Almacenamiento de energía fotovoltaica en centrales reversibles. Potenciales de la Central de Guillena (Sevilla)

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales Almacenamiento de energía fotovoltaica en centrales reversibles. Potenciales de la Central de Guillena (Sevilla) Autor: Joaquín Pizzano Calero Tutor: D. Pascual Riesco Chueca Tutor: D. Ramón Abella Monserrat Dpto. Ingeniería Aeroespacial y Mecánica de Fluidos Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 iii Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales Almacenamiento de energía fotovoltaica en centrales reversibles. Potenciales de la Central de Guillena (Sevilla) Autor: Joaquín Pizzano Calero Tutor: D. Pascual Riesco Chueca Profesor titular D. Ramón Abella Monserrat Asistente Honorario Dpto. de Ingeniería Aeroespacial y Mecánica de Fluidos Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 v Trabajo Fin de Grado: Almacenamiento de energía fotovoltaica en centrales reversibles. Potenciales de la Central de Guillena (Sevilla) Autor: Joaquín Pizzano Calero Tutor: D. Pascual Riesco Chueca D. Ramón Abella Monserrat El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2023 El Secretario del Tribunal vii A mi familia A mis maestros ix Agradecimientos A mis padres y familia, especialmente a mi madre y mi abuela, por haberme mostrado su apoyo incondicional siempre. Sin duda son un pilar fundamental en mi vida. A D. Ramón Abella Monserrat, que me ha acompañado y guiado a lo largo de todo el grado, siempre dispuesto a ayudarme y darme buenos consejos. Siempre estaré en deuda con él por la confianza que depositó en mí desde que lo conocí, por compartir conmigo sus conocimientos que me han mantenido siempre con interés en el grado. Por la infinidad de visitas a centrales hidroeléctricas y fotovoltaicas a las que me ha llevado en todos estos años. Pero lo que es más importante, gracias por todos estos años que me ha tutelado y que me ha hecho descubrir a la magnífica persona que es. Quiero agradecer también a D. Pascual Riesco Chueca, por haberme dedicado su tiempo durante la elaboración de este trabajo y estar siempre dispuesto a atenderme cuando lo he necesitado. Finalmente, me gustaría nombrar a los profesores del colegio Claret D. Antonio Muñoz Matute y D. Manuel Nieto Santos que gracias a su vocación por la docencia me despertaron la pasión por la ingeniería. Joaquín Pizzano Calero Sevilla, 2023 5 Centrales reversibles ............................................................................................................................ 39 5.1 Evolución histórica ..................................................................................................................................... 39 5.2 Funcionamiento ......................................................................................................................................... 40 5.3 Razón de ser ............................................................................................................................................... 41 5.4 Clasificación de las mayores centrales reversible del mundo ................................................................. 42 5.5 Futuro de las mismas ................................................................................................................................ 44 6 Hibridación .......................................................................................................................................... 49 6.1 Modelos de hibridación renovable ........................................................................................................... 49 6.1.1 Eólica con fotovoltaica ...................................................................................................................... 50 6.1.2 Hidráulica con eólica ......................................................................................................................... 50 6.1.3 Hidráulica con fotovoltaica ............................................................................................................... 51 6.2 Ventajas de la energía removable híbrida ............................................................................................... 53 6.3 Marco regulatorio de las tecnologías híbridas ........................................................................................ 53 7 Diseño y cálculo de la central híbrida ................................................................................................... 55 7.1 Justificación de la elección de la central reversible de Guillena ............................................................. 56 7.2 Datos técnicos de la central reversible de Guillena ................................................................................. 57 7.3 Funcionamiento del sistema de generación híbrido fotovoltaico .......................................................... 59 7.4 Cálculos de la energía diaria a bombear ................................................................................................. 60 7.5 Elección de la potencia fotovoltaica a instalar ........................................................................................ 61 7.6 Superficie de terreno necesaria para la instalación fotovoltaica ........................................................... 62 7.6.1 Orientación óptima de los módulos fotovoltaicos .......................................................................... 63 7.6.2 Distancia mínima entre filas de paneles solares ............................................................................. 64 7.6.3 Disponibilidad de espacio ................................................................................................................. 65 7.7 Cálculos de la energía fotovoltaica producida anualmente ................................................................... 69 7.8 Viabilidad económica del sistema de generación híbrido ...................................................................... 72 Conclusión ................................................................................................................................................... 79 Referencias.................................................................................................................................................. 81 Glosario ....................................................................................................................................................... 85 Anexo I: Catálogo del módulo FV Longi ....................................................................................................... 87 Anexo II: Catálogo del inverter Huawei ....................................................................................................... 88 Anexo III: Lista de precios horarios OMIE .................................................................................................... 89 Anexo IV: Modelado del sistema híbrido .................................................................................................... 90 xvii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Características de las principales tecnologías de generación en España 7 Tabla 2. Mayores parques fotovoltaicos de España. 24 Tabla 3. Las diez mayores centrales hidroeléctricas de España. 36 Tabla 4. Las 11 mayores centrales reversibles del mundo. 42 Tabla 5. Capacidad instalada en MW de centrales de bombeo y otras energías renovables en España. 45 Tabla 6. Datos técnicos del rodete de la Central de Guillena. 57 Tabla 7. Datos técnicos eléctricos de la Central de Guillena. 58 Tabla 8. Inclinación óptima en función del periodo del año. 64 Tabla 9. Ficha técnica de paneles solares más eficientes. 65 Tabla 10. Promedio diario de energía fotovoltaica almacenada por horas de cada mes en MWh. 71 Tabla 11. Energía fotovoltaica almacenada total y mensual. 71 Tabla 12. Coste de operación mensual y anual del sistema convencional. 73 Tabla 13. Precios promedios del OMIE para cada hora que se bombea y mes del año. 74 Tabla 14. Promedio diario de energía bombeada de la red eléctrica por horas de cada mes en MWh. 75 Tabla 15. Precio pagado promedio para cada hora en €. Fuente: Elaboración propia. 75 Tabla 16. Coste de operación diario, mensual y anual del sistema alternativo. 76 xix ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Curva de demanda. 5 Figura 2. Curva en verano (2022/07/13) 5 Figura 3. Curva en invierno (2022/12/19) 5 Figura 4. Estructura de generación España (2023/03/06) 6 Figura 5. Coste nivelado de energía en $/MWh 8 Figura 6. Precio horario del mercado diario español. 9 Figura 7. Estructura de generación renovable en MW del 2023/03/06. 10 Figura 8. Efecto fotoeléctrico. 12 Figura 9. Unión PN y Región de agotamiento. 13 Figura 10. Paneles monocristalinos bifaciales de la planta fotovoltaica Esparragal I. 14 Figura 11. Célula solar en circuito abierto (izquierda) y en cortocircuito (derecha). 15 Figura 12. Gráfica potencia de módulo fotovoltaico y curva intensidad-voltaje. 15 Figura 13. Efecto de la irradiancia sobre la curva intensidad-voltaje. 16 Figura 14. Efecto de la temperatura de la célula sobre la curva intensidad-voltaje. 17 Figura 15. Inversor de la planta fotovoltaica Esparragal I. 18 Figura 16. Motor de estructura móvil de placas bifaciales en la planta fotovoltaica Esparragal I. 19 Figura 17. Estación meteorológica de Esparragal I. 20 Figura 18. Conexión de módulos con conectores MC4 de Esparragal I. 20 Figura 19. Subestación de Esparragal I. 21 Figura 20. Centro de transformación de Esparragal I. 21 Figura 21. Esquema de la normativa según la instalación fotovoltaica. 21 Figura 22. Evolución de potencia fotovoltaica instalada a nivel nacional. 24 Figura 23. Esquema de la central hidraúlica fluyente. 26 Figura 24. Central de Cantillana. 27 Figura 25. Central de Alcalá del Río. 27 Figura 26. Esquema central de embalse. 28 Figura 27. Central de Aldeadávila I. 29 Figura 28. Central de Itaipú. 29 Figura 29. Esquema central de derivación. 30 Figura 30. Embalse de El Carpio. 30 Figura 31. Central de El Carpio. 30 Figura 32. Central de Guillena. 31 Figura 33. Central de Tajo de la Encantada. 31 Figura 34. Tipos de turbinas hidráulicas. 32 Figura 35. Turbina Pelton de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería de Sevilla. 32 Figura 36. Turbina Francis. 33 Figura 37. Efectos de la cavitación en una Turbina Francis. 33 Figura 38. Desmontaje de una Turbina Kaplan en Alcalá del Río. 33 Figura 39. Turbina Kaplan. 33 Figura 40. Evolución potencia hidroeléctrica instalada a nivel nacional. 35 Figura 41. Centrales hidroeléctricas mayores de 20MW. 37 Figura 42. Evolución de la potencia instalada mundial de centrales reversibles. 40 Figura 43. Esquema de una central de bombeo. 41 Figura 44. Complejo Cortes-La Muela. 43 Figura 45. Sección transversal de Tajo de la Encantada. 44 Figura 46. Central Salto de Chira. 46 Figura 47. Depósito inferior de la Central Salto de Chira. 47 Figura 48. Potencia instalada de cenrales reversibles a nivel mundial. 48 Figura 49. Capacidad instalada en MW de energías renovables en España. 49 Figura 50. Perfiles de generación anual. 50 Figura 51. Perfiles de generación diaria. 50 Figura 52. Perfi de generación diario. Abril 2023. 50 Figura 53. Perfil de generación diario 7 de marzo de 2023. 51 Figura 54. Central hidroeléctrica reversible de Lianghekou. 51 Figura 55. Central hidroeléctrica de Yarucaya. 52 Figura 56. Planta fotovoltaica de Yarucaya. 52 Figura 57. Esquema fotovoltaica flotante. 52 Figura 58. Fotovoltaica flotante de Alqueva. 52 Figura 59. Vista del depósito inferior de la central de bombeo de Guillena. 55 Figura 60. Vista aérea del terreno (marcado en amarillo) situado junto a la subestación. 56 Figura 61. Datos técnicos del rodete de la Central de Guillena. 57 Figura 62. Datos técnicos de la Excitatriz. 58 Figura 63. Datos técnicos del Alternador-motor. 58 Figura 64. Transformador de Guillena. 58 Figura 65. Producción en MW de centrales hidroeléctricas en invierno. 59 Figura 66. Producción en MW de centrales hidroeléctricas en verano. 59 Figura 67. Precio de la electricidad diario en invierno. 59 Figura 68. Precio de la electricidad diario en verano. 59 Figura 69. Datos de la irradiación global directa en la localidad de Guillena. 61 Figura 70. Ángulos de orientación del panel fotovoltaico. 63 Figura 71. Distancia mínima entre filas de módulos. 64 Figura 72. Evolución del factor adimensional “k” que varía con la latitud del lugar. 65 Figura 73. Evolución de m2 de terreno por MW fotovoltaico. 68 Figura 74. Porción de finca necesaria. 