ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL
PROYECTO FIN DE CARRERA ANÁLISIS ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE UN PARQUE DE HÉLICES SUBMARINAS.
AUTOR: Belén Díaz de la Cruz DIRECTORES: José María Rodríguez Fernández y Susana Ortiz Marcos Madrid. Mayo, 2013
AUTORIZACIÓN PARA LA DIGITALIZACIÓN, DEPÓSITO Y DIVULGACIÓN EN ACCESO ABIERTO ( RESTRINGIDO) DE DOCUMENTACIÓN
1º. Declaración de la autoría y acreditación de la misma. El autor D. BELÉN DÍAZ DE LA CRUZ , como alumna de la UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS (COMILLAS), DECLARA que es el titular de los derechos de propiedad intelectual, objeto de la presente cesión, en relación con la obra ANÁLISIS ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE UN PARQUE DE HÉLICES SUBMARINAS , que ésta es una obra original, y que ostenta la condición de autor en el sentido que otorga la Ley de Propiedad Intelectual como titular único o cotitular de la obra. En caso de ser cotitular, el autor (firmante) declara asimismo que cuenta con el consentimiento de los restantes titulares para hacer la presente cesión. En caso de previa cesión a terceros de derechos de explotación de la obra, el autor declara que tiene la oportuna autorización de dichos titulares de derechos a los fines de esta cesión o bien que retiene la facultad de ceder estos derechos en la forma prevista en la presente cesión y así lo acredita. 2º. Objeto y fines de la cesión. Con el fin de dar la máxima difusión a la obra citada a través del Repositorio institucional de la Universidad y hacer posible su utilización de forma libre y gratuita ( con las limitaciones que más adelante se detallan) por todos los usuarios del repositorio y del portal e-ciencia, el autor CEDE a la Universidad Pontificia Comillas de forma gratuita y no exclusiva, por el máximo plazo legal y con ámbito universal, los derechos de digitalización, de archivo, de reproducción, de distribución, de comunicación pública, incluido el derecho de puesta a disposición electrónica, tal y como se describen en la Ley de Propiedad Intelectual. El derecho de transformación se cede a los únicos efectos de lo dispuesto en la letra (a) del apartado siguiente. 3º. Condiciones de la cesión. Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión de derechos contemplada en esta licencia, el repositorio institucional podrá: (a) Transformarla para adaptarla a cualquier tecnología susceptible de incorporarla a internet; realizar adaptaciones para hacer posible la utilización de la obra en formatos electrónicos, así como incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e incorporar “marcas de agua” o cualquier otro sistema de seguridad o de protección. (b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos electrónica, incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los efectos de garantizar su seguridad, conservación y preservar el formato. .
(c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo abierto institucional, accesible de modo libre y gratuito a través de internet.1 (d) Distribuir copias electrónicas de la obra a los usuarios en un soporte digital. 2
4º. Derechos del autor. El autor, en tanto que titular de una obra que cede con carácter no exclusivo a la Universidad por medio de su registro en el Repositorio Institucional tiene derecho a: a) A que la Universidad identifique claramente su nombre como el autor o propietario de los derechos del documento. b) Comunicar y dar publicidad a la obra en la versión que ceda y en otras posteriores a través de cualquier medio. c) Solicitar la retirada de la obra del repositorio por causa justificada. A tal fin deberá ponerse en contacto con el vicerrector/a de investigación (
[email protected]). d) Autorizar expresamente a COMILLAS para, en su caso, realizar los trámites necesarios para la obtención del ISBN. d) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular terceras personas en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a los derechos de propiedad intelectual sobre ella.
5º. Deberes del autor. El autor se compromete a: a) Garantizar que el compromiso que adquiere mediante el presente escrito no infringe ningún derecho de terceros, ya sean de propiedad industrial, intelectual o cualquier otro. b) Garantizar que el contenido de las obras no atenta contra los derechos al honor, a la intimidad y a la imagen de terceros.
1
En el supuesto de que el autor opte por el acceso restringido, este apartado quedaría redactado en los siguientes términos: (c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo institucional, accesible de modo restringido, en los términos previstos en el Reglamento del Repositorio Institucional
2
En el supuesto de que el autor opte por el acceso restringido, este apartado quedaría eliminado.
c) Asumir toda reclamación o responsabilidad, incluyendo las indemnizaciones por daños, que pudieran ejercitarse contra la Universidad por terceros que vieran infringidos sus derechos e intereses a causa de la cesión. d) Asumir la responsabilidad en el caso de que las instituciones fueran condenadas por infracción de derechos derivada de las obras objeto de la cesión. 6º. Fines y funcionamiento del Repositorio Institucional. La obra se pondrá a disposición de los usuarios para que hagan de ella un uso justo y respetuoso con los derechos del autor, según lo permitido por la legislación aplicable, y con fines de estudio, investigación, o cualquier otro fin lícito. Con dicha finalidad, la Universidad asume los siguientes deberes y se reserva las siguientes facultades: a) Deberes del repositorio Institucional: - La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no garantiza ni asume responsabilidad alguna por otras formas en que los usuarios hagan un uso posterior de las obras no conforme con la legislación vigente. El uso posterior, más allá de la copia privada, requerirá que se cite la fuente y se reconozca la autoría, que no se obtenga beneficio comercial, y que no se realicen obras derivadas. - La Universidad no revisará el contenido de las obras, que en todo caso permanecerá bajo la responsabilidad exclusiva del autor y no estará obligada a ejercitar acciones legales en nombre del autor en el supuesto de infracciones a derechos de propiedad intelectual derivados del depósito y archivo de las obras. El autor renuncia a cualquier reclamación frente a la Universidad por las formas no ajustadas a la legislación vigente en que los usuarios hagan uso de las obras. - La Universidad adoptará las medidas necesarias para la preservación de la obra en un futuro. b) Derechos que se reserva el Repositorio institucional respecto de las obras en él registradas: - retirar la obra, previa notificación al autor, en supuestos suficientemente justificados, o en caso de reclamaciones de terceros.
Madrid, a 14 de Mayo de 2013.
ACEPTA
Fdo
Autorizada la entrega del proyecto de la alumna: Belén Díaz de la Cruz
LOS DIRECTORES DEL PROYECTO José María Rodríguez Fernández Fdo: ………………………………….. Fecha: ….. /….. /….. Susana Ortiz Marcos Fdo: ………………………………….. Fecha: ….. /….. /…..
Vº Bº del Coordinador de Proyectos Pedro Sánchez Martín Fdo: ………………………….…….. Fecha: ….. /….. /…..
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL
PROYECTO FIN DE CARRERA ANÁLISIS ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE UN PARQUE DE HÉLICES SUBMARINAS.
AUTOR: Belén Díaz de la Cruz DIRECTORES: José María Rodríguez Fernández y Susana Ortiz Marcos Madrid. Mayo, 2013
Resumen
ANÁLISIS ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE UN PARQUE DE HÉLICES SUBMARINAS Autor: Belén Díaz de la Cruz Directores del proyecto: José María Rodríguez Fernández. Susana Ortiz Marcos Coordinador de proyecto: Pedro Sánchez Martín
RESUMEN Introducción El presente proyecto tiene como objetivo analizar y valorar si la transformación de la energía cinética de las corrientes marinas en energía eléctrica, a través de hélices submarinas, es económicamente viable. Esta tecnología está a día de hoy en fase de investigación. Son todavía pocos los prototipos que se están desarrollando y se necesita una gran inversión que apoye su investigación, por eso este proyecto cobra una mayor importancia. La Unión Europea ha planteado ambiciosas metas para el desarrollo de las energías renovables, prueba de ello es el objetivo 20/20/20, que pretende para 2020 haber reducido las emisiones de CO2 en Europa un 20% respecto a las de 1990, haber mejorado la eficiencia energética un 20%, y que el 20% de la energía consumida proceda de fuentes renovables. Estas metas derivan por un lado de la necesidad de reducir las emisiones a la atmósfera y por otro, de la necesaria reducción de la dependencia de Europa del petróleo y del gas, que expone a los países al riesgo de la volatilidad de precios internacionales de este recurso. Los objetivos europeos representan el motivo del desarrollo de todas las energías renovables en general, pero son las ventajas de las corrientes marinas sobre otras fuentes de energía renovable como el viento, la razón que está impulsando la investigación en este tipo de energía renovable en concreto, especialmente en países que poseen buenos recursos como Irlanda, Inglaterra, Escocia, Noruega... El objetivo del proyecto es, analizando la situación del sector y mediante el diseño de una planta de hélices submarinas lo más realista posible, realizar un estudio económico que permita obtener conclusiones sobre la viabilidad de este tipo de proyectos y valorar si a día de hoy la instalación de estos parques resulta rentable económicamente para los inversores.
Resumen
Metodología Para poder realizar un diseño técnico de la planta de hélices submarinas, realista y objetivo es necesario conocer en primer lugar el funcionamiento de este tipo de parques y las características de la fuente de energía. Para ello se han definido en el segundo capítulo los tipos de movimientos que se dan en los mares y océanos: mareas (movimientos de ascenso y descenso de la masa de agua que se dan de forma periódica), olas (movimiento superficial del agua provocado por la acción del viento), surgencias (ascenso de aguas profundas hacia la capa superficial) y por último las corrientes de agua, que serán las que muevan las hélices submarinas. Estas corrientes son flujos continuos de agua que poseen una alta predictibilidad, y mantienen sus caudales conocidos y cuasi constante durante las distintas épocas del año. Esto aportaría una sensible ventaja a este recurso frente a otras fuentes de energía renovable no predecibles como el viento. A continuación se ha realizado un recorrido a través de la historia de la energía de las corrientes. Aunque los parques de hélices submarinas son algo pionero que aun no se ha implantado de forma comercial, la energía de las corrientes marinas originadas por las mareas lleva mucho tiempo siendo aprovechada mediante las centrales mareomotrices de barrera. Sin embargo el gran impacto medioambiental que suponen estas barreras y los cambios que provocan en el ecosistema situarían a los parques de hélices submarinas un paso por delante de éstas. Por último, como paso previo al análisis de la planta, se ha descrito la situación actual de la energía de corrientes marinas. En España, este tipo de energía no tiene mucha consideración principalmente por el obstáculo que supone la limitada longitud de la plataforma continental de la costa española. Sin embargo Reino Unido es el país de la Unión Europea que más esta apoyando este tipo de tecnología. Las características de sus corrientes junto con los planes de incentivo de renovables que se están llevando a cabo han hecho que la gran mayoría de los proyectos de energía de corrientes que se están desarrollando en Europa, se estén realizando en sus aguas. Existen numerosos modelos de turbinas en fase de investigación. Todos ellos son estudiados y comparados en función de su estructura, apoyo, potencia y otras características. Una vez definidos todos los factores que intervienen en el proceso así como los tipos de turbinas y tipos de apoyo existentes… se ha elaborado el diseño del parque siguiendo varios pasos: en primer lugar se ha seleccionado la ubicación de la planta atendiendo factores como disponibilidad del recurso, apoyo gubernamental a este tipo de proyectos, comunicación de la zona, restricciones medioambientales… la
Resumen
localización escogida finamente, ha sido la costa suroeste de la isla de Islay, en Escocia. El segundo paso del diseño fue elegir el tipo de turbina de acuerdo a las características de la localización escogida, comparando las ventajas e inconvenientes de varios modelos finalmente se escogió la turbina Hammerfest Strom HS1000, que posee 1MW de capacidad de generación. Por último se han diseñado también los sistemas anticorrosión, equipos auxiliares, el lay-out del parque, sistemas de conexión eléctrica… Para la conexión eléctrica del parque, sería necesaria una ampliación de la capacidad de las líneas eléctricas de la zona. Escocia tiene ya planes de ampliación de la capacidad debido al gran número de proyectos renovables que están llevando a cabo en su territorio en los últimos años. Sin embargo algunos de esos planes están ya aprobados, pero se están retrasando y otros han sido propuestos pero todavía no han sido aprobados. Por ello dada la incertidumbre que rodea el tema, se han propuesto tres alternativas posibles para la conexión del parque. Por último se realiza un pequeño análisis del impacto medioambiental que suponen estos parques, basado en datos obtenidos de algunos de los prototipos sueltos que han sido ya instalados y están en fase de pruebas. Tras realizar el diseño completo del parque, se ha elaborado el análisis económico de viabilidad que ha permitido concluir si este tipo de proyectos a día de hoy son ya viables económicamente o no. El estudio comienza con una explicación de la metodología que se ha utilizado: breve comparación de las distintas técnicas de evaluación de una empresa y distintos tipos de flujos de caja (Capital Cash Flow, Equity Cash Flow o Free Cash Flow. A la hora de calcular la tasa de descuento del cash flow, también se han comparado dos métodos, WACC y APV, siendo finalmente escogido el primero de ellos. Esta explicación de la metodología es necesaria para conocer en profundidad el procedimiento que se ha utilizado y por qué se ha escogido. A continuación el análisis incluye el detalle de la inversión inicial, costes anuales, el préstamo y su amortización, la amortización del inmovilizado y el cálculo de los ingresos por MWh. Con todos estos datos se ha realizado la cuenta de resultados del parque a 25 años y partir de ésta el flujo de caja para el mismo periodo de tiempo. Para realizar el análisis de la rentabilidad del proyecto se ha calculado el tipo de descuento del flujo de caja mediante WACC y CAPM, y tras descontarlo se han obtenido el VAN y el TIR, los cuales han aportado las primeras conclusiones, que han sido favorables puesto que el VAN es positivo y el TIR supera la rentabilidad mínima exigida por los accionistas, por lo que la inversión resulta aceptable.
Resumen
Finalmente para obtener una valoración económica más completa y objetiva se ha estudiado la sensibilidad de la rentabilidad del proyecto a varios factores: estructura del capital, retribución por MWh, factor de capacidad de la planta y tipo de interés aplicado al préstamo. A partir de los resultados obtenidos de los análisis de sensibilidad se ha planteado un escenario pesimista y otro optimista, de los cuales se han obtenido el cash flow acumulado, VAN y TIR para valorar dentro de qué límites podría moverse la rentabilidad del proyecto y los años que tardarían los accionistas en recuperar lo invertido. Resultados Los resultados obtenidos son favorables teniendo en cuenta que se trata de un proyecto muy intensivo en capital y con un nivel de riesgo muy elevado. El VAN en el escenario principal, resulta positivo aunque muy bajo (602.838 euros) y el TIR 8.37%, cuando la rentabilidad mínima exigida calculada ha sido de 8.205%.
Figura a: Gráfico de sensibilidad del VAN del proyecto al tipo de interés
En el mismo escenario, el retorno completo de la inversión a los accionistas se producirá en el año 14 como muestra la siguiente gráfica del cash flow acumulado.
Resumen
Figura b: Gráfico del flujo de caja acumulado del proyecto.
Finalmente a partir de estos datos, de los resultados del escenario pesimista (donde la rentabilidad sería nula) y de la gran sensibilidad observada a la retribución por MWH, se ha concluido que se trata de un proyecto con una rentabilidad muy baja y que un mayor apoyo económico gubernamental a este tipo de energía conseguiría impulsar su desarrollo.
