,809 -6.839,65 €

24 37.455,94 € 54.967,38 € 5.140,38 € 1,854 2.772,67 €

25 37.455,94 € 56.066,73 € 23.751,17 € 1,900 12.498,69 €

Acumulado


Tabla 53. Flujos de caja anuales. Coste máximo – C.H. Purón


95

Figura 21. Flujos de caja anuales. Coste máximo – C.H. Purón

-160000

-140000

-120000

-100000

-80000

-60000

-40000

-20000

0

20000

40000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Flu

jo e

fect

ivo

acu

mu

lad

o (€

)

Año


96






los flujos de caja correspondientes. El balance comenzaba a ser positivo desde el año 15. A los 25

años, los beneficios ascendían a 121.079,86 €.


obtenían beneficios al decimonoveno año. El acumulado a 25 años era de 67.578,63 €.

Por último, para el caso que contaba con el coste máximo de 0,061 €/kWh, desaparecían las

pérdidas el año 24. El flujo de caja a los 25 años ascendía a 12.498,69 €.




realidad.

A la vista de los resultados anteriores parece más lógica y óptima la primera opción, ya que para

los otros costes de producción se obtiene un beneficio muy tardío y, en el caso del coste máximo,

escaso.


97




índices:

Figura 22. Índices rentabilidad IDAE – C.H. Purón




15 19 24

Período de retorno simple (años)

Coste mínimo

0,045 €/kWh

Coste medio

0,053 €/kWh

Coste máximo

0,061 €/kWh

Tabla 54. Período de retorno simple – C.H. Purón

Según el IDAE, ninguna opción cumple los límites establecidos, acercándose más la que posee el

menor coste de generación.


98



419.272,07 € 496 MWh 84,53 cent €/kWh/año

Inversión

(€)

Producción

(MWh)

Índice de energía

(cent €/kWh/año)


Tabla 55. Índice de energía – C.H. Purón

Según el IDAE, nuestra central en estudio quedaría algo por encima del intervalo concedido.



419.272,07 € 110 kW 3.811,56 €/kW

Inversión

(€)

Potencia

instalada

(kWh)

Índice de potencia

(€/kW)


Tabla 56. Índice de potencia – C.H. Purón

Según el IDAE, nuestra central prácticamente dobla el límite superior del intervalo.


