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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:
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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
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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
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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
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OBJETO DEL
PROYECTO
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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.
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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.
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PARTE I:
C.H. HUESNA
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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.
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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.
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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):
David Praena Delgado GIC - 2017
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)
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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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
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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 €.
David Praena Delgado GIC - 2017
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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 €.
David Praena Delgado GIC - 2017
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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
David Praena Delgado GIC - 2017
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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 €.
David Praena Delgado GIC - 2017
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Cantidad Precio (€) Importe (€)
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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 €.
David Praena Delgado GIC - 2017
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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.
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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 €.
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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
David Praena Delgado GIC - 2017
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 €.
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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 €.
David Praena Delgado GIC - 2017
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 €.
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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
David Praena Delgado GIC - 2017
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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 €.
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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
David Praena Delgado GIC - 2017
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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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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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%.
David Praena Delgado GIC - 2017
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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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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
Ingresos por exportación de electricidad
Tabla 19. Ingresos anuales – C.H. Huesna
David Praena Delgado GIC - 2017
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
Costes anuales totales
Operación y mantenimiento
Incentivos y donaciones
Ahorros e ingresos anuales
Ingresos por exportación de electricidad
Ingresos por producción de energía limpia - 15 años
Generación de energía - Coste generación mínimo
Generación de energía - Coste generación medio
Costes anuales totales
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
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
inflaciónAño Gastos Ingresos Acumulado Inflación
Tabla 22. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Huesna
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
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
inflaciónAño Gastos Ingresos Acumulado Inflación
Tabla 23. Flujos de caja anuales. Coste máximo – C.H. Huesna
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
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 €
Año Gastos Ingresos Flujo de caja VAN
Tabla 28. VAN. Coste medio – C.H. Huesna
David Praena Delgado GIC - 2017
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 €
Año Gastos Ingresos Flujo de caja VAN
Tabla 29. VAN. Coste máximo – C.H. Huesna
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
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68
PARTE II:
C.H. PURÓN
David Praena Delgado GIC - 2017
69
ÍNDICE PARTE II
1.- Introducción y antecedentes 71
1.1.- Antecedentes 71
1.2.- Situación 72
1.3.- Descripción del proyecto 72
1.4.- Ubicación mediante RETScreen Expert 73
2.- Descripción general del aprovechamiento 74
3.- Producción 75
4.- Potencia 77
4.1.- Potencia nominal 77
4.2.- Potencia media. Factor de planta 78
5.- Punto de referencia 79
6.- Electricidad 80
7.- Análisis de costes 81
7.1.- Costes iniciales 81
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
7.2.- Costes anuales 85
7.2.1.- Operación y mantenimiento 85
7.3.- Resumen 86
8.- Análisis financiero 87
8.1.- Parámetros financieros 87
8.2.- Ingresos anuales 88
8.3.- Costes, ahorros e ingresos 89
8.4.- Flujos de caja anuales 90
8.4.1.- Coste de generación mínimo 90
8.4.2.- Coste de generación medio 92
8.4.3.- Coste de generación máximo 94
9.- Viabilidad económica 96
9.1.- Punto de referencia 96
9.2.- Índices de rentabilidad 97
9.2.1.- Período de retorno simple 97
9.2.2.- Índice de energía 98
9.2.3.- Índice de potencia 98
David Praena Delgado GIC - 2017
70
9.3.- Rentabilidad de la inversión 99
9.3.1.- Valor Actual Neto (VAN) 99
9.3.1.1.- Coste mínimo 100
9.3.1.2.- Coste medio 101
9.3.1.3.- Coste máximo 102
9.3.2.- Tasa Interna de Retorno 103
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71
1 INTRODUCCIÓN Y ANTECEDENTES
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
Año de puesta en marcha 2001
IDENTIFICACIÓN
Tabla 31. Identificación – C.H. Purón
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
1.3.- Descripción del proyecto
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
David Praena Delgado GIC - 2017
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
Potencia instalada 110 kW
Producción estimada 496 MWh/año
FICHA TÉCNICA
Tabla 32. Ficha técnica – C.H. Purón
1.4.- Ubicación mediante RETScreen Expert
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
David Praena Delgado GIC - 2017
74
2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL
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
David Praena Delgado GIC - 2017
75
3 PRODUCCIÓN
El aprovechamiento se plantea de acuerdo con los siguientes niveles y caudales:
Salto bruto 6 m
Salto neto 5,05 m
Aportación media anual 80,18 Hm3/año
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
Producción mensual estimada (MWh)
David Praena Delgado GIC - 2017
76
Como se verá más adelante, para el cálculo de la potencia media se emplearán datos referentes al
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
Producción mensual año 2.013 (MWh)
David Praena Delgado GIC - 2017
77
4 POTENCIA
4.1.- Potencia nominal
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.