68 Figura 76. Promedio diario de energía fotovoltaica almacenada por horas de cada mes en MWh. 70 xxi Notación β: Ángulo de inclinación del módulo fotovoltaico [º]. Wp: Vatio pico. Voc: Tensión de circuito abierto [V]. ISC: Corriente de cortocircuito [A]. Imp: Intensidad de máxima potencia [A]. Vmp: Voltaje de máxima potencia [V]. Tc: Temperatura de la célula [ºC]. Ta: Temperatura ambiente [ºC]. TONC: Temperatura de operación nominal de la célula [ºC]. α: Acimut [º]. Φ: Latitud [º]. γ: Coeficiente de disminución de potencia con la temperatura [%/ºC]. PR: Coeficiente de rendimiento (Performance Ratio). G: Irradiancia solar [W/m2]. STC o CEM: Condiciones Estándar de Medida. NPSH: Altura de Aspiració n Neta Pósitiva. [m] 1 1 INTRODUCCIÓN a energía es la capacidad que posee la materia de producir trabajo en forma de movimiento, luz y calor. Desde hace miles de años el ser humano ha buscado distintas formas de obtener energía que le han ido permitiendo alcanzar un mayor bienestar, desde impulsar los carros de arado gracias a los animales, hasta iluminar y calentar los hogares con el uso del fuego. Gracias al descubrimiento de la electricidad y su uso a partir de la segunda mitad del siglo XVIII, se consiguió transportar la energía y hacer uso de esta en forma de trabajo o calor. Esto junto con el resto de avances tecnológicos de la Revolución Industrial permitió el aumento de la esperanza y nivel de vida de la población. Con los avances tecnológicos que se han llevado a cabo, en la actualidad existen distintos métodos de obtener energía eléctrica a gran escala, unos liberan gases de efecto invernadero al quemar combustibles fósiles, como las centrales térmicas de carbón o las de ciclos combinados, mientras que las centrales hidroeléctricas tienen la ventaja de ser una fuente de energía limpia puesto que utilizan el caudal de agua y su energía potencial para transformarlo en energía eléctrica. L Introducción 2 3 2 EL MERCADO ELÉCTRICO l objetivo del siguiente apartado es entender el mercado eléctrico español, desde la explicación de su liberalización hasta el funcionamiento actual del mismo. Además, se incluye la justificación del precio de la energía que se vierte a la red gracias a la curva de demanda. . 2.1 Liberalización del mercado eléctrico en España Hasta el año 1997 el sistema eléctrico español funcionaba como un sistema regulado, donde el Gobierno fijaba el precio de la electricidad y cubría la totalidad de los costes de las compañías eléctricas privadas, principalmente para la generación, transporte y distribución de la electricidad. A excepción de Endesa, compañía pública que generaba un tercio de la electricidad en España. A partir de 1997, España sufre un proceso de liberalización de su mercado eléctrico promovido por autoridades europeas, que exigían competencia dentro de una actividad económica estratégica que había estado regulada por el Gobierno hasta entonces. España pasó de un sistema de oligopolio, a un libre mercado de intercambio de energía eléctrica sujeto a la competitividad y a la elección libre de la comercializadora por parte de los consumidores. 2.2 Funcionamiento Al no disponer en la actualidad de sistemas para almacenar grandes cantidades de energía eléctrica, toda la energía que se consume en este momento se está produciendo a la misma vez [1]. Por ello debe haber un organismo encargado de la gestión técnica de la electricidad en España, este es el caso de REE (Red Eléctrica Española), entidad encargada del transporte y la toma de decisión sobre qué tecnologías (renovables o no), vierten su electricidad generada a la red para cada día y hora. Para ello, REE cuenta con curvas de demanda para todos los días del año que muestran la evolución de la demanda eléctrica de la población española en cada hora. E El mercado eléctrico 10 Figura 7. Estructura de generación renovable en MW del 2023/03/06. Fuente: REE [37] En la Figura 6 y Figura 7 se puede apreciar cómo gracias al uso de la energía hidráulica en las horas pico (además de eólica), se consigue contener el precio de la energía y que ésta no eleve demasiado su precio a pesar de ser el tramo horario más caro debido a su alta demanda. Por otro lado, en las horas de mediodía y de la tarde se consigue abaratar el precio de la energía con el uso de las renovables. 11 3 ENERGÍA FOTOVOLTAICA a energía solar fotovoltaica es la que se obtiene al convertir la luz solar en electricidad empleando para ello una tecnología basada en el efecto fotovoltaico. La energía solar fotovoltaica es un tipo de energía renovable e inagotable puesto que usa un recurso ilimitado como es el sol. Además, esta tecnología resulta sostenible al tener en consideración aspectos medioambientales y no es contaminante en la etapa de generación eléctrica. Aunque el efecto fotovoltaico era conocido desde el siglo XIX, fue a mediados del siglo XX, en plena carrera espacial, cuando experimentaron un importante desarrollo los paneles fotovoltaicos. Usados en un principio para suministrar electricidad a satélites geoestacionarios, se han convertido en una tecnología de generación eléctrica renovable que sigue creciendo en la actualidad. 3.1. Radiación solar La radiación solar es la energía que genera el sol debido a las reacciones nucleares de fusión que se producen en su núcleo, esta se transmite en forma de radiación electromagnética. La mayoría de energía electromagnética que emite se encuentra en el espectro visible (0,4 a 0,7 μm); este es el motivo por el que los módulos solares no funcionan de noche [8]. Existen varios tipos de radiación, directa, difusa y reflejada o de albedo. • Radiación directa: la formada por los rayos que provienen directamente del sol, esta es la radiación con mayor energía. • Radiación difusa: la formada por los rayos dispersados por la atmósfera procedente de toda la bóveda del cielo debido por ejemplo a un día nublado. • Radiación de albedo: la formada por el reflejo de la superficie terrestre hacia el receptor, como por ejemplo la superficie de un lago. La suma de todas las radiaciones anteriores forma la radiación global, esta será la radiación total que recibe la superficie del receptor y es la que interesa conocer y cuantificar. Para cuantificar la radiación solar se utilizan dos magnitudes que corresponden a la potencia y a la energía de la radiación que llegan a una unidad de superficie. Se denominan Irradiancia e Irradiación. L Energía fotovoltaica 12 La irradiancia es la potencia incidente por unidad de superficie, indica la intensidad de la radiación solar. Se mide en [W/m2] y se suele expresar con la letra “G”. La irradiación es la integración o suma de las irradiancias en un periodo de tiempo determinado. Se mide en [J/m2]. La radiación solar al atravesar la atmósfera, antes de llegar a la superficie terrestre, disminuye su magnitud, debido a los efectos de absorción y dispersión originados por los elementos que constituyen la atmósfera terrestre (nubes, ozono, oxigeno, vapor de agua, CO2, suciedad…). Por este motivo se puede encontrar una irradiancia solar máxima llamada constante solar, que posee un valor de 1367 [W/m2] y es la irradiancia que se encuentra antes de que esta atraviese la superficie atmosférica. Por último, otro termino que se puede emplear para indicar la irradiación de un lugar es la Hora Solar Pico, conocida como HSP, esta indica la cantidad de energía solar que recibe una superficie durante una hora a una exposición de 1000 [W/m2]. 3.2. Efecto fotoeléctrico La energía fotovoltaica utiliza la radiación solar para producir electricidad gracias al efecto fotoeléctrico. Este efecto se produce cuando una onda electromagnética como es la luz solar incide sobre un semiconductor (el más empleado es el silicio), debido a la frecuencia de la onda ésta aporta energía a la superficie fabricada con el elemento semiconductor, lo que provoca que la misma absorba suficientes fotones para romper el enlace covalente generando así electrones capaces de moverse libremente a través de la red cristalina. Cuando este electrón libre abandona el átomo de silicio, deja en la red cristalina un “hueco”, este hueco tiene el efecto similar a una carga positiva y se mueve aleatoriamente por el interior del semiconductor. Sin embargo, este hueco es ocupado rápidamente por otro electrón lo que conlleva una liberación de energía en forma de calor. Para conseguir que el semiconductor se comporte como un generador eléctrico, hay que instalarle a éste impurezas tipo P (permiten la formación de huecos) por un lado e impurezas tipo N (permiten la aparición de electrones) por otro, de esta manera se consigue mantener una separación de electrones y huecos en dos regiones claramente diferenciadas, así se consigue una diferencia de potencial entre estas dos regiones, lo que permite generar corriente eléctrica continúa gracias al flujo de electrones hacia los huecos. Por esto, adquiere gran importancia el material del que está compuesto el dispositivo semiconductor denominado célula solar, ya que materiales como el silicio presentan una gran afinidad para expulsar sus electrones [9]. Figura 8. Efecto fotoeléctrico. Fuente: [38] 13 Energía fotovoltaica 3.3. La célula solar Una célula solar también conocida como celda solar, está construida a partir de una oblea de silicio u otro material semiconductor con un espesor entre 100-500 µm aproximadamente. La capa superior de la celda solar es muy delgada y se encuentra altamente dopada con impurezas tipo N (por ejemplo, con átomos de fósforo con 5 electrones de valencia) mientras que la capa inferior de la celda solar es más gruesa y está ligeramente dopada con impurezas tipo P (por ejemplo, con átomos de boro con 3 electrones de valencia). Al unir estos dos tipos de materiales dopados, algunos electrones del lado N se moverán hacia la zona tipo P para llenar los huecos. De esta forma se origina una “región de agotamiento” entre ambas zonas, donde no existen electrones libres ni huecos. Debido a la migración de electrones, el límite del lado N se cargará ligeramente positivo y el lado P se cargará ligeramente negativo, esto ocasiona un campo eléctrico necesario para producir la fuerza impulsora. Figura 9. Unión PN y Región de agotamiento. Fuente: Lesics [51] Como se puede observar en la figura 9, cuando la luz solar incide sobre la región N de la celda solar, penetra hasta la región de agotamiento, en esta región de agotamiento es donde se generan los electrones (y huecos) si la energía fotónica es suficiente. Gracias al campo eléctrico en la región de agotamiento, los electrones y huecos generados se impulsan fuera de dicha región, acumulándose los electrones en la región N y concentrándose los huecos en la región P, de esta manera se genera una diferencia de potencial entre ambas zonas. 3.4. Elementos de una instalación fotovoltaica Todas las instalaciones fotovoltaicas sin importar el tipo, ya sean aisladas, asistidas o conectadas a la red, cuentan con una serie de elementos comunes necesarios para su funcionamiento. 3.4.1 Panel fotovoltaico El panel fotovoltaico también conocido como módulo solar fotovoltaico, es el elemento principal y de mayor importancia de la instalación. Consiste en un conjunto de celdas solares, conectadas entre sí, encargadas de realizar la conversión de radiación solar en energía eléctrica continua gracias al efecto fotoeléctrico y al material semiconductor del que están compuestas, el silicio. Cuanto mejor sea la pureza del silicio, mayor producción eléctrica será capaz de suministrar el panel fotovoltaico. Energía fotovoltaica 14 Estos paneles pueden ser de silicio monocristalino, policristalino o amorfo, además de otros materiales semiconductores de capa fina. El silicio monocristalino es el más caro ya que se obtiene a partir de un único cristal de silicio puro y alcanza el máximo rendimiento (18-20%). El silicio policristalino es más barato debido a que se elabora a partir de varios cristales de silicio y posee un rendimiento de entre el 16 % y 17,5 %. Finalmente, el silicio amorfo es el más barato ya que al presentar una red cristalina desordenada, es el más sencillo de producir y posee el menor rendimiento (8 % y 9 %). Sin embargo, este rendimiento puede verse afectado por la suciedad ya que elementos como la arena disminuyen la irradiancia que le llega al panel solar y por consiguiente disminuye la producción de energía generada del mismo. Los paneles fotovoltaicos pueden ser también bifaciales, ya que al aprovechar la radiación de albedo pueden incrementar su rendimiento hasta el 30%. Figura 10. Paneles monocristalinos bifaciales de la planta fotovoltaica Esparragal I. Fuente: Tomada por el autor Los módulos fotovoltaicos pueden proporcionar distintas potencias dependiendo del tipo de silicio empleado para su fabricación [8]. Para ello se utiliza el término de potencia pico expresada en las unidades [KWp], ésta indica la máxima potencia que puede suministrar el panel fotovoltaico en STC (Standard Test Conditions) o en español CEM (Condiciones Estándar de Medida). Estas STC son condiciones empleadas internacionalmente para poder distinguir los módulos solares bajo las mismas condiciones de irradiancia solar (1000 [W/m²]), temperatura de célula (25 [ºC]) y distribución espectral (1,5 [AM]). Sin embargo, el panel solar puede proporcionar una potencia superior a su potencia pico si las condiciones de medida del panel en ese instante son mejores que las STC. Esto es una irradiancia superior a los 1000 W/m² y una temperatura de célula inferior a los 25 ºC. Esta consecuencia se produce porque los efectos que tiene la irradiación y la temperatura sobre un módulo fotovoltaico afectan a la intensidad, voltaje y potencia generada de las células solares que lo forman. Para entender estos efectos, a continuación, se explica el funcionamiento del módulo fotovoltaico a través de la tensión de circuito abierto (VOC) y la corriente de cortocircuito (ISC), datos eléctricos fundamentales de cada módulo fotovoltaico y que proporciona cada fabricante en su catálogo: Tensión de circuito abierto (VOC): es la diferencia de potencial máximo que puede proporcionar la célula solar [18], se produce cuando es iluminada sin producir intensidad, es decir, sin tener las regiones P y N conectadas entre sí. En células comerciales de 100cm2 en CEM, este valor