99









Figura 23. VAN – C.H. Purón




100


0 160.326,45 € 58.974,40 € -101.352,05 € -98.880,05 €

1 61.744,77 € 60.153,89 € -1.590,88 € -1.552,08 €

2 61.744,77 € 61.356,97 € -387,80 € -378,35 €

3 61.744,77 € 62.584,11 € 839,34 € 818,86 €

4 61.744,77 € 63.835,79 € 2.091,02 € 2.040,02 €

5 61.744,77 € 65.112,50 € 3.367,73 € 3.285,59 €

6 61.744,77 € 66.414,75 € 4.669,98 € 4.556,08 €

7 61.744,77 € 67.743,05 € 5.998,28 € 5.851,98 €

8 61.744,77 € 69.097,91 € 7.353,14 € 7.173,79 €

9 61.744,77 € 70.479,87 € 8.735,10 € 8.522,05 €

10 61.744,77 € 71.889,46 € 10.144,69 € 9.897,26 €

11 61.744,77 € 73.327,25 € 11.582,48 € 11.299,98 €

12 61.744,77 € 74.793,80 € 13.049,03 € 12.730,76 €

13 61.744,77 € 76.289,67 € 14.544,90 € 14.190,15 €

14 61.744,77 € 77.815,47 € 16.070,70 € 15.678,73 €

15 29.519,94 € 45.994,24 € 16.474,30 € 16.072,49 €

16 29.519,94 € 46.914,13 € 17.394,19 € 16.969,94 €

17 29.519,94 € 47.852,41 € 18.332,47 € 17.885,34 €

18 29.519,94 € 48.809,46 € 19.289,52 € 18.819,04 €

19 29.519,94 € 49.785,65 € 20.265,71 € 19.771,42 €

20 29.519,94 € 50.781,36 € 21.261,42 € 20.742,85 €

21 29.519,94 € 51.796,99 € 22.277,05 € 21.733,71 €

22 29.519,94 € 52.832,93 € 23.312,99 € 22.744,38 €

23 29.519,94 € 53.889,59 € 24.369,65 € 23.775,26 €

24 29.519,94 € 54.967,38 € 25.447,44 € 24.826,77 €

25 29.519,94 € 56.066,73 € 26.546,79 € 25.899,30 €

112.217,86 €


Tabla 57. VAN. Coste mínimo – C.H. Purón


101


0 164.294,45 € 58.974,40 € -105.320,05 € -102.751,27 €

1 65.652,77 € 60.153,89 € -5.498,88 € -5.364,76 €

2 65.652,77 € 61.356,97 € -4.295,80 € -4.191,03 €

3 65.652,77 € 62.584,11 € -3.068,66 € -2.993,82 €

4 65.652,77 € 63.835,79 € -1.816,98 € -1.772,67 €

5 65.652,77 € 65.112,50 € -540,27 € -527,09 €

6 65.652,77 € 66.414,75 € 761,98 € 743,40 €

7 65.652,77 € 67.743,05 € 2.090,28 € 2.039,30 €

8 65.652,77 € 69.097,91 € 3.445,14 € 3.361,11 €

9 65.652,77 € 70.479,87 € 4.827,10 € 4.709,36 €

10 65.652,77 € 71.889,46 € 6.236,69 € 6.084,58 €

11 65.652,77 € 73.327,25 € 7.674,48 € 7.487,30 €

12 65.652,77 € 74.793,80 € 9.141,03 € 8.918,08 €

13 65.652,77 € 76.289,67 € 10.636,90 € 10.377,47 €

14 65.652,77 € 77.815,47 € 12.162,70 € 11.866,05 €

15 33.427,94 € 45.994,24 € 12.566,30 € 12.259,81 €

16 33.427,94 € 46.914,13 € 13.486,19 € 13.157,26 €

17 33.427,94 € 47.852,41 € 14.424,47 € 14.072,65 €

18 33.427,94 € 48.809,46 € 15.381,52 € 15.006,36 €

19 33.427,94 € 49.785,65 € 16.357,71 € 15.958,74 €

20 33.427,94 € 50.781,36 € 17.353,42 € 16.930,17 €

21 33.427,94 € 51.796,99 € 18.369,05 € 17.921,02 €

22 33.427,94 € 52.832,93 € 19.404,99 € 18.931,70 €

23 33.427,94 € 53.889,59 € 20.461,65 € 19.962,58 €

24 33.427,94 € 54.967,38 € 21.539,44 € 21.014,09 €

25 33.427,94 € 56.066,73 € 22.638,79 € 22.086,62 €

38.100,34 €


Tabla 58. VAN. Coste medio – C.H. Purón


102


0 168.262,45 € 58.974,40 € -109.288,05 € -106.622,49 €

1 69.680,77 € 60.153,89 € -9.526,88 € -9.294,52 €

2 69.680,77 € 61.356,97 € -8.323,80 € -8.120,78 €

3 69.680,77 € 62.584,11 € -7.096,66 € -6.923,58 €

4 69.680,77 € 63.835,79 € -5.844,98 € -5.702,42 €

5 69.680,77 € 65.112,50 € -4.568,27 € -4.456,85 €

6 69.680,77 € 66.414,75 € -3.266,02 € -3.186,36 €

7 69.680,77 € 67.743,05 € -1.937,72 € -1.890,46 €

8 69.680,77 € 69.097,91 € -582,86 € -568,64 €

9 69.680,77 € 70.479,87 € 799,10 € 779,61 €

10 69.680,77 € 71.889,46 € 2.208,69 € 2.154,82 €

11 69.680,77 € 73.327,25 € 3.646,48 € 3.557,55 €

12 69.680,77 € 74.793,80 € 5.113,03 € 4.988,32 €

13 69.680,77 € 76.289,67 € 6.608,90 € 6.447,71 €

14 69.680,77 € 77.815,47 € 8.134,70 € 7.936,29 €

15 37.455,94 € 45.994,24 € 8.538,30 € 8.330,05 €

16 37.455,94 € 46.914,13 € 9.458,19 € 9.227,50 €

17 37.455,94 € 47.852,41 € 10.396,47 € 10.142,90 €

18 37.455,94 € 48.809,46 € 11.353,52 € 11.076,60 €

19 37.455,94 € 49.785,65 € 12.329,71 € 12.028,98 €

20 37.455,94 € 50.781,36 € 13.325,42 € 13.000,41 €

21 37.455,94 € 51.796,99 € 14.341,05 € 13.991,27 €

22 37.455,94 € 52.832,93 € 15.376,99 € 15.001,94 €

23 37.455,94 € 53.889,59 € 16.433,65 € 16.032,83 €

24 37.455,94 € 54.967,38 € 17.511,44 € 17.084,33 €

25 37.455,94 € 56.066,73 € 18.610,79 € 18.156,86 €

-38.174,19 €


Tabla 59. VAN. Coste máximo – C.H. Purón


103







Para que el proyecto sea rentable el TIR debe ser superior a la tasa de descuento o inflación, fijada

en 2.5%.


Figura 24. TIR – C.H. Purón


VAN 112.217,86 € 38.100,34 € -38.174,19 €

TIR 7,41% 4,17% 0,79%

Coste mínimo

0,045 €/kWh

Coste medio

0,053€/kWh

Coste máximo 0,061

€/kWh


Parámetros

Tabla 60. TIR. Coste mínimo, medio y máximo – C.H. Purón

La tabla anterior ratifica lo expuesto en los flujos de caja anteriores, indicando la rentabilidad de

la inversión en los dos primeros casos. Para el caso del coste máximo, se ha obtenido un VAN

negativo y un TIR positivo. Sin embargo, el TIR es inferior a la tasa de descuento de 2,5%, lo que

nos indica, al igual que el VAN negativo, la no rentabilidad de la inversión.


104

PARTE III:

C.H. SELGA

DE ORDÁS


105

ÍNDICE PARTE III



1.2.- Situación 108




3.- Producción 111

4.- Potencia 113




6.- Electricidad 116



7.1.1.- Obra 117

7.1.2.- Cámara de carga 118

7.1.3.- Tubería forzada 118

7.1.4.- Casa de máquinas 118

7.1.5.- Canal de desagüe 119

7.1.6.- Equipos electromecánicos 119



7.3.- Resumen 121


















106






107


1.1.- Antecedentes

El embalse de Selga de Ordás, situado en el cauce del río Luna, es propiedad del Estado y está

en explotación desde 1963. La presa es de gravedad con una longitud de 232 metros y una

altura sobre cimientos de 14,4 metros. Su función es hacer de contraembalse del embalse de

Barrios de Luna situado a 19 kilómetros aguas arriba, el abastecimiento de aguas a la ciudad

de León y el riego de 45.000 hectáreas.