Summary
ANALYSIS OF VIABILITY OF TIDAL FARM Author: Belén Díaz de la Cruz Project directors: José María Rodríguez Fernández. Susana Ortiz Marcos Project coordinator: Pedro Sánchez Martín
SUMMARY Introduction This project is aimed to analyze and assess whether the transformation of the kinetic energy of ocean currents into electrical energy, with tidal stream generators, is economically viable. Currently this kind of technology is under investigation. There are few prototypes being developed and it takes a large investment to support their research. This is the reason wgy this project takes on added importance. The European Union has set ambitious goals for renewable energy development, proof is the 20/20/20 target. These goals derive from one side of the need to reduce emissions and secondly, the need to reduce Europe's dependence on oil and gas, that exposes countries to the risk of international price volatility of this resource. European objectives represent the reason for the development of all renewable energy in general, but are the advantages of ocean currents over other renewable energy sources such as wind, the reason that is driving research in this type of renewable energy in particular, especially in countries that have good resources such as Ireland, England, Scotland, Norway ... The aim of the project is to analyze the situation of this sector and by designing a tidal farm as realistic as possible, make an economic study to obtain conclusions on the feasibility of such projects and assess whether installation of these parks is economically profitable for investors. Methodology Before designing the tidal farm is necessary to explain the functioning of such farms and the characteristics of the energy source. In the second chapter the types of movements that occur in the seas and oceans are explained: tides (upward and downward movements of the body of water that occur periodically), waves (water surface movement caused by wind action), springs (deep water ascent toward the
Summary
surface layer) and finally water currents, which move the tidal stream generators. These streams are continuous flows of water that have high predictability, and maintain their wealth known and quasi constant during the different seasons. Although the farms operated with tidal stream generator are pioneer and have not been commercially implemented, the energy of ocean currents caused by tides has been exploited by barrier tidal power plants for a long time. However, the great environmental impact posed by these barriers and the ensuing changes in the ecosystem would put tidal stream generators farm one step ahead of them. Finally, prior to the analysis of the plant, the current situation of marine current power is explained. In Spain, this type of energy does not have much regard mainly because of the obstacle of the limited length of the continental shelf of Spanish coast. UK is the European Union country most is supporting this technology. The characteristics of its marine currents and the renewable incentive plans carried out are the reason why most of current energy projects in Europe, take place in their waters. There are numerous models of turbines under investigation. Prototypes of some of them have already been installed and are being tested. All of them have been studied and compared. Farm design is carried out in several steps: first of all, the plant location is selected, studying factors such as availability basis resource, government support, communication of the area, environmental restrictions ... the finely chosen location, has been the southwest coast of the island of Islay, Scotland. The second step of the design was to choose the type of turbine according to the characteristics of the chosen location, comparing the advantages and disadvantages of various models, finally Hammerfest Strom HS1000 turbine was chosen. It has 1 MW of generating capacity. At ten devices would be installed. Finally, corrosion systems, auxiliary equipment, the layout of the park, electrical connection systems have been designed ... In order to connect the farm to the grid, it would be necessary to increase the capacity of power grids in the area. Scotland already has plans to expand their capacity due to the large number of renewable projects being carried out on its territory in recent years. However, some of these plans are already approved, but are being delayed and others have been proposed but have not been approved yet. So given the uncertainty surrounding the issue, three possible alternatives for connecting the farm to the grid have been proposed
Summary
Finally, a small environmental impact analysis has been performed, based on data obtained from some of the prototypes that have already been installed and are being tested. After making the complete design of the farm, the economic analysis has been developed, in order to conclude if these projects are economically viable or not. The study begins with an explanation of the methodology that has been used: brief comparison of the techniques for evaluating a company and different types of cash flows (Capital Cash Flow, Equity Cash Flow and Free Cash Flow). Two methods for calculating discount rate cash flow also compared, WACC and APV. This explanation of the methodology is necessary in order to know the procedure that has been used and why it has been chosen . The following analysis includes details of the initial investment, annual costs, loan and its amortization, amortization of fixed assets and the calculation of income per MWh. With all this information has been calculated the income and the cash flow of the farm to 25 years. For the analysis of the profitability of the project the discount rate of the cash flow has been estimated using WACC and CAPM. Discounting the cash flow the NPV and IRR have been obtained. The first conclusion obtained from this data have been favorable, the NPV results positive and IRR exceeds the minimum return required by shareholders, so the investment is acceptable. Finally, to obtain a more complete economic assessment the sensitivity of project to several factors have been studied. The factors are capital structure, payment per MWh, capacity factor of the plant and the interest rate applied to the loan. From the results of the sensitivity analysis a pessimistic and an optimistic scenario have been posed. Results The results are favorable considering that it is a highly capital intensive project with a very high risk level. The NPV on the main stage is positive but very low (602.838 euros) and IRR resulted 8.37% when the required minimum yield calculated is 8.205%.
Summary
NPV 60000000 50000000 40000000
30000000 20000000 10000000 0 1%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
-10000000 -20000000 Figure b: Graph project NPV sensitivity to interest rate
In the same scenario, the full return on investment to shareholders will occur in year 14 as shown in the graph of payback.
Payback 80000000 60000000 40000000 20000000 0 Year 0
Year 5
Year 10
Year 15
Year 20
-20000000 -40000000 Figure c: Graph of cumulative cash flow of the project.
Year 25
Summary
Finally, from these data, from the results of the pessimistic scenario (where the payoff would be zero) and from the high sensitivity observed to retribution for MWh, it has concluded that it is a project with a very low VAN and greater government financial support to this kind of energy would boost its development.
Agradecimientos
Agradecimientos Agradecer a José María su gran atención y su disponibilidad a pesar de las adversidades, y a Susana el ofrecerme toda su ayuda y colaboración en la recta final del proyecto. También a mi familia, a Manuel y a mis amigos, por ofrecerme siempre su ayuda y ser un gran apoyo.
Índice
ÍNDICE Capítulo 1
INTRODUCCIÓN ................................................................................. 23
1.
Introducción ................................................................................................... 23
2.
Motivación...................................................................................................... 26
3.
Objetivos ........................................................................................................ 28
Capítulo 2
LA FUENTE DE ENERGÍA........................................................................ 29
1.
Tipos de movimientos de los Océanos. ........................................................... 29
2.
Causas de los movimientos marinos ............................................................... 31
Capítulo 3 LA ENERGÍA DE LAS CORRIENTES MARINAS............................................. 33 1.
Definición........................................................................................................ 33 3.1 3.2 3.3
Evolución histórica ............................................................................................................. 33 Estado del arte actual. ........................................................................................................ 34 Tecnología existente........................................................................................................... 39
Capítulo 4
DISEÑO DE LA PLANTA ..................................................................... 45
1.
Localización..................................................................................................... 45
2.
Análisis y selección del dispositivo ................................................................. 57
3.
Diseño del Lay-Out y conexión interna del parque. ........................................ 64
4.
Equipos auxiliares. .......................................................................................... 65
5.
Sistemas anti corrosión y suciedad. ................................................................ 65
6.
Aceites minerales............................................................................................ 66
7.
Conexión eléctrica .......................................................................................... 66 8.1 8.2
Subestación eléctrica y edificio de control .......................................................................... 67 Conexión alternativa: ......................................................................................................... 68
8.
Mantenimiento ............................................................................................... 70
9.
Impacto medio ambiental............................................................................... 70
Capítulo 5 1.
ESTUDIO ECONÓMICO DE VIABILIDAD ........................................ 75
Técnicas de evaluación de una empresa. ........................................................ 76 1.1 Métodos de evaluación de un Cash Flow. .............................................................................. 77 1.2 Descuento del Cash Flow. ................................................................................................... 79 1.3 Obtención de la Tasa de Descuento. ................................................................................... 79 1.4 Evaluación de la rentabilidad. ............................................................................................. 82
Índice
2.
Inversión inicial del proyecto. ......................................................................... 83 2.1 2.2 2.3 2.4
Ingeniería y estudios previos. ............................................................................................. 85 Dispositivos de generación y apoyo. ................................................................................... 86 Conexiones. ....................................................................................................................... 86 Instalación.......................................................................................................................... 87
3.
Costes anuales ................................................................................................ 91
4.
Reducción de costes anuales. ......................................................................... 93
5.
Amortizaciones del activo. .............................................................................. 95
6.
Préstamo ........................................................................................................ 97
7.
Ingresos ........................................................................................................ 100 7.1 Retribución por energía producida ....................................................................................... 100 7.2 Compensación por energía reactiva. ................................................................................. 102 7.3 Energía generada ............................................................................................................. 102
8.
Cuenta de resultados. ................................................................................... 105
9.
Cash Flow. ..................................................................................................... 108
10.
Rentabilidad.............................................................................................. 111
10.1 Cálculo de la tasa de descuento. ........................................................................................ 111 10.1.1 Cálculo de Ke. ................................................................................................................. 111
11.
Análisis de sensibilidad ............................................................................. 119
11.1 Tabla 33: Sensibilidad al porcentaje de capital escriturado. ............................................... 120 11.2 Tabla 34: Sensibilidad a la retribución total por MWh. ....................................................... 122 11.3 Tabla 35: Sensibilidad al factor de capacidad del parque.................................................... 124 11.4 Tabla 36: Sensibilidad al tipo de interés del préstamo ....................................................... 126 11.5 Conclusiones del análisis .................................................................................................... 128
12.
Escenarios ................................................................................................. 128
12.1 Conexión eléctrica alternativa. ......................................................................................... 129 12.2 Optimista y pesimista. ....................................................................................................... 130
CAPÍTULO 6
Conclusiones ........................................................................ 135
REFERENCIAS ........................................................................................................ 137 ÍNDICE DE FIGURAS .............................................................................................. 139 ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................ 141 ÍNDICE DE GRÁFICOS ............................................................................................ 143 ANEXO I: Tabla de costes anuales desglosados. ANEXO II: Tabla de amortización del activo desglosado. ANEXO III: Tabla de ingresos anuales desglosados.
Índice
Memoria.
MEMORIA
Memoria.
Memoria. Introducción
CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN
1. Introducción
El 71% de la corteza terrestre está cubierta por agua, que representa una fuente de energía renovable inagotable con un potencial, según la Agencia Internacional de la Energía (IEA), de 93000 Twh al año, a día de hoy, desaprovechado. La Unión Europea en la conferencia europea de Berlín en 2004, definió la recomendación de que las renovables cubran hasta un 20% del consumo total de energía en los países de la UE. Estas metas derivan de varias causas, por un lado, del aumento de la importación de petróleo en países industrializados, lo que aumenta su dependencia energética y expone a los países al riesgo de la volatilidad de precios internacionales de este recurso, y por otro lado de la necesaria reducción de emisiones a la atmósfera. Esta tendencia hacia las fuentes de energía renovables, ha permitido a la energía eólica, solar o hidráulica, seguir un rápido proceso de desarrollo hasta alcanzar un grado de madurez que les ha permitido implantarse en el marco energético actual. La energía marina de corrientes, aunque todavía en periodo de desarrollo con unos cuantos dispositivos en pruebas y fase pre-comercial, está suscitando un gran interés que ha derivado en numerosos proyectos de I+D alrededor de todo el mundo. El hecho de encontrarse en una etapa incipiente de desarrollo, sumado a los altos costes iniciales y la obtención de resultados a largo plazo hacen que el apoyo político de los gobiernos sea fundamental para hacer progresos dentro de esta industria. En comparación con otras energías renovables, incluyendo la eólica y la solar, la energía oceánica a día de hoy ha recibido menos apoyo, lo que supone una evolución más lenta. Los países a día de hoy con mayores proyectos, como se observa en el siguiente mapa, figura 1, creado por IHS Emerging Energy Research, son por tanto aquellos que poseen además de buenos recursos naturales, mayores ambiciones y 23
Memoria. Introducción
ayudas en la investigación de energías renovables, como Reino Unido, Irlanda, Corea o Australia.
Figura 1: Principales países promotores de Energía Marina.
Los objetivos a alcanzar para 2020, de los principales países promotores, en cuanto a capacidad de energías renovables con recursos energéticos marinos según un estudio realizado por IHS Emerging Energy Research en 2010 son los siguientes:
24
Memoria. Introducción
Figura 2: Objetivos de energía renovable para 2020 mediante recursos oceánicos. (IHS Emerging Energy Research)
25
Memoria. Introducción
2. Motivación En 2008 se aprobó en el parlamento europeo el objetivo 20/20/20, una ambiciosa normativa que pretende para 2020 haber reducido las emisiones de CO2 un 20% respecto a las de 1990, haber mejorado la eficiencia energética un 20%, y que el 20% de la energía consumida proceda de fuentes renovables. El desarrollo de las energías renovables es una de las principales herramientas para alcanzar estos objetivos, y dentro de todas las renovables que existen, la energía marina representa una opción que suscita cada vez más interés, por las ventajas del mar frente a otros recursos. El 71% de la corteza terrestre está cubierta por agua, y la Agencia Internacional de la Energía estima en 93000 Twh anuales la energía marina. A día de hoy la Unión Europea, ya ha incluido la energía marina dentro de los planes de Energía Renovable aprobados por la Comisión Europea, lo que supone un gran voto de confianza para este recurso energético. Las principales ventajas de las corrientes marinas frente a otras fuentes de energía renovable son:
Las corrientes marinas presentan una alta predictibilidad y mantienen sus caudales cuasi constantes durante todo el año, lo que conlleva a una capacidad de entre el 40 y el 70%
La tecnología produce un impacto medioambiental bajo, al no producir contaminación visual, polución o ruido. Además la velocidad de los rotores es lenta, por lo que sus palas no afectan apenas a la vida marina.
Los dispositivos al encontrarse sumergidos no se ven afectados por los fenómenos meteorológicos.
El agua es 835 veces más densa que el aire, lo que conlleva que tanto las palas de las turbinas como su velocidad de giro sea mucho menor en el caso de los sistemas marinos que en el de los eólicos.
26
Memoria. Introducción
Figura 3: Comparación entre el diámetro de las palas del rotor para obtener la misma potencia a partir de una velocidad de flujo media. (www.pfernandezdiez.es)
Sin embargo, se trata de una tecnología cara, que al instalarse bajo el agua conlleva gastos de adecuación y mantenimiento que no se dan en otras energías renovables, por eso el apoyo de los gobiernos se hace imprescindible en su desarrollo. En este proyecto estudia si con las tecnologías que se están desarrollando actualmente se puede conseguir que la energía de corrientes marinas llegue a ser una energía económicamente viable y rentable a largo plazo.
27
Memoria. Introducción
3. Objetivos Los objetivos del proyecto son los siguientes:
Realizar un diseño realista de la planta, escogiendo: o Una localización óptima para el parque, atendiendo a diversos factores como energía extraíble de la corriente, restricciones medioambientales, ayuda gubernamental, comunicaciones… o Los modelos de turbinas más apropiados para dicho emplazamiento. o Las conexiones eléctricas y servicios auxiliares convenientes.
A partir de los datos de esa planta realizar un estudio económico completo para valorar si este tipo de generación es a día de hoy económicamente rentable o no, y qué interés puede ofrecer a los inversores.
28
Memoria. La fuente de energía
CAPÍTULO 2
LA FUENTE DE ENERGÍA
En primer lugar, para conocer el funcionamiento de la planta de hélices submarinas es necesario conocer las características de la fuente de energía, es decir los movimientos en los océanos y las propiedades de las corrientes.
1. Tipos de movimientos de los Océanos. En los océanos existen cuatro tipos de movimientos que pueden ser aprovechados para producir energía: las mareas, las olas, los “up-welling” o surgencias y las corrientes marinas.