de VOC es aproximadamente 0,6 V. 15 Energía fotovoltaica Corriente de cortocircuito (ISC): es la intensidad máxima que se puede generar en la célula solar. Esta intensidad se genera cuando la tensión a la que se somete es nula, es decir, cuando las regiones P y N están conectadas entre sí con un conductor de resistencia nula. La ISC no difiere mucho del valor de intensidad que se produce en el punto de máxima potencia, ya que la ISC suele tener entre un 5% y un 15% del valor de máxima potencia (Imp). En células comerciales la ISC toma valores entre 25 y 35 mA por cm2 en cada celda. Figura 11. Célula solar en circuito abierto (izquierda) y en cortocircuito (derecha). Fuente: [39] Cuando funciona una placa fotovoltaica se produce una situación intermedia entre las dos imágenes de la figura superior, es decir, con las regiones P y N conectadas entre sí mediante un conductor con cierta resistencia. En ese caso, el voltaje que genera la célula solar se obtiene mediante la ley de Ohm (𝑉𝐿=𝐼𝐿∗𝑅), al variar la resistencia del conductor se obtienen valores de voltaje que van desde 0 para una resistencia despreciable, hasta valores de voltaje de circuito abierto para resistencias elevadas. La potencia generada por la célula será por tanto 𝑃𝐿=𝑉𝐿∗𝐼𝐿 , además se cumple que en el receptor el voltaje de línea (VL) e intensidad de línea (IL) son inferiores a la tensión de circuito abierto (VOC) y corriente de cortocircuito (ISC) respectivamente como se observa en la figura 12. Esta potencia alcanza su valor máximo en el punto de máxima potencia (Pmáx) como se muestra en la figura inferior, donde la intensidad alcanza el valor de Im y el voltaje alcanza el valor de Vm. Esta potencia máxima cuando opera en las Condiciones Estándar de Medida (STC) es la mencionada anteriormente como potencia pico. Figura 12. Gráfica potencia de módulo fotovoltaico y curva intensidad-voltaje. Fuente: [40] Energía fotovoltaica 16 No obstante, rara vez operan los módulos fotovoltaicos en las condiciones estándar. A continuación, se muestran los efectos que tiene la irradiancia y la temperatura sobre la curva intensidad-voltaje y por consiguiente sobre la potencia que genera el panel fotovoltaico. Efecto de la irradiancia sobre curva intensidad-voltaje (con temperatura de célula constante) La corriente de cortocircuito (ISC) es directamente proporcional a la irradiancia (G), aumentando su valor a medida que esta es cada vez mayor. Para calcular la corriente de cortocircuito a una irradiación (G) distinta de las STC hay que aplicar la siguiente fórmula: 𝐼𝑆𝐶(G)=G 1000·𝐼𝑆𝐶 (𝑆𝑇𝐶) El valor de la tensión de circuito abierto (VOC) a pesar de aumentar también con la irradiancia, es un incremento despreciable, por eso se suele tomar el valor de VOC como constante. Adicionalmente el rendimiento de la célula aumenta con la irradiancia mientras se mantenga la temperatura de la célula constante, siendo su expresión la siguiente: η=𝑃𝑚𝑎𝑥 𝐴·𝐺·100 Siendo “A” el área de la célula en [m2] y “G” la irradiancia [W/m2] Estos dos efectos se pueden observar en la figura inferior, donde se ha representado también el aumento de la corriente de circuito abierto a pesar de despreciar este valor por resultar insignificante como se ha mencionado anteriormente. Figura 13. Efecto de la irradiancia sobre la curva intensidad-voltaje. Fuente: [39] Efecto de la temperatura de célula sobre curva intensidad-voltaje (con irradiancia constante) Al aumentar la temperatura de la célula manteniendo la irradiancia constante, se produce un ligero aumento de la corriente de cortocircuito. Este aumento se puede expresar gracias al coeficiente α, que indica el aumento de la intensidad por cada grado centígrado en que se incrementa la temperatura. A través de la siguiente expresión se puede calcular la intensidad de cortocircuito a cualquier temperatura: 𝐼𝑆𝐶(T)=𝐼𝑆𝐶(25ºC)+α·(𝑇𝐶− 25ºC) 17 Energía fotovoltaica Siendo “TC” la temperatura de la célula e “ISC (25ºC)” la intensidad de cortocircuito a una temperatura de la célula de 25ºC. Esta temperatura de la célula se puede calcular de la siguiente forma: 𝑇𝐶=𝑇𝑎+TONC−20 800 ·𝐺 Siendo en este caso “Ta” la temperatura ambiente, “TONC” la temperatura de operación nominal de la célula (este parámetro nos lo indica el fabricante en su catálogo) y “G” la irradiancia solar. En el caso de la tensión de cortocircuito, se produce una reducción de su voltaje al aumentar la temperatura de la célula. Esta disminución se puede expresar gracias al coeficiente β, que indica la disminución del voltaje por cada grado centígrado en que se incrementa la temperatura. A través de la siguiente expresión se puede calcular el voltaje de circuito abierto a cualquier temperatura: 𝑉𝑂𝐶(T)=𝑉𝑂𝐶(25ºC)+β·(𝑇𝐶−25ºC) Tras conocer los efectos que tiene la temperatura de la célula sobre la intensidad de cortocircuito y el voltaje de circuito abierto, resulta evidente que un aumento de la temperatura de la célula manteniendo constante la irradiancia, provoca una disminución de la potencia máxima que puede proporcionar la célula. Para una célula de silicio cristalino, por cada grado que aumenta la temperatura de la célula se produce una disminución de su potencia máxima en torno al 0,4 y 0,5%. Figura 14. Efecto de la temperatura de la célula sobre la curva intensidad-voltaje. Fuente: [39] 3.4.2 Inversor Es el elemento de la instalación encargado de transformar la corriente continua (generada en los paneles solares) en corriente alterna para poder ser vertida a la red eléctrica. La potencia suministrada por el inversor es siempre menor que la generada por los módulos fotovoltaicos, siendo el rendimiento (o eficiencia) del mismo: 𝜂= 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 El inversor tiene una intensidad máxima admisible y al ser superada, deja de funcionar. Además, cuenta con una tensión mínima y máxima a la entrada del mismo, ya que fuera de este rango de tensiones admisibles el inversor deja de funcionar e incluso puede llegar a estropearse. Además de este rango, el inversor cuenta con un rango de seguimiento del punto de máxima potencia para poder Energía fotovoltaica 18 aprovechar la máxima potencia que puede proporcionar el campo fotovoltaico en cada instante. El inversor puede tener varias entradas independientes (cada una con su seguimiento de la potencia máxima independiente), de esta forma se consigue ahorrar costes al colocar menos inversores en la instalación. Figura 15. Inversor de la planta fotovoltaica Esparragal I. Fuente: Tomada por el autor El inversor está integrado en una Unidad de acondicionamiento de potencia que incluye además del inversor, el seguidor de la potencia máxima y las protecciones obligatorias. Estas protecciones pueden no estar incluidas dentro del inversor, pero sí son obligatorias en todas las instalaciones fotovoltaicas y son: • Protección frente a variaciones de frecuencia, por si difiere de los 50 Hz de la red se tiene que desconectar de ella. • Protección frente a sobrecalentamiento, para evitar daños en el sistema electrónico debidos al calentamiento. • Protección frente a cortocircuitos, para ello se emplean los magnetotérmicos y el interruptor diferencial tipo A para proteger a las personas. • Protección frente a sobretensiones, se utilizan Varistores o los limitadores de tensión. 3.4.3 Estructura de soporte Es la encargada de sostener el peso de los módulos y fijarlos en el terreno. Dependiendo de la localización de la instalación, esta estructura debe ser capaz de combatir contra los factores meteorológicos como la lluvia, viento, humedad… Es por eso que se pueden encontrar de distintos materiales [3]. Los materiales más empleados son: • Acero galvanizado y acero inoxidable: debido a sus características mecánicas el acero es una de las opciones más utilizadas como soporte ya que soporta el peso de las placas con facilidad y no ocupa tanto espacio como los soportes de hormigón. Se puede emplear el acero galvanizado gracias a estar recubierto exteriormente por una capa de Zinc, le permite soportar los factores meteorológicos, sin embargo, esta capa se desgasta con el tiempo por lo que para instalaciones con 19 Energía fotovoltaica largos períodos de vida útil no es la mejor opción. El acero inoxidable al estar compuesto aproximadamente por un 12% de Cromo, permite aguantar la oxidación durante largos periodos de tiempo, no obstante, es más caro que el acero galvanizado. • Aluminio: es un material resistente a la oxidación, aunque se corroe en ambientes salinos. Debido a ser un material ligero, con buenas propiedades mecánicas y barato, es un material muy empleado en las estructuras soporte. • Hormigón: presenta buenas características mecánicas y no se oxida, sin embargo, al ser un material muy pesado, el terreno debe estar bien asentado y así la estructura ser capaz de conservar la inclinación elegida para no provocar pérdidas en el rendimiento de la instalación. Además del tipo de material principal del que está compuesta la estructura soporte, esta se puede clasificar según los grados de libertad que tenga la misma: • Estructura fija: la estructura no tiene grado de libertad, por ello presenta siempre el mismo ángulo de inclinación. Al ser un elemento fijo presenta mayor simplicidad la instalación, por lo que su mantenimiento es económico y presenta mayor fiabilidad. • Estructura móvil: permiten realizar un seguimiento del sol y con ello captar más energía a través de un eje móvil (o dos) aunque es más común de un solo eje móvil. Presenta un mayor gasto de mantenimiento que la estructura fija debido a su probabilidad de averiarse y su complejidad en la reparación. El motor que hace girar el eje de la estructura puede estar alimentado con una placa solar reducida para no consumir energía de la generada por la planta. Este motor que gira el eje de la fila de paneles solares puede controlarse manual o automáticamente. Figura 16. Motor de estructura móvil de placas bifaciales en la planta fotovoltaica Esparragal I. Fuente: Tomada por el autor 3.4.4 Otros elementos • Protecciones: dentro de la central fotovoltaica todos los elementos eléctricos deberán contar con medidas de protección, ya sean los paneles fotovoltaicos, cajas de conexión, inversores, transformador y la subestación. Todos estos elementos deben cumplir con el reglamento de baja y alta tensión para proteger los equipos frente a cortocircuitos, sobretensiones y contactos directos e indirectos. • Estación meteorológica: necesaria para poder operar el parque. Estas estaciones están configuradas para adquirir datos sobre la irradiación y las condiciones climáticas. Centrales hidroeléctricas 26 devolverlo al cauce natural del río [13]. Por tanto, se trata de un “by-pass” que aprovecha el desnivel del cauce principal para generar directamente la energía potencial del tramo. Consta de un azud de derivación que remansa el agua del río antes de derivarla hacia la toma donde se capta el agua para transportarla por el caudal hasta la cámara de carga. Esta cámara consiste en un pequeño depósito construido para encauzar el agua hacia la tubería forzada que la conduce a presión hasta las turbinas hidráulicas. Entre la toma y la cámara de carga se encuentran las compuertas de regulación que sirven para controlar el agua de entrada en el circuito hidráulico. Además, estas compuertas permiten las reparaciones o revisiones al dejarlo en seco. El tipo de turbinas que se suele emplear en estas centrales son las turbinas Kaplan, esto es debido a que el salto existente en estas centrales es bajo y la potencia de las mismas está condicionada fundamentalmente al caudal del río. El caudal al variar a lo largo del año, permite que este tipo de centrales desarrollen su máxima potencia en la época de precipitaciones abundantes, pero durante la época seca, su potencia disminuye llegando a ser casi nulo en algunos ríos en la temporada de verano [11]. La central está formada por un edificio donde se disponen los grupos de generación (turbina y alternador), los sistemas de regulación y control, elementos de seguridad y oficinas. Los transformadores y la subestación de conexión a la red suelen disponerse anexas a la central. En este tipo de centrales no existe ningún tipo de almacenamiento de energía ni regulación de caudales. El caudal de agua que excede la capacidad del circuito hidráulico continúa por el cauce natural del río, regenerándose el caudal total en el desagüe de la central. En este tipo de centrales es necesario mantener un caudal mínimo ecológico, por lo tanto, no se aprovecha toda la energía posible, perdiéndose la que produciría el agua que no puede derivarse y circula por el río. Por este motivo, en las centrales fluyentes o de pasada la energía que producen no es gestionable, es decir, no pueden elegir la potencia producida ya que ella depende del caudal que se deriva por el circuito hidráulico en el punto de toma. En estas centrales, si las condiciones meteorológicas lo permiten, tienen las turbinas funcionando continuamente ya que de lo contrario se estaría perdiendo energía generada al no poder almacenar el agua del río. Por todo lo mencionado anteriormente este tipo de centrales generan energía de base a todas horas. Figura 23. Esquema de la central hidráulica fluyente. Fuente: [42]. Se pueden encontrar algunas centrales de este tipo a lo largo del río Guadalquivir para aprovechar cada salto del mismo: 27 Centrales hidroeléctricas • La central de Cantillana genera 6,32 MW con dos turbinas Kaplan y regula la cantidad