La Confederación Hidrográfica del Duero otorgó al Instituto para la Diversificación y Ahorro

de la Energía (IDAE) la concesión del Aprovechamiento Hidroeléctrico del caudal

desembalsado en la presa de Selga de Ordás, hasta un máximo de 18 m3/s, por resolución de

17 de mayo de 1994. Dicha concesión fue revisada, estableciéndose un caudal concesional de

12 m3/s, en resolución de 5 de julio de 1995.

Según la concesión, sólo se podrán turbinar los caudales que la Confederación Hidrográfica

del Duero determinase, que serían los que debiesen circular en cada momento por el cauce del

río a partir de la Presa de Selga de Ordás.

El titular de las instalaciones es el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía

(IDAE). El 28 de abril de 1999 se produjo el acoplamiento del generador a la red momento a

partir del cual se realizaron las correspondientes pruebas y comenzó la explotación industrial

de la central.

Ubicación Presa Selga de Ordás, T.M. Santa María de Ordás

Provincia León

Río Luna

Tipología Pie de presa, nueva construcción

Concesionario I.D.A.E.


IDENTIFICACIÓN

Tabla 61. Identificación – C.H. Selga de Ordás


108

1.2.- Situación

El embalse de Selga de Ordás está situado a 980 metros

sobre el nivel del mar, en el cauce del río Luna, en el

término municipal de Santa María de Ordás y en las

inmediaciones del pueblo de Selga de Ordás, provincia de

León.


La Confederación Hidrográfica del Duero otorgó al IDAE la concesión de aprovechamiento

hidroeléctrico del caudal desembalsado en esta presa en 1994. En 1999 se produjo el

acoplamiento del generador a la red, momento en que se inició la explotación industrial de la

central.

La toma se realiza en el estribo del margen derecho de la presa, sin afectar a la Acequia de La

Plata. En la central se ha instalado una tubería de by-pass que deriva de la tubería de toma y

que desagua en el canal de restitución. La central turbina en cada momento el caudal impuesto

por la Confederación y con un régimen de explotación basado en regulación de caudal y con

vigilancia de la cota del nivel del embalse.

Caudal 12 m3/s

Salto 5 m


Producción estimada 2.000 MWh/año

FICHA TÉCNICA

Tabla 62. Ficha técnica – C.H. Selga de Ordás

Figura 25. Situación – C.H. Selga de Ordás


109


Para la ubicación y selección de los datos meteorológicos dentro del programa RETScreen

Expert, se planteaban dos opciones.

En primer lugar se podían estudiar datos del suelo de la estación situada en Virgen del

Camino, León, a 39 kilómetros. La alternativa era emplear los datos ofrecidos por la NASA

en León, a 42 kilómetros.

Se decidió tomar la primera de las opciones.

Figura 26. Ubicación mediante RETScreen Expert- C.H. Selga de Ordás


110


APROVECHAMIENTO

La toma se realiza en el estribo del margen derecho de la presa, sin afectar a la Acequia de La

Plata y con una mínima afección a la presa. Se realizó una perforación circular de 1,7 metros

de diámetro revestida de chapa de acero y dotada de las transiciones adecuadas para un buen

funcionamiento hidráulico. Se incluye compuerta y reja.

Se ha instalado en la central una tubería de by-pass, de 0,7 metros de diámetro, que deriva de

la tubería de toma y que desagua en el canal de restitución. Esta tubería es capaz, en caso de

parada del grupo, de reponer al río Luna el caudal ecológico durante el tiempo en que esté la

turbina fuera de servicio.

La válvula by-pass tiene cierre de mecanismo hidráulico y apertura por contrapeso.

Colindando con la plataforma de acceso del edificio de la central se sitúa el canal de descarga

de la central, alejado 5 metros del cuenco amortiguador de la presa para evitar socavaciones

en el pie del mismo.

La central turbina en cada momento un caudal en torno a 12 m3/s y con un régimen de

explotación basado en regulación de caudal y con vigilancia de nivel ya que durante su

funcionamiento la cota del nivel del embalse estará comprendida entre 984,20 y 980,00

metros.

En la casa de máquinas se encuentra alojada una turbina tipo Kaplan de eje vertical. Dicha

turbina, con regulación de las palas de la hélice y con distribuidor regulable, permite el

montaje del rodete un poco por encima del nivel del agua a la salida y funciona en una cámara

semiespiral de hormigón. Funcionará 5.022 horas al año, produciendo en un año medio cerca

de 2.000 MWh.

Cota de la toma 980 m

Cota de la turbina 970 m

Salto bruto 7,8 m

Salto neto 5 m


Caudal derivado 12 m3/s

APROVECHAMIENTO

Tabla 63. Aprovechamiento – C.H. Selga de Ordás


111

3 PRODUCCIÓN


Salto bruto 7,8 m

Salto neto 5 m


Caudal derivado 12 m3/s

Tabla 64. Niveles y caudales – C.H. Selga de Ordás

Según las previsiones realizadas de caudales por el IDAE, se estimó una producción total anual de

2.000 MWh.

Dicha producción se muestra desglosada mensualmente en la siguiente tabla:

Figura 27. Producción mensual estimada – C.H. Selga de Ordás

0 50

100 150 200 250 300 350 400 450 500



112


año hidrológico 2.009-2.010. Dichos datos fueron extrapolados a partir de los de otra central con

características similares, ya que se carecía de ellos. Tomando las potencias y horas de los meses

correspondientes al año natural 2.010, extrapolados también, se obtiene la producción real

mensual y anual (MWh) del año 2.010:

Figura 28. Producción mensual año2.010 – C.H. Selga de Ordás

En este caso, se observa cierta similitud entre la producción mensual del año 2.010 y la estimada

por el IDAE.