Mareas, olas y surgencias:
Las mareas son movimientos de ascenso y descenso de la masa de agua que se dan de forma periódica. La influencia gravitacional de la Luna, así como la del sol, aunque en menor medida, sobre las aguas de los mares y océanos es la causa principal de las mareas. Las olas se crean debido al movimiento de las moléculas de la superficie del agua, provocado por la acción del viento. Se trata de un movimiento de vaivén con una componente vertical y otra longitudinal. La surgencia es el ascenso de aguas subsuperficiales hacia la capa superficial. Este fenómeno es provocado por la acción de los vientos que soplan paralelos a la costa y que, en combinación con el movimiento de rotación de la tierra, desplazan el agua superficial cercana a la costa hacia mar abierto. Al ocurrir esto, el agua que se encontraba bajo la superficie asciende hasta ocupar el lugar del mar desplazado a mar abierto. Como se aprecia en la figura 4, este fenómeno se da siempre en la costa Este de los continentes, ya que el movimiento de rotación de la tierra es en sentido de Oeste a Este.
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Memoria. La fuente de energía
Figura 4: Movimientos oceánicos (www.zonu.com)
En la figura 4, las corrientes marinas cálidas aparecen en color rojo y naranja. El afloramiento de aguas profundas y frías (en las costas occidentales de los continentes), así como las corrientes que este afloramiento origina, en color verde. La capa superficial de hielo oceánico está identificada con líneas de color aproximadamente morado o rosado. Las corrientes de otros tipos aparecen en flechas de color negro.
Corrientes marinas:
Las corrientes oceánicas o marinas son deslazamientos continuos de masas de agua de océanos y mares. No son movimientos tan visibles como las olas y las mareas, pero son de mucha de mayor amplitud. Las corrientes marinas tienen una alta predictibilidad y mantienen sus caudales conocidos y cuasi constante durante las distintas épocas del año. Esto le aporta una sensible ventaja frente a otras fuentes de energía renovable, en valores de capacidad. El concepto de corrientes marinas (que se pueden observar en el mapa de corrientes de la figura 5) está referido únicamente a aquellas que se dan en la superficie de los océanos y mares. Las corrientes submarinas no son sino movimientos de compensación de las corrientes superficiales.
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Memoria. La fuente de energía
Figura 5: Mapa mundial de corrientes marinas superficiales. Corrientes cálidas en rojo y frías en azul. (Cienciageográfica.com)
2. Causas de los movimientos marinos La existencia de estos desplazamientos de agua se atribuye a varias causas.
El calor procedente del sol que calienta la superficie del océano provocando diferencias de temperatura entre unas zonas y otras. De esta forma el agua fría de los Polos al pesar más que la caliente tiende a hundirse por debajo del agua caliente procedente del Ecuador.
La rotación terrestre: es un giro constante de la tierra en virtud del cual, tanto vientos como corrientes se desvían hacia el Este en el Hemisferio Norte y hacia el Oeste en el Hemisferio Sur. Esto se conoce como Efecto Coriolis.
El viento, que a su vez está afectado por el calor solar y la rotación de la tierra, modifica también la acción de las corrientes. En los trópicos, los vientos Alisios llevan las aguas en dirección Oeste hacia el Ecuador y en latitudes superiores, los vientos de poniente las llevan en dirección opuesta originando la circulación oceánica. 31
Memoria. La fuente de energía
También las diferencias de densidad entre unas aguas y otras, provocada en general por una diferencia de salinidad.
Las diferencias de nivel de agua, provocado tanto por distintos niveles de evaporación como por el efecto de las mareas.
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Memoria. La energía de las corrientes marinas
CAPÍTULO 3 LA ENERGÍA DE LAS CORRIENTES MARINAS
1. Definición La energía de las corrientes marinas es la energía eléctrica extraída de los flujos de agua que se dan en mareas y océanos, que han sido explicados en el primer capítulo. El método de transformación de la energía cinética del agua en energía eléctrica, es muy similar al que se lleva a cabo en un parque eólico, diversas turbinas, cuyo rotor posee varias palas, se sitúan en zonas por donde fluye una corriente marina. El flujo de agua al impactar sobre las palas pone en movimiento la turbina que estará conectada a un generador que transformará la potencia mecánica del giro en eléctrica.
3.1 Evolución histórica
La tecnología propia de las corrientes marinas, las hélices submarinas, actualmente está en fase preliminar. No existe ningún dispositivo comercial, sino que los dispositivos más avanzados son prototipos que ya han sido instalados pero se encuentran en periodo de pruebas. Sin embargo la energía procedente de las corrientes provocadas por las mareas, ya lleva muchos años siendo utilizada para generar energía eléctrica a través de las Centrales Mareomotrices. Estas centrales, poseen largos diques que encierran un estuario. La variación en las mareas y la diferencia del nivel del agua entre un lado y otro del dique, provocan que el agua entre y salga del embalse, a través de turbinas.
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Memoria. La energía de las corrientes marinas
Figura 6: Funcionamiento de una central mareomotriz. (www.textoscientificos.com: “Generación de electricidada través de las mareas”)
Algunos ejemplos de estas centrales son: La central de La Rance en Francia (EDF, 1966), Annapolis Royal en Canadá (1984) o Sishwa en Corea del Sur (2011). A diferencia de la energía de corrientes (donde los estudios realizados sobre los prototipos no revelan un impacto medioambiental significativo) la construcción y el funcionamiento de este tipo de centrales provoca un gran impacto sobre el ecosistema en el que se sitúan, alterando la salinidad del agua y el equilibrio del ecosistema. Esto sumado a la alta inversión económica que acarrean ha limitado su desarrollo, y actualmente la tendencia camina hacia la investigación de plantas de turbinas accionadas por corrientes y no por mareas, como la que se estudia en este proyecto.
3.2 Estado del arte actual.
Como ya se adelantó en el Capítulo 1, a pesar de que el recurso energético de las corrientes es muy abundante, el nivel de madurez de la tecnología necesaria para aprovecharlo es muy baja comparada con la de otras energías, tal y cómo se muestra en el gráfico 1:
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Memoria. La energía de las corrientes marinas
Gráfico 1: Madurez de las diferentes tecnologías de energía renovable.(Iberdrola)
El desarrollo de la tecnología en los últimos años viene detallado en el gráfico 1. En ella se observa en color verde, la línea de crecimiento que ha seguido la energía de las corrientes en los últimos años y su paso por distintas fases desde el año 2002 hasta hoy.
Gráfico 2: Fases de desarrollo de las energías de corrientes y de olas. (Wave and Tidal Energy in the UK: Conquering Challenges, Generating Growth. February 2013)
En gráfico 2, se aprecia más detalladamente el estado de los proyectos emplazados en Reino Unido.
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Memoria. La energía de las corrientes marinas
Gráfico 3: Estado de los proyectos registrados en UK año a año hasta 2012. (Marine Energy in the UK: State of the Industry Report 2012).
Los países donde se está llevando a cabo la instalación de prototipos son aquellos que poseen los recursos más idóneos, no sólo por las características de sus corrientes sino también por aspectos económicos.
Gráfico 4: Proyectos en desarrollo de energía de olas y corrientes por países. (IHS Emerging Energy Reasearch)
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Memoria. La energía de las corrientes marinas
3.2.1 España.
En España, el plan de Energías Renovables 2011-2020, creado por el gobierno, incluye el objetivo de instalar 20-25MW de energía marina, anuales entre 2016 y 2020, llegando a 100MW en 2020. Ya existen proyectos de energía undimotriz (donde se extrae energía de las olas) pero no hay ningún proyecto para la instalación de dispositivos de energía de corrientes, aun existiendo zonas en el estrecho de Gibraltar o Galicia donde las corrientes que fluyen son favorables. El principal problema es el mismo que se plantea a la hora de construir un parque de tecnología eólica off-shore: en la costa española la orografía es muy complicada ya que apenas existe plataforma continental, por lo que las profundidades del lecho marino rápidamente alcanzan los 50 metros de profundidad. Esto hace inviable la instalación de un dispositivo cuya estructura este fijada al fondo marino, por lo que es necesaria una plataforma flotante. Hay que destacar sin embargo, que actualmente está en proyecto de un modelo denominado de Gesmey desarrollado por la Universidad Politécnica de Madrid, en colaboración con SOERMAR. Se trata de un dispositivo capaz de extraer energía de las corrientes y cuyo sistema de anclaje sería mediante fondeo, es decir óptimo para su funcionamiento en la costa Española.
3.2.2
Reino Unido
Se puede apreciar en el gráfico 4, que Reino Unido posee el mayor número de dispositivos instalados. Este país posee unas condiciones idóneas para este tipo de energía y el gobierno tiene grandes expectativas sobre ella. Además su intención es con el fin de alcanzar los objetivos marcados para 2020, seguir manteniendo su liderazgo dentro de este sector. Para ello se están poniendo en marcha numerosos mecanismos para dar apoyo, seguridad y facilidades a nuevos inversores. En el gráfico 5, se observa el plan de desarrollo previsto en este país para los próximos años:
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Memoria. La energía de las corrientes marinas
Gráfico 5: Objetivos de energía marina de los miembros de la UE 2010-2020. “Wave and Tidal Energy in the UK State of the industry report. March 2011”
El gobierno de Reino Unido está llevando a cabo una fuerte campaña para impulsar las energías renovables en el país, esto unido a las grandes perspectivas que se tienen sobre la energía de las corrientes y las buenas condiciones de las corrientes que fluyen cerca de sus costas, ha favorecido las ayudas tanto políticas como financieras de los organismos ingleses hacia los proyectos.
Figura 7: Cronograma esperado en el desarrollo dela energía de corrientes en UK. (Wave and Tidal Energy in the UK: Conquering Challenges, Generating Growth. February 2013)
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Memoria. La energía de las corrientes marinas
Se observa en la figura 7 que efectivamente, la industria se encuentra en fase de investigación y se espera que el primer parque de hélices marinas se instale a partir del año 2014.
3.3 Tecnología existente
1.3.1 Tipos de turbinas.
A diferencia de otras tecnologías de energía renovable, a la hora de extraer energía marina se encuentran dispositivos de muy diversas formas y características según el fabricante, pero básicamente existen dos clases de turbinas, las de rotor axial y las de rotor de flujo cruzado. Las primeras son tipo hélice, su eje es horizontal, mientras que las segundas poseen un eje vertical, como se distingue en la figura 8.
Figura 8: Turbina de eje vertical y de eje horizontal (www.pfernandezdiez.es)
Se aprecia en las figuras 9 y 10 que a día de hoy el grado de madurez y número de dispositivos desarrollados con eje horizontal es mucho mayor que con eje vertical.
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Memoria. La energía de las corrientes marinas
Figura 9: Número de dispositivos según eje (Carbon Trust).
Figura 10: Comparación de las curvas de madurez de las distintas tecnologías marinas. (IHS Emerging Energy Research)
La turbinas de eje horizontal pueden ser de dos tipos a su vez, de flujo cerrado (en conducto) o de flujo abierto.
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Memoria. La energía de las corrientes marinas
Figura 11: Tipos de turbinas de eje horizontal (www.pfernandezdiez.es)
Las turbinas en conducto presentan la ventaja de que es posible colocar a la entrada del conducto una rejilla para evitar que objetos sumergidos o incluso animales de gran tamaño entren en contacto con las palas. El conducto también protege a la turbina de la luz solar, reduciendo así el crecimiento de algas en el sistema. Además al encerrar al flujo, este conducto evita las pérdidas que se producen en los extremos de las palas, lo que supone un aumento de su eficiencia. Sin embargo presenta el inconveniente de que se trata de un dispositivo más complicado y costoso que los otros, y esa es la razón de que el grado de madurez de las de flujo abierto sea a día de hoy un poco más elevado. Como se verá más adelante, en el apartado 1.3.3 donde se muestran algunos de los dispositivos ya instalados, existen aerogeneradores con tres palas (la mayoría) y otros bipala (como el modelo SeaGen ). Los sistemas con dos palas suponen un ahorro económico al tener una pala menos, y además presentan menos peso, sin embargo se necesita una tecnología más completa que posea un rotor oscilante para poder soportar la variación de esfuerzos que se produce cuando ambas palas están en horizontal y una se halla “a la sombra” de la estructura que sostiene al eje. Además este rotor para conseguir la misma energía de salida que el de tres palas, necesita girar a una mayor velocidad.
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Memoria. La energía de las corrientes marinas
1.3.2 Sistemas de anclaje
Existen varios tipos de apoyos que serán elegidos según la profundidad de la zona en la que se vaya a instalar el dispositivo y las características del lecho:
En aguas poco profundas (30-50 m.) se suele colocar el dispositivo directamente sobre fondo marino, generalmente mediante estructuras que actúan por gravedad (el peso del apoyo mantiene la estructura fija al suelo), mediante anclajes con forma de trípode que producen una huella mínima sobre la tierra, sistemas monopilote…
Si la profundidad es mayor de 50 metros se utilizará una plataforma flotante a la que se une la turbina, que a su vez estará anclada mediante cables a tierra. Este método puede ser utilizado también con poca profundidad, pero su complejidad y coste hacen que no sea rentable en estas situaciones.
Figura 12: Tipos de anclajes: Gravedad, monopilote, trípode y flotante. (www.pfernandezdiez.es)
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Memoria. La energía de las corrientes marinas
1.3.3 Prototipos ya instalados.
Como se vio en la figura 10, únicamente las turbinas de eje horizontal están en fase de pre-comercialización, algunas de ellos son:
SeanGen www.steigschuz.de
Atlantis AR1000 www.emec.org.eu
Hammerfest Strøm HS1000 www.ecoperiodico.com
Rolls-Royce TGL www.alstom.com
Open Hydro www. tidalenergy.eu
Voith Hydro www.emec.org.uk
Alstom Hydro Clean Current www.greenbang.com Figura 13:Modelos de turbinas instaladas actualmente
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Memoria. La energía de las corrientes marinas
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Memoria. Diseño de la planta
CAPÍTULO 4
DISEÑO DE LA PLANTA
Aunque aún no hay ninguna planta de hélices submarinas instalada, se va a plantear el diseño de un parque estudiando las características necesarias que debería tener en base a los conocimientos que se poseen gracias tanto a los prototipos que se están probando, como a otros tipos de energías renovables como es la eólica offshore. Este diseño se va a realizar en varios pasos. El primero de ellos será seleccionar la ubicación del parque. El segundo paso será estudiar qué tipo de dispositivo funciona de manera óptima en las condiciones de la ubicación elegida y por último se detallarán las características correspondientes a conexiones eléctricas, lay-out, sistemas anticorrosión…
1.
Localización
A la hora de realizar la selección de la ubicación de una planta de hélices submarinas hay que tener en cuenta los siguientes factores:
Características de la corriente: velocidad, predictibilidad y calidad del agua.
Características del medioambiente.
Batimetría y calidad del lecho marino.
Tránsito de barcos y zonas de pesca.
Puntos de conexión eléctrica a tierra lo más cercanos posibles.
Límites de distancia a la costa establecidos por la Ley.