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 (
) * 2,54 (
) * 5,05 (m) * 0,85 = 110 kW
P = 9,81 * Q * Hn * e
David Praena Delgado GIC - 2017
78
4.2.- Potencia media. Factor de planta.
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.
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 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
De esta manera, tras 4.500 horas de trabajo anuales de la turbina, se obtuvo una potencia media de
96 kW frente a los 110 kW nominales.
Todo ello produjo un factor de planta del 87,27 %.
Para este parámetro, el IDAE no ofrece ningún valor estimado, por tanto se decidió continuar con
el calculado en el año hidrológico 2.012 - 2.013.
David Praena Delgado GIC - 2017
79
5 PUNTO DE REFERENCIA
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
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
81
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
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
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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
David Praena Delgado GIC - 2017
82
7.1.2.- Cámara de carga
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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
Carga y descarga de material (m3)
Hormigón en masa (m3)
Encofrado (m2)
Mallazo electrosoldada (m2)
Revestimiento (m2)
Tabla 39. Costes iniciales. Cámara de carga – C.H. Purón
7.1.3.- Tubería forzada
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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
David Praena Delgado GIC - 2017
83
7.1.4.- Casa de máquinas
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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
Hormigón limpieza (m3)
Bloque termoarcilla (m2)
Toma de tierra
Desbroce y limpieza de terreno (m2)
Carga y descarga de material (m3)
Turbina Kaplan eje vertical
Hormigón en masa (m3)
Mallazo electrosoldada (m2)
Tabla 41. Costes iniciales. Casa de máquinas – C.H. Purón
7.1.5.- Canal de desagüe o socaz
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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
Carga y descarga de material (m3)
Hormigón en masa (m3)
Mallazo electrosoldada (m2)
Hormigón limpieza (m3)
Encofrado (m2)
Tabla 42. Costes iniciales. Canal de desagüe o socaz – C.H. Purón
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84
7.1.6.- Equipos electromecánicos
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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
David Praena Delgado GIC - 2017
85
7.1.8.- Otros
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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
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 46. Costes operación y mantenimiento IDAE – C.H. Purón
A partir de la tabla anterior y teniendo en cuenta, como ya se comentó en el primer apartado, que
se trata de una central fluyente, los gastos totales en operación y mantenimiento se estimaron
según un valor de 0,014516 €/kWh.
En el caso en estudio, con 496 MWh de producción anuales, los costes ascendían a 7.199,94 €.
David Praena Delgado GIC - 2017
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
TOTAL COSTES INICIALES
Operación y mantenimiento
TOTAL COSTES ANUALES
Gastos generales (12%)
Beneficio industrial (5%)
SUBTOTAL 1
SUBTOTAL 2
Tabla 47. Resumen costes – C.H. Purón
David Praena Delgado GIC - 2017
87
8 ANÁLISIS FINANCIERO
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.