Por otro lado, se obtuvieron 1.929 MWh, valor no muy alejado del estimado por el IDAE.

De aquí en adelante, se procederá a realizar los cálculos correspondientes a partir de los datos

anuales de producción de 2.000 MWh, estimados por el Instituto para la Diversificación y Ahorro

de la Energía.

0

50

100

150

200

250

300



113

4 POTENCIA


Se decidió instalar un generador asíncrono de 400 kW, ya que debido a su pequeña potencia

ofrecía mayor fabricación y menor coste. Dicho generador presentaba una batería de

condensadores de regulación automática que mantenían siempre alto el factor de potencia de la

central

Para un salto útil de 5 metros, caudal de 12 m3/s y un rendimiento del sistema turbina-generador

del 81%, la potencia máxima obtenible sería:

donde,

P = Potencia en kW.




P = 9,81 (

) * 12 (

) * 5 (m) * 0,81 = 476 KW

P = 9,81 * Q * Hn * e


114


Para el cálculo de la potencia media se tomaron datos referentes al año hidrológico 2.009 – 2.010,

comenzando la serie el 1 de octubre de 2.009 y finalizando el 30 de septiembre de 2.010.



Mes Horas

Potencia

Media

(KW)

Potencia

Nominal

(KW)

Factor de

planta

Octubre 317 395 476 82,98%

Noviembre 308 403 476 84,66%

Diciembre 339 392 476 82,35%

Enero 472 388 476 81,51%

Febrero 283 373 476 78,36%

Marzo 324 379 476 79,62%

Abril 305 374 476 78,57%

Mayo 447 357 476 75,00%

Junio 463 405 476 85,08%

Julio 674 396 476 83,19%

Agosto 673 379 476 79,62%

Septiembre 417 403 476 84,66%

Total 5022 386 476 81,19%

Tabla 65. Potencia generada – C.H. Selga de Ordás



Todo ello produjo un factor de planta del 81,19 %.


el calculado en el año hidrológico 2.009 - 2.010.


115


Como se realizó en el estudio de las centrales anteriores, se decidieron establecer como punto de

referencia o coste de generación de la energía cada uno de los extremos estimados por el Instituto

para la Diversificación y Ahorro de la Energía, además del punto medio de ellos, 0,053 €/kWh.

Tabla 66. Coste de generación IDAE – C.H. Selga de Ordás


116

6 ELECTRICIDAD

La minicentral en estudio presentaba una potencia nominal de 476 kW, produciendo un factor de

planta del 81,19 %. Con estos datos, RETScreen Expert proporciona información acerca de la

electricidad exportada a la red y los ingresos generados, como se vio en el estudio de la C.H.

Huesna.

Al igual que en los estudios anteriores, se decidió no emplear la herramienta del software

RETScreen Expert que permitía estimar unos valores para los costes iniciales a partir de la

potencia de la instalación.

Para el coste de operación y mantenimiento o coste para todos los elementos del sistema

energético, se decidió tomar un valor aproximado por el IDAE que se incluirá en el apartado

de Análisis de costes.

Respecto al tema energético, en el apartado de Producción se decidió emplear el dato de

producción de 2.000 MWh estimado por el IDAE.

Con relación a la tarifa de exportación de electricidad, se empleó un valor según indicaba la

siguiente tabla (IDAE):

Tabla 67. Precio venta energía IDAE – C.H. Selga de Ordás

Teniendo en cuenta que se trata de una central a pie de presa, se tomó un valor de 0,0689

€/kWh para los primeros quince años y 0,0612 €/kWh los siguientes, valores que junto a los

2.000 MWh estimados anteriormente generaban unos ingresos que serán estudiados más

adelante.


117






Al igual que en el estudio de la central anterior, se incluyen tanto los costes de proyecto como los

costes de obra en los costes iniciales.

7.1.1.- Obra


1180 0,14 165

1200 0,12 144

1658 0,6 995

30 120 3.600

580 85 49.300

650 45 29.250

50 25 1.250

8 4.000 32.000

7 2.250 15.750

9 2.250 20.250

152.704,00 €


Toma de tierra


TOTAL

Compuerta canal

Compuerta escala de peces

COSTES INICIALES

OBRA

Encofrado (m2)


Compuerta desagüe


Retirada tierra vegetal (m3)

Tabla 68. Costes iniciales. Obra – C.H. Selga de Ordás


118

7.1.2.- Cámara de carga


500 0,6 300

400 85 34.000

600 45 27.000

350 15 5.250

66.550 €

COSTES INICIALES

TOTAL

CÁMARA DE CARGA



Encofrado (m2)

Revestimiento (m2)

Tabla 69. Costes iniciales. Cámara de carga – C.H. Selga de Ordás

7.1.3.- Tubería forzada


45.800 5,5 251.900

251.900 €

COSTES INICIALES

TOTAL

INGENIERÍA

Tubería de acero (Kg)

Tabla 70. Costes iniciales. Ingeniería – C.H. Selga de Ordás

7.1.4.- Casa de máquinas


820 0,14 115

600 0,60 360

1 60.000 60.000

690 85 58.650

55 25 1.375

85 45 3.825

640 23 14.720

25 120 3.000

7 70 490

4 6.500 26.000

5 9.000 45.000

213.534,80 €TOTAL

Transformador de potencia media-media

Lámpara de emergencia

Encofrado (m2)

Transformador de potencia media-baja

COSTES INICIALES

CASA DE MÁQUINAS


Bloque termoarcilla (m2)