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Memoria. Diseño de la planta
Según el informe realizado en 2005 por Carbon Trust y Black&Veach, “Tidal Stream Resource and Technology Summary Report” las mejores zonas para situar plantas estas plantas de generación son aquellas donde la profundidad sea mayor de 30 metros y la velocidad de la corriente mayor a 2.5 m/s. Por debajo de estos valores no se cree probable que el proyecto sea rentable. En España la geografía no ayuda, ya que la Península apenas tiene plataforma continental, con lo que la profundidad del mar aumenta muy cerca de la costa. Además, en España el poderoso sector turístico pone muchos reparos a estos proyectos frente al litoral. Eso sin embargo no ocurre en las aguas de Reino Unido. Reino Unido es el país que actualmente lidera la producción de energía offshore en Europa. Sólo Escocia, según el informe de 2012 “Introduction to marine renewable energy” de Marine Scotland, genera el 25% de la energía total extraída de corrientes marinas, 25% de la energía eólica offshore y el 10% de la energía undimotriz total generada en Europa. Esto se debe a los grandes recursos que existen en este lugar (según el Proyecto “Sound of Islay” de Scottish Power, Escocia posee aproximadamente el 25% de la energía extraíble de las corrientes de Europa) y que, junto con los objetivos marcados para 2030 de que el 30% de la energía total producida en Escocia proceda de fuentes renovables, ha llevado a desarrollar el “Marine Planning System”, un plan para introducir mejoras en el sistema en cuanto a la proporción de licencias y permisos para los nuevos inversores. El programa premio Saltire, utilizó las herramientas GIS (Geographical Information System”) y MaRS (“Marine Resource System”). Esta última fue creada por TCE (“The Crown Estate”) a partir de los datos extraídos de la primera, como herramienta de apoyo a las decisiones para a planificación del espacio marino y de actividades como la acuicultura, almacenamiento de carbono y las relacionadas con la energía marina renovable.
46
Memoria. Diseño de la planta
Figura 14: Áreas de interés en Escocia, para la energía de corrientes (claro) y de olas (oscuro). (The Saltire Prize Programme)
Mediante MaRS, en primer lugar se identifican las áreas con mayor potencial para la tecnología en cuestión, como se observa en la figura 14 y a continuación se emplean diversos modelos, aplicados en capas superpuestas, para identificar las limitaciones en cuanto a medioambiente, pesca, tránsito de barcos, actividades de recreo, zonas de desove y cría de peces, zonas de interés cultural. Estos factores, a la hora se recrear el mapa de restricciones final que se verá a continuación, no son considerados con la misma importancia, sino que dependiendo de la zona podrán tener más peso aquellos factores relacionados con actividades comerciales (pesca, tránsito de barcos…) que los relacionados con el medioambiente, o al revés. También se tuvo en cuenta la viabilidad técnica de desarrollo en cada zona. Además algunas zonas fueron directamente excluidas por MSS (“Marine Scotland Science”) por no ser consideradas compatibles con las actividades de la energía renovable marítima, como las zonas protegidas, las incluidas dentro de la red Natura2000 o las rutas de navegación de la Organización Marítima Internacional. Las zonas con mayor potencial extraíble de todo Reino Unido, están detalladas en forma de gráfica en la figura 15, donde en color azul se observa la capacidad de producción teórica, y en morado la capacidad bajo diversas limitaciones medioambientales, de tráfico marítimo y de pesca:
47
Memoria. Diseño de la planta
Figura 15: Potencial de treinta localizaciones de Escocia (“Acelerating marine energy”, Carbon Trust).
Y finalmente el mapa de restricciones de Escocia, que es la zona a estudiar, quedó según la figura 16:
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Memoria. Diseño de la planta
Figura 16: Modelo MaRS completo (The Saltire Prize Programme)
Las zonas rojas son aquellas en las que existen unos altos niveles de restricción y las verdes, donde estos niveles son los más bajos Las zonas blancas son las zonas 49
Memoria. Diseño de la planta
excluidas. Además, las líneas discontinuas de color turquesa, son las que determinan las áreas con mayor potencial para la energía de las corrientes. El área identificada cerca de Kyle of Lochalsh, en la figura 17 denominada “Zona 1”, también fue excluida debido a los múltiples usos de este sitio, tales como el transporte, la acuicultura, las zonas protegidas y la presencia de un pecio militar. Las área identificadas en los estrecho de Islay y Pentland, “Zona 2” y “Zona 3” respectivamente, tampoco se consideraron ya que ya existen proyectos para la explotación de la energía de las corrientes en esas zonas. El área alrededor de la Mull of Galloway, “Zona 4”, fue excluida debido a la existencia de un canal de navegación utilizado por el Ministerio de Defensa.
Zona 3
Zona 1
Zona 2
Zona 4
Figura 17: Áreas potenciales para la situación del parque. (The Saltire Prize Programme)
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Memoria. Diseño de la planta
De las áreas restantes, aquellas que combinan un mayor potencial energético y un bajo nivel de restricciones, y que por tanto son más favorables para el desarrollo de un proyecto son: a) Al suroeste de Islay. b) Al oeste de Mull of Kintyre.
Ambas se han marcado en rojo en la figura 18:
Suroeste de Islay
Oeste de Mull of Kintyre
Figura 18: Zonas propuestas para la ubicación de la planta. (The Saltire Prize Programme)
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Memoria. Diseño de la planta
Figura 19: Ampliación de la figura 17. (The Saltire Prize Programme)
A continuación se estudian ambas situaciones, para elegir la más favorable. a) Suroeste de Islay: Esta zona contiene un alto nivel de recursos energéticos. Las estimaciones de generación de energía anual media alcanza 5,9 kW / m 2. El fondo se compone de grava y arena y las profundidades varían entre aproximadamente 30 y 100 m. Sin embargo en este lugar se dan unas condiciones de corriente y viento difíciles, ya que son muy fuertes. Además se encuentra cerca de una concurrida ruta de navegación, el Canal de Norte.
Conexión a la red: Según SSE, empresa escocesa encargada de la distribución de energía, afirma que en este lugar no hay capacidad instalada suficiente para dar cabida a la generación de nueva energía, por lo que propuso un proyecto que actualmente está en periodo de desarrollo para la creación de dos circuitos de cables submarinos de 132 kV entre South Kintyre y Hunterston, una subestación de 132 kV en Crossaig Forest (Kintyre) y la reconstrucción de la línea Crossaig Carradale mediante una línea aérea de doble circuito de 132 kV. Este proyecto aumentará en 250 MW la capacidad de exportación.
Accesos a puerto: existen puertos pequeños como Port Ellen y Askaig Port que están relativamente cerca, pero los puertos más grandes s encuentran a más de 100 km por mar. Sin embargo, un punto más próximo, Campbeltown / Machrihanish, ha sido identificado en el Plan Nacional de Infraestructura para 52
Memoria. Diseño de la planta
Renovables (Scottish Enterprise) como futura ubicación de una planta de fabricación, operación y mantenimiento de dispositivos de energía de corrientes.
Medio ambiente: La región está cerca de una Zona de Conservación, por la presencia de focas comunes, que en el futuro podría ser una Zona Protegida. También existen hábitats cercanos que están protegidos por la UKBAP (“United Kingdom Biodiversity Action Plan”).
Otra información: Como se observa en azul claro en la figura 17, un área al oeste de Islay también ha sido elegido para la instalación de una planta de energía eólica en alta mar y por tanto esa zona deberá ser evitada. Además, según los datos de SeaZone, esta zona es parte de un área utilizada por el Ministerio de Defensa d Reino Unido para ejercicios militares. Niveles bajos de actividades de pesca.
b) Oeste de Mull of Kintyre: Esta zona se caracteriza por flujo de corrientes muy alto, alcanzando una producción anual estimada de potencia media de hasta 3,4 kW / m 2. Los fondos marinos de esta región son de grava arenosa y arena fangosa y la profundidad aumenta de forma abrupta hasta los 100m. Sin embargo, al igual que en el suroeste de Islay, este emplazamiento tiene algunas limitaciones.
Conexión a la red: la red requiere el mismo refuerzo que l suroeste de Islay.
Cercanía a Puertos: El sitio se encuentra a menos de 30 km de la futura planta de Campbeltown / Machrihanish. Existen grandes puertos entre los 55 y 100 km de distancia.
Comunicaciones: Este lugar se encuentra junto al Canal del Norte, lo que asegura una buena comunicación por vía marítima.
Medio ambiente: No existen en la zona sitios protegidos o de conservación especial. Sin embargo, sí contiene hábitats protegidos por UKBAP.
Otra información: AL igual que sucedía en la primera opción, y como se puede observar en la figura 17, existe también una propuesta de desarrollo de energía eólica marina en el área inmediatamente al norte de este sitio, que debería ser evitada. La zona también ha sido identificada por el Ministerio de Defensa como un área de ejercicio militar y existen algunas de rutas de navegación que atraviesan esta zona. Los niveles de actividades de pesca son bastante bajos. 53
Memoria. Diseño de la planta
Una vez estudiadas ambas situaciones, se establece que la ubicación final será al Suroeste de Islay, ya que aunque en la actualidad está a mayor distancia de los puertos importantes que la otra opción, es una ubicación con menores niveles de restricción según el mapa de MaRS. Además se ha considerado también la ventaja de que al otro lado de la Isla, en el estrecho d Islay existe actualmente otro proyecto de energía de las corrientes en desarrollo, además de varios parque de energía eólica off-shore por lo que se podrá hacer uso de algunas de las instalaciones que ya hayan sido creadas para él. Dentro del suroeste de Islay, existen dos zonas disponibles de interés:
Figura 20: Mapa de densidad de potencia (kW/m2*columna de agua). (“Scottish Marine and Freshwater Science Volume 1, No 18”)
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Memoria. Diseño de la planta
Figura 21: Mapa de velocidad de flujo de la corriente. (“Scottish Marine and Freshwater Science Volume 1, No 18”)
Se elige la situada más al Norte, junto a Rinns of Islay, por poseer unas mejores condiciones de profundidad, ya que la potencia y velocidad de las corrientes así como el resto de características, es muy parecido en ambas situaciones según la publicación “Scottish Marine and Freshwater Science Volume 1, No 18” del gobierno de Escocia en 2010.
Rinns of Islay (Norte)
Oa peninsula (Sur)
Potencia (kW/m2)
5.9
5.7
Profundidad (m)
30 - 50
50 - 100
Tabla 1:: Comparación de características entre Rinns of islay y Oa península.
55
Memoria. Diseño de la planta
Figura 222: Mapa de corrientes en el suroeste de Islay.
55.6427°N 6.6028°W
Figura 233: Emplazamiento exacto del parque marino.(Elaboración propia)
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Memoria. Diseño de la planta
Características del emplazamiento final:
Rinns of Islay Potencia / unidad de área Profundidad media Velocidad durante marea alta Velocidad durante marea baja
[kW/m2] [m] [m/s] [m/s]
5.9 30 - 50 1.1 - 3.6 0.6 - 1.9
Tabla 2: Características de la corriente al sur de Rinns of Islay. (www.scottishpower.gov.uk - Scottish Marine and Freshwater Science Volume 1 No 18)
2. Análisis y selección del dispositivo En la selección del dispositivo, se van a estudiar las siguientes partes del diseño: -
Cimentación
-
Tipo de turbina (dirección del eje, flujo abierto o cerrado, número de palas…)
A la hora de elegir el dispositivo más conveniente para esta instalación, hace falta tener en cuenta varios factores: -
Profundidad de la zona
-
Tipo de suelo marino
-
Tráfico marítimo en la zona
-
Limitaciones medioambientales
a) Cimentación: En primer lugar hace falta saber que tipo de anclaje a tierra es necesario utilizar. Como ya se explicó en el capítulo 3, en el apartado Estado del Arte, las turbinas pueden estar directamente sobre el lecho marino, o disponerse en una estructura 57
Memoria. Diseño de la planta
flotante que está anclada a tierra mediante cables. En este caso la profundidad de la zona donde se va a situar está entre 30 y 50 metros, por tanto se utilizará un dispositivo apoyado o fijado directamente sobre el lecho marino. Existen tres tipos de cimentaciones de este tipo, por gravedad, monopilote o en trípode:
Figura 244: Tipo de cimentación sobre suelo.
La decisión de utilizar una cimentación por gravedad, monopilote o en trípode, dependerá del tipo de suelo de la zona. La planta se va situar sobre una zona con límites medioambientales, una zona de especial conservación, donde según la Agencia de Investigación Medioambiental, los efectos producidos por las cimentaciones no podrían ser suficientemente mitigadas y donde por tanto no está permitido perforar el suelo marino. Por tanto deberá utilizarse un dispositivo con cimentación en trípode o por gravedad. La cimentación en trípode es la que menos impacto sobre el lecho marino acarrea, ya que conlleva tres perforaciones muy superficiales o incluso nulas en algunos modelos y la superficie total utilizada es menor que en el caso de la cimentación por gravedad. Por tanto esta será la elegida para este proyecto.
b) Tipo de turbina: Se observó en el Estado de la Cuestión, que la mayoría de los modelos existentes en fase de pre-comercialización actualmente, son turbinas de eje horizontal en 58
Memoria. Diseño de la planta
corriente abierta con tres palas al igual que los aerogeneradores eólicos, únicamente el modelo SeaGen S en bipala. Los sistemas con dos palas suponen un ahorro económico al tener una pala menos, y además menos peso, sin embargo se necesita una tecnología más completa que posea un rotor oscilante para poder soportar la variación de esfuerzos que se produce cuando ambas palas están en vertical y una se halla “a la sombra” de la estructura que sostiene al eje. Además este rotor para conseguir la misma energía de salida que el de tres palas, necesita girar a una mayor velocidad. Las dos turbinas en conducto disponibles (OpenHydro y AlstomHydro) presentan la ventaja de que es posible colocar a la entrada del conducto una rejilla para evitar que objetos sumergidos o incluso animales de gran tamaño entren en contacto con las palas. El conducto también protege a la turbina de la luz solar, reduciendo así el crecimiento de algas en el sistema. Además al encerrar al flujo, este conducto evita las pérdidas que se producen en los extremos de las palas, lo que supone un aumento de su eficiencia: Sin embargo las turbinas en conducto presentan el inconveniente de que se trata de un dispositivo más complicado y costoso que los otros. Como ambos diseños presentan ventajas e inconvenientes debemos analizar el resto de factores para decidir. Actualmente existen dispositivos cuyas estructuras atraviesan la superficie del agua. Openhydro o SeaFlow el un ejemplo de estos dispositivos:
59
Memoria. Diseño de la planta
Figura 25: Openhydro. (www.euinfraestructure.com)
Figura 256: SeaFlow. (www.renews.biz)
La estructura que sobresale aproximadamente unos 40 metros por encima del agua, está especialmente diseñada para poder realizar el mantenimiento de la turbina fuera del agua. Esto simplifica mucho las tareas de mantenimiento, pudiendo realizarse cuando se quiera y sin necesidad de llevar la turbina a tierra. Pero tiene 60
Memoria. Diseño de la planta
varios problemas: por un lado el rechazo que genera que una estructura sea visible sobre la superficie del agua y la restricción de la navegación a una distancia de menos de 50 metros del parque. Esto último no sería problema al Souroeste de islay ya que dada la gran extensión de aguas navegables que existen por los alrededores, no sería necesario permitir la navegación en la zona de los dispositivos. Además, aunque supone un gran ahorro e cuanto a mantenimiento, este sistema más caro, primero por la complejidad de la estructura y segundo porque los pilares se han de construir a mucha profundidad en el suelo marino. No es posible a día de hoy utilizar este dispositivo con una cimentación por gravedad o en trípode, y por tanto al necesitar perforaciones muy profundas en el suelo marino, no va a ser utilizada. Existe también un modelo de Marine Current Turbines, instalado en Strangford Lough (Reino Unido) donde se usa un solo apoyo para albergar dos rotores bipala.