8.1.- Parámetros financieros
% 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
- Balance declinante
- No
% 80
% 5
- Sí
Años 5Duración exención del impuesto
Pérdidas a siguientes años
Meétodo de depreciación
Regla del medio año - año 1
Base tributaria de depreciación
Tasa de depreciación
Deuda
Tasa de interés de la deuda
Pagos de la deuda
Análisis de impuesto a la renta
Tasa efectiva del impuesto a la renta
Exención del impuesto
PARÁMETROS FINANCIEROS
Relación de deuda
Capital
Duración de la deuda
Tasa de inflación
Tasa de descuento
Tiempo de vida del proyecto
Incentivos y donaciones
General
Finanzas
Tabla 48. Parámetros financieros – C.H. Purón
David Praena Delgado GIC - 2017
88
8.2.- Ingresos anuales
MWh 496 MWh
€/KWh 0,0689
€ 34.174,40 €
% 2
MWh 496 MWh
€/KWh 0,05 €/kWh
€ 24.800 €/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
Tarifa de exportación de electricidad
Ingresos por exportación de electricidad
Producción de energía limpia
Ingresos por exportación de electricidad
Ingresos por producción de energía limpia
Tabla 49. Ingresos anuales – C.H. Purón
David Praena Delgado GIC - 2017
89
8.3.- Costes, ahorros e ingresos
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 €
Generación de energía - Coste generación medio
Generación de energía - Coste generación máximo
Costes anuales totales
Costes anuales totales
COSTES, AHORROS E INGRESOS
Costes iniciales
Otros
Costes iniciales totales
Costes anuales / Pagos de deuda
Ingresos y ahorros anuales totales
Obra
Cámara de carga
Tubería forzada
Recuperación
Pagos de la deuda - 15 años
Costes anuales totales
Operación y mantenimiento
Incentivos y donaciones
Ahorros e ingresos anuales
Ingresos por exportación de electricidad
Ingresos por producción de energía limpia - 15 años
Casa de máquinas
Canal de desagüe o socaz
Equipos electromecánicos
Generación de energía - Coste generación mínimo
Tabla 50. Costes, ahorros e ingresos – C.H. Purón
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
90
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.
0 160.326,45 € 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
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
92
8.4.2.- Coste de generación medio
A continuación se muestra el flujo de caja correspondiente al coste de producción medio: 0,053
€/kWh.
0 164.294,45 € 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
inflaciónAño Gastos Ingresos Acumulado Inlfación
Tabla 52. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Purón
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
94
8.4.3.- Coste de generación máximo
A continuación se muestra el flujo de caja correspondiente al coste de producción máximo: 0,061
€/kWh.
0 168.262,45 € 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
inflaciónAño Gastos Ingresos Acumulado Inlfación
Tabla 53. Flujos de caja anuales. Coste máximo – C.H. Purón
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
96
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. El balance comenzaba a ser positivo desde el año 15. A los 25
años, los beneficios ascendían a 121.079,86 €.
Para el segundo de los casos, coste medio de 0,053 €/kWh, obtuvimos un flujo en el que se
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 €.
Respecto al IDAE, poseemos datos de facturación anual de 26.800.000 Ptas/año, 160.000 €/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 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.
David Praena Delgado GIC - 2017
97
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 22. Índices rentabilidad IDAE – C.H. Purón
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 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.
David Praena Delgado GIC - 2017
98
9.2.2.- Índice de energía
Es el coste del kWh generado. Se calculó a partir de la fórmula expuesta en la tabla anterior.
419.272,07 € 496 MWh 84,53 cent €/kWh/año
Inversión
(€)
Producción
(MWh)
Índice de energía
(cent €/kWh/año)
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.
9.2.3.- Índice de potencia
Coste del kW instalado. Se calculó a partir de la fórmula expuesta en la tabla anterior.
419.272,07 € 110 kW 3.811,56 €/kW
Inversión
(€)
Potencia
instalada
(kWh)
Índice de potencia
(€/kW)
ÍNDICE DEPOTENCIA (€/kW)
Tabla 56. Índice de potencia – C.H. Purón
Según el IDAE, nuestra central prácticamente dobla el límite superior del intervalo.
David Praena Delgado GIC - 2017
99
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 23. VAN – C.H. Purón
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
100
9.3.1.1.- Coste mínimo
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 €
Año Gastos Ingresos Flujo de caja VAN
Tabla 57. VAN. Coste mínimo – C.H. Purón
David Praena Delgado GIC - 2017
101
9.3.1.2.- Coste medio
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 €
Año Gastos Ingresos Flujo de caja VAN
Tabla 58. VAN. Coste medio – C.H. Purón
David Praena Delgado GIC - 2017
102
9.3.1.1.- Coste máximo
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 €
Año Gastos Ingresos Flujo de caja VAN
Tabla 59. VAN. Coste máximo – C.H. Purón
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103
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.
Para que el proyecto sea rentable el TIR debe ser superior a la tasa de descuento o inflación, fijada
en 2.5%.