de agua que llega a la central de Alcalá del Río. En el lateral derecho de la figura 24 se puede observar la subestación eléctrica que se encuentra anexa a la central. Figura 24. Central de Cantillana. Fuente: Endesa [52] • La central de Alcalá del Río genera 6,08 MW con dos turbinas Kaplan y fue inaugurada en 1931. En la figura 25 se puede observar cómo la quinta y sexta compuerta empezando por la izquierda se encuentran parcialmente abiertas para mantener el caudal mínimo ecológico. Figura 25. Central de Alcalá del Río. Fuente: Turismosevilla [53] 4.1.2 Centrales de embalse Este tipo de centrales como su nombre indica, cuentan con una presa y su embalse, elemento fundamental de este tipo de centrales, que les permite almacenar un considerable volumen de agua. La capacidad de almacenamiento de estas centrales, facilita la gestión del agua y permite regular su funcionamiento para atender a la demanda de energía, lo que les otorga mayor flexibilidad que las centrales fluyentes. Centrales hidroeléctricas 28 Una de las principales características de este tipo de centrales debido a su gran salto es la facilidad de su puesta en servicio, ya que en 90 segundos se puede producir la potencia máxima partiendo de un mínimo técnico nulo, es decir, partiendo de la situación de parada total. En este escaso minuto y medio se produce la apertura de las válvulas de protección del grupo, se acelera la turbina hasta alcanzar la velocidad de sincronismo de la red, se acopla al sistema y finalmente, se abre el distribuidor del caudal hasta el máximo admisible. Este tipo de centrales (al igual que las de bombeo) al arrancar con facilidad y rapidez son muy útiles para las situaciones de desacople de la red de otros sistemas de producción de potencia como centrales térmicas y nucleares que tienen tiempos más lentos. Debido a la obra civil que supone construir el embalse, este tipo de centrales presentan una inversión de capital mayor que las centrales fluyentes. Dentro de las centrales de embalse podemos distinguir dos tipos: las centrales a pie de presa y las centrales de derivación. 4.1.2.1 Centrales a pie de presa En este tipo de centrales, el grupo de turbinas se encuentra debajo de la presa en la misma estructura. Las centrales a pie de presa presentan un circuito hidráulico más simple que las centrales de derivación ya que carecen de galería de presión y de chimenea de equilibrio al integrarse todo el circuito hidráulico en el cuerpo de la presa. Gracias al volumen de agua que se puede embalsar y a la gran diferencia de cotas, este tipo de centrales producen mayor cantidad de energía que las centrales fluyentes. Figura 26. Esquema central de embalse. Fuente: [54] Algunos ejemplos de este tipo de centrales son: • La central de Aldeadávila I (Iberdrola) que tienen una potencia instalada de 720 MW y seis grupos de turbinas. Está situada en la provincia de Salamanca en el cauce del Duero. El salto de Aldeadávila I es de 139,80 metros. El complejo Aldeadávila I y II supone el 8,5 % de la generación media hidroeléctrica del país, con una producción de 2400 GWh al año. 29 Centrales hidroeléctricas Figura 27. Central de Aldeadávila I. Fuente: Iberdrola [55] • La central de Itaipú situada en la frontera entre Brasil y Paraguay en el río Paraná, cuenta con 20 grupos de turbinas Francis de 700 MW cada uno, otorgándole una potencia instalada a la central de 14 GW. La central suministra el 76% del consumo eléctrico paraguayo. Esta central inició su operación en 1984 y fue la más grande del mundo hasta la construcción de la central de las tres gargantas en China en 2011. Figura 28. Central de Itaipú. Fuente:Itaipu Binational [43]. 4.1.2.2 Centrales de derivación En este tipo de centrales se encuentra la toma y, seguidamente, las compuertas de regulación para encauzar el agua hasta la conducción a presión, que es una galería excavada en roca. Esta galería, situada antes de la tubería forzada que lleva el agua hasta las turbinas, cuenta con una torre vertical llamada chimenea de equilibrio cuya función es amortiguar las ondas de presión que se originan en las maniobras de arranque o parada rápida, es decir, el llamado golpe de ariete. Finalmente, tras salir el agua de las turbinas, es devuelta por una conducción al río. Por este motivo, estas centrales se dan normalmente en el curso medio-alto de los ríos, donde los embalses presentan una mayor capacidad de acumulación y donde la topografía del terreno permite excavar la galería a presión y la chimenea de equilibrio, consiguiendo de esta manera un abaratamiento Centrales hidroeléctricas 30 de los costes. Figura 29. Esquema central de derivación. Fuente: [7] En Córdoba podemos encontrar de ejemplo de central de derivación: • La central de El Carpio (Endesa), cuenta con tres grupos de turbinas Francis que generan en total una potencia de 7 MW. Figura 30. Embalse de El Carpio. Fuente: Tomada por el autor. Figura 31. Central de El Carpio. Fuente: Tomada por el autor. 31 Centrales hidroeléctricas 4.1.3 Centrales de bombeo Las centrales reversibles o de bombeo cuentan con dos depósitos de agua a diferentes alturas, uno superior y otro inferior. Este tipo de centrales actúan como una gran pila natural capaz de suministrar energía eléctrica cuando se demande, para ello elevan el agua del depósito inferior al superior en las horas de menor demanda cuando la energía eléctrica es más barata, y turbinan el agua para generar electricidad en las horas pico que son las horas donde la electricidad es más cara. Dentro de esta tipología podemos encontrar dos tipos de centrales de bombeo: 4.1.3.1 Centrales de bombeo puro En este tipo de centrales el agua llega al depósito superior exclusivamente a través de la tubería forzada. Algunos ejemplos de centrales de bombeo puro en Andalucía son: • La central de Guillena (Endesa) inaigurada en 1973 en el río Rivera de Huelva, fue la primera central de bombeo puro de España. Cuenta con tres grupos de turbinas Francis que pueden actuar como bomba y suman una potencia conjunta de turbinado de 215,4 MW y una potencia conjunta actuando como bomba de 228,6 MW. Figura 32. Central de Guillena. Fuente: Ramón Abella Monserrat. • La central de Tajo de la Encantada (Endesa) fue construida en 1977 en el río Guadalhorce, siendo la octava mayor central hidroeléctrica de España. Cuenta con cuatro grupos de turbinas Francis que pueden actuar como bomba y suman una potencia conjunta de turbinado de 360 MW. Figura 33. Central de Tajo de la Encantada. Fuente: Ramón Abella Monserrat. Centrales hidroeléctricas 32 4.1.3.2 Centrales de bombeo mixtas Las centrales de bombeo mixtas llenan su depósito superior a través de la tubería forzada y de otras fuentes externas que lo alimentan como un río. Este es el caso de la central de Villarino (Salamanca). 4.2 Turbina hidráulica La turbina hidráulica es un elemento fundamental para generar la electricidad, su principal componente es el rodete, elemento más pesado del grupo hidráulico. Se pueden encontrar tres grandes tipos de turbinas hidráulicas en función del caudal y salto al que se encuentran sometidas, estas son Pelton, Francis y Kaplan. Figura 34. Tipos de turbinas hidráulicas. Fuente: Areatecnología [56] 4.2.1 Turbinas Pelton Son un tipo de turbinas de acción, es decir, la energía de presión del agua se transforma en energía cinética. Esto se consigue al hacer pasar el agua por un inyector que regula el caudal de entrada al rodete, este chorro impacta sobre la arista media de los cangilones del rodete también llamados “cazoletas” que tienen forma de doble cuchara y, consecuentemente, el chorro se divide en dos transfiriéndole su energía cinética al rodete. El motivo de impactar el chorro sobre la arista media es disminuir las vibraciones del rodete y así mejorar el rendimiento del mismo. Este tipo de turbinas se emplean en grandes y medianos saltos de altura con caudales pequeños y medios. Figura 35. Turbina Pelton de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería de Sevilla. Fuente: Tomada por el autor 33 Centrales hidroeléctricas 4.2.2 Turbinas Francis Este tipo de turbinas son de reacción ya que el rodete gira gracias a disminuir la presión del agua al circular entre los álabes del mismo. Son turbinas con admisión del flujo radial y salida axial. Poseen un gran rendimiento cercano al 90% cuando trabajan en un caudal entre el 60% y 100% del caudal máximo debido a las reducidas pérdidas hidráulicas [15]. Son bastante polivalentes en cuanto a rango de caudales y saltos se refiere, pudiendo soportar saltos máximos de hasta 800 metros. Sin embargo, no admiten bien las variaciones de caudal lo que implica pérdidas en su rendimiento. Debido a la cavitación, suelen estar a una cota inferior para evitar este problema, lo que provoca más excavación en el terreno. 4.2.3 Turbinas Kaplan Este tipo de turbinas al igual que ocurre con las Francis, son turbinas de reacción. La hélice de la turbina se asemeja a la de un barco. Gracias al giro de los álabes del rodete sobre su eje y los álabes del distribuidor móvil mediante unas manijas accionadas por un servomotor hidráulico, se consigue que la curva de rendimientos de la turbina Kaplan sea la evolvente de las múltiples que se podrían obtener. Sin embargo, los álabes del distribuidor pueden ser fijos y entonces la turbina se llama SemiKaplan. Las turbinas Kaplan son de admisión radial y las Semi-Kaplan pueden ser de admisión radial o axial. Por este motivo, las Kaplan son una de las turbinas más eficientes pudiendo operar en saltos de pequeña altura (alrededor de 50 metros) y caudales medios y grandes (a partir de 15 m3/s). Figura 37. Efectos de la cavitación en una Turbina Francis. Fuente: Tomada por el autor Figura 36. Turbina Francis. Fuente: Tomada por el autor Figura 39. Turbina Kaplan. Fuente: [57] Figura 38. Desmontaje de una Turbina Kaplan en Alcalá del Río. Fuente: Tomada por el autor Centrales hidroeléctricas 34 4.3 Marco regulatorio energía hidroeléctrica La legislación de la energía hidroeléctrica, está determinada por diversas leyes, entre las que destaca la Ley 29/1985, de 2 de agosto, de Aguas. Esta ley fue modificada por la disposición final segunda de la Ley 46/1999, de 13 de diciembre. “El objeto de esta Ley es la regulación del dominio público hidráulico, del uso del agua y del ejercicio de las competencias atribuidas al Estado en las materias relacionadas con dicho dominio en el marco de las competencias delimitadas en el artículo 149 de la Constitución”; y el Reglamento del dominio público hidráulico, desarrollado en el RD 849/1986, del 11 de abril y que fue modificado en el RD 9/2008, de 11 de enero. Además de estas leyes de ámbito nacional, las centrales hidroeléctricas deben cumplir las legislaciones específicas que conciernen a las cuencas hidrográficas donde están situadas. El Real Decreto-ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores. El Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica. El Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del sector eléctrico, define en su preámbulo “la finalidad básica establecer la regulación del sector eléctrico garantizando el suministro eléctrico con los niveles necesarios de calidad y al mínimo coste posible, asegurar la sostenibilidad económica y la financiera del sistema y permitir un nivel de competencia efectiva en el sector eléctrico, todo ello dentro de los principios de protección medioambiental de una sociedad moderna” [33]. El Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, “por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.” 4.4 Ventajas y desventajas de las centrales hidroeléctricas Dentro de las ventajas se pueden encontrar: • Las centrales hidroeléctricas se caracterizan por ser sistemas de producción de potencia sostenibles, ya que no generan residuos tóxicos y no necesitan combustibles fósiles para funcionar (excepto las centrales de bombeo que necesitan electricidad para bombear agua), de esta manera ayudan a disminuir la emisión de gases de efecto invernadero [15]. • La vida útil de las centrales hidroeléctricas es larga y prolongada en el tiempo. Un claro ejemplo de ello es la central de Alcalá del Río, inaugurada a principios del siglo XX por el rey Alfonso XIII. • Al utilizar agua para su funcionamiento, este recurso se renueva de manera gratuita sin depender de las fluctuaciones del mercado como ocurre con los combustibles fósiles [22]. • Presentan una gran flexibilidad de operación por lo que producen energía en función de las necesidades y pueden gestionar picos de la red eléctrica cuando lo solicite la demanda. • Permiten un mejor control del recurso hídrico, ya que pueden suministrar mejor el agua a las poblaciones cercanas y regular el caudal del río para evitar crecidas o inundaciones del mismo. • A pesar de tener un elevado CAPEX, presenta un OPEX reducido al tener costes de explotación bajos debido al fácil control y mantenimiento de las turbinas hidráulicas, que posibilitan la automatización de las centrales hidroeléctricas [25]. 