Figura 267: Modelo “Marine Current Turbines”
Esta sería la solución más eficiente en cuanto a uso del terreno, sin embargo a necesitad de perforar profundamente el lecho submarino, unido a que son rotores bipala, menos eficientes que los de tres palas, y el aumento de coste que supone que dos rotores compartan cimentación, hace que no sea el dispositivo más adecuado para el proyecto. 61
Memoria. Diseño de la planta
Además la profundidad media de la zona es entre 30 y 50 metros. Para que el rendimiento de la turbina sea el máximo posible, se ha tomado como criterio general que es necesario que existan al menos 5 metros de agua por encima y por debajo de las palas del rotor en todo momento. Sin embargo esta condición dependerá de las características de la zona, altura de las olas, turbulencias tanto en la superficie como bajo el agua… Dado que estos factores son especialmente fuertes en la zona del proyecto, según los datos allí recogidos mediante sistemas ADP (Perfilador Acústico por efecto Doppler) y de las embarcaciones que transitan por la zona, se considerará un margen mínimo de 10 metros entre la punta de la pala en vertical y la superficie del agua.
La tabla 3 resume las características necesarias para el funcionamiento óptimo de cada dispositivo.
Tabla 3: Tabla de condiciones óptimas de funcionamiento de varios dispositivos.(“Tidal energy report”. AECOM Energy.July 2011).
Del estudio anterior se concluye que la mejor opción será una turbina de eje horizontal, flujo abierto, tripala y apoyo en trípode. Atendiendo a la tabla 3, los dispositivos que cumplen estas condiciones son las máquinas de Hammerfest Strom y Voith Hydro. De entre estos dos se elige el modelo del fabricante Hammerfest Strom, puesto que aunque ambos son válidos a la profundidad que se va a colocar y su 62
Memoria. Diseño de la planta
potencia teórica extraíble es 1MW, el modelo Hammerfest tiene una velocidad óptima algo menor y más cercana a la velocidad media de las corrientes en Rinns of Islay.
Finalmente el dispositivo elegido es una turbina de flujo abierto, tripala y con apoyo en trípode basado en la gravedad, es decir sin ningún tipo de perforación (el dispositivo es lo suficientemente pesado como para permanecer fijo al suelo en todo momento). Se elige el modelo HS1000 de Hammerfest Strom.
Características estructurales Apoyo: Trípode Diámetro
15m (ancho) x 22m (alto) 23m
Potencia Tensión degeneración
1 MW 6.6 kV
Características eléctricas
Tabla 4: Ccaracterísticas técnicas del modelo HS1000 de Hammerfest Strom.
El punto más alto de la turbina estará situado por tanto a 33,5 metros, por lo que se deberán situar los dispositivos en las zonas donde la profundidad sea de más de aproximadamente 45 metros.
Figura 27: Dispositivo Hammerfest Strom
63
Memoria. Diseño de la planta
3. Diseño del Lay-Out y conexión interna del parque. La disposición optima de las turbinas en la planta es muy importante, en primer lugar para evitar pérdidas de rendimiento en el funcionamiento de las turbinas, y minimizar las turbulencias que provocan daños en las palas del rotor, y en segundo lugar, para optimizar el uso de terreno. El espacio necesario para cada turbina será, según el informe “Islay tidal energy Project. Environmental Impact Assessment Scoping Repor. May 2009”, de cinco veces el diámetro del rotor en dirección perpendicular al flujo de agua y diez veces en dirección aguas abajo. Además hay que tener en cuenta que el flujo de corriente puede ser bidireccional. La conexión interna del parque se realizará en grupos de 5 generadores en serie, ya que aunque presenta la desventaja de que el fallo en uno de los generadores influye en el funcionamiento de los otros, se trata de un métodos mucho más económico (hace falta mucho menos cable submarino) y más sencillo. Los cables utilizados serán de 6.6 kV y aislamiento XLPE, polietileno reticulado. Este tipo de aislamiento permite una mayor temperatura de trabajo y ofrece mayor resistencia a la formación de arborescencias, que dado que se trata de cables submarinos, es muy frecuente debido a la humedad.
Figura 288: Disposición de las turbinas (elaboración propia) y conexión interna.
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Memoria. Diseño de la planta
Figura 29: Ilustración cable submarino XLPE de ABB.
4. Equipos auxiliares. Los equipos auxiliares sistemas de control, conexiones eléctricas, transformadores… pueden estar dentro de cámaras protectoras bajo el agua o fuera de esta. Este aso la caja de cambios estará dentro de la góndola del propio generador. Los sistemas de control estarán en un edificio junto a la subestación en tierra.
5. Sistemas anti corrosión y suciedad. Estos sistemas están relativamente desarrollados a industrias del petróleo y el gas, así como a la navegación.
día de hoy, gracias a las
La corrosión de los metales se produce principalmente debido a la oxidación, proceso mediante el cual un átomo o ion pierde un electrón. Generalmente la protección contra la corrosión incluye una combinación de anticorrosivos contra los agentes marinos, así como una protección catódica para controlar la corrosión galvánica. Dado que la situación de la situación de las turbinas es dentro de la zona fótica (zona donde llega la luz solar y donde por tanto existe mucha más vida) la protección contra la suciedad y sobre todo el crecimiento de algas y otros organismos sobre la superficie del dispositivo debe ser llevada a cabo de forma eficaz mediante la aplicación de una capa de antiincrustante, que minimizará la adhesión de organismos.
65
Memoria. Diseño de la planta
6. Aceites minerales La maquinaria rotativa requiere lubricantes de base mineral, que estarán controlados por sistemas hidráulicos.
7. Conexión eléctrica La falta de capacidad de las líneas de Escocia es a día de hoy uno de los principales obstáculos a los que se enfrenta no sólo el desarrollo de las energías marinas sino también el resto de renovables que están lejos de la costa o en lugares donde la capacidad de las líneas es insuficiente. La construcción de nuevas líneas o refuerzo de las existentes requiere un compromiso financiero sin precedentes. OFGEM, regulador de energía de Gran Bretaña, en colaboración con el Departamento de Energía y Cambio Climático (DECC), ha establecido un nuevo régimen regulador de las redes de transmisión para tecnologías off-shore. El régimen asegurará que los nuevos proyectos de generación renovable off-shore están conectados a la red eléctrica GB manera económica y eficiente. La propiedad de las redes off-shore también está legislada por la OFGEM, quien establece que estas líneas deben pertenecer a compañías de transmisión reguladas denominadas OFTOs (Offshore Transmission Owner). Por una cuestión de “unbundling” no está permitido según el “Tercer paquete energético de la UE” (paquete legislativo publicado el 14 de agosto de 2009 en el Diario Oficial de la Unión Europea) que los generadores sean también OFTOs, por lo que la construcción de las conexiones de alta tensión que se necesiten no entrarán en el coste de inversión de este proyecto. La isla de Islay tiene actualmente una red de 33kV que carece de capacidad suficiente para albergar el parque, por lo que conexiones en un principio se deberían hacer directamente con la península de Kyntire. Sin embargo actualmente se están llevando a cabo negociaciones con el SHEPD (Scottish Hydro Electric Power Distribution) para crear una línea de 132kV con capacidad suficiente en la Islay y así poder además proporcionar electricidad a la isla directamente. Este refuerzo de la red se haría a través de la parte Sur de Islay, Oa, por lo que finalmente si las negociaciones llegan a buen puerto la conexión de este parque a la red constaría de un tramo submarino desde el parque hasta Kyntra. 66
Memoria. Diseño de la planta
Figura 290: Emplazamiento de la conexión con Kyntra.
8.1
Subestación eléctrica y edificio de control
La subestación y el edificio de control se situarían en Kyntra. La subestación elevadora será de 6.6 a 132 KV. Esta subestación podría ser off-shore si las pérdidas entre la planta y la subestación on-shore, con una tensión de 6.6kV fueran demasiado alta. La distancia entre el parque y la costa es 15 kilómetros aproximadamente, por lo que al ser una línea corta no merece la pena la gran inversión que supone construir la subestación sobre el agua. El edificio de control y medida estará situado junto a la subestación, en Kyntra.
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Memoria. Diseño de la planta
8.2 Conexión alternativa:
La conexión explicada se va a plantear en el análisis económico general, sin embargo dado que hay mucha incertidumbre en lo que respecta a este tema, se ha considerado conveniente plantear otro escenario posible para obtener unas conclusiones más completas. Existen ya cinco plantas de eólica offshore en proyecto en la costa Oeste de Escocia, donde se localiza la planta submarina de este trabajo. La potencia total de estas plantas podría alcanzar los 3000MW, lo que requiere un gran refuerzo de la red eléctrica nacional de transporte a corto plazo, si se quiere alcanzar los targets propuestos para 2020. Se están planteando ya diversas opciones para hacer frente a ese reto, las cuales quedan descritas en el informe “West Coast Scotland Offshore Wind. A report into grid connection options and developer co-ordination issues” (Marzo 2010) de The Crown State. Tras leer este informe, y analizar las distintas opciones, se plantea un nuevo posible escenario, en el que se podría crear una conexión conjunta con al menos dos de las plantas off-shore (en Islay y en Kintyre). Para conectar estos parques a la red se plantea construir una línea submarina HVDC de 400 kV.
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Memoria. Diseño de la planta
Figura 301:Diseños propuestos de la conexión HVDC 400kV propuesta.( West Coast Scotland Offshore Wind. The Crwon State).
En este escenario se van a proponer dos diseños a su vez:
Diseño A: Conexión del parque a esta red a través de una subestación offshore elevadora y una línea submarina. Las subestaciones offshore suelen construirse en proyectos de eólica marina de alta capacidad (potencia instalada de más de 90 MW). Sin embargo aunque este proyecto solo alcanza los 10MW, la razón de construir la subestación en el agua es que las conexiones no se van a hacer con tierra sino con una línea submarina de alta tensión.
Diseño B: Construcción de la subestación elevadora onshore en Portnahaven.
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Memoria. Diseño de la planta
Figura 312: Conexión alternativa a la red de 400kV con subestación onshore.
En el análisis económico se analiza si estas alternativas resultas más económicas que la principal o no.
8. Mantenimiento
Las tareas de operación y mantenimiento importantes, que no se puedan hacer in situ, requerirán fletar barcos para transportar las turbinas a tierra. El almacén donde la turbina será reparada y donde se encuentren todos los repuestos y útiles necesarios estarán situadas en la localidad de Portnahaven.
9. Impacto medio ambiental. La siguiente información respecto al impacto medioambiental que puede ocasionar un parquet de hélices submarinas en el ecosistema, ha sido extraída del informe 70
Memoria. Diseño de la planta
“Sound of Islay Project. Scottish Power” y “Islay tidal energy project. Environmental Impact Assessment Scoping Report.May 2009”. La EIA ha sido la encargada de estudiar este impacto medioambiental, y se ha hecho estudiando varios factores:
Fauna marina:
Los datos del impacto sobre la fauna marina han sido recogidos de estadísticas de “Marine Scotland”, DEFRA, CEFAS, UKOOA y el International Council for the Exploration of the Sea (ICES). El mayor impacto sobre los peces o crustáceos, se considera que procede durante la instalación tanto de la turbina como de las conexiones submarinas. Este daño a pesar de lo que se pueda creer no está causado por los daños que se puedan producir al alterar el suelo marino, sino por el ruido producido por los barcos, grúas y resto de maquinaria utilizada durante la instalación. Hay determinadas especies de peces, como el arenque, que son especialmente sensibles a los ruidos. Durante el funcionamiento de las turbinas, se cree que el mayor impacto producido es debido al ruido y vibración que producen las turbinas, la influencia de campos electromagnéticos en especies muy sensibles, el aumento de partículas en suspensión o el choque de peces contra las palas del rotor como sucede en el caso de los aerogeneradores. Se espera sin embargo que el impacto de estos factores sobre los peces sea mínimo, y así lo confirman hasta ahora los estudios realizados sobre uno de los prototipos de Marine Current Turbines, SeaGen, en funcionamiento desde el año 2008. Según el informe de “Royal Haskoning” tres años después de la puesta en marcha del dispositivo, no ha habido un impacto sobre la fauna marina significativo. Los únicos cambios observados han sido en el comportamiento y distribución de las focas y marsopas, pero se ha dado en una escala muy pequeña, por lo que parece que el funcionamiento de los dispositivos no es tan molesto para los animales marinos como se creía en un principio.
Zonas de pesca:
La pesca es una industria importante en Escocia. En esa zona se da la pesca de varias especies distintas de peces: arenque, bacalao, caballa rape… El impacto sobre los peces descrito antes, también repercutirá a la pesca como es obvio. Sin embargo al no ser un impacto considerable, no se espera que lo sea tampoco para la pesca, salvo 71
Memoria. Diseño de la planta
por el hecho de que la zona donde se encuentren los generadores será una zona restringida para la navegación de grandes barcos.
Aves:
No se espera un efecto negativo en las aves ya que no existe ninguna estructura que sobresalga sobre la superficie del agua.
Tráfico marítimo:
Como ya se explicó en el apartado de localización, existen rutas importantes cerca de la zona, por lo que el tráfico al oeste de Islay no es significativo. Sin embargo si que será un hecho de especial vigilancia el tráfico de barcos de pesca que no podrán navegar por la zona de la planta.
Turismo y actividades de recreo:
La construcción del parque dejará sin duda beneficios económicos temporales en Islay ya que serán muchos trabajadores los que se desplacen hasta allí durante el proceso. El turismo representa una parte fundamental de la economía de Islay. Durante el funcionamiento de la planta, no se espera que tenga efectos a largo plazo sobre esta industria y tampoco sobre las actividades de recreo que se llevan a cabo en el mar o en la costa. Únicamente se dará un efecto negativo durante la construcción por la presencia de buques de trabajo y grúas, sin embargo esto será un hecho temporal que no se considera como impedimento. Además por otro lado, la existencia de una nueva tecnología renovable en esa zona se espera que atraiga también a nuevos visitantes.
Ruido en tierra:
Efectos por ruido pueden surgir de la maquinaria utilizada durante la excavación del cable llega a tierra. Sin embargo los impactos ocasionados por los niveles elevados de ruido durante la instalación de las obras en tierra han sido evaluados como de carácter temporal y no muy significativos.
Calidad del aire:
Se espera que la calidad actual del aire sólo se ea afectada durante el periodo de construcción, principalmente por las obras que se realicen en tierra, la maquinaria utilizada y el aumento del tráfico por carretera. 72
Memoria. Diseño de la planta
Fondo marino:
La alteración del lecho marino se va a dar como consecuencia de la construcción de los cables submarinos y de la instalación de los apoyos de las turbinas. Este hecho también ha sido estudiado sobre el prototipo de MCT dando como resultado unos cambios sin apenas consecuencias para los seres vivos de la zona. Además, el apoyo utilizado en este proyecto es tipo trípode cuya huella sobre el lecho marino es mínima.
Calidad del agua:
Se considerá que la calidad del agua en esta zona actualmente es buena, y lo estudios no detectan ningunaalteración que se deba a la presencia del parque de corrientes. Los únicos impactos pueden ser debidos a derrames accidentales de materiales o líquidos durante la instalación de la planta o durante el funcionamiento de ésta. Sin embargo no han sido impactos en absoluto de importancia.