Toma de tierra



Turbina Kaplan eje vertical


Tabla 71. Costes iniciales. Casa de máquinas – C.H. Selga de Ordás


119

7.1.5.- Canal de desagüe


780 0,6 468

450 85 38.250

75 25 1.875

50 45 2.250

42.843 €

COSTES INICIALES

TOTAL

CANAL DE DESAGÜE




Encofrado (m2)

Tabla 72. Costes iniciales. Canal de desagüe – C.H. Selga de Ordás

7.1.6.- Equipos electromecánicos


3 153,36 460

25 120 3.000

4 94,38 378

4 1.152,60 4.610

3 1.100 3.300

350 60 21.000

4 2.300 9.200

4 2.450 9.800

4 1.800 7.200

4 2.500 10.000

4 2.400 9.600

4 2.200 8.800

4 750 3.000

90.348,00 €TOTAL

Cuadro servicios auxiliares

Cuadro de regulación y sistema de

control remoto

Cuadro de mando y protección de

presa

Cuadro de protección de línea de

salida

Armarios de repuesto

COSTES INICIALES

EQUIPOS ELECTROMECÁNICOS

Línea de enlace (m)

Cuadro de control

Cuadro de protección general

Pararrayos

Toma de tierra

Módulo protección trifásico

Armario medida A.T.

Módulo protección

Tabla 73. Costes iniciales. Equipos electromecánicos – C.H. Selga de Ordás


120






Tabla 74. Costes operación y mantenimiento IDAE – C.H. Selga de Ordás


se trata de una central a pie de presa, los gastos totales en operación y mantenimiento se estimaron


En el caso en estudio, con 2.000 MWh de producción anuales, los costes ascendían a 14.000 €.


121

7.3.- Resumen

152.704 €

66.550 €

251.900 €

213.534,80 €

42.843 €

90.348 €

817.879,80 €

98.145,58 €

40.893,99 €

956.919,37 €

200.953,07 €

1.157.872,44 €

14.000 €

14.000 €







SUBTOTAL 1

SUBTOTAL 2

IVA (21%)

RESUMEN

Obra

Cámara de carga

Tubería forzada

Casa de máquinas


Tabla 75. Resumen costes – C.H. Selga de Ordás


122


De forma similar a lo realizado en el estudio anterior, en este apartado se facilitarán una serie de

elementos de entrada de los parámetros financieros, generando una serie de elementos de salida

de viabilidad financiera, estudiados en el siguiente apartado.. Con el objetivo de poder comparar

en las mismas condiciones los resultados obtenidos, se ha realizado el análisis financiero con los

mismos valores para los parámetros que en el estudio de la central anterior.


% 2,5

% 9

Años 25

€ 20.000

% 70

€ 810.510,71 €

€ 347.361,73 €

% 7

Años 15

€/año 88.989,72 €

% 30

- Flujo a través


- No

% 80

% 5

- Sí

Años 5Duración exención del impuesto






Deuda


Pagos de la deuda





Relación de deuda

Capital


Tasa de inflación

Tasa de descuento



General

Finanzas

Tabla 76. Parámetros financieros – C.H. Selga de Ordás


123


MWh 2.000 MWh

€/KWh 0,0689 €/kWh

€/KWh 0,0612 €/kWh

€ 137.800 €/año

€ 122.400 €/año

% 2

MWh 2.000 MWh

€/KWh 0,05 €/kWh

€ 100.000 €/año

Años 15

% 2


electricidad


limpia



INGRESOS ANUALES


limpia


energía limpia







Tabla 77. Ingresos anuales – C.H. Selga de Ordás


124


16,9% 152.704 €

7,9% 66.550 €

34,4% 251.900 €

29% 213.534,80 €

3,3% 42.843 €

8,1% 90.348,00 €

100% 817.879,80 €

20.000 €

14.000 €

88.989,72 €

90.000 €

192.989,72 €

106.000 €

208.989,72 €

122.000 €

224.989,72 €

137.800 €

100.000 €

237.000 €Ingresos y ahorros anuales totales

Obra

Cámara de carga

Tubería forzada








Casa de máquinas









Costes iniciales



Tabla 78. Costes, ahorros e ingresos – C.H. Selga de Ordás







escalamiento.


125




€/kWh.