35 Centrales hidroeléctricas Las principales desventajas que se pueden encontrar son las siguientes: • Provocan un gran impacto ambiental durante su elevado tiempo de construcción, que tiene efectos negativos en el ecosistema como modificar el ciclo de vida de la fauna, alterar el territorio y dificultar el transporte de nutrientes y sedimentos aguas abajo. Sin embargo, estos efectos pueden reducirse realizando el documento técnico EIA (Estudio de Impacto Ambiental) e implantando las medidas correctivas. • La generación de energía depende de la situación meteorológica donde se encuentre la central hidroeléctrica, de esta manera varía su producción según la estación del año. • Gran dificultad para encontrar un lugar donde la orografía permita implantar la central hidroeléctrica, ya que deben ser sitios por donde circule un río, preferentemente caudaloso, con una diferencia de cotas y con la posibilidad de almacenar agua en un embalse. Por este motivo en España desde hace más de 10 años sigue habiendo 17000 MW instalados de centrales hidroeléctricas. • El coste de inversión es muy elevado debido a la gran obra civil necesaria para construir el embalse y desviar el cauce natural del río durante la construcción de la central hidroeléctrica. Además, este tipo de proyectos pueden provocar el desplazamiento de grandes cantidades de población y la expropiación de terrenos. Un claro ejemplo de esto ocurrió en la construcción de la presa de Asuán en Egipto y en la presa de Las Tres Gargantas en China, esta última provocó el desplazamiento de 1,24 millones de personas y la afección de 24500 ha de cultivo. 4.5 Situación actual de la energía hidroeléctrica En España, en el año 2010 se alcanzó la mayor producción de energía hidroeléctrica, con unos 41834 GWh, desde ese momento la cantidad de energía generada con esta tecnología ha disminuido paulatinamente a lo largo de los años hasta situarse en 18378 GWh en 2022. Esta disminución de generación hidroeléctrica se debe, según REE, a la falta de inversión, la escasa rentabilidad y la ausencia de innovación. De esta manera, las centrales hidroeléctricas españolas se han convertido en un conjunto de instalaciones obsoletas, que no han aumentado su potencia instalada desde hace años, como se puede ver en la figura 40. Figura 40. Evolución de la potencia hidroeléctrica instalada a nivel nacional. Fuente: Elaboración propia con datos de REE. Centrales reversibles 42 Las centrales de bombeo son el sistema de producción de potencia (junto con las turbinas de gas) que tienen los arranques más cortos, ya que desde una parada total pueden alcanzar la máxima carga en tan solo cuatro minutos, a diferencia de las centrales térmicas que desde el mínimo técnico hasta la máxima carga tardan 60 minutos y desde la parada total hasta plena carga 120 minutos. Esto les confiere a las centrales de bombeo gran flexibilidad para ajustarse a la curva de demanda y sobre todo, son las únicas capaces de restablecer el sistema eléctrico cuando hay un cero en la red. A mediados de los años noventa en España existían 25 centrales de bombeo: 16 de bombeo mixto y 9 de bombeo puro. Según datos de REE, desde 2006 hasta 2014 la potencia instalada de centrales de bombeo en España era de 2451 MW. A partir de 2015 hasta la actualidad, la potencia instalada de centrales reversibles es de 3331 MW debido a la ampliación de la central de La Muela al añadirle 880 MW de turbinación y 744 MW de bombeo [14]. 5.4 Clasificación de las mayores centrales reversible del mundo A continuación, se muestra en la tabla 4, un resumen de las once mayores centrales reversibles del mundo, especificando su potencia instalada, grupos de turbinas usados, así como su localización y el año que entró en servicio. Tabla 4. Las 11 mayores centrales reversibles del mundo. NÚMERO CENTRAL MW TURBINA PAÍS AÑO 1 Central de Fengning 3600 Francis 12 grupos China Chengde, Hebei 2021 2 Central de Bath County 3.003 Francis 6 grupos Estados Unidos Virginia 1985 3 Central de Lianghekou 3000 Francis 6 grupos China Sichuan 2021 4 Central de Huizhou 2.448 Francis 8 grupos China Guangdong 2011 5 Central de Guangdong o Guangzhou 2.400 Francis 8 grupos China Guangdong 1994 2000 6 Central de Okutataragi 1.942 Japón Asago, prefectura de Hyōgo 1974 7 Central de Ludington 1.872 Francis 6 grupos Estados unidos Michigan 1973 8 Central de Tianhuangping 1.836 Francis 6 grupos China Tianhuangping , condado de Anji, provincia de Zhejiang 2004 9 Central de Tumut-3 1.800 Francis 6 grupos Australia 1972 2012 10 Central de Grand’Maison 1.800 Francis 8 grupos Francia Vaujany de Isère, en los Alpes franceses. 1987 11 Cortes-La Muela (I, II) 1.762 Francis 4 grupos España Cortes de Pallás (Valencia). 1988 2014 Fuente: Elaboración propia. El complejo Cortes-La Muela es el de mayor potencia instalada en España, siendo el primero de 43 Centrales reversibles Europa y el undécimo del mundo. Cuenta con una potencia de 1762 MW de turbinación con 1293 MW de bombeo. El depósito superior del complejo ocupa más de 1 millón de metros cuadrados y supone una reserva de 24 GWh, capaces de abastecer el consumo diario doméstico de 6,75 millones de personas. Para la construcción de La Muela I y II fue necesario remover 635.000 m3 y 270.000 m3 de tierra respectivamente. El complejo cuenta con dos tuberías forzadas con un desnivel de 500 metros. Este complejo evita la emisión anual de más de dos millones de toneladas de CO2. Figura 44. Complejo Cortes-La Muela. Fuente: Energias-renovables [61] En España también se pueden encontrar otras cuatro grandes centrales reversibles. La central de Villarino, Estanygento-Sallente, Tajo de la Encantada y Aguayo. En Andalucía hay dos centrales reversibles, la central de Guillena (210 MW) de la que se hablará con más detalle en otro capítulo y la central de Tajo de la Encantada (360 MW) cuya construcción terminó en 1977. El depósito inferior de esta última es el río Guadalhorce mientras que el superior es la Presa de Villaverde. El salto de agua que experimenta en la tubería forzada es de 398,5 metros. Sus cuatro grupos de turbinas Francis giran a 500 rpm y se encuentran situadas a 30 metros por debajo de la cota del depósito inferior. Esta central es capaz de suministrar energía a una ciudad de 400.000 habitantes. Centrales reversibles 44 Figura 45. Sección transversal de Tajo de la Encantada. Fuente: Ramón Abella Monserrat 5.5 Futuro de las mismas La eficiente gestión del recurso hidráulico se ha convertido en un tema primordial para el planeta por la importancia de obtener una energía limpia y no contaminante, que contribuye a la descarbonización del mismo. Al igual que ocurre con la energía fotovoltaica, la energía hidroeléctrica de bombeo también cumple con los objetivos de desarrollo sostenible de la Organización de Naciones Unidas (ODS-7, 12, 13) y con la Agenda 2030, con el objetivo de la migración hacia un sistema 100% descarbonizado. Como se ha visto anteriormente, las centrales hidroeléctricas de bombeo son una herramienta fundamental en la gestión del sistema energético del futuro, ya que se trata de la energía que aporta más flexibilidad al sistema, pudiendo hacer arranques rápidos en cuatro minutos desde la parada total hasta plena carga. Esto resulta esencial porque permite tener más flexibilidad en la red eléctrica en situaciones donde se requiera mayor demanda de energía. Además, las centrales reversibles son idóneas para la integración del resto de tecnologías renovables como la eólica y la fotovoltaica, que presentan dificultades intrínsecas de almacenamiento y temporalidad. De esta manera, las centrales reversibles dan solución a estos dos problemas al poder almacenar la energía excedente que proviene del resto de tecnologías renovables y liberarla a la red eléctrica cuando se requiera. El almacenamiento de energía mediante las centrales reversibles es una excelente opción de elevadas 45 Centrales reversibles prestaciones, con riesgo tecnológico nulo e impacto ambiental mínimo durante su larga vida útil que permite tener un LCOE competitivo. En Europa, se pretende para el año 2050 disponer de una red eléctrica de origen 100% renovable en la Unión Europea. Para lograr este objetivo, en mayo de 2020 la Comisión Europea publicó el “Estudio de almacenamiento de energía: Contribución a la seguridad del suministro eléctrico en Europa” (Study of energy storage–Contribution to security of the electrical supply in Europe) donde se destaca el importante papel de las soluciones innovadoras del almacenamiento energético para garantizar la integración de las fuentes de energía renovables en la red eléctrica de la Unión Europea. Por ello, insta a los Estados Miembros a la elaboración de sus propios planes nacionales donde deben planificar la ruta a seguir. Por este motivo, el gobierno español presentó en enero de 2020 a las autoridades comunitarias el primer borrador del Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC 2021-2030) donde muestra los objetivos que pretende alcanzar en la próxima década, entre los que destaca una potencia eléctrica total instalada de 161 GW, de los cuales 121,5 GW deberán ser de origen renovable, de ellos 16 GW corresponderán a centrales hidroeléctricas y 9,52 GW a las centrales de bombeo [24]. En este sentido, el PNIEC 2021-2030 promueve centrales hidroeléctricas reversibles, incrementando su potencia instalada desde los 3,33 GW en el 2023 hasta los 9,52 GW en el año 2030. Tabla 5. Capacidad instalada en MW de centrales de bombeo y otras energías renovables en España. Fuente: MITECO (PNIEC 2021-2030) [20] El MITECO (Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico) recuerda en su estrategia de almacenamiento energético de febrero de 2021 que el bombeo (Pump Hydro Storage) es una de las tecnologías de almacenaje más implantadas a gran escala en Europa, con más del 90% de la potencia de almacenaje instalada en el continente. Esto evidencia que las centrales reversibles tienen mucho futuro al solucionar el problema de almacenamiento de energía. Por ello, se está produciendo una mayor inversión en este tipo de centrales. En conclusión, la energía hidráulica importa a todos los agentes del sector, como renovable encaja en los planes de descarbonización de la Unión Europea. También en los del Gobierno de España, que a Centrales reversibles 46 través del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030, contempla aumentar la potencia instalada de centrales de bombeo a 4000 MW durante el trienio 2020-2023. Por último, en los de la industria, que en vista de que los mejores emplazamientos para producir esta energía ya están ocupados, destina todos sus esfuerzos en mejorar las instalaciones y aumentar su potencia. En España el Real Decreto-Ley 14/2022, de 1 de agosto (BOE 184 del 2 de agosto del 2022) llevó a cabo una modificación legislativa para facilitar el aumento de la capacidad de almacenamiento de energía de una instalación hidroeléctrica existente. En el Artículo 32, modificación del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, en su punto 4, se añade al final del Apartado 1.a) del Anexo 2 la siguiente redacción: “Tampoco se considerará que se ha modificado la tecnología de generación cuando los cambios introducidos consistan en la adición de etapas de electrónica de potencia en instalaciones de generación hidráulica ya en servicio siempre que su introducción permita el funcionamiento reversible de la instalación”. Esto ha dado lugar a la ampliación de centrales de bombeo ya existentes como Aguayo II, José María de Oriol II y La Muela III; y a la proliferación de nuevos proyectos de construcción como la Central de salto de Chira en la isla de Gran Canaria con 200 MW, siendo esta propiedad de REE, un caso muy singular. La Central de bombeo de salto de Chira se autorizó el 15 de diciembre de 2021 y en febrero de 2022 comenzaron las obras con una duración prevista de 70 meses. Esta central de bombeo resuelve dos grandes problemas que tiene la isla. Figura 46. Central Salto de Chira. Fuente: Norvento Enerxía [26] Por un lado cuenta con una planta desaladora que aprovecha la energía renovable excedente de la isla para elevar el agua desalada a la presa de Chira donde quedará almacenada hasta que el sistema 47 Centrales reversibles eléctrico necesite de nuevo esa energía. Estas presas proporcionarán 700.000 m3 de agua para la agricultura y ganadería de Gran Canaria. Por otro lado, al contar con 200 MW de potencia instalada y 3200 MWh de capacidad de almacenamiento, resuelve una gran deficiencia que presenta la isla al igual que otros sistemas eléctricos no peninsulares. Este problema es el débil mallado en la red de transporte e instalaciones de producción de potencia de poco tamaño que provoca que los picos de demanda se cubran con energía fósil. Con la instalación de esta central se consigue por tanto, una mayor seguridad de suministro eléctrico para responder a picos de demanda o situaciones de falta de generación eléctrica, y también se consigue una mayor sostenibilidad del sistema eléctrico de la isla, para que adopte una transición energética como la planteada en el PNIEC a nivel nacional. De esta manera se logrará que más de la mitad de la energía en Gran Canaria sea renovable para el 2026. Estos son los motivos por los que REE se ha hecho cargo del proyecto. Figura 47. Depósito inferior de la Central Salto de Chira. Fuente: [44] En casos de ampliación de la potencia instalada de centrales de bombeo ya existentes, destaca Aguayo II propiedad de Repsol, que aumentará en 993,72 MW en turbinación y alcanzará 1243,76 MW en bombeo gracias a sus cuatro grupos de turbinas Francis. Aguayo II contará con una inversión de unos 600 millones de euros y llegará a producir 2000 GWh de energía al año. La Muela III, que gracias a la incorporación de otros cuatro grupos de turbinas Francis el complejo Cortes-La Muela contará con 2336 MW. La duración del proyecto se estima en seis años. En septiembre de 2022 estaba en fase de consultas previas. Jose María de Oriol II propiedad de Iberdrola, que ampliará en 440 MW gracias a dos turbinas Francis. Este proyecto se somete a información pública en el BOE el 9 de diciembre de 2022. En el mundo se está apostando fuertemente por esta tecnología al ser clave para garantizar la seguridad del suministro y el complemento ideal para integrar las energías renovables variables, como la eólica Centrales reversibles 48 y solar, a la red eléctrica. Las centrales reversibles cuentan en la actualidad con más de 160 GW de potencia instalada, siendo China líder en esta clasificación con 104 GW seguida de Estados Unidos con 53 GW de potencia instalada [23]. Figura 48. Potencia instalada de centrales reversibles a nivel mundial. Fuente: [21] Es importante mencionar que los proyectos de ampliación de la potencia instalada en las centrales de bombeo ya existentes pueden no llevar asociados un aumento del depósito superior, por lo que la potencia sería mayor pero la energía almacenada sería la misma. Esto se puede justificar poniendo como ejemplo la central de La Muela que cuenta con 24 GWh de almacenamiento energético, ya que al realizar la ampliación de la potencia instalada hasta los 2,336 GW en turbinación, tardaría diez horas en vaciar el depósito superior. Pero esto no supondría ningún problema, ya que como se ha visto anteriormente en el primer capítulo, el tramo horario de demanda pico no suele durar más de una hora. Por este motivo las centrales reversibles tienen mucho margen de ampliación de su potencia instalada. 