Impacto visual:
Esta zona posee unos grandes paisajes, por lo que se teme que el parque altere esta cualidad. Sin embargo una vez terminadas las operaciones de instalación, el impacto visual será nulo ya que los dispositivos se encuentran totalmente sumergidos. Por lo tanto, aplicando las medidas necesarias para reducir el impacto en la zona, se prevé que el parque de hélices submarinas no debería tener ningún efecto negativo inaceptable a largo plazo. Para algunos posibles impactos clave, en particular en relación con los mamíferos marinos, se propone monitorear a estas especies temporalmente con el fin de reducir al máximo el impacto sobre ellas. Hay que tener en cuenta además, que se trata de un proyecto que hará una contribución significativa a los objetivos para la generación de energía renovable de Escocia.
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Memoria. Diseño de la planta
74
Memoria. Estudio económico de viabilidad
CAPÍTULO 5
ESTUDIO ECONÓMICO DE VIABILIDAD
En este capítulo de va a realizar el estudio que permita obtener conclusiones útiles sobre la viabilidad económica del parque de hélices submarinas diseñado. Es necesario para que un proyecto intensivo en capital como es este, pueda ser llevado a cabo el que sea atractivo para los inversores. Esta valoración vendrá dada por las perspectivas de crecimiento del proyecto y por la rentabilidad que se espere. Para que estos factores resulten positivos, en primer lugar hace falta que el proyecto esté situado en una zona con buenos recursos y que las capacidades técnicas de los dispositivos esté probada, es decir que operen adecuadamente, los niveles de disponibilidad y generación sean los esperados y el impacto medioambiental sea aceptable. Estos elementos serán probados en los proyectos de R&D (los que actualmente están en curso), que suponen por lo tanto una fase crucial para el posterior desarrollo de parques enteros. Aún con el apoyo de los inversores, los parques de corrientes marinas son a día de hoy demasiado intensos en capital como para poder desarrollarse sin el apoyo de los gobiernos. El gobierno Escocés, como ya se ha dicho a la hora de escoger la ubicación de la planta, se está volcando en este tipo de tecnología, a la que está prestando un apoyo que es esencial para que su desarrollo. Este apoyo es necesario tanto a nivel económico (programas de financiación, primas a la generación…) como a nivel regulatorio. A raíz de éste último por ejemplo, el gobierno escocés a través de la plataforma Marine Scotland, lleva a cabo iniciativas para facilitar la evaluación del impacto medioambiental y la proporción de permisos Aunque a día de hoy la tecnología para extraer energía de las corrientes marinas se encuentra en fase de pre-comercialización, es decir en fase de pruebas, en este proyecto se ha planificado de forma que se parte de un dispositivo ya probado, y en fase de comercialización, para poder directamente crear un parque de generación con varios dispositivos comprados y listos para ser instalados. Para realizar este estudio se necesita tener previamente:
75
Memoria. Estudio económico de viabilidad
La inversión inicial Los costes anuales Amortizaciones Ingresos
A continuación a partir de esos datos, se calculará el flujo de caja (“cash flow”), tras estudiar que tipo de flujo de fondo es más conveniente utilizar. También se van a valorar dos formas distintas de obtener el índice de rentabilidad, WACC y APV, y una vez tomada la decisión de cual es más apropiado para el proyecto se realizará el descuento del flujo de fondos.
1.
Técnicas de evaluación de una empresa.
A la hora de determinar el valor de una empresa, los métodos de valoración más utilizados según el profesor de Harvard Business School, Michael J.Roberts, son:
Evaluación de activos.
Evaluación de ganancias.
Evaluación del Cash Flow.
En este proyecto, dado que se trata de la creación de una empresa que aun no existe, y se necesita un análisis dinámico, no estático, se evaluará el Cash Flow. El cash flow de un proyecto muestra los flujos de entradas y salidas de caja o efectivo en un periodo determinado de tiempo. En este caso el proyectar este flujo hacia el futuro, incluyendo tanto los gastos como los ingresos esperados, y tras descontarlo hasta el año 0 a una tasa de rentabilidad determinada va a permitir obtener conclusiones sobre la viabilidad del proyecto.
76
Memoria. Estudio económico de viabilidad
En todo caso, el verdadero propósito de estos análisis no es llegar a una respuesta verdadera (puesto que no existe una única respuesta cierta) sino establecer hipótesis básicas, identificar la relación entre los distintos elementos para determinar qué aspectos son cruciales, desarrollar escenarios realistas y finalmente prever y entender los distintos resultados y consecuencias posibles.
1.1 Métodos de evaluación de un Cash Flow.
Existen tres métodos para realizar el cash flow de un proyecto. Para evaluar cual de ellos es el más adecuado para este proyecto, se han estudiado todos con ayuda de los apuntes realizados por los profesores Richard S. Ruback y Timothy A. Luehrman, de Harvard Business School. Los tres métodos que se van a comparar son:
Capital Cash Flow
Equity Cash Flow
Free Cash Flow
1.1.1 Capital Cash Fow. Mide el flujo de caja disponible para los accionistas, es decir, aquellos que aportan los recursos propios de la empresa, y los titulares de la deuda. En este flujo se incluyen los pagos de los efectos de la financiación del proyecto, es decir:
+ FC - DEVOLUCIÓN NETA DEUDA - GASTOS FINANCIEROS TRAS IMPUESTOS = CCF Tabla 5: Esquema CCF a partir del flujo de caja.
O también se puede calcular a partir del EBIT (Beneficio antes de impuestos e intereses): 77
Memoria. Estudio económico de viabilidad
+ EBIT - Gastos financieros - Impuestos + Amortización - Cambios en capital de Trabajo neto - Adquisición neta de activos - Devolución neta de la deuda = CCF Tabla 6: CCF a partir del Beneficio antes de impuestos.
1.1.2 Equity Cash Flow. Mide el flujo de caja disponible para los accionistas después de efectuar los pagos de las deudas a los acreedores (estos pagos a su vez constituirán el “flujo de caja de la deuda”, que en inglés se representa con las siglas DCF). De este modo queda:
+ CCF - DCF = ECF Tabla 7: Esquema ECF.
1.1.3 Free Cash Flow.
Este método evalúa el total de los flujos de entrada y salida, al igual que el Capital cash flow. La diferencia radica en que el Capital Cash Flow incluye beneficios fiscales debido a los pagos de los intereses que son deducibles. Cuanto mayores sean los pagos mayor será el flujo de caja. En cambio el Free Cash Flow incluye estos pagos dentro de la tasa de descuento, de forma que cuanto mayores sean las ventajas fiscales, menor será la tasa. De esta forma, el cash flow en FCF no incluye beneficios fiscales procedentes de pago de la deuda, y por tanto ese cash flow sin descontar sería el equivalente de una empresa cuyos pagos de intereses no fueran deducibles fiscalmente. La ventaja del Capital cash flow, es la simplicidad, hay ciertas situaciones en las que el FCF es incómodo o difícil de aplicar, como por ejemplo cuando los pagos de 78
Memoria. Estudio económico de viabilidad
devolución de deuda están determinados en cantidad monetaria (Euros, Dólares… ), en vez de en porcentaje, o cuando esta cantidad cambia con el tiempo. Además en este método, el rendimiento esperado depende sólo del riesgo propio del activo, y por tanto no variará si cambia la estructura de capital. Gracias a esto la tasa de descuento será común a todos los periodos. Por estas razones, se utilizará el Capital Cash Flow en este proyecto.
1.2 Descuento del Cash Flow.
El cash flow descontado se utiliza como método para valorar un proyecto. El método consiste en determinar el valor actual del flujo de fondos futuros, es decir traer el presente los ingresos futuros, descontándolo a una tasa de descuento o de retorno que reflejará el coste del capital aportado. Las dificultades que acarrea este procedimiento son por un lado la necesidad de pronosticar los flujos de capital del futuro y por otro la determinación de una tasa de descuento apropiada. En este caso los flujos de liquidez futuros estarán prácticamente determinados, puesto que aunque es una tecnología aun en fase de pruebas, los ingresos por MW dependerán de unas tarifas fijas determinadas por el estado, y la cantidad de MW producidos anualmente también serán relativamente conocidos gracias a la predictibilidad de las corrientes.
1.3 Obtención de la Tasa de Descuento. El método más extendido para hallar la tasa de descuento del cash flow actualmente es WACC (Coste Medio Ponderado del Capital), sin embargo existe otro método alternativo llamado APV (Valor Presente Ajustado). Este método funciona donde lo hace WACC y también en algunos factores donde éste no funciona, permitiendo analizar no sólo el valor de un activo sino de donde proviene su valor. Trabaja evaluando por componentes.
79
Memoria. Estudio económico de viabilidad
1.3.1 Comparación entre WACC y APV: APV separa el valor del proyecto en dos componentes, la primera de ellas asociada al programa de financiación y la segunda a la parte del proyecto sin deuda (financiada con recursos, capital o fondos propios). Cuando en el proyecto no exista deuda, entonces ambos utilizarán el mismo cash flow y tasas de descuento, pero cuando exista deuda, APV va a tratarlas en un cash flow aparte. Por último, WACC trabaja mejor para aquellos cash flow que muestran valores constantes de riesgo, deuda y crecimiento. APV es un método que permite valorar los efectos secundarios del proyecto de forma más fácil, al tener presente las deducciones fiscales, subsidios y garantías de préstamos, costes de emisión de títulos… Algunos de estos factores suele conllevar una complejidad que es ignorada cuando se realiza WACC, y que sin embargo puede ser analizada más detalladamente al utilizar APV. Sin embargo, tras considerar ambos métodos, en el caso de este proyecto, se ha considerado que no es necesario utilizar APV, ya que sería un proceso algo más complejo y que por el tipo y condiciones del proyecto no aportaría apenas ventajas.
1.3.2 WACC La tasa de retorno podía haber sido estimada en función a otros proyectos parecidos, pero dado que se trata de una planta pionera, se ha preferido calcular esta tasa a partir de los parámetros que se consideren. El WACC se calcula como la tasa de retorno medio ponderada de todas las fuentes de capital, tanto las que proceden de la deuda como las que proceden de los accionistas:
Donde: representa la rentabilidad mínima exigida a las acciones, es decir la tasa de coste de oportunidad de los accionistas. 80
Memoria. Estudio económico de viabilidad
representa el coste de la deuda financiera. representa el capital aportado por los accionistas. representa el valor de la deuda financiera contraída.
El WACC es por tanto atendiendo a la fórmula, un promedio entre un coste y una rentabilidad exigida
1.3.2.1
Cálculo de Ke.
El cálculo de la rentabilidad exigida las acciones del proyecto se calculará mediante e método CAPM (Capital Asset Pricing Model) según la fórmula:
(
)
Donde: : Rentabilidad de una inversión libre de riesgo. : Relación entre la volatilidad del proyecto y la volatilidad del mercado. : Tasa de retorno medio de la bolsa
En este paso es donde se tiene en cuenta el riesgo que presenta este proyecto para los inversores.
81
Memoria. Estudio económico de viabilidad
1.4 Evaluación de la rentabilidad.
1.4.1 VAN
Una vez descontado el flujo de caja, se calculará el VAN. El VAN representa uno de los criterios económicos más utilizados en la evaluación de proyectos de inversión. Consiste en determinar el valor en tiempo 0 de los flujos de caja futuros que genera un proyecto y comparar esta equivalencia con el desembolso inicial. El valor actual neto de un flujo de caja se define de la siguiente manera:
∑
(
)
Donde:
representa el valor del desembolso inicial de la inversión. representa los flujos de caja en cada período t.
representa el tipo de interés o tasa de descuento utilizada.
representa el número de períodos considerado.
Una vez hallado el VAN, la forma de interpretarlo será:
Si VAN>0 el porcentaje de ganancias estará por encima de la rentabilidad exigida (r)
Si VAN10 MW >10 MW
distancia € / km 3 1E+06 1 1E+06
Total conexiones Inversión Inicial Total
3.000.000 € 1.000.000 € 90.000.000 € 94.000.000 € 152.683.000 €
Tabla 37: Inversión inicial total para la conexión A.
La rentabilidad en este caso es nula. El VAN pasa a ser negativo con un valor de -73.686.511 euros por lo que el proyecto no sería económicamente viable.
Diseño B:
Conexión eléctrica Parque Parque-Portnahaven Subestación Portnahaven-Línea 400 kV
Tipo de cable Cable submarino Cable submarino
capacidad >10 MW >10 MW
distancia € / km 3 1E+06 8 1E+06 10
Total conexiones Inversión Inicial Total
2E+06
3.000.000 € 8.000.000 € 5.000.000 € 20.000.000 € 36.000.000 € 94.683.000 €
Tabla 38: Inversión inicial para la conexión B.
El VAN en este caso resulta -11.332.824 € es decir es más alto que en el diseño anterior, pero sigue siendo negativo y el TIR es 5,277%, que está por debajo de la rentabilidad exigida al proyecto. Por lo que el proyecto también resulta inaceptable aunque dentro de eso esta opción es mucho mejor que la A. 129
Memoria. Estudio económico de viabilidad
12.2 Optimista y pesimista. En este escenario se han considerado condiciones optimistas o pesimistas en base a los resultados obtenidos en los análisis de sensibilidad previos. Dichas Condiciones son las siguientes:
PESIMISTA
OPTIMISTA
% C. Escriturado
20%
60%
Retribución €/MWh
247,83
347,83
Factor de capacidad
30%
50%
Interés préstamo
9,5%
7,5%
Pesimista: El VAN con las condiciones más probables (es decir el VAN hallado en la parte principal del estudio) era ya bastante bajo, por lo que al plantear el escenario pesimista los resultados son muy malos. El VAN resulta negativo, -35.529.752 €, los accionistas no recobrarían su inversión completa, de hecho debido al interés del IPC y el IPRI en proyecto perdería más dinero cada año. Es importante aclarar que en el escenario principal, ya se habían considerado condiciones bastante conservadoras en algunos parámetros, por lo que este escenario sería es bastante improbable. Sin embargo se trata de un escenario posible sobre todo teniendo en cuenta que se trata de un proyecto a 25 años, con la incertidumbre que este futuro alargo plazo implica.
130
Memoria. Estudio económico de viabilidad
Gráfico 23: VAN en función del tipo de interés para el escenario pesimista.
131
Memoria. Estudio económico de viabilidad
Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25
CF acumulado -23.679.784,07 € -26.528.790,58 € -29.215.942,06 € -31.732.892,57 € -34.074.264,23 € -36.234.509,60 € -38.207.906,37 € -39.988.551,80 € -41.570.357,09 € -42.947.041,51 € -44.112.126,34 € -45.058.928,69 € -45.780.555,03 € -46.269.894,58 € -46.519.612,48 € -46.522.142,75 € -46.320.173,34 € -45.907.770,08 € -45.278.289,81 € -44.424.880,12 € -43.340.472,70 € -42.017.776,59 € -40.449.271,17 € -38.627.198,94 € -36.543.558,06 €
Tabla 39: Payback del escenario pesimista.
Optimista: En este caso el VAN alcanza un valor de 41.301.643 € y el TIR 14.343%.
Por lo que el proyecto pasaría a tener una gran rentabilidad y la inversión, como se aprecia en la tabla 40 la inversión se recuperaría en 7 años.