Se puede calcular mediante la siguiente expresión:
Figura 24. TIR – C.H. Purón
Una vez obtenido el VAN, a partir de la fórmula anterior se procedió a calcular el TIR:
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
RENTABILIDAD DE LA INVERSIÓN
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
104
PARTE III:
C.H. SELGA
DE ORDÁS
David Praena Delgado GIC - 2017
105
ÍNDICE PARTE III
1.- Introducción y antecedentes 107
1.1.- Antecedentes 107
1.2.- Situación 108
1.3.- Descripción del proyecto 108
1.4.- Ubicación mediante RETScreen Expert 109
2.- Descripción general del aprovechamiento 110
3.- Producción 111
4.- Potencia 113
4.1.- Potencia nominal 113
4.2.- Potencia media. Factor de planta 114
5.- Punto de referencia 115
6.- Electricidad 116
7.- Análisis de costes 117
7.1.- Costes iniciales 117
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
7.2.- Costes anuales 120
7.2.1.- Operación y mantenimiento 120
7.3.- Resumen 121
8.- Análisis financiero 122
8.1.- Parámetros financieros 122
8.2.- Ingresos anuales 123
8.3.- Costes, ahorros e ingresos 124
8.4.- Flujos de caja anuales 125
8.4.1.- Coste de generación mínimo 125
8.4.2.- Coste de generación medio 127
8.4.3.- Coste de generación máximo 129
9.- Viabilidad económica 131
9.1.- Punto de referencia 131
9.2.- Índices de rentabilidad 132
9.2.1.- Período de retorno simple 132
9.2.2.- Índice de energía 133
9.2.3.- Índice de potencia 133
9.3.- Rentabilidad de la inversión 134
9.3.1.- Valor Actual Neto (VAN) 134
David Praena Delgado GIC - 2017
106
9.3.1.1.- Coste mínimo 135
9.3.1.2.- Coste medio 136
9.3.1.3.- Coste máximo 137
9.3.2.- Tasa Interna de Retorno 138
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107
1 INTRODUCCIÓN Y ANTECEDENTES
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.
Año de puesta en marcha 1999
IDENTIFICACIÓN
Tabla 61. Identificación – C.H. Selga de Ordás
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
1.3.- Descripción del proyecto
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
Potencia instalada 476 kW
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
David Praena Delgado GIC - 2017
109
1.4.- Ubicación mediante RETScreen Expert
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
David Praena Delgado GIC - 2017
110
2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL
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
Aportación media anual 73,5 Hm3/año
Caudal derivado 12 m3/s
APROVECHAMIENTO
Tabla 63. Aprovechamiento – C.H. Selga de Ordás
David Praena Delgado GIC - 2017
111
3 PRODUCCIÓN
El aprovechamiento se plantea de acuerdo con los siguientes niveles y caudales:
Salto bruto 7,8 m
Salto neto 5 m
Aportación media anual 73,5 Hm3/año
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
Producción mensual estimada (MWh)
David Praena Delgado GIC - 2017
112
Como se verá más adelante, para el cálculo de la potencia media se emplearán datos referentes al
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
Producción mensual año 2.010 (MWh)
David Praena Delgado GIC - 2017
113
4 POTENCIA
4.1.- Potencia nominal
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.
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 (
) * 12 (
) * 5 (m) * 0,81 = 476 KW
P = 9,81 * Q * Hn * e
David Praena Delgado GIC - 2017
114
4.2.- Potencia media. Factor de planta.
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.
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 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
De esta manera, tras 5.022 horas de trabajo anuales de la turbina, se obtuvo una potencia media de
386 kW frente a los 476 kW nominales.
Todo ello produjo un factor de planta del 81,19 %.
Para este parámetro, el IDAE no ofrece ningún valor estimado, por tanto se decidió continuar con
el calculado en el año hidrológico 2.009 - 2.010.