49 6 HIBRIDACIÓN os sistemas de energía eléctrica mediante hibridación están formados a partir de dos o más tecnologías de generación eléctrica renovable, que operan conjuntamente compartiendo un mismo punto de acceso y conexión a la red eléctrica. Esta idea de combinar distintas fuentes de generación renovable surge de la necesidad de contar con un suministro eléctrico más seguro. Como se vio en el primer capítulo, la gran desventaja que poseen fuentes de energía renovable como la eólica y fotovoltaica es su nula flexibilidad, debido a la imposibilidad de control de la potencia generada, puesto que esta misma depende de factores tan variables como el viento y la luz solar. De este modo, el objetivo de la hibridación de tecnologías renovables busca garantizar la potencia generada en lugar de aumentar la ya existente, de manera que si una de las fuentes renovables falla en la planta de producción de potencia, la otra pueda proporcionar cobertura a la red. Debido al auge de las tecnologías renovables como se aprecia en la Figura 49 del MITECO, y el objetivo de descarbonización del sistema eléctrico para el año 2050, resulta interesante hibridar las tecnologías renovables para poder garantizar un suministro más estable de la red eléctrica. Figura 49. Capacidad instalada en MW de energías renovables en España. Fuente: [20] 6.1 Modelos de hibridación renovable Los sistemas de hibridación más comunes combinan la energía eólica, fotovoltaica e hidráulica ya que son las fuentes de generación renovables más extendidas, compatibles y fiables del mercado. L 50 Hibridación 6.1.1 Eólica con fotovoltaica Pese a que ambas tecnologías se basan en recursos renovables no gestionables, sus perfiles de generación se complementan tanto a escala horaria como a escala mensual. Este tipo de hibridación es el más extendido en la actualidad. Al combinar módulos fotovoltaicos y molinos de viento, se consigue una mayor seguridad del suministro eléctrico. Esto es debido a que, ante un anticiclón, el cielo se encuentra despejado y los vientos suelen ser bajos, de esta manera existe recurso solar pero no eólico, y cuando se presenta una borrasca, los vientos soplan más fuerte y el cielo esta nublado, por lo que existe recurso eólico pero no solar. Por ello, ante la presencia de cualquiera de estas dos situaciones meteorológicas, el suministro eléctrico es más fiable cualquier día del año. 6.1.2 Hidráulica con eólica Se combinan los aerogeneradores que aprovechan la energía cinética del viento, con las centrales hidroeléctricas que aportan mayor fiabilidad de suministro. Como se observa la figura 52, la generación eólica se ajusta bien a la curva de demanda, por lo que al complementar esta tecnología con centrales hidroeléctricas, sobre todo centrales reversibles, esta energía producida en los aerogeneradores se puede almacenar y utilizar cuando se requiera para ajustarse mejor a la curva de demanda. Un aspecto positivo de este tipo de hibridación es que el viento normalmente se encuentra presente durante todo el día (aunque no con la misma intensidad), por lo que el periodo de almacenamiento por bombeo gracias a la energía eólica, se puede realizar tanto de día como de noche. Figura 52. Perfil de generación diario. Abril 2023. Fuente: REE [63] Figura 51. Perfiles de generación diaria. Fuente: APPA renovables [62] Figura 50. Perfiles de generación anual. Fuente: APPA renovables [62] [Cite el origen aquí.] Hibridación 51 6.1.3 Hidráulica con fotovoltaica La generación de energía mediante módulos fotovoltaicos solo se produce durante las horas de sol, dependiendo de la estación del año este rango de horas de producción será mayor o menor. Por tanto, resulta conveniente hibridar la tecnología fotovoltaica con la hidráulica reversible, para que esta energía fotovoltaica producida durante el día se pueda almacenar en las centrales reversibles y por ello, aprovechar esta energía almacenada en el tramo de horas pico o cuando sea necesario. Esto se puede apreciar en la figura 53, en la que se representa la energía producida del 7 de marzo de 2023, aunque podría ser de cualquier día. Figura 53. Perfil de generación diario 7 de marzo de 2023. Fuente: [64] En la actualidad, se pueden encontrar diversos proyectos en todos los continentes, que implantan esta tecnología híbrida fotovoltaica-hidráulica. Ejemplo de ello lo tenemos en Asia, concretamente en suroeste de China en la provincia de Sichuan, con el proyecto de la central hidrosolar más grande del mundo. En ella se agruparía la central fotovoltaica de Kela y la central hidroeléctrica reversible de Lianghekou, en el río Yalong. La idea de China es crear una combinación entre estas dos centrales, que inyecte energía a la red eléctrica nacional pero el sobrante de energía se utilice para bombear el agua a la presa. De esta forma se aprovecharán al máximo ambos métodos de generación renovable. La central fotovoltaica de Kela tendría una potencia instalada de 1000 MW mientras que la central reversible de Lianghekou, que se encuentra actualmente en funcionamiento, cuenta con una potencia de 3000 MW [27]. Figura 54. Central hidroeléctrica reversible de Lianghekou. Fuente: [45] 58 Diseño y cálculo de la central híbrida Tabla 7. Datos técnicos eléctricos de la Central de Guillena. Alternador-motor Excitatriz Motor asíncrono trifásico Potencia 87500 kVA 235 kW 4000 CV Cosφ 0,8 en alternador 0,7 1 en motor Tensión 13800 V ±7,5% 235 V 13800 V Intensidad 3660 A 1000 A 185 A Velocidad 375/540 r.p.m. 375/540 r.p.m. 424 r.p.m. Frecuencia 50 Hz 50 Hz Excitación 225 V Independiente 1950 V 840 A 915 A Fuente: Elaboración propia Figura 63. Datos técnicos del Alternador-motor. Fuente: Ramón Abella Monserrat Esta energía generada a 13,8 kV se eleva hasta 220 kV en los transformadores. Figura 64. Transformador de Guillena. Fuente: Propia Figura 62. Datos técnicos de la Excitatriz. Fuente: Ramón Abella Monserrat Diseño y cálculo de la central híbrida 59 7.3 Funcionamiento del sistema de generación híbrido fotovoltaico La instalación fotovoltaica estará situada en las proximidades de la subestación de la central de Guillena, en la finca “Lanos de Medina”. Sin embargo, hay que tener en cuenta el funcionamiento de la Central de bombeo antes de decidir los MW fotovoltaicos de la instalación y las hectáreas de superficie que ocupa. Para determinar el horario de bombeo y turbinación de la central reversible (puesto que sus horas de funcionamiento reales son desconocidas), se hace un estudio de las horas de funcionamiento de las centrales hidroeléctricas en los distintos meses del año (gracias a las gráficas de generación hidroeléctrica de Red Eléctrica Española). De esta forma se obtiene un funcionamiento aproximado de la central de bombeo. Como se observa en las figuras 65 (invierno) y 66 (verano), las centrales de bombeo producen energía principalmente durante cuatro horas, las llamadas horas pico. Durante el invierno, las horas pico se sitúan entre las 19:00 y las 23:00, mientras que en verano desde las 21:00 hasta las 01:00. Figura 66. Producción en MW de centrales hidroeléctricas en verano. Fuente: REE Figura 65. Producción en MW de centrales hidroeléctricas en invierno. Fuente: REE Figura 67. Precio de la electricidad diario en invierno. Fuente: OMIE Figura 68. Precio de la electricidad diario en verano. Fuente: OMIE En las figuras 67 y 68 queda reflejado el precio de la electricidad para el mismo día de invierno y verano. Por tanto, independientemente de la estación del año en la que se encuentre la central de bombeo, turbinará el agua durante cuatro horas. Además, estas cuatro horas de generación hidráulica no coincidirán con la producción fotovoltaica. Esto es debido a que en invierno deja de producirse energía fotovoltaica a las 19:00 y en verano deja de producirse energía fotovoltaica a las 21:00. 60 Diseño y cálculo de la central híbrida 7.4 Cálculos de la energía diaria a bombear La central de bombeo turbinará agua durante cuatro horas diariamente. Entonces, para que el depósito superior no se vacíe nunca, será necesario bombear el mismo volumen de agua que se turbina todos los días. Se procede a calcular la energía de bombeo diaria necesaria, pero antes se calcula la energía potencial que se turbina cada día y el rendimiento de las bombas. • La energía potencial almacenada en el depósito superior que da cobertura durante cuatro horas al funcionamiento de las turbinas es el siguiente: 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 =(𝑄𝑡∗𝜌)∗𝑔∗𝐻𝑡∗𝑡∗𝑛𝑡 106 Donde: Energíateórica: Energía potencial en [MWh]. Qt : Caudal que circula por la turbina en [m3/s]. ρ : Densidad del agua en [kg/m3]. g : Aceleración de la gravedad en [m/s2]. Ht : Salto de la turbina [m]. t : Tiempo de turbinado en [horas]. nt : Número de turbinas en funcionamiento. Sustituyendo los valores de los datos de la Central de bombeo de Guillena se obtiene: 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 =(34,4∗1000)∗9,8∗230∗ 4 ∗ 3 106=930,45 𝑀𝑊ℎ • El rendimiento de cada bomba es: 𝜂𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎 =𝑃𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑃𝑟𝑒𝑎𝑙 Siendo: 𝑃𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 =(𝑄𝑏∗𝜌)∗𝑔∗𝐻𝑏/106 Dónde: Pteórica: Potencia teórica de bombear el agua sin pérdidas en [MW]. Qb : Caudal que circula por la bomba en [m3/s]. Hb : Salto de la bomba [m]. Preal: Potencia real de la bomba en [MW]. Sustituyendo los valores de los datos de la Central de bombeo de Guillena se obtiene: 𝜂𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎 =(30,4∗1000)∗9,8∗232,5/106 76,2 =69,2664 76,2 =90,9 % Diseño y cálculo de la central híbrida 61 Para estar del lado de la seguridad, se harán los cálculos con rendimiento del 90,4% en vez de 90,9%. Con el rendimiento de las bombas y la energía potencial del depósito superior, se obtiene la energía que deben proporcionar las bombas al agua cada día para que el depósito superior nunca se vacíe: 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑏𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜 =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 𝜂𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎 Sustituyendo los valores de Energía teórica y rendimiento hallados anteriormente se obtiene: 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑏𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜 =930,45 𝑀𝑊ℎ 0,904 =1029,26 𝑀𝑊ℎ Por tanto, la central de bombeo demandará 1029,26 MWh de energía cada día para elevar el agua al depósito superior y poder turbinarla en las horas punta. 