Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC

+Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Máster Titulación: Máster Universitario en Sistemas de Energía Eléctrica Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Autor: Hermenegildo Cazalla Colmenero Tutores: Catalina Gómez Quiles y Jesús Manuel Riquelme Santos Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 2 Trabajo Fin de Máster Titulación: Máster Universitario en Sistemas de Energía Eléctrica Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Autor: Hermenegildo Cazalla Colmenero Tutores: Catalina Gómez Quiles Jesús Manuel Riquelme Santos Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Trabajo Fin de Máster: Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Autor: Hermenegildo Cazalla Colmenero Tutores: Catalina Gómez Quiles Jesús Manuel Riquelme Santos El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2020 El Secretario del Tribunal 4 Resumen En este trabajo se analizan unos escenarios futuros en los que se determina la oferta de compra y venta de energía eléctrica de Francia y Gran Bretaña. Para estos países se van a estudiar diferentes casos de interconexión entre ellos, en los que entra en juego un parque offshore que puede estar conectado a uno de los dos países anteriores o a ambos. A partir de un software que simula el mercado eléctrico se obtienen los resultados de casación promedio mensual de estos países. Estos resultados se utilizan para realizar comparaciones entre los escenarios y estudiar la viabilidad de cada uno de ellos. Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Abstract This work analyzes future scenarios in which the offer to buy and sell electric power in France and Great Britain is determined. For these countries, different interconnection cases are studied, in which an offshore wind farm comes into play, being connected to one of the two previous countries, or to both of them. The monthly average matching results for these countries are obtained from a software which simulates the electricity market. These results are used to make comparisons between the different scenarios and to study their feasibility. 6 Contenido Resumen 4 Abstract 5 1. Introducción 8 Contexto Energético Actual 8 1.1.1 Acuerdo de París 2015 8 1.1.2 Objetivos a largo plazo de la UE 9 1.1.3 Energías renovables 11 1.1.4 Diseño del Mercado Eléctrico 16 1.1.5 Interconexiones 19 1.2 Procedimiento 22 2. Metodología 25 2.1 Escenarios de 2040 propuestos por ENTSOE 26 2.1.1 Descripción de Escenarios 27 2.1.2 Determinación del precio de combustible y carbono 30 2.1.3 Demanda de electricidad 30 2.2 Datos obtenidos de ENTSOE 31 2.2.1 Precios de los combustibles en 2040 propuestos por ENTSOE 31 2.2.2 Demanda de energía propuesta por ENTSOE en 2040 32 2.2.3 Potencia instalada por tecnología en 2040 propuesta por ENTSOE. 33 2.3 Software del algortimo de casación simple 35 2.3.1 Fichero ATC 36 2.3.2 Fichero COMPRA 37 2.3.3 Fichero VENTA 38 2.4 Generación y potencia instalada en Francia y Gran Bretaña en 2018 39 2.4.1 Generación horaria real en Francia y Gran Bretaña en 2018 39 2.4.2 Potencias instaladas en 2018 40 2.5 Obtención de los datos que se introducen en el software de casación 42 2.5.1 Fichero COMPRA 42 2.5.2 Fichero VENTA 43 2.6 Estudios de rentabilidad 45 2.6.1 Bienestar social/Welfare 46 2.6.2 Rentabilidada de la inversion del parque offshore 47 2.6.3 Rentabilidad de la inversion del parquet offshore y las líneas de conexión HVDC con Francia y Gran Bretaña. 48 3. Resultados obtenidos 50 3.1 Comparación entre países de la energía total de compra, venta y de exportación para un mismo escenario 50 3.1.1 CASO OFFSHORE 50 3.1.2 CASO: SINOFFSHORE 54 3.1.3 CASO OFFSHORE – 1 54 3.1.4 CASO OFFSHORE – 2 55 3.2 Comparación entre los casos de la energía total de compra, venta y de exportación para un mismo escenario. 56 3.2.1 ESCENARIO DG 56 3.3 Comparación del Bienestar Social (Welfare). 