David Praena Delgado GIC - 2017
115
5 PUNTO DE REFERENCIA
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
David Praena Delgado GIC - 2017
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
117
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
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
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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 €
Carga y descarga de material (m3)
Toma de tierra
Hormigón en masa (m3)
TOTAL
Compuerta canal
Compuerta escala de peces
COSTES INICIALES
OBRA
Encofrado (m2)
Hormigón limpieza (m3)
Compuerta desagüe
Desbroce y limpieza de terreno (m2)
Retirada tierra vegetal (m3)
Tabla 68. Costes iniciales. Obra – C.H. Selga de Ordás
David Praena Delgado GIC - 2017
118
7.1.2.- Cámara de carga
Cantidad Precio (€) Importe (€)
500 0,6 300
400 85 34.000
600 45 27.000
350 15 5.250
66.550 €
COSTES INICIALES
TOTAL
CÁMARA DE CARGA
Carga y descarga de material (m3)
Hormigón en masa (m3)
Encofrado (m2)
Revestimiento (m2)
Tabla 69. Costes iniciales. Cámara de carga – C.H. Selga de Ordás
7.1.3.- Tubería forzada
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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
Hormigón limpieza (m3)
Bloque termoarcilla (m2)
Toma de tierra
Desbroce y limpieza de terreno (m2)
Carga y descarga de material (m3)
Turbina Kaplan eje vertical
Hormigón en masa (m3)
Tabla 71. Costes iniciales. Casa de máquinas – C.H. Selga de Ordás
David Praena Delgado GIC - 2017
119
7.1.5.- Canal de desagüe
Cantidad Precio (€) Importe (€)
780 0,6 468
450 85 38.250
75 25 1.875
50 45 2.250
42.843 €
COSTES INICIALES
TOTAL
CANAL DE DESAGÜE
Carga y descarga de material (m3)
Hormigón en masa (m3)
Hormigón limpieza (m3)
Encofrado (m2)
Tabla 72. Costes iniciales. Canal de desagüe – C.H. Selga de Ordás
7.1.6.- Equipos electromecánicos
Cantidad Precio (€) Importe (€)
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
David Praena Delgado GIC - 2017
120
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 74. Costes operación y mantenimiento IDAE – C.H. Selga de Ordás
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 2.000 MWh de producción anuales, los costes ascendían a 14.000 €.
David Praena Delgado GIC - 2017
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 €
Equipos electromecánicos
TOTAL COSTES INICIALES
Operación y mantenimiento
TOTAL COSTES ANUALES
Gastos generales (12%)
Beneficio industrial (5%)
SUBTOTAL 1
SUBTOTAL 2
IVA (21%)
RESUMEN
Obra
Cámara de carga
Tubería forzada
Casa de máquinas
Canal de desagüe o socaz
Tabla 75. Resumen costes – C.H. Selga de Ordás
David Praena Delgado GIC - 2017
122
8 ANÁLISIS FINANCIERO
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.
8.1.- Parámetros financieros
% 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
- Balance declinante
- No
% 80
% 5
- Sí
Años 5Duración exención del impuesto
Pérdidas a siguientes años
Meétodo de depreciación
Regla del medio año - año 1
Base tributaria de depreciación
Tasa de depreciación
Deuda
Tasa de interés de la deuda
Pagos de la deuda
Análisis de impuesto a la renta
Tasa efectiva del impuesto a la renta
Exención del impuesto
PARÁMETROS FINANCIEROS
Relación de deuda
Capital
Duración de la deuda
Tasa de inflación
Tasa de descuento
Tiempo de vida del proyecto
Incentivos y donaciones
General
Finanzas
Tabla 76. Parámetros financieros – C.H. Selga de Ordás
David Praena Delgado GIC - 2017
123
8.2.- Ingresos anuales
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
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
Ingresos por exportación de electricidad
Tabla 77. Ingresos anuales – C.H. Selga de Ordás
David Praena Delgado GIC - 2017
124
8.3.- Costes, ahorros e ingresos
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
Pagos de la deuda - 15 años
Costes anuales totales
Operación y mantenimiento
Incentivos y donaciones
Ahorros e ingresos anuales
Ingresos por exportación de electricidad
Ingresos por producción de energía limpia - 15 años
Casa de máquinas
Canal de desagüe o socaz
Equipos electromecánicos
Generación de energía - Coste generación mínimo
Generación de energía - Coste generación medio
Generación de energía - Coste generación máximo
Costes anuales totales
Costes anuales totales
COSTES, AHORROS E INGRESOS
Costes iniciales
Costes iniciales totales
Costes anuales / Pagos de deuda
Tabla 78. Costes, ahorros e ingresos – C.H. Selga de Ordás
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
125
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.
0 842.779,43 € 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
inflaciónAño Gastos Ingresos Acumulado Inflación
Tabla 79. Flujos de caja anuales. Coste mínimo – C.H. Selga de Ordás
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
127
8.4.2.- Coste de generación medio
A continuación se muestra el flujo de caja correspondiente al coste de producción medio: 0,053
€/kWh.