0 842.779,43 € 237.800,00 € -604.979,43 € 1,025 -590.223,83 €

1 192.989,72 € 242.556,00 € -555.413,15 € 1,051 -528.650,23 €

2 192.989,72 € 247.407,12 € -500.995,75 € 1,077 -465.224,36 €

3 192.989,72 € 252.355,26 € -441.630,21 € 1,104 -400.095,17 €

4 192.989,72 € 257.402,37 € -377.217,56 € 1,131 -333.405,36 €

5 192.989,72 € 262.550,42 € -307.656,86 € 1,160 -265.291,55 €

6 192.989,72 € 267.801,42 € -232.845,16 € 1,189 -195.884,54 €

7 192.989,72 € 273.157,45 € -152.677,43 € 1,218 -125.309,48 €

8 192.989,72 € 278.620,60 € -67.046,55 € 1,249 -53.686,07 €

9 192.989,72 € 284.193,01 € 24.156,74 € 1,280 18.871,21 €

10 192.989,72 € 289.876,87 € 121.043,90 € 1,312 92.252,97 €

11 192.989,72 € 295.674,41 € 223.728,59 € 1,345 166.354,71 €

12 192.989,72 € 301.587,90 € 332.326,77 € 1,379 241.076,61 €

13 192.989,72 € 307.619,66 € 446.956,70 € 1,413 316.323,41 €

14 192.989,72 € 313.772,05 € 567.739,03 € 1,448 392.004,25 €

15 104.000,00 € 161.504,20 € 625.243,23 € 1,485 421.179,43 €

16 104.000,00 € 164.734,28 € 685.977,52 € 1,522 450.821,03 €

17 104.000,00 € 168.028,97 € 750.006,49 € 1,560 480.878,59 €

18 104.000,00 € 171.389,55 € 817.396,04 € 1,599 511.303,88 €

19 104.000,00 € 174.817,34 € 888.213,38 € 1,639 542.050,82 €

20 104.000,00 € 178.313,69 € 962.527,07 € 1,680 573.075,41 €

21 104.000,00 € 181.879,96 € 1.040.407,03 € 1,722 604.335,68 €

22 104.000,00 € 185.517,56 € 1.121.924,59 € 1,765 635.791,57 €

23 104.000,00 € 189.227,91 € 1.207.152,50 € 1,809 667.404,87 €

24 104.000,00 € 193.012,47 € 1.296.164,97 € 1,854 699.139,19 €

25 104.000,00 € 196.872,72 € 1.389.037,69 € 1,900 730.959,86 €

Acumulado


Tabla 79. Flujos de caja anuales. Coste mínimo – C.H. Selga de Ordás


126

Figura 29. Flujos de caja anuales. Coste mínimo – C.H. Selga de Ordás

-800000

-600000

-400000

-200000

0

200000

400000

600000

800000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Flu

jo e

fect

ivo

acu

mu

lad

o (€

)

Año


127



€/kWh.

0 858.779,43 € 237.800,00 € -620.979,43 € 1,025 -605.833,59 €

1 208.989,72 € 242.556,00 € -587.413,15 € 1,051 -559.108,29 €

2 208.989,72 € 247.407,12 € -548.995,75 € 1,077 -509.797,13 €

3 208.989,72 € 252.355,26 € -505.630,21 € 1,104 -458.076,01 €

4 208.989,72 € 257.402,37 € -457.217,56 € 1,131 -404.113,70 €

5 208.989,72 € 262.550,42 € -403.656,86 € 1,160 -348.072,05 €

6 208.989,72 € 267.801,42 € -344.845,16 € 1,189 -290.106,25 €

7 208.989,72 € 273.157,45 € -280.677,43 € 1,218 -230.365,04 €

8 208.989,72 € 278.620,60 € -211.046,55 € 1,249 -168.990,96 €

9 208.989,72 € 284.193,01 € -135.843,26 € 1,280 -106.120,53 €

10 208.989,72 € 289.876,87 € -54.956,10 € 1,312 -41.884,51 €

11 208.989,72 € 295.674,41 € 31.728,59 € 1,345 23.591,98 €

12 208.989,72 € 301.587,90 € 124.326,77 € 1,379 90.189,17 €

13 208.989,72 € 307.619,66 € 222.956,70 € 1,413 157.792,52 €

14 208.989,72 € 313.772,05 € 327.739,03 € 1,448 226.292,51 €

15 120.000,00 € 161.504,20 € 369.243,23 € 1,485 248.731,45 €

16 120.000,00 € 164.734,28 € 413.977,52 € 1,522 272.063,98 €

17 120.000,00 € 168.028,97 € 462.006,49 € 1,560 296.222,81 €

18 120.000,00 € 171.389,55 € 513.396,04 € 1,599 321.143,45 €

19 120.000,00 € 174.817,34 € 568.213,38 € 1,639 346.764,11 €

20 120.000,00 € 178.313,69 € 626.527,07 € 1,680 373.025,62 €

21 120.000,00 € 181.879,96 € 688.407,03 € 1,722 399.871,32 €

22 120.000,00 € 185.517,56 € 753.924,59 € 1,765 427.246,98 €

23 120.000,00 € 189.227,91 € 823.152,50 € 1,809 455.100,73 €

24 120.000,00 € 193.012,47 € 896.164,97 € 1,854 483.382,95 €

25 120.000,00 € 196.872,72 € 973.037,69 € 1,900 512.046,22 €

Acumulado


Tabla 80. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Selga de Ordás


128

Figura 30. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Selga de Ordás

-800000

-600000

-400000

-200000

0

200000

400000

600000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Flu

jo e

fect

ivo

acu

mu

lad

o (€

)

Año


129



€/kWh.