132
Memoria. Estudio económico de viabilidad
Gráfico 24: VAN en función del tipo deinterés en el escenario optimista
Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25
CF acumulado -44.173.226,59 € -38.466.941,39 € -32.485.828,24 € -26.217.966,52 € -19.654.385,72 € -12.785.834,94 € -5.602.774,20 € 1.904.634,65 € 9.746.537,21 € 17.933.396,15 € 26.476.001,07 € 35.385.478,75 € 44.673.303,67 € 54.351.308,85 € 64.431.697,05 € 74.927.052,31 € 85.850.351,88 € 97.214.978,46 € 109.034.732,89 € 121.323.847,16 € 134.096.997,92 € 147.369.320,34 € 161.156.422,40 € 175.474.399,69 € 190.339.850,60 €
Tabla 40: Payback del escenario optimista.
133
Memoria. Estudio económico de viabilidad
134
Conclusiones
CAPÍTULO 6
CONCLUSIONES
La energía de las corrientes marinas es, al igual que el resto de las energías renovables, muy intensiva en capital. A esto hay que añadirle un factor de riesgo añadido debido a la fase de investigación en la que se encuentra la tecnología y unos mayores costes anuales. Pese a esto, no se han obtenido unos resultados negativos en los escenarios principal (el más probable) y optimista, aunque sí en el escenario pesimista. En el estudio económico algunos de los valores considerados son estimaciones que o bien ha sido extraídas de informes de consultoras como Carbon Trust, o han sido estimados a partir de estos informes u otras energías renovables. Dado que no existen plantas como la de este proyecto instaladas aun y los prototipos están todavía en fase de pruebas, dichas estimaciones son los valores más reales a los que se ha podido acceder. Esta incertidumbre se ha plasmado en el proyecto a través de una mayor tasa de rentabilidad exigida por los accionistas. La inversión inicial necesaria asciende a 82.683.000 €, el parque es de 10MW por lo que el coste inicial es de 8.268.300 euros por MW. Los costes anuales son muy bajos en las energías renovables, sin embargo este tipo de tecnología posee el obstáculo de la inexperiencia y del bajo volumen de producción de los dispositivos. De esta forma los costes anuales el primer año serán 1.030.000 euros y se le aplica un factor de reducción por aprendizaje cada año. El capital escriturado se considera sólo de un 35% ya que el alto riesgo del proyecto puede dificultar la entrada de inversores. Con este planteamiento se ha obtenido un VAN de 602.838 euros y un TIR de 8,37%, estos valores hacen que la inversión sea aceptable ya que no se perderá dinero. Sin embargo el VAN es muy bajo respecto a las cifras que se están manejando en el proyecto, por lo que la variación de algún factor del que dependa la rentabilidad del proyecto, puede hacer que el negocio deje de ser atractivo para los inversores. Sin embargo ya es un logro que una tecnología tan reciente y tan cara de investigar y desarrollar tengo un VAN positivo que sea aceptable para los inversores. Esto es signo de que la prima de 5 certificados ROC, que el estado de Reino Unido ha asignado a la energía de las corrientes, es una buena medida para potenciar su crecimiento.
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Conclusiones
Los análisis de sensibilidad tienen un papel relevante en este estudio dada la incertidumbre que rodea al proyecto. La conclusión más importante obtenida, es que el valor de la retribución obtenida por MWh tiene una alta relación con la rentabilidad. Mientras que para una retribución de 200 €/MWh los accionistas tardarían 25años en recuperar su capital, con el valor actual de 298 €/MWh tardarían 13 años. Por último, del escenario pesimista se ha concluido que, como era de esperar, ante variaciones (a peor) de algunos de los factores la rentabilidad del proyecto en seguida cae hasta hacerse negativa, ya que ya existía un VAN muy bajo (y por tanto muy poco margen) en el escenario principal. Esto pone de manifiesto que pese a que el gobierno escocés está ofreciendo muchas ayudas a la energía de las corrientes marinas, éstas ayudas no son suficientes para atraer a accionistas que busquen una inversión segura, por lo que pese a los tiempos de crisis, si se pretende realmente que esta tecnología despegue, va a ser necesario aumentar el apoyo gubernamental.
136
Referencias
REFERENCIAS [AQU08] Aquaret, “Hammerfest Strom case study”, 2008. [BVGA10] BVG Associates Ltd., “Channeling the Energy”, 2010. [CARB05] Carbon Trust y Black&Veach, “Tidal Stream Resource and Technology Summary Report”, 2005. [CARB06] Carbon trust, “Technical overview of wave and tidal stream energy”, 2006. [CARB06] Carbon trust, “Ocean waves and wave energy device design”, 2006. [CARB06] Carbon trust, “Foundations and moorings for tidal systems”, 2009. [CARB06] Carbon trust, “Variability of wave and tidal stream energy”, 2006. [CARB06] Carbon trust, “ECI report on diversified renewable energy resources”, 2006. [CARB06] Carbon trust, “Engineering testing of marine energy devices”, 2006. [CARB06] Carbon trust, “Capital, operating and maintenance costs”, 2006. [CARB10] Carbon Trust, “Marine Energy Accelerator programme”, 2010. [CARB11] Carbon Trust, “Wave and Tidal energy in the Pentland Firth and Orkney waters: How the projects could be built”, 2011. [CARB11] Carbon Trust, “UK Tidal Current Resource & Economics”, 2011. [HERN12] Cayetano Hernández, “Situación y perspectivas de la energía del mar”, 2012. [GOVU06] UK GOVERNMENT, ”Renewable Energy Roadmap”, 2006. [GOVU13] UK GOVERNMENT, ”Renewable Energy Roadmap”, 2013. [MARS10] Scottish Marine and Freshwater Science, “Volume 1 No 18: Further Scottish Leasing Round (Saltire Prize Projects): Regional Locational Guidance”, 2010. [MARS12] Marine Scotland, “Introduction to marine renewable energy”, 2012.
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Referencias
[MARE09] Marine Scotland, “Policy development for marine renewables and offshore wind covering marine planning and licensing”, 2009. [MARE12] Marine Energy Ltd., “Islay tidal energy Project. Environmental Impact Assessment Scoping Report”, 2009. [ROYA11] Royal Haskoning, “Evaluating Potential Effects of the MCT SeaGen Turbine”, 2011. [RENE11] RenewableUK, “Wave and Tidal Energy in the UK: State of the industry report 2011”, 2011. [RENE12] RenewableUK, “Wave and Tidal Energy in the UK: State of the industry report 2012”, 2012. [RENE12] Renewable UK, “Best Practice Guide to Wave and Tidal Power Insurance” de renewableUK”, 2012. [SCOT09] Scottish Power, “Sound of Islay Project”, 2009. [SEAI10] SEAI, “Economic Study for Ocean Energy Development in Ireland”, 2010. [THEC10] The Crown State, “West Coast Scotland Offshore Wind. A report into grid connection options and developer co-ordination issues”, 2010. [USDE06] U.S. Department of interior, “Technology White Paper on Ocean Current Energy Potential on the U.S. Outer Continental Shelf”, 2006.
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Memoria. Índice de figuras
ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Principales países promotores de Energía Marina. ................................................ 24 Figura 2: Objetivos de energía renovable para 2020 mediante recursos oceánicos. (IHS Emerging Energy Research) .................................................................................................. 25 Figura 3: Comparación entre el diámetro de las palas del rotor para obtener la misma potencia a partir de una velocidad de flujo media. (www.pfernandezdiez.es) ...................... 27 Figura 4: Movimientos oceánicos (www.zonu.com) ............................................................ 30 Figura 5: Mapa mundial de corrientes marinas superficiales. Corrientes cálidas en rojo y frías en azul. (Cienciageográfica.com) .......................................................................................... 31 Figura
6: Funcionamiento de una central mareomotriz. (www.textoscientificos.com:
“Generación de electricidada través de las mareas”) ........................................................... 34 Figura 7: Cronograma esperado en el desarrollo dela energía de corrientes en UK. (Wave and Tidal Energy in the UK: Conquering Challenges, Generating Growth. February 2013) .... 38 Figura 8: Turbina de eje vertical y de eje horizontal (www.pfernandezdiez.es).................... 39 Figura 9: Número de dispositivos según eje (Carbon Trust). ................................................ 40 Figura 10: Comparación de las curvas de madurez de las distintas tecnologías marinas. (IHS Emerging Energy Research) .................................................................................................. 40 Figura 11: Tipos de turbinas de eje horizontal (www.pfernandezdiez.es) ............................ 41 Figura
12:
Tipos
de
anclajes:
Gravedad,
monopilote,
trípode
y
flotante.
(www.pfernandezdiez.es) .................................................................................................... 42 Figura 13:Modelos de turbinas instaladas actualmente ....................................................... 43 Figura 14: Áreas de interés en Escocia, para la energía de corrientes (claro) y de olas (oscuro). .............................................................................................................................. 47 Figura 15: Potencial de treinta localizaciones de Escocia (“Acelerating marine energy”, Carbon Trust). ...................................................................................................................... 48 Figura 16: Modelo MaRS completo (The Saltire Prize Programme) ...................................... 49 Figura 17: Áreas potenciales para la situación del parque. (The Saltire Prize Programme) ... 50 Figura 18: Zonas propuestas para la ubicación de la planta. (The Saltire Prize Programme). 51 139
Memoria. Índice de figuras
Figura 19: Ampliación de la figura 17. (The Saltire Prize Programme) .................................. 52 Figura 20: Mapa de densidad de potencia (kW/m2*columna de agua). (“Scottish Marine and Freshwater Science Volume 1, No 18”) ................................................................................ 54 Figura 21: Mapa de velocidad de flujo de la corriente. (“Scottish Marine and Freshwater Science Volume 1, No 18”) ................................................................................................... 55 Figura 222: Mapa de corrientes en el suroeste de Islay. ...................................................... 56 Figura 233: Emplazamiento exacto del parque marino.(Elaboración propia) ....................... 56 Figura 244: Tipo de cimentación sobre suelo. ...................................................................... 58 Figura 256: SeaFlow. (www.renews.biz) .............................................................................. 60 Figura 267: Modelo “Marine Current Turbines” .................................................................. 61 Figura 27: Dispositivo Hammerfest Strom ........................................................................... 63 Figura 288: Disposición de las turbinas (elaboración propia) y conexión interna. ................ 64 Figura 290: Emplazamiento de la conexión con Kyntra. ....................................................... 67 Figura 301:Diseños propuestos de la conexión HVDC 400kV propuesta.( West Coast Scotland Offshore Wind. The Crwon State). ........................................................................................ 69 Figura 312: Conexión alternativa a la red de 400kV con subestación onshore. .................... 70 Figura 32: Funcionamiento de un sistema ADCP para medir la velocidad de las corrientes.. 85 Figura 33: Imagen documento OFGEM sobre las actualizaciones en los certificados ROC. . 101 Figura
34: Precio de mercado desde 1 Abril 2012 hasta 31 Marzo 2013.
(www.apxgroup.com) ........................................................................................................ 101 Figura 35: Rentabilidad de los bonos del estado de Reino Unido a 25 años. (Investing.com) .......................................................................................................................................... 112
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Índice de tablas
ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1:: Comparación de características entre Rinns of islay y Oa península. ...................... 55 Tabla 2: Características de la corriente al sur de Rinns of Islay. (www.scottishpower.gov.uk Scottish Marine and Freshwater Science Volume 1 No 18) ................................................... 57 Tabla 3: Tabla de condiciones óptimas de funcionamiento de varios dispositivos.(“Tidal energy report”. AECOM Energy.July 2011). .......................................................................... 62 Tabla 4: Ccaracterísticas técnicas del modelo HS1000 de Hammerfest Strom. ..................... 63 Tabla 5: Esquema CCF a partir del flujo de caja. ................................................................... 77 Tabla 6: CCF a partir del Beneficio antes de impuestos......................................................... 78 Tabla 7: Esquema ECF. ......................................................................................................... 78 Tabla 8: Desglose conexión a la red ...................................................................................... 87 Tabla 9: Desglose inversión inicial. ....................................................................................... 89 Tabla 10: Costes anuales del parque. ................................................................................... 92 Tabla 11: Costes anuales año a año. ..................................................................................... 94 Tabla 12: Años de amortización de cada activo. ................................................................... 95 Tabla 13: Amortización del activo año a año. ....................................................................... 96 Tabla 14: Tabla de fondos de financiación privados. (““Wave and Tidal Energy in the UK State of the industry report. March 2012). .................................................................................... 98 Tabla 15: Resumen de las condiciones del préstamo. ........................................................... 99 Tabla 16: Amortización del préstamo año a año. .................................................................. 99 Tabla 17: Datos de los certificados ROC desde 1 Abril 2013 hasta 31 Marzo de 2014. ........ 100 Tabla 18: Cálculo de la retribución por MWh ..................................................................... 102 Tabla 19: Retribución por Mvarh generado. (REACTIVE POWER MARKET. OBLIGATORY AND ENHANCED......................................................................................................................... 102 Tabla 20: Cálculo de la energía generada anualmente. ....................................................... 103 Tabla 21: Total ingresos anuales ........................................................................................ 104 Tabla 22: Esquema Cuenta de Resultados. ......................................................................... 105 141
Índice de tablas
Tabla 23: Cuentas anuales desde el año 1 hasta el año 14. ................................................. 106 Tabla 24: Cuentas anuales desde el año 16 hasta el año 25. ............................................... 107 Tabla 25: Fórmula del Cash Flow. ....................................................................................... 108 Tabla 26: Cash flow desde el año 0 hasta el año 13. ........................................................... 109 Tabla 27: Casf flow desde el año 14 hasta el año 25. .......................................................... 110 Tabla 28: Cálculo de la tasa de rentabilidad exigida. ........................................................... 112 Tabla 29: Calculo del tipo de descuento. ............................................................................ 113 Tabla 30: Descuento del cash flow. .................................................................................... 114 Tabla 31: Variación del VAN en función del ttipo de interés. .............................................. 116 Tabla 32: Retorno de la inversión. ...................................................................................... 117 11.1 Tabla 33: Sensibilidad al porcentaje de capital escriturado. ....................................... 120 11.2 Tabla 34: Sensibilidad a la retribución total por MWh. .............................................. 122 11.3 Tabla 35: Sensibilidad al factor de capacidad del parque. .......................................... 124 11.4 Tabla 36: Sensibilidad al tipo de interés del préstamo .............................................. 126 Tabla 37: Inversión inicial total para la conexión A. ............................................................ 129 Tabla 38: Inversión inicial para la conexión B. .................................................................... 129 Tabla 39: Payback del escenario pesimista. ........................................................................ 132 Tabla 40: Payback del escenario optimista. ........................................................................ 133
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Índice de gráficos