58 3.3.1 OFFSHORE 58 Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 3.3.2 BENEFICIO DE TENER HVDC Y EL PARQUE OFFSHORE 59 3.4 Rentabilidad del parque offshore desde el punto de vista del inversor 60 3.5 Rentabilidad del parque offshore y líneas HVDC desde el punto de vista del inversor 63 4. Conclusiones 67 4.1 Líneas de Actuación futura y mejora. 68 5. REFERENCIAS 69 6. ANEXO 71 6.1 Fichas resumen exportadas por el software 71 6.1.1 Caso 1 – Offshore 71 6.1.2 Caso 2 – Offshore – 1 72 6.1.3 Caso 3 – Offshore – 2 74 6.1.4 Caso base – Sin Offshore 75 6.2 Comparación entre países de la energía total de compra, venta y de exportación para un mismo escenario 77 6.2.1 CASO OFFSHORE 77 6.2.2 CASO: SINOFFSHORE 79 6.2.3 CASO: OFFSHORE - 1 83 6.3 Comparación entre los casos de la energía total de compra, venta y de exportación para un mismo escenario. 87 6.3.1 ESCENARIO DG 87 6.3.2 ESCENARIO GCA 90 6.3.3 ESCENARIO ST 94 6.4 Comparación del bienestar 98 6.4.1 SINOFFSHORE 98 6.4.2 OFFSHORE – 1 99 6.4.3 OFFSHORE – 2 99 6.5 Rentabilidad del Parque Offshore 99 6.5.1 Beneficio Caso Offshore 99 6.5.2 Beneficio Caso Offshore – 1 101 6.5.3 Beneficio Caso Offshore – 2 103 6.5.4 Años de amortización del Parque Offshore en el caso Offshore 105 6.5.5 Años de amortización del Parque Offshore en el caso Offshore - 1 108 6.5.6 Años de amortización del Parque Offshore en el caso Offshore – 2 111 6.6 Rentabilidad de la inversion del parque offshore y línea HVDC 114 6.6.1 Beneficios desde el punto de vista del inversor 114 6.6.2 Años en amortizarse, TIR y VAN 114 8 1. INTRODUCCIÓN En este trabajo se pretende estudiar la viabilidad futura de unas interconexiones entre Francia y Gran Bretaña. Antes de ello, es necesario conocer ciertos aspectos, los cuales van a ser tratados en esta introducción. En primer lugar, es preciso situarse en el contexto energético actual, mediante el cual nos damos cuenta de la necesidad de una mejora en las energías renovables y en las interconexiones entre países. Esto es conocido a través del Acuerdo de París 2015 en el que se desarrolla una seríe de puntos a cumplir. Para ello, la Unión Europea ha desarrollado unos objetivos a largo plazo, que se han tenido en cuenta para realizar este trabajo. En segundo lugar, dentro de estos objetivos mencionados anteriormente, se encuentran las energías renovables y el diseño del mercado eléctrico (mercado eléctrico e interconexiones), bases importantes en la interconexión eléctrica de estudio en este Trabajo Fin de Máster. Para finalizar con esta introducción, se va a realizar un breve resumen del procedimiento llevado a cabo para realizar el estudio de viabilidad de la interconexión entre Francia y Gran Bretaña. Contexto Energético Actual 1.1.1 Acuerdo de París 2015 El Acuerdo de París es un convenio en el que se establecen una serie de medidas para reducir las emisiones de Gases del Efecto Invernadero. Este acuerdo nace el día 12 de diciembre y es negociado durante la XXI conferencia de París sobre el Cambio Climático (COP21) por los 195 países miembros. La línea de interconexión entre Francia y Gran Bretaña, estudio en el que se basa este Trabajo Fin de Máster, es una de las medidas posibles que se pueden realizar para contribuir con los objetivos a largo plazo establecidos por la Unión Europea. El Acuerdo de París es el punto principal e inicial de estos objetivos a largo plazo. Por tanto, esta introducción se inicia con una breve explicación de lo que trata el Acuerdo de París. El objetivo primordial del Acuerdo de París es el de reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Para conseguir este objetivo, los gobiernos desarrollaron los siguientes pactos indicados en el Artículo 2 del Acuerdo de París: • Objetivo a largo plazo de evitar que el incremento de la temperatura media global del planeta supere los 2⁰C respecto a los niveles preindustriales. • Realizar esfuerzos adicionales para que el calentamiento global no supere los 1,5⁰C. • Que las emisiones globales alcancen su nivel máximo lo antes posible, reconociendo que será un proceso más largo