0 874.779,43 € 237.800,00 € -636.979,43 € 1,025 -621.443,35 €

1 224.989,72 € 242.556,00 € -619.413,15 € 1,051 -589.566,35 €

2 224.989,72 € 247.407,12 € -596.995,75 € 1,077 -554.369,90 €

3 224.989,72 € 252.355,26 € -569.630,21 € 1,104 -516.056,85 €

4 224.989,72 € 257.402,37 € -537.217,56 € 1,131 -474.822,04 €

5 224.989,72 € 262.550,42 € -499.656,86 € 1,160 -430.852,55 €

6 224.989,72 € 267.801,42 € -456.845,16 € 1,189 -384.327,95 €

7 224.989,72 € 273.157,45 € -408.677,43 € 1,218 -335.420,60 €

8 224.989,72 € 278.620,60 € -355.046,55 € 1,249 -284.295,84 €

9 224.989,72 € 284.193,01 € -295.843,26 € 1,280 -231.112,28 €

10 224.989,72 € 289.876,87 € -230.956,10 € 1,312 -176.021,99 €

11 224.989,72 € 295.674,41 € -160.271,41 € 1,345 -119.170,75 €

12 224.989,72 € 301.587,90 € -83.673,23 € 1,379 -60.698,27 €

13 224.989,72 € 307.619,66 € -1.043,30 € 1,413 -738,37 €

14 224.989,72 € 313.772,05 € 87.739,03 € 1,448 60.580,78 €

15 136.000,00 € 161.504,20 € 113.243,23 € 1,485 76.283,47 €

16 136.000,00 € 164.734,28 € 141.977,52 € 1,522 93.306,92 €

17 136.000,00 € 168.028,97 € 174.006,49 € 1,560 111.567,03 €

18 136.000,00 € 171.389,55 € 209.396,04 € 1,599 130.983,03 €

19 136.000,00 € 174.817,34 € 248.213,38 € 1,639 151.477,41 €

20 136.000,00 € 178.313,69 € 290.527,07 € 1,680 172.975,83 €

21 136.000,00 € 181.879,96 € 336.407,03 € 1,722 195.406,96 €

22 136.000,00 € 185.517,56 € 385.924,59 € 1,765 218.702,40 €

23 136.000,00 € 189.227,91 € 439.152,50 € 1,809 242.796,59 €

24 136.000,00 € 193.012,47 € 496.164,97 € 1,854 267.626,72 €

25 136.000,00 € 196.872,72 € 557.037,69 € 1,900 293.132,57 €

Acumulado


Tabla 81. Flujos de caja anuales. Coste máximo – C.H. Selga de Ordás


130

Figura 31. Flujos de caja anuales. Coste máximo – C.H. Selga de Ordás

-800000

-600000

-400000

-200000

0

200000

400000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Flu

jo e

fect

ivo

acu

mu

lad

o (€

)

Año


131






los flujos de caja correspondientes. El balance comenzaba a ser positivo desde el año 9. A los 25

años, los beneficios ascendían a 730.956,86 €.


obtenían beneficios al undécimo año. El acumulado a 25 años era de 512.046,22 €.

Por último, para el caso que contaba con el coste máximo de 0,061 €/kWh, desaparecían las

pérdidas el año 14. El flujo de caja a los 25 años ascendía a 293.132,57 €.




realidad.

En este caso se observa que cualquiera de las tres situaciones parece óptima, tomando el primer

de los casos por ser el más beneficioso económicamente.


132




índices:

Figura 32. Índices rentabilidad IDAE – C.H. Selga de Ordás




9 11 14

Período de retorno simple (años)

Coste mínimo

0,045 €/kWh

Coste medio

0,053 €/kWh

Coste máximo

0,061 €/kWh

Tabla 82. Período de retorno simple – C.H. Selga de Ordás

Según el IDAE, tanto la opción correspondiente al coste mínimo como la del coste medio,

cumplen los requisitos estimados.


133



1.157.872,44 € 2.000 MWh 57,89 cent €/kWh/año

Inversión

(€)

Producción

(MWh)

Índice de energía

(cent €/kWh/año)


Tabla 83. Índice de energía– C.H. Selga de Ordás

Según el IDAE, nuestra central en estudio cumple perfectamente el índice de energía establecido.



419.272,07 € 110 kW 2.432,51 €/kW

Inversión

(€)

Potencia

instalada

(kWh)

Índice de potencia

(€/kW)


Tabla 84. Índice de potencia– C.H. Selga de Ordás

Según el IDAE, nuestra central no cumple los valores estimados.