0 858.779,43 € 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
inflaciónAño Gastos Ingresos Acumulado Inflación
Tabla 80. Flujos de caja anuales. Coste medio – C.H. Selga de Ordás
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
129
8.4.3.- Coste de generación máximo
A continuación se muestra el flujo de caja correspondiente al coste de producción máximo: 0,061
€/kWh.
0 874.779,43 € 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
inflaciónAño Gastos Ingresos Acumulado Inflación
Tabla 81. Flujos de caja anuales. Coste máximo – C.H. Selga de Ordás
David Praena Delgado GIC - 2017
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
David Praena Delgado GIC - 2017
131
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. El balance comenzaba a ser positivo desde el año 9. A los 25
años, los beneficios ascendían a 730.956,86 €.
Para el segundo de los casos, coste medio de 0,053 €/kWh, obtuvimos un flujo en el que se
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 €.
Respecto al IDAE, poseemos datos de facturación anual de 26.800.000 Ptas/año, 160.000 €/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.
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
132
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 32. Índices rentabilidad IDAE – C.H. Selga de Ordás
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.
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
133
9.2.2.- Índice de energía
Es el coste del kWh generado. Se calculó a partir de la fórmula expuesta en la tabla anterior.
1.157.872,44 € 2.000 MWh 57,89 cent €/kWh/año
Inversión
(€)
Producción
(MWh)
Índice de energía
(cent €/kWh/año)
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.
9.2.3.- Índice de potencia
Coste del kW instalado. Se calculó a partir de la fórmula expuesta en la tabla anterior.
419.272,07 € 110 kW 2.432,51 €/kW
Inversión
(€)
Potencia
instalada
(kWh)
Índice de potencia
(€/kW)
ÍNDICE DEPOTENCIA (€/kW)
Tabla 84. Índice de potencia– C.H. Selga de Ordás
Según el IDAE, nuestra central no cumple los valores estimados.
David Praena Delgado GIC - 2017
134
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 33. VAN – C.H. Selga de Ordás
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
135
9.3.1.1.- Coste mínimo
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 €
Año Gastos Ingresos Flujo de caja VAN
Tabla 85. VAN. Coste mínimo – C.H. Selga de Ordás
David Praena Delgado GIC - 2017
136
9.3.1.2.- Coste medio
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 €
Año Gastos Ingresos Flujo de caja VAN
Tabla 86. VAN. Coste medio – C.H. Selga de Ordás
David Praena Delgado GIC - 2017
137
9.3.1.1.- Coste máximo
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 €
Año Gastos Ingresos Flujo de caja VAN
Tabla 87. VAN. Coste máximo – C.H. Selga de Ordás
David Praena Delgado GIC - 2017
138
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 34. TIR – C.H. Selga de Ordás
Una vez obtenido el VAN, a partir de la fórmula anterior se procedió a calcular el TIR:
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
RENTABILIDAD DE LA INVERSIÓN
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.
David Praena Delgado GIC - 2017
139
BIBLIOGRAFÍA
David Praena Delgado GIC - 2017
140
MANUALES DE ENERGÍAS RENOVABLES 6 – Minicentrales hidroeléctricas. Instituto
para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE).
DOCUMENTO 48, ENERGÍAS RENOVABLES, HIDRÁULICA - Central Hidroeléctrica,
a pie de presa, en el río Huesna en Constantina (Sevilla). Instituto para la Diversificación y
Ahorro de la Energía (IDAE). Año 2.000.
DOCUMENTO 57, ENERGÍAS RENOVABLES, HIDROELÉCTRICO – Modernización y
ampliación de la Central Hidroeléctrica de Purón (Asturias). Instituto para la Diversificación y
Ahorro de la Energía (IDAE). Año 2.001.
DOCUMENTO 37, ENERGÍAS RENOVABLES, HIDRÁULICA – Nueva construcción de
Central Hidroeléctrica a pie de presa, en Selga de Ordas (León). Instituto para la
Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Año 1.999.
DOCUMENTACIÓN DE FIN DE OBRA. TOMO I -DOCUMENTACIÓN DE
INGENIERÍA – MEMORIA, CÁLCULOS Y PLIEGOS – C.H. Huesna – Sevilla. Instituto
para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Confederación Hidrográfica del
Guadalquivir (CHG).