para aquellos países que se encuentren en desarrollo. • Aumentar la capacidad de adaptación a los efectos adversos del cambio climático y promover la resiliencia al clima y un desarrollo con bajas emisiones de gases de efecto invernadero, de un modo que no comprometa la producción de alimentos. • Elevar las corrientes financieras a un nivel compatible con una trayectoria que conduzca a un desarrollo resiliente al clima y con bajas emisiones de gases de efecto invernadero. Además, cada 5 años los gobiernos deben de reunirse para establecer unos nuevos objetivos cada vez más Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC ambiciosos, para que los diferentes países comuniquen cómo se encuentran sus avances y para estimar los procesos hacia los objetivos a largo plazo mediante claridad y sometimiento de cuentas. Se pretende que, con la relación establecida entre el análisis de la situación actual y las sucesivas reuniones entre gobiernos, el acuerdo sea lo bastante dinámico como para perdurar en el tiempo y garantizar una mayor ambición con el paso de los años. La Unión Europea ha desarrollado unos objetivos a medio y largo plazo para poder cumplir con los pactos establecidos en el Acuerdo de París. A continuación, se van a comentar estos objetivos principalmente en temas eléctricos, ya que el TFM es cursado para el Máster de Sistemas de Energía Eléctrica. Para tener un mayor conocimiento sobre el acuerdo de París se puede recurrir a las referencias [1],[2] del apartado “REFERENCIAS” del donde se amplía la información. 1.1.2 Objetivos a largo plazo de la UE En este apartado se tratarán los objetivos a medio y largo plazo (2030 y 2050) que la Unión Europea establece para cumplir así con el Acuerdo de París de 2015 mencionado en el punto anterior. La UE introduce, con el paso de los años, diferentes escenarios y estrategias para estudiar cómo sería el planeta. Dicho de otro modo, la Unión Europea se encarga de establecer una serie de objetivos que se han planteado en función de unos escenarios futuros y así contribuir a mejorar el planeta. Actualmente hay establecidos unos objetivos fijos para 2030 que se deben de cumplir. Estos son objetivos a medio plazo, ya que podemos conocer prácticamente como se van a encontrar las diferentes energías en cada uno de los países. Dicho de otra forma, somos capaces de obtener con mayor probabilidad qué proporción de energía vamos a generar con las diferentes fuentes actuales (por ejemplo, se producirá una disminución de generación a través de nucleares y un aumento de generación a partir de renovables) y prever aquellas mejoras eléctricas (líneas, aparamenta, etc.) que se van a encontrar en las redes. Para el año 2050 solamente se comentarán las estrategias a largo plazo. Establecer unos objetivos fijos es complicado debido a la gran cantidad de años que quedan y el número de metas que previamente hay que cumplir. Aunque los objetivos establecidos por la Unión Europea son a medio plazo (para el 2030) y a largo plazo (para el 2050), el estudio realizado en este trabajo de fin de máster se centra en una previsión de tres escenarios (escenas que muestran entre otras cosas, cuál será la cantidad de potencia instalada o demandada en el futuro) para el 2040, ya que son los últimos escenarios montados por ENTSOE (Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad) y los cuales serán descritos en profundidad en el punto “METODOLOGÍA”. Por tanto, para contribuir con el Acuerdo de París, se pasa de la apuesta 20/20/20 para 2020 a una postura más exigente para 2030. Para 2020, se establecieron los objetivos de reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) un 20 %, de ahorrar el 20 % del consumo de energía y se buscaba promover las energías renovables hasta el 20%. Por ello es conocido como el objetivo del 20/20/20 para 2020, el cual llevaba a Europa hacia un camino de futuro sostenible, con una economía de pocas emisiones. Para 2030, se actualizan estos valores comentados a los siguientes: • Un 40 %, como mínimo, de reducción de emisiones de gases del efecto invernadero. Así, se contribuye con las medidas a largo plazo para disminuir las emisiones un 80/95%. Para conseguirlo, se debería reducir un 43% las emisiones por parte de los sectores contenidos en el RCDE (Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la UE) en comparación con los niveles de 2005. Además, aquellos que no están incluidos en el RCDE deberían alcanzar una reducción de hasta el 30%. • Al menos un 27% de generación de energía a partir de renovables. • Mejora de la eficiencia energética de hasta un 27 % como mínimo. Con esta perspectiva, se ayuda a contribuir con las estrategias iniciales que se tienen para el 2050. Según las previsiones de la Comisión Europea se prevén unas inversiones de hasta 38.000 millones de euros al año hasta el 2030, principalmente en los sectores residencial y terciario. No obstante, esas inversiones se van a 16 Se puede apreciar en la Figura 7 que los costes marginales en los escenarios de Generación Distribuida y de Acción Climática Global son mayores. Esto se debe a que son escenarios donde se considera que los precios del combustible energético son más altos a pesar de contener mayor número de energías renovables. Para tener un mayor conocimiento sobre los escenarios futuros se puede recurrir a las referencias [8][9][10][11] [21][22][23] del apartado “REFERENCIAS” del donde se amplía la información. 1.1.3.2 Parque Offshore La energía eólica marina (parques offshore) es aquella fuente de energía limpia y renovable que se obtiene al aprovechar la fuerza del viento que se produce en alta mar, donde este alcanza una velocidad mayor y más constante debido a la inexistencia de barreras. Para explotar al máximo este recurso, se desarrollan megaestructuras asentadas sobre el lecho marino y dotadas con las últimas innovaciones técnicas. Las ventajas de los parques offshore son las siguientes: • Es un tipo de energía renovable, inagotable y no contaminante. • El recurso eólico que existe en el mar es mayor que en tierra. • Al ubicarse mar adentro, el impacto visual y acústico es muy pequeño, por lo que se pueden aprovechar superficies muy extensas. Gracias a esto, los parques eólicos marinos suelen tener varios cientos de megavatios de capacidad instalada. • La facilidad del transporte marítimo ha hecho posible que en el mar los aerogeneradores alcancen potencias unitarias y tamaños mucho mayores que en tierra. En la actualidad, los parques eólicos marinos se ubican en aguas no muy profundas (hasta 60 metros de calado) y alejados de la costa, las rutas de tráfico marino, las instalaciones estratégicas navales y los espacios de interés ecológico. Según el último informe de la asociación europea de energía eólica WindEurope, Eólica marina en Europa: tendencias y estadísticas clave 2018, publicado en febrero de 2019, los parques europeos tienen una profundidad media de 27,1 metros (solo un poco menos que el año anterior) y se encuentran a una distancia media de 33 kilómetros de la costa, frente a los 41 km de media registrados en el informe de 2017. Reino Unido es el país con mayor capacidad instalada en Europa, con un total de 44% de todas las instalaciones de energía eólica marina (en MW). Le siguen Alemania (34%), Dinamarca (7%), Bélgica (6.4%) y Holanda (6%). 1.1.4 Diseño del Mercado Eléctrico 1.1.4.1 Mercado Eléctrico El principal inconveniente de la energía eléctrica es el almacenamiento de la misma, ya que actualmente, la tecnología de acumulación por baterías se encuentra muy limitada. Este hecho conlleva que la cantidad de energía generada por las centrales eléctricas debe ser la misma que la consumida. Por tanto, la imposibilidad de almacenar energía nos introduce en una complejidad que hace que la electricidad la tratemos como un género que puede ser comprado, vendido y comercializado. El mercado eléctrico es un sistema en el que se realizan ofertas de compra y venta de diversos tipos y operaciones a corto plazo, principalmente