134









Figura 33. VAN – C.H. Selga de Ordás




135


0 842.779,43 € 237.800,00 € -604.979,43 € -590.223,83 €

1 192.989,72 € 242.556,00 € 49.566,28 € 48.357,35 €

2 192.989,72 € 247.407,12 € 54.417,40 € 53.090,15 €

3 192.989,72 € 252.355,26 € 59.365,54 € 57.917,60 €

4 192.989,72 € 257.402,37 € 64.412,65 € 62.841,61 €

5 192.989,72 € 262.550,42 € 69.560,70 € 67.864,09 €

6 192.989,72 € 267.801,42 € 74.811,70 € 72.987,03 €

7 192.989,72 € 273.157,45 € 80.167,73 € 78.212,42 €

8 192.989,72 € 278.620,60 € 85.630,88 € 83.542,32 €

9 192.989,72 € 284.193,01 € 91.203,29 € 88.978,82 €

10 192.989,72 € 289.876,87 € 96.887,15 € 94.524,05 €

11 192.989,72 € 295.674,41 € 102.684,69 € 100.180,19 €

12 192.989,72 € 301.587,90 € 108.598,18 € 105.949,44 €

13 192.989,72 € 307.619,66 € 114.629,94 € 111.834,08 €

14 192.989,72 € 313.772,05 € 120.782,33 € 117.836,42 €

15 104.000,00 € 161.504,20 € 57.504,20 € 56.101,66 €

16 104.000,00 € 164.734,28 € 60.734,28 € 59.252,96 €

17 104.000,00 € 168.028,97 € 64.028,97 € 62.467,29 €

18 104.000,00 € 171.389,55 € 67.389,55 € 65.745,90 €

19 104.000,00 € 174.817,34 € 70.817,34 € 69.090,09 €

20 104.000,00 € 178.313,69 € 74.313,69 € 72.501,16 €

21 104.000,00 € 181.879,96 € 77.879,96 € 75.980,45 €

22 104.000,00 € 185.517,56 € 81.517,56 € 79.529,33 €

23 104.000,00 € 189.227,91 € 85.227,91 € 83.149,18 €

24 104.000,00 € 193.012,47 € 89.012,47 € 86.841,43 €

25 104.000,00 € 196.872,72 € 92.872,72 € 90.607,53 €

824.986,52 €


Tabla 85. VAN. Coste mínimo – C.H. Selga de Ordás


136


0 858.779,43 € 237.800,00 € -620.979,43 € -605.833,59 €

1 208.989,72 € 242.556,00 € 33.566,28 € 32.747,59 €

2 208.989,72 € 247.407,12 € 38.417,40 € 37.480,39 €

3 208.989,72 € 252.355,26 € 43.365,54 € 42.307,85 €

4 208.989,72 € 257.402,37 € 48.412,65 € 47.231,85 €

5 208.989,72 € 262.550,42 € 53.560,70 € 52.254,34 €

6 208.989,72 € 267.801,42 € 58.811,70 € 57.377,27 €

7 208.989,72 € 273.157,45 € 64.167,73 € 62.602,67 €

8 208.989,72 € 278.620,60 € 69.630,88 € 67.932,57 €

9 208.989,72 € 284.193,01 € 75.203,29 € 73.369,07 €

10 208.989,72 € 289.876,87 € 80.887,15 € 78.914,30 €

11 208.989,72 € 295.674,41 € 86.684,69 € 84.570,43 €

12 208.989,72 € 301.587,90 € 92.598,18 € 90.339,69 €

13 208.989,72 € 307.619,66 € 98.629,94 € 96.224,33 €

14 208.989,72 € 313.772,05 € 104.782,33 € 102.226,66 €

15 120.000,00 € 161.504,20 € 41.504,20 € 40.491,90 €

16 120.000,00 € 164.734,28 € 44.734,28 € 43.643,20 €

17 120.000,00 € 168.028,97 € 48.028,97 € 46.857,53 €

18 120.000,00 € 171.389,55 € 51.389,55 € 50.136,15 €

19 120.000,00 € 174.817,34 € 54.817,34 € 53.480,33 €

20 120.000,00 € 178.313,69 € 58.313,69 € 56.891,40 €

21 120.000,00 € 181.879,96 € 61.879,96 € 60.370,69 €

22 120.000,00 € 185.517,56 € 65.517,56 € 63.919,57 €

23 120.000,00 € 189.227,91 € 69.227,91 € 67.539,43 €

24 120.000,00 € 193.012,47 € 73.012,47 € 71.231,68 €

25 120.000,00 € 196.872,72 € 76.872,72 € 74.997,77 €

521.776,74 €


Tabla 86. VAN. Coste medio – C.H. Selga de Ordás


137


0 874.779,43 € 237.800,00 € -636.979,43 € -621.443,35 €

1 224.989,72 € 242.556,00 € 17.566,28 € 17.137,83 €

2 224.989,72 € 247.407,12 € 22.417,40 € 21.870,63 €

3 224.989,72 € 252.355,26 € 27.365,54 € 26.698,09 €

4 224.989,72 € 257.402,37 € 32.412,65 € 31.622,10 €

5 224.989,72 € 262.550,42 € 37.560,70 € 36.644,58 €

6 224.989,72 € 267.801,42 € 42.811,70 € 41.767,52 €

7 224.989,72 € 273.157,45 € 48.167,73 € 46.992,91 €

8 224.989,72 € 278.620,60 € 53.630,88 € 52.322,81 €

9 224.989,72 € 284.193,01 € 59.203,29 € 57.759,31 €

10 224.989,72 € 289.876,87 € 64.887,15 € 63.304,54 €

11 224.989,72 € 295.674,41 € 70.684,69 € 68.960,67 €

12 224.989,72 € 301.587,90 € 76.598,18 € 74.729,93 €

13 224.989,72 € 307.619,66 € 82.629,94 € 80.614,57 €

14 224.989,72 € 313.772,05 € 88.782,33 € 86.616,91 €

15 136.000,00 € 161.504,20 € 25.504,20 € 24.882,15 €

16 136.000,00 € 164.734,28 € 28.734,28 € 28.033,45 €

17 136.000,00 € 168.028,97 € 32.028,97 € 31.247,78 €

18 136.000,00 € 171.389,55 € 35.389,55 € 34.526,39 €

19 136.000,00 € 174.817,34 € 38.817,34 € 37.870,58 €

20 136.000,00 € 178.313,69 € 42.313,69 € 41.281,65 €

21 136.000,00 € 181.879,96 € 45.879,96 € 44.760,94 €

22 136.000,00 € 185.517,56 € 49.517,56 € 48.309,82 €

23 136.000,00 € 189.227,91 € 53.227,91 € 51.929,67 €

24 136.000,00 € 193.012,47 € 57.012,47 € 55.621,92 €

25 136.000,00 € 196.872,72 € 60.872,72 € 59.388,02 €

218.566,96 €


Tabla 87. VAN. Coste máximo – C.H. Selga de Ordás


138








Figura 34. TIR – C.H. Selga de Ordás


VAN 824.986,52 € 521.776,74 € 218.566,96 €

TIR 11,41% 8,31% 5,07%

Coste mínimo

0,045 €/kWh

Coste medio

0,053€/kWh

Coste máximo 0,061

€/kWh


Parámetros

Tabla 88. TIR. Coste mínimo, medio y máximo – C.H. Selga de Ordás

Como se podía intuir a partir de los flujos de caja, tanto el VAN como el TIR confirman la

rentabilidad de la inversión para cualquiera de los casos anteriores, siendo más beneficioso el

correspondiente al coste mínimo de generación y menos económico el relacionado con el coste

máximo.


139

BIBLIOGRAFÍA


140

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para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE).

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anÁlisis y valoraciÓn econÓmico-financiera de la...

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