7.5 Elección de la potencia fotovoltaica a instalar Como la central de bombeo demanda 1029,26 MWh de energía cada día, entonces si funcionaran los tres grupos de bombas a la vez (de potencia 76,2 MW cada uno), la central de bombeo tardaría 4,5 horas en ascender el agua al depósito superior. De actuar con esta configuración al utilizar los tres grupos de bombas durante 4,5 horas, no se estaría aprovechando la mayoría del recurso solar, ya que esto implicaría que en verano se desaprovechase mucho la irradiación solar. Esto es debido a que meses como Julio, poseen 7,3 HSP de media [30] al tener más de diez horas de luz solar en la localidad de Guillena. En la figura 69 se comprueba como la irradiación global de un día de julio en la localidad de Guillena tiene valores superiores a los 600 Wh/m2 durante más de 4,5 horas. Figura 69. Datos de la irradiación global directa en la localidad de Guillena. Fuente: [29] El objetivo de la instalación fotovoltaica es emplear íntegramente el recurso solar en bombear el agua al depósito superior, no utilizar parte de la energía fotovoltaica en bombear el agua y verter los excedentes de energía a la red eléctrica. El motivo de aprovechar al máximo el recurso solar para no 62 Diseño y cálculo de la central híbrida verter los excedentes de energía a la red eléctrica es, que como se ha visto en anteriores capítulos, se está produciendo una “burbuja” de instalaciones fotovoltaicas de producción de potencia en España, el MITECO cuando elaboró el PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) el 20 de enero de 2020, preveía para el año 2025 una potencia instalada fotovoltaica en España de 21,713 GW (como se puede comprobar en la Tabla 5) y según REE en el año 2022 ya había en España 20 GW de potencia fotovoltaica instalada (como se puede comprobar en la figura 22). Por este motivo, decir que los excedentes de energía fotovoltaica generados en la instalación se podrían verter a la red en los próximos años sería un poco ingenuo, ya que cada vez hay más potencia instalada fotovoltaica en España y según el PNIEC para el año 2030 se prevén 39,181 GW fotovoltaicos instalados (siendo actualmente los picos de demanda de la red eléctrica del orden de 35 GW). Además, el objetivo de este proyecto es almacenar precisamente la energía fotovoltaica para después verterla en las horas pico, no elaborar una planta de producción de potencia fotovoltaica que vierta la energía directamente a la red eléctrica. Por tanto, con motivo de aprovechar más el recurso solar, se emplearán cada día dos bombas para elevar el agua hasta el depósito superior, de esta manera el tiempo de los grupos hidráulicos actuando como bomba será más prolongado en el tiempo y se podrán aprovechar más las horas de sol. Además, al no utilizar una de las tres bombas, se podrán relevar entre ellas cada día, con ello se consigue también aumentar la vida útil de los grupos hidráulicos al no someterlos a bombeo y turbinado cada día, dejándoles una vez cada tres días sin bombear agua. La configuración de usar únicamente un grupo hidráulico para bombear agua no se va a utilizar porque esto implicaría que se tardasen 13,5 horas cada día para almacenar el volumen de agua que se turbina diariamente. Esta cantidad de horas de bombeo sería tan grande que a pesar de aprovechar al máximo la irradiación solar de todos los días del año, sería necesario complementar a la potencia generada fotovoltaica, la potencia absorbida de la red eléctrica en tramos horarios que ya no son de demanda valle, por lo que el precio de la electricidad en esos tramos encarecería el proceso y dejaría de ser viable esta configuración. De esta manera, si la central de bombeo demanda 1029,26 MWh de energía cada día y empleamos dos grupos hidráulicos (de potencia 76,2 MW cada uno) para bombear agua, entonces la central de bombeo tardaría 6,75 horas en elevar el agua al depósito superior. Este intervalo de tiempo no es tan extenso como en el caso anteriormente descartado de usar un único grupo de bombeo, por lo que las 6,75 horas de bombeo estarían dentro de las horas valle en la curva de demanda tanto en invierno como en verano. Por tanto el precio de la electricidad que complementa a la potencia fotovoltaica para alcanzar los 76,2 MW en cada bomba, estaría siempre dentro de las horas valle y su precio sería reducido. A la vista de la figura 65 (invierno) y la figura 66 (verano), el periodo de bombeo podría estar comprendido entre las 10:00 y 17:00. Periodo con máxima producción fotovoltaica y con precio valle para complementar el bombeo. Por tanto, con una potencia fotovoltaica instalada de 152,4 MWp (la potencia de dos bombas), se podría bombear agua durante 6,75 horas todos los días, existiendo tramos horarios donde casi se bombea con energía fotovoltaica exclusivamente. 7.6 Superficie de terreno necesaria para la instalación fotovoltaica Conociendo la potencia fotovoltaica a instalar (152,4 MWp), se procede a calcular mediante un algoritmo la extensión de terreno que es necesaria adquirir para instalar los módulos fotovoltaicos. No obstante, como el espacio que ocupan los módulos es distinto según la inclinación de los mismos (para evitar sombras), se calcula antes la orientación e inclinación óptima que deben tener los módulos fotovoltaicos para de esta manera, hallar el terreno que ocupa su instalación. Diseño y cálculo de la central híbrida 63 7.6.1 Orientación óptima de los módulos fotovoltaicos El generador fotovoltaico se debe situar de manera que reciba la máxima cantidad de energía solar posible. Esta orientación se define mediante coordenadas angulares, parecidas a las empleadas para definir la posición del sol: • Ángulo de acimut (α): es el ángulo que forma la proyección sobre el plano horizontal de la perpendicular a la superficie del generador y la dirección sur. Si coincide con la orientación sur su valor es 0º, hacia el oeste su valor es positivo alcanzando un valor máximo de +90º, hacia el este va tomando valores negativos hasta un máximo de -90º. Figura 70. Ángulos de orientación del panel fotovoltaico. Fuente: [9] • Ángulo de inclinación (β): es el ángulo que forma la superficie del panel fotovoltaico con el plano horizontal. Toma el valor de 0º si el panel se coloca horizontal y 90º si se coloca vertical. La orientación óptima dependerá por tanto del acimut (α) que depende a su vez del hemisferio en el que esté situado el panel solar, y la orientación también dependerá del ángulo de inclinación (β) que es función de la latitud (φ) del lugar. Acimut óptimo: Para que una superficie reciba la mayor cantidad posible de energía, ésta debe colocarse perpendicular a la dirección de la luz solar. Esta posición óptima cambia cada instante debido a la variación de la posición del sol durante el día. Si el panel fotovoltaico se encuentra en el hemisferio norte deberá estar orientado hacia el sur mientras que si se encuentra en el hemisferio sur deberá estar orientado hacia el norte, de esta manera se consigue captar la máxima cantidad de energía. Para maximizar la energía solar captada en un panel fotovoltaico que se encuentra fijo respecto al suelo, es decir, que no dispone de seguidor solar (dispositivo mecánico capaz de orientar en todo momento el panel solar) deberá tener su superficie orientada hacia el sur con un α = 0º en el hemisferio norte, pero si el panel fotovoltaico se encuentra en el hemisferio sur deberá estar orientado hacia el norte con un α = 180º. Por tanto, como la Central de Guillena se sitúa en el hemisferio norte, su acimut óptimo será 0º, es decir, los módulos fotovoltaicos de la instalación deberán estar orientados hacia el sur. Inclinación óptima: Para determinar el ángulo de inclinación óptima (β) se usa una fórmula que depende de la latitud del lugar basada en análisis estadísticos de radiación solar anual sobre paneles situados en distintas latitudes con diferentes inclinaciones, siendo “βopt” el ángulo de inclinación óptima en grados y “|φ|” la latitud del lugar sin signo en grados: β𝑜𝑝𝑡 =3,7+0,69∗ |φ| 64 Diseño y cálculo de la central híbrida En la práctica también se usan expresiones basadas en la experiencia y observación que proporcionan el ángulo de inclinación óptima en función del periodo del año y del uso que se le va a dar al panel fotovoltaico (Tabla 8). Tabla 8. Inclinación óptima en función del periodo del año. Tipo de instalación Uso Máxima captación de energía Inclinación óptima Conectadas a la red Anual Anual βopt = φ-10 Bombeo de agua Anual Verano βopt = φ-20 Autónomas de consumo anual constante Anual Periodo de menor radiación (por ejemplo, invierno) βopt = φ+10 Fuente: [9] Como la localización de la Central de Guillena se encuentra a una latitud de 37º37’50’’N, al sustituir esta latitud en la fórmula de la inclinación óptima se obtiene: β𝑜𝑝𝑡 =3,7+0,69∗ |φ|=3,7+0,69∗ |37|=29,23º Este valor de inclinación óptima se acerca al valor aproximado que proporciona la tabla 8 para una máxima captación de energía anual, que es 27º aproximadamente. 7.6.2 Distancia mínima entre filas de paneles solares La expresión de la distancia mínima entre paneles solares proviene del IDAE (Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía) en el pliego de condiciones técnicas para instalaciones fotovoltaicas conectadas a red del 20 de julio de 2011 y se cumple para las instalaciones situadas en terrenos horizontales [34]. La distancia “d” es la medida en el plano horizontal que separa las filas de módulos entre sí, también es la distancia que separa una fila de módulos y un obstáculo de altura “h” que pueda proyectar sombras sobre el panel solar. Para hallar esta distancia mínima se emplea la siguiente fórmula, siendo “φ” la latitud del lugar en grados donde está instalado el módulo fotovoltaico: 𝑑= h tan(61º−φ) El valor arbitrario de 61º se ha tomado para garantizar al menos cuatro horas de sol en torno al mediodía del solsticio de invierno. De esta manera, la separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no deberá ser inferior al valor obtenido por la fórmula. Figura 71. Distancia mínima entre filas de módulos. Fuente: [17] Diseño y cálculo de la central híbrida 65 Se puede apreciar como la fórmula de la distancia mínima entre paneles “d” es en esencia la altura “h” multiplicada por un factor adimensional “k” que varía con la latitud. Puede visualizarse como una curva: Figura 72. Evolución del factor adimensional “k” que varía con la latitud del lugar. Fuente: Elaboración propia. Observando la gráfica de la figura 72, en el caso de la Central de Guillena, al tener una latitud de 37º, su instalación fotovoltaica deberá tener una distancia mínima entre filas de aproximadamente 2,5 veces la altura de los módulos fotovoltaicos. 7.6.3 Disponibilidad de espacio Se puede hacer una estimación de la superficie de terreno necesaria para albergar módulos fotovoltaicos que proporcionen 1 MWp. Para ello, se puede observar en la tabla 9 un listado con los módulos fotovoltaicos de las empresas líderes en el sector debido a su elevada eficiencia y garantía. En esta tabla se observa como de media un panel solar cuadrado de silicio monocristalino posee una potencia pico de 200 Wp por cada m2. Tabla 9. Ficha técnica de paneles solares más eficientes. Fabricante Modelo Eficiencia de panel Potencia del panel Tamaño (largo x ancho) SunPower MAX6-440-AC 22.8% 440W 1.872 x 1.032 mm SunPower SunPower Maxeon 3 22.7% 430W 1.690 x 1.046 mm Longi Solar Hi-MO 6 Scientist 23.2% 585W 2.278 x 1.134 mm 66 Diseño y cálculo de la central híbrida Canadian Solar HiHero C6SRH-AG 22.5% 440W 1.722 x 1.134 mm REC Solar REC Alpha Pure R 22.3% 430W 1.730 x 1.118 mm Jinko Solar Tiger NEO 22.2% 480W 1.903 x 1.134 mm FuturaSun Velvet FU 480 MVL 22.1% 480W 2.094 x 1.038 mm FuturaSun FU430M Zebra Pro 21.8% 430W 1.895 x 1.039 mm Trina Solar Vertex S + 21.8% 430W 1.762 x 1.134 mm Meyer Burger Meyer Burger Glass 385 21.5 % 385W 1.722 x 1.041 mm Meyer Burger Meyer Burger Black 395 21.5 % 395W 1.767 x 1.041 mm SunPower SPR-P6-410COM-XS 21.4% 420W 1.808 x 1.086 mm LG Neon R LG360Q1C-A5 20.8% 360W 1.700 x 1.016 mm LG LG355Q1C-A5 20.6% 355W 1.700 x 1.016 mm AUO SunForte PM096B00 20.6% 335W 1.559 x 1.046 mm SunPower MAX2-360 20.4% 360W 1.690 x 1.046 mm AUO SunForte PM096B00 20.3% 330W 1.559 x 1.046 mm Panasonic VBHN330SJ53 19.7% 330W 1.590 x 1.053 mm Fuente: Sun Fields Europe [67] De manera que, con una sencilla regla de tres, si para producir 200 Wp es necesario 1 m2 de superficie de captación, para producir 1 MWp son necesarios 5000 m2 de superficie de captación total. Esta superficie no corresponde con la superficie del terreno horizontal, sino con el área de captación total de paneles fotovoltaicos. Debido a las distintas latitudes donde se puede situar el terreno con la instalación fotovoltaica, también será distinta la separación entre filas de módulos fotovoltaicos, por consiguiente, haciendo uso de tres ecuaciones: La fórmula de la distancia mínima entre filas de paneles solares vista en el apartado anterior. 𝑑=h/tan (61º− φ) (ecuación 1) La altura “h” del panel fotovoltaico haciendo uso del Teorema de Pitágoras. ℎ=Longitud panel ∗ sen(β𝑜𝑝𝑡) (ecuación 2) Diseño y cálculo de la central híbrida 67 El valor del ángulo de inclinación “βopt” visto anteriormente. β𝑜𝑝𝑡 =3,7+0,69∗ |φ| (ecuación 3) Al unirlas en una única expresión se obtiene la distancia mínima entre las filas de los paneles solares dependiendo exclusivamente de la latitud del lugar y la longitud de panel (el “largo del panel”): 𝑑=Longitud panel ∗ sen(3,7+0,69∗ |φ|) tan(61º−|φ|) De manera que la distancia real entre dos filas de paneles solares será: la distancia mínima entre filas de los paneles solares más la proyección de la longitud del panel solar sobre el suelo. 𝐷𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙=Longitud panel ∗ sen(3,7+0,69∗ |φ|) tan(61º−|φ|) + Longitud panel ∗ cos(β𝑜𝑝𝑡) Sustituyendo la ecuación 3 en la expresión anterior se obtiene: 𝐷𝑖𝑠𝑡.𝑟𝑒𝑎=Longitud panel ∗ sen(3,7+0,69∗|φ|) tan(61º−|φ|) + Longitud panel ∗ cos(3,7+0,69∗|φ|) La superficie de terreno que genera 1 MWp (1MW) tiene, por tanto, un lado igual al sumatorio de todas las distancias reales entre las filas de los paneles solares, esto se puede reducir matemáticamente al agrupar todos los paneles como un único panel de área de captación de 5000 m2 (calculada al inicio de este apartado) y, por consiguiente, con una longitud equivalente de panel igual a √5000 m: 𝐿𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑒𝑟𝑟𝑒𝑛𝑜=√5000∗sen(3,7+0,69∗ |φ|) tan(61º−|φ|) +√5000∗cos(3,7+0,69∗|φ|) Finalmente, obtenemos el valor de “T” que indica la superficie de terreno en m2 que genera 1 MW haciendo uso de paneles fotovoltaicos, este valor se obtiene al elevar la expresión anterior al cuadrado al tratarse de un recinto rectangular: T=5000∗(sen(3,7+0,69∗ |φ|) tan(61º−|φ|) +cos(3,7+0,69∗|φ|))2 Como se observa, esta expresión depende de la latitud del lugar. Se puede graficar la curva para visualizar la evolución del m2 de terreno por cada MW fotovoltaico que varía con la latitud del lugar: 74 Diseño y cálculo de la central híbrida económicamente, porque el precio de la energía producida siempre será mayor al precio de la energía de bombeo para almacenarla. 