en forma de permutas financieras. El mercado eléctrico europeo se liberalizó a finales de siglo XX. Para fijar los precios se aplican los principios de oferta y demanda. Al igual que para las energías renovables, tanto para el mercado eléctrico como para las infraestructuras (en las que engloba interconexiones) la UE también tiene diseñadas unas estrategias. En esta nueva normativa, los países de la Unión Europea están obligados a elaborar planes nacionales integrados de energía. Esta idea de unificar aún más la energía europea es debido a puntos muy importantes: • Seguridad, solidaridad y confianza. • Mercado interior de energía plenamente integrado: La energía eléctrica debe de fluir por las redes libremente y sin obstáculos técnicos y reglamentarios. Con ello, se permitirá una competición libre de proveedores y un mayor impulso de energías renovables y precios. Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC • Eficiencia energética. • Descarbonizar la economía En definitiva, es muy importante el diseño de un mercado eléctrico conjunto y la mejora de interconexiones entre países. 1.1.4.1.1 Price Coupling of Regions (PCR) El PCR es una iniciativa de siete mercados europeos de electricidad: Belpex, GME, APX, EPEX SPOT, OMIE, OTE y Nord Pool Spot. El objetivo principal es el de realizar un sistema con una solución única de acoplamiento de mercados, de forma que establezca un precio único de la electricidad en toda Europa y que además, determine la capacidad transfronteriza en el día a día. Este hecho sería decisivo para lograr un mercado eléctrico europeo armonizado y así cumplir con los objetivos de la Unión Europea. Los países que forman estos mercados europeos son: Austria, Bélgica, República Checa, Dinamarca, Estonia, Finlandia, Francia, Alemania, Italia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, los Países Bajos, Noruega, Portugal, España, Suecia, Suiza y Reino Unido. Con esta solución se espera que aumente la fluidez, eficiencia y bienestar social. Figura 8. Países PCR. Fuente: Apuntes de la asignatura El PCR se basa en: • Algoritmo común, denominado Euphemia. Determina los precios diarios de la electricidad siguiendo unas características determinadas de cada mercado de energía en Europa y según las restricciones de la red. Además, asigna la energía y aumenta el bienestar general, mejorando la claridad de los cálculos de los precios y el flujo de energía. • Operación robusta y resistente con un intercambio de datos disperso. • Permite intercambio de pedidos anónimos y restricciones de la red eléctrica entre los intercambios de energía para calcular los precios de la zona de oferta y otros precios de referencia. Sin embargo, actualmente, cada mercado europeo mantiene su forma de participación previa al del acoplamiento y al cambio de algoritmo. La iniciativa PCR realiza la casación de un mercado acoplado europeo, donde se reciben las ofertas de todos los agentes en cada uno de los mercados y se obtienen los precios de las distintas zonas. Debido a que el mercado europeo de electricidad aún no es un mercado homogéneo, se van a ver las diferentes ofertas que existen en los mercados europeos dispersos que lo forman. Cada mercado de producción de energía eléctrica tiene diferentes mercados: • Mercados a plazo. • Mercado diario. • Mercado intradiario. • Mercados de servicios de ajustes del sistema. Este trabajo se va a centrar en un mercado diario. El objetivo del mercado diario es llevar a cabo una serie de 18 transacciones de energía eléctrica para el día siguiente mediante la presentación de ofertas de compra y venta de energía por parte de los agentes del mercado. Estas ofertas son presentadas al Operador del Mercado (responsable de la gestión económica del sistema referida a los Mercados diario e intradiario) y serán incluidas en un procedimiento de casación para el horizonte diario del día siguiente. Este mercado diario tiene una sola sesión para cada horizonte diario, el cual se compone de 24, 23 ó 25 periodos en