ÍNDICE DE GRÁFICOS Gráfico 1: Madurez de las diferentes tecnologías de energía renovable.(Iberdrola) ............. 35 Gráfico 2: Fases de desarrollo de las energías de corrientes y de olas. (Wave and Tidal Energy in the UK: Conquering Challenges, Generating Growth. February 2013) ............................... 35 Gráfico 3: Estado de los proyectos registrados en UK año a año hasta 2012. (Marine Energy in the UK: State of the Industry Report 2012). ...................................................................... 36 Gráfico 4: Proyectos en desarrollo de energía de olas y corrientes por países. ..................... 36 Gráfico 5: Objetivos de energía marina de los miembros de la UE 2010-2020. “Wave and Tidal Energy in the UK State of the industry report. March 2011” ........................................ 38 Gráfico 6: Desglose de costes de instalación.( “Pentland Firth and Orkney waters: How the projects could be built”) ....................................................................................................... 88 Gráfico 7: Desglose Inversión inicial. .................................................................................... 90 Gráfico 8: Desglose de los costes anuales ............................................................................. 92 Gráfico 9: Reducción de costes año a año para las distintas tecnología renovables. (”Renewable Energy Roadmap 2006”) ................................................................................. 93 Gráfico 10: Variación del VAN en función de la tasa de descuento. .................................... 115 Gráfico 11: variación de VAN en función de la estructura de capital. .................................. 121 Gráfico 12: variación deL payback en función de la estructura de capital ........................... 121 Gráfico 13: variación de TIR en función de la estructura de capital ..................................... 121 Gráfico 14: Variación del payback en función de la retribución por MWh .......................... 123 Gráfico 15: Variación del TIR en función de la retribución por MWh .................................. 123 Gráfico 16: Variación del VAN en función de la retribución por MWh ................................ 123 Gráfico 17: Variación del VAN en función del factor de capacidad del parque .................... 125 Gráfico 18: Variación del TIR en función del factor de capacidad del parque. ..................... 125 Gráfico 19: Variación del payback en función del factor de capacidad del parque. ............. 125 Gráfico 20: Variación del VAN en función del tipo de interés del préstamo. ....................... 127 Gráfico 21: Variación del VAN en función del tipo de interés del préstamo ........................ 127 Gráfico 22: Variación del VAN en función del tipo de interés del préstamo ........................ 127 143
Índice de gráficos
Gráfico 23: VAN en función del tipo de interés para el escenario pesimista. ...................... 131 Gráfico 24: VAN en función del tipo deinterés en el escenario optimista............................ 133
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Anexo I
ANEXO I Tabla de costes anuales desglosados
Anexo II
COSTES ANUALES Costes de operación Control y monitorización del parque Mantenimiento programado Mantenimiento no programado Reducción por aprendizaje Multiplicador de inflación (IPRI) Costes de administración Administración y trámites burocráticos Multiplicador de inflación (CPI) Otros Personal Seguros Multiplicador de inflación (CPI)
COSTES ANUALES Costes de operación Control y monitorización del parque Mantenimiento programado Mantenimiento no programado Reducción por aprendizaje Multiplicador de inflación (IPRI) Costes de administración Administración y trámites burocráticos Multiplicador de inflación (CPI) Otros Personal Seguros Multiplicador de inflación (CPI)
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0% 0,0% 1.245.000 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.274.610 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.305.138 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.336.612 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.369.061 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.402.517 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.437.010 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.472.572 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.509.237 €
115.000 € 0,00% 115.000 €
115.000 € 2,80% 118.220 €
115.000 € 2,80% 121.530 €
115.000 € 2,80% 124.933 €
115.000 € 2,80% 128.431 €
115.000 € 2,80% 132.027 €
115.000 € 2,80% 135.724 €
115.000 € 2,80% 139.524 €
115.000 € 2,80% 143.431 €
180.000 € 850.000 € 0,00% 1.030.000 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.058.840 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.088.488 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.118.965 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.150.296 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.182.504 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.215.615 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.249.652 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.284.642 €
2.390.000 €
2.451.670 €
2.515.155 €
2.580.510 €
2.647.789 €
2.717.049 €
2.788.349 €
2.861.748 €
2.937.310 €
Año 10
Año 11
Año 12
Año 13
Año 14
Año 15
Año 16
Año 17
Año 18
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.547.038 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.586.011 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.626.192 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.667.619 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.710.330 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.754.365 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.799.765 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.846.573 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.894.831 €
115.000 € 2,80% 147.447 €
115.000 € 2,80% 151.575 €
115.000 € 2,80% 155.820 €
115.000 € 2,80% 160.183 €
115.000 € 2,80% 164.668 €
115.000 € 2,80% 169.278 €
115.000 € 2,80% 174.018 €
115.000 € 2,80% 178.891 €
115.000 € 2,80% 183.900 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.320.612 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.357.589 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.395.602 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.434.679 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.474.850 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.516.145 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.558.597 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.602.238 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.647.101 €
3.015.097 €
3.095.176 €
3.177.613 €
3.262.480 €
3.349.847 €
3.439.789 €
3.532.381 €
3.627.702 €
3.725.832 €
Anexo II
COSTES ANUALES Costes de operación Control y monitorización del parque Mantenimiento programado Mantenimiento no programado Reducción por aprendizaje Multiplicador de inflación (IPRI) Costes de administración Administración y trámites burocráticos Multiplicador de inflación (CPI) Otros Personal Seguros Multiplicador de inflación (CPI)
Año 19
Año 20
Año 21
Año 22
Año 23
Año 24
Año 25
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.944.586 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 1.995.883 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 2.048.770 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 2.103.297 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 2.159.514 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 2.217.474 €
45.000 € 800.000 € 400.000 € 0,7% 3,1% 2.277.230 €
115.000 € 2,80% 189.049 €
115.000 € 2,80% 194.342 €
115.000 € 2,80% 199.784 €
115.000 € 2,80% 205.378 €
115.000 € 2,80% 211.128 €
115.000 € 2,80% 217.040 €
115.000 € 2,80% 223.117 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.693.220 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.740.630 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.789.367 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.839.470 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.890.975 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.943.922 €
180.000 € 850.000 € 2,80% 1.998.352 €
3.826.854 €
3.930.855 €
4.037.921 €
4.148.144 €
4.261.617 €
4.378.436 €
4.498.699 €
Anexo II
ANEXO II Tabla de amortización del activo desglosada
Memoria. Anexo III
mortización del inmovilizado
Inversión
Vida últil años
Tipo
Año 1
Valor residual
Año 2
Valor residual
Año 3
Valor residual
Turbina, Generador y apoyo Turbina y generador Apoyo trípode
35.000.000 € 7.000.000 €
20 20
5% 5%
1.750.000 € 350.000 €
33.250.000 € 6.650.000 €
1.750.000 € 350.000 €
31500000 6300000
1.750.000 € 350.000 €
29750000 5950000
300.000 € 1.500.000 € 1.100.000 €
40 40 40
3% 3% 3%
7.500 € 37.500 € 27.500 €
292.500 € 1.462.500 € 1.072.500 €
7.500 € 37.500 € 27.500 €
285000 1425000 1045000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
277500 1387500 1017500
1.000.000 6.455.000 3.228.000 21.100.000
25 25 25 25
4% 4% 4% 4%
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
960.000 € 6.196.800 € 3.098.880 € 20.256.000 €
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
920000 5938600 2969760 19412000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
880000 5680400 2840640 18568000
Conexión Eléctrica Parque Parque-Kyntra Subestación
Instalación Servicios en tierra Turbina Apoyo Conexiones
Total
Amortización del inmovilizado
76.683.000 €
Año 4
3.443.820 €
Valor residual
Año 5
3.443.820 €
Valor residual
Año 6
3.443.820 €
Valor residual
Año 7
Valor residual
Turbina, Generador y apoyo Turbina y generador Apoyo trípode
1.750.000 € 350.000 €
28000000 5600000
1.750.000 € 350.000 €
26250000 5250000
1.750.000 € 350.000 €
24500000 4900000
1.750.000 € 350.000 €
22750000 4550000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
270000 1350000 990000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
262500 1312500 962500
7.500 € 37.500 € 27.500 €
255000 1275000 935000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
247500 1237500 907500
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
840000 5422200 2711520 17724000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
800000 5164000 2582400 16880000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
760000 4905800 2453280 16036000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
720000 4647600 2324160 15192000
Conexión Eléctrica Parque Parque-Kyntra Subestación
Instalación Servicios en tierra Turbina Apoyo Conexiones
Total
Amortización del inmovilizado
3.443.820 €
Año 8
3.443.820 €
Valor residual
Año 9
3.443.820 €
Valor residual
Año 10
3.443.820 €
Valor residual
Año 11
Valor residual
Turbina, Generador y apoyo Turbina y generador Apoyo trípode
1.750.000 € 350.000 €
21000000 4200000
1.750.000 € 350.000 €
19250000 3850000
1.750.000 € 350.000 €
17500000 3500000
1.750.000 € 350.000 €
15750000 3150000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
240000 1200000 880000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
232500 1162500 852500
7.500 € 37.500 € 27.500 €
225000 1125000 825000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
217500 1087500 797500
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
680000 4389400 2195040 14348000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
640000 4131200 2065920 13504000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
600000 3873000 1936800 12660000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
560000 3614800 1807680 11816000
Conexión Eléctrica Parque Parque-Kyntra Subestación
Instalación Servicios en tierra Turbina Apoyo Conexiones
Total
3.443.820 €
3.443.820 €
3.443.820 €
3.443.820 €
Memoria. Anexo III
Amortización del inmovilizado
Año 12
Valor residual
Año 13
Valor residual
Año 14
Valor residual
Año 15
Valor residual
Turbina, Generador y apoyo Turbina y generador Apoyo trípode
1.750.000 € 350.000 €
14000000 2800000
1.750.000 € 350.000 €
12250000 2450000
1.750.000 € 350.000 €
10500000 2100000
1.750.000 € 350.000 €
8750000 1750000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
210000 1050000 770000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
202500 1012500 742500
7.500 € 37.500 € 27.500 €
195000 975000 715000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
187500 937500 687500
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
520000 3356600 1678560 10972000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
480000 3098400 1549440 10128000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
440000 2840200 1420320 9284000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
400000 2582000 1291200 8440000
Conexión Eléctrica Parque Parque-Kyntra Subestación
Instalación Servicios en tierra Turbina Apoyo Conexiones
Total
Amortización del inmovilizado
3.443.820 €
Año 16
3.443.820 €
Valor residual
Año 17
3.443.820 €
Valor residual
Año 18
3.443.820 €
Valor residual
Año 19
Valor residual
Turbina, Generador y apoyo Turbina y generador Apoyo trípode
1.750.000 € 350.000 €
7000000 1400000
1.750.000 € 350.000 €
5250000 1050000
1.750.000 € 350.000 €
3500000 700000
1.750.000 € 350.000 €
1750000 350000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
180000 900000 660000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
172500 862500 632500
7.500 € 37.500 € 27.500 €
165000 825000 605000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
157500 787500 577500
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
360000 2323800 1162080 7596000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
320000 2065600 1032960 6752000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
280000 1807400 903840 5908000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
240000 1549200 774720 5064000
Conexión Eléctrica Parque Parque-Kyntra Subestación
Instalación Servicios en tierra Turbina Apoyo Conexiones
Total
3.443.820 €
3.443.820 €
3.443.820 €
3.443.820 €
Memoria. Anexo III
Amortización del inmovilizado
Año 20
Valor residual
Año 21
Valor residual
Año 22
Valor residual
Año 23
Valor residual
Turbina, Generador y apoyo Turbina y generador Apoyo trípode
1.750.000 € 350.000 €
0 0
- € - €
0 0
- € - €
0 0
- € - €
0 0
7.500 € 37.500 € 27.500 €
150000 750000 550000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
142500 712500 522500
7.500 € 37.500 € 27.500 €
135000 675000 495000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
127500 637500 467500
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
200000 1291000 645600 4220000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
160000 1032800 516480 3376000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
120000 774600 387360 2532000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
80000 516400 258240 1688000
Conexión Eléctrica Parque Parque-Kyntra Subestación
Instalación Servicios en tierra Turbina Apoyo Conexiones
Total
Amortización del inmovilizado
3.443.820 €
Año 24
1.343.820 €
Valor residual
Año 25
1.343.820 €
Valor residual
Turbina, Generador y apoyo Turbina y generador Apoyo trípode
- € - €
0 0
- € - €
0 0
7.500 € 37.500 € 27.500 €
120000 600000 440000
7.500 € 37.500 € 27.500 €
112500 562500 412500
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
40000 258200 129120 844000
40.000 € 258.200 € 129.120 € 844.000 €
0 0 0 0
Conexión Eléctrica Parque Parque-Kyntra Subestación
Instalación Servicios en tierra Turbina Apoyo Conexiones
Total
1.343.820 €
1.343.820 €
1.343.820 €
Memoria. Anexo III
ANEXO III Tabla de ingresos anuales desglosados
Memoria. Anexo III
Ingresos de explotación Ingresos por energía generada Retribución [€/MWh] Multiplicador de inflación (IPRI) Energía generada anual [MWh]
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
297,83 3,10% 32622 9.715.882 €
297,83 3,10% 32622 10.017.074 €
297,83 3,10% 32622 10.327.603 €
297,83 3,10% 32622 10.647.759 €
297,83 3,10% 32622 10.977.840 €
297,83 3,10% 32622 11.318.153 €
297,83 3,10% 32622 11.669.015 €
297,83 3,10% 32622 12.030.755 €
297,83 3,10% 32622 12.403.708 €
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
115.482,73 €
119.062,69 €
119.062,69 €
122.753,64 €
126.559,00 €
130.482,33 €
134.527,28 €
138.697,63 €
142.997,25 €
9.831.368 €
10.136.140 €
10.446.670 €
10.770.516 €
11.104.402 €
11.448.639 €
11.803.546 €
12.169.456 €
12.546.709 €
Ingresos por reactiva Compensación por energía reactiva [€/MWh] Multiplicador de inflación (IPRI)
Total ingresos anuales
Ingresos de explotación Ingresos por energía generada Retribución [€/MWh] Multiplicador de inflación (IPRI) Energía generada anual [MWh]
Año 10
Año 11
Año 12
Año 13
Año 14
Año 15
Año 16
Año 17
Año 18
297,83 3,10% 32622 12.788.223 €
297,83 3,10% 32622 13.184.658 €
297,83 3,10% 32622 13.593.383 €
297,83 3,10% 32622 14.014.777 €
297,83 3,10% 32622 14.449.235 €
297,83 3,10% 32622 14.897.162 €
297,83 3,10% 32622 15.358.974 €
297,83 3,10% 32622 15.835.102 €
297,83 3,10% 32622 16.325.990 €
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
147.430,17 €
152.000,50 €
156.712,52 €
161.570,61 €
166.579,30 €
171.743,25 €
177.067,30 €
182.556,38 €
188.215,63 €
12.935.657 €
13.336.662 €
13.750.099 €
14.176.352 €
14.615.818 €
15.068.909 €
15.536.045 €
16.017.662 €
16.514.209 €
Año 19
Año 20
Año 21
Año 22
Ingresos por reactiva Compensación por energía reactiva [€/MWh] Multiplicador de inflación (IPRI)
Total ingresos anuales
Ingresos de explotación Ingresos por energía generada Retribución [€/MWh] Multiplicador de inflación (IPRI) Energía generada anual [MWh]
Año 23
Año 24
Año 25
297,83 3,10% 32622 16.832.096 €
297,83 3,10% 32622 17.353.891 €
297,83 3,10% 32622 17.891.861 €
297,83 3,10% 32622 18.446.509 €
297,83 3,10% 32622 19.018.351 €
297,83 3,10% 32622 19.607.920 €
297,83 3,10% 32622 20.215.765 €
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
3,54 3,10%
194.050,31 €
200.065,87 €
206.267,92 €
212.662,22 €
219.254,75 €
226.051,65 €
233.059,25 €
17.026.150 €
17.553.960 €
18.098.133 €
18.659.175 €
19.237.609 €
19.833.975 €
20.448.828 €
Ingresos por reactiva Compensación por energía reactiva [€/MWh] Multiplicador de inflación (IPRI)
Total ingresos anuales