2. Para calcular el coste del sistema de generación alternativo, se extraen de la página del OMIE (en tablas como la que aparece en el Anexo III) los precios promedios de las 10:00, 11:00, 12:00, 13:00, 14:00, 15:00 y 16:00 para cada uno de los meses del año, ya que estas son las horas donde se bombea el agua con la energía fotovoltaica, pero se necesita comprar energía de la red eléctrica para mantener constante los 152,4 MW de potencia que demandan las dos bombas. Precios promedios del OMIE para cada hora que se bombea y mes del año [€/MWh] Hora de bombeo Enero Febrero Marzo Octubre Noviembre Diciembre 10:00 100,38 154,72 125,00 180,00 140,00 180,00 11:00 86,43 139,36 90,00 150,00 125,00 175,00 12:00 77,60 130,96 86,00 130,00 120,00 160,00 13:00 72,44 124,81 85,00 125,00 118,00 155,00 14:00 69,86 120,45 86,00 120,00 120,00 130,00 15:00 66,194 118,39 86 118,00 118,00 133,00 16:00 65,02 117,18 75,00 117,00 119,00 150,00 Hora de bombeo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre 10:00 115,00 90,00 205,00 210,00 230,00 260,00 11:00 70,00 80,00 196,00 205,00 210,00 210,00 12:00 60,00 75,00 195,00 208,00 200,00 200,00 13:00 55,00 76,00 192,00 208,00 200,00 195,00 14:00 50,00 70,00 185,00 208,00 210,00 190,00 15:00 45,00 60,00 180,00 207,00 190,00 180,00 16:00 30,00 55,00 173,00 200,00 185,00 178,00 Tabla 13. Precios promedios del OMIE para cada hora que se bombea y mes del año. Fuente: Elaboración propia con datos del OMIE. La energía que se compra de la red eléctrica en cada hora durante el rango de horas de bombeo, será por tanto, la diferencia entre los 152,4 MW que demandan las bombas y la energía fotovoltaica producida en cada hora (esta energía fotovoltaica producida en cada hora se puede observar en la tabla 10). La energía adquirida de la red eléctrica en el rango de horas de bombeo es la siguiente: Energía bombeada de la red eléctrica [MWh] Hora de bombeo Enero Febrero Marzo Octubre Noviembre Diciembre 10:00 92,73 79,11 72,37 83,36 90,88 102,05 11:00 79,97 65,79 59,39 71,11 78,39 90,70 12:00 75,56 61,04 54,88 66,58 73,89 86,43 13:00 79,97 65,79 59,39 71,11 78,39 90,70 14:00 92,73 79,11 72,37 83,36 90,88 102,05 15:00 111,22 99,12 91,82 101,72 109,36 118,87 16:00 99,10 91,34 85,48 91,64 97,57 103,29 Diseño y cálculo de la central híbrida 75 Hora de bombeo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre 10:00 67,07 66,39 61,37 59,75 60,00 69,72 11:00 54,85 55,08 50,07 48,07 47,59 57,09 12:00 50,57 51,13 46,14 44,01 43,27 52,65 13:00 54,85 55,08 50,07 48,07 47,59 57,09 14:00 67,07 66,39 61,37 59,75 60,00 69,72 15:00 85,57 83,42 78,68 77,61 78,93 88,71 16:00 80,14 77,61 74,47 74,16 76,00 82,88 Tabla 14. Promedio diario de energía bombeada de la red eléctrica por horas de cada mes en MWh. Fuente: Elaboración propia. Por tanto, se obtiene el precio promedio de cada hora del mes que paga la central reversible, para bombear agua con la energía de la red eléctrica en el rango de producción fotovoltaica: Precio pagado promedio para cada hora [€] Hora de bombeo Enero Febrero Marzo Octubre Noviembre Diciembre 10:00 9.308,33 € 12.239,34 € 9.046,51 € 15.004,19 € 12.723,81 € 18.368,39 € 11:00 6.911,34 € 9.167,94 € 5.345,35 € 10.667,12 € 9.798,94 € 15.872,87 € 12:00 5.862,89 € 7.993,46 € 4.719,43 € 8.655,86 € 8.867,23 € 13.829,52 € 13:00 5.792,55 € 8.210,52 € 5.048,39 € 8.889,27 € 9.250,20 € 14.058,82 € 14:00 6.477,96 € 9.528,56 € 6.224,00 € 10.002,80 € 10.906,13 € 13.266,06 € 15:00 7.362,12 € 11.734,11 € 7.896,14 € 12.003,21 € 12.904,48 € 15.809,79 € 16:00 6.443,79 € 10.702,91 € 6.411,10 € 10.721,76 € 11.611,05 € 15.494,13 € Hora de bombeo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre 10:00 7.713,09 € 5.975,43 € 12.580,54 € 12.546,80 € 13.799,39 € 18.126,64 € 11:00 3.839,35 € 4.406,04 € 9.814,36 € 9.855,22 € 9.994,69 € 11.988,32 € 12:00 3.034,05 € 3.834,40 € 8.997,69 € 9.154,84 € 8.653,84 € 10.530,65 € 13:00 3.016,64 € 4.185,74 € 9.614,07 € 9.999,44 € 9.518,75 € 11.132,01 € 14:00 3.353,52 € 4.647,55 € 11.353,17 € 12.427,31 € 12.599,45 € 13.246,39 € 15:00 3.850,65 € 5.005,43 € 14.162,92 € 16.066,25 € 14.997,20 € 15.967,82 € 16:00 2.404,34 € 4.268,75 € 12.882,74 € 14.832,75 € 14.059,55 € 14.753,01 € Tabla 15. Precio pagado promedio para cada hora en €. Fuente: Elaboración propia. Finalmente, se obtiene el coste del sistema de generación alternativo anual: Mes Cantidad de energía promedio pagada al día [€] Número de días del mes Cantiad de energía promedio pagada al mes [€] Enero 48.158,98 € 31 1.492.928,42 € Febrero 69.576,82 € 28 1.948.151,06 € Marzo 44.690,93 € 31 1.385.418,97 € Abril 27.211,62 € 30 816.348,63 € Mayo 32.323,34 € 31 1.002.023,61 € 76 Diseño y cálculo de la central híbrida Junio 79.405,49 € 30 2.382.164,79 € Julio 84.882,62 € 31 2.631.361,10 € Agosto 83.622,87 € 31 2.592.308,84 € Septiembre 95.744,85 € 30 2.872.345,49 € Octubre 75.944,22 € 31 2.354.270,68 € Noviembre 76.061,83 € 30 2.281.854,99 € Diciembre 106.699,58 € 31 3.307.686,87 € Coste operación alternativo anual [€] 25.066.863,45 € Tabla 16. Coste de operación diario, mensual y anual del sistema alternativo. Fuente: Elaboración propia. Por tanto, los ahorros anuales tras incorporar la instalación fotovoltaica serían: 𝐹𝐶𝑖=33.811.191,00 € −(25.066.863,45 € + 609.600 € )=8.134.727,55 € Es decir, incorporar una instalación fotovoltaica para bombear el agua al depósito superior de la central reversible, provocaría que los gastos de operación se redujesen un 24 % anualmente. Con todos los datos calculados, se procede a determinar el incremento del VAN del sistema híbrido: 𝑉𝐴𝑁=−𝐼+∑ 𝐹𝐶𝑖 (1+𝑟)𝑖 25 𝑖=1 Donde: VAN: Valor actualizado neto en [€]. r : Tasa de descuento de valor 3 %. I: Inversión de acometer el proyecto incluyendo coeficiente de seguridad [€]. 𝐹𝐶𝑖: Flujo de caja en el año “i” [€]. Sustituyendo los valores de los datos anteriormente calculados se obtiene: 𝑉𝐴𝑁=−(Módulos FV+Inversores)∗1,2+∑8.134.727,55 1,03𝑖 25 𝑖=1 → 𝑉𝐴𝑁=−(32.415.480+5.422.061,84)∗1,2+141.651.212,19→ 𝑉𝐴𝑁=96.246.161,98 € Al ser el valor actualizado neto positivo, el proyecto de hibridación de la central reversible con una planta fotovoltaica es rentable. Además, tras finalizar la vida útil del mismo, se puede volver a repetir el proyecto de hibridación indefinidamente. El proyecto cuenta además con un pay-back de 5,58 años, por lo que se recupera la inversión rápidamente, en menos de 6 años. En un proyecto donde el precio de la energía en el futuro es Diseño y cálculo de la central híbrida 77 impredecible, recuperar la inversión en menos de 6 años otorga gran confianza para acometer la inversión. El TIR (Tasa Interna de Retorno) del proyecto es 17,6 %, por lo que al ser mayor que la tasa de descuento (de valor 3 %), es una inversión muy rentable. Cabe destacar que estos cálculos están hechos con precios de la energía del periodo junio 2022 - mayo 2023, estos precios resultan elevados y se consideran parecidos en todos los años de la vida útil del proyecto. Pero lo importante es que, a pesar de hacer los cálculos con precios de energía eléctrica mucho más altos que en los años anteriores a 2020, el análisis económico ha demostrado que resulta rentable el uso de energía fotovoltaica para bombear agua en la central reversible ya que abarata los costes de bombear agua en la central. Entonces, en años donde los precios de la energía sean menores, el proyecto será aún más rentable al no tener que pagar tanto por la energía eléctrica de la red que complementa a la fotovoltaica para bombear agua. De hecho, para estas condiciones de operación del sistema híbrido, en las que solo se almacena energía fotovoltaica ya que el resto no se vierte a la red, el incremento del VAN máximo se alcanzaría con una potencia fotovoltaica instalada de 378,04 MWp (casi el doble de la potencia de la Central de Guillena). Utilizar toda esta potencia fotovoltaica instalada haría que la energía absorbida de la red eléctrica para complementar a la fotovoltaica en el periodo de bombeo fuese casi inexistente, pero se desaprovecharía muchísimo recurso solar al tener mucha energía excedente generada sin utilizar. No obstante, esta potencia instalada de casi 380 MWp, también sería la potencia óptima a instalar si el precio promedio de bombeo del sistema convencional cayese a 50 €/MWh y los precios de energía en el sistema alternativo (en el periodo de bombeo con recurso solar) se mantuviesen igual a los del año 2022, donde eran muy elevados. En el Anexo IV aparecen capturas de la modelización del sistema híbrido donde se ha alcanzado el punto óptimo al modificar los parámetros. Si en un futuro el mercado cambia y para la empresa pasa a ser prioritaria la evacuación a la red eléctrica de la energía fotovoltaica producida, aumentaría la rentabilidad del proyecto de hibridación al aprovechar los excedentes de la energía fotovoltaica. Si se decidiese aumentar la potencia instalada de la planta fotovoltaica, como cuenta con el factor favorable de la cercanía a la subestación, el precio de la inversión (en elementos como la línea de evacuación) sería reducido. Finalmente, al contar con la planta fotovoltaica para bombear agua, la central reversible podrá disponer de otro rango horario de bombeo, a parte de las horas clásicas de madrugada a las que suele bombear. De esta manera, se puede sacar mayor rentabilidad a la central reversible. En definitiva, gracias a la instalación fotovoltaica, la central reversible podrá bombear agua cualquier día del año (excepto en días con muchas nubes), incluso aquellos días que cuenten con un precio de la energía parecido y elevado para las veinticuatro horas del día. De esta manera, esos días, la central reversible en vez de bombear agua en las horas de madrugada, podrá hacerlo en las horas de luz solar. Esta forma de hibridar la central reversible no solo permitirá almacenar la energía fotovoltaica en forma de energía potencial, sino que además será rentable para la central reversible al reducir costes en el bombeo, lo que le permitirá disminuir el LCOE de la misma en cualquiera de los escenarios de precios futuros. 78 Diseño y cálculo de la central híbrida 79 CONCLUSIÓN La energía eléctrica generada mediante centrales reversibles es, en la actualidad, la mejor opción para producir energía eléctrica a gran escala. Es limpia y renovable, por lo que no es perjudicial para el medio ambiente. Además, es en la actualidad, el único sistema que permite almacenar grandes cantidades de energía. Este tipo de centrales, siempre serán rentables económicamente al poder bombear el agua al depósito superior en horas con precio valle y generar la energía en los tramos horarios de mayor precio. La energía fotovoltaica es un sistema de producción de potencia renovable, que posee un bajo OPEX por lo que su precio de generación no está condicionado a valores volátiles como los combustibles fósiles que emplean otros tipos de plantas generadoras. Sin embargo, su gran inconveniente es la nula flexibilidad. Al unir estas dos tecnologías generadoras (hidráulica y fotovoltaica), se consigue resolver el principal problema de las energías renovables, esto es, su almacenamiento energético en grandes cantidades. Además, al ser dos tecnologías renovables, el proyecto de hibridación se alinea con la Agenda 2030 y los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la ONU. El presente proyecto se ha basado en un estudio cuidadoso de las condiciones de explotación de la Central de Guillena, con numerosas visitas al terreno, y haciendo acopio de tablas de datos. Se considera la dificultad que tendría la planta fotovoltaica híbrida en verter la energía excedente a la red eléctrica en los próximos años, dado el auge de nuevas instalaciones de plantas fotovoltaicas en España en los últimos años, que están llevando a que la potencia fotovoltaica instalada en el país sea muy próxima a la potencia pico máxima de la curva de demanda. Aún en estas condiciones, sin verter nada de energía fotovoltaica a la red porque solo se destina a su almacenamiento como energía potencial, el proyecto de hibridación es rentable al reducir los costes de operación de la central de bombeo. Con esto se consigue reducir el LCOE de la central. 81 REFERENCIAS [1] Laguna Ruz, R. Mª. (2015). Diseño de turbina Kaplan mediante Dinámica de Fluidos Computacional. Proyecto fin de carrera, Universidad de Sevilla. [2] Núñez Pérez, A. L. (2017). Diseño de una Central Híbrida Eólico-hidráulica tomando como base la Central de Guillena. Trabajo fin de máster, Universidad de Sevilla. [3] Martín-Sanz Manquillo, C. (2021). Diseño de instalación fotovoltaica de autoconsumo para un edificio industrial. Trabajo fin de máster, Universidad Pontificia de Comillas. [4] Red Eléctrica Española (2019). Demanda eléctrica y actividad económica: ¿Cambio de paradigma? [5] Gómez Camacho, C. (2003). Some Consequences from the Thermodynamics of the Synthesis of Solar Fuels. Solar Energy vol. 75, nº 2, 2003. [6] Gómez Camacho, C. (2023). Apuntes de Análisis termodinámico de procesos industriales. Escuela Técnica Superior de Ingeniería. Universidad de Sevilla. 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