función de las horas del día siguiente. El software que se va a ejecutar en este tabajo está basado en el algoritmo de Euphemia.Euphemia es capaz de manejar gran variedad de ofertas, presentes en los distintos mercados europeos. De todas estas, este software incorpora la oferta de casación simple por tramos. A continuación, se va a presentar un resumen del conjunto de ofertas que pueden presentarse en el algoritmo de Euphemia. En primer lugar, tenemos las ofertas simples. Estas pueden ser: Por tramos, lineales e Híbridas. Las ofertas simples pueden ser propuestas tanto por los agentes compradores como por los vendedores. Con ellas se forman dos curvas para cada una de las horas del día, una curva de ofertas de demanda y otra curva de ofertas de venta. La curva de venta se ordena de menor a mayor y la curva de demanda de mayor a menor. El punto de corte entre ambas curvas fija el precio y la energía casada. Figura 9. Ofertas Simples por tramos. Fuente: Apuntes de clase La diferencia entre la oferta simple por tramos y lineal, es que la primera de ellas oferta unas cantidades de energía a un precio fijo, mientras que la oferta lineal, oferta una cantidad de energía con el precio mínimo y máximo a la que será aceptada. Figura 10. Oferta simpre lineal. Fuente: Apuntes de clase En segundo lugar, se encuentran las ofertas complejas de OMIE y las ofertas de bloques del resto de mercados. Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Dentro de las ofertas complejas se tiene: condición de indivisibilidad, condición de variación de capacidad de producción o gradiente de carga, condición de ingresos mínimos y condición de parada programada. Las ofertas de bloques pueden ser realizadas por parte del comprador y el vendedor e implican varias horas del día. Se caracterizan por una cantidad de energía ofertada para cada hora y el precio mínimo de aceptación. Entre las ofertas de bloques se encuentran: Ofertas “Regular Block” (bloques fijos y bloques variables), ofertas “Profile Block”, ofertas “Linked Block”, orfertas “Exclusive Blocks” y ofertas “Flexible Hourly Block”. Para tener un mayor conocimiento sobre el mercado elétrico se puede recurrir a las referencias [12][13][14][15][16][17] del apartado “REFERENCIAS” del donde se amplía la información. 1.1.5 Interconexiones Las interconexiones son el conjunto de redes eléctricas que comunican a diferentes países y que permiten el intercambio de energía eléctrica entre ellos. La idea de realizar un Trabajo Fin de Master basado en las interconexiones entre países es debido a los beneficios que estas aportan a la red eléctrica europea y su contribución con los objetivos a largo plazo de la Unión Europea. Es necesario el crecimiento de la infraestructura europea eléctrica, ya que contribuye con un mayor respaldo instantáneo de seguridad del suministro debido a que da funciones de apoyo a sistemas vecinos. Gracias a estas interconexiones, el sistema eléctrico europeo es el sistema más robusto y seguro del mundo, ya que aportan una mayor estabilidad y garantía de la frecuencia en los sistemas interconectados y proporcionan un mejor aprovechamiento de las energías renovables. Otra de las ventajas de las interconexiones es el aumento de la eficiencia de los sistemas interconectados. Se realizan intercambios comerciales diariamente gracias a las capacidades de las líneas, aprovechando la diferencia de precios entre los diferentes sistemas eléctricos. Esto implica utilizar tecnologías más eficientes (energías renovables) fluyendo la energía eléctrica desde las zonas más baratas hacia las más caras. Por tanto, este hecho obliga a los agentes de los países a ser más competitivos y ayuda al Mercado Interior de la Electricidad en Europa (MIE) a cumplir el objetivo de integración de los mercados existentes en uno. En la Figura 11 se muestra el sistema eléctrico europeo. Se puede observar cómo destacan las líneas rojas, verdes y amarillas caracterizando las líneas de 380-400 kV, 220 kV y 330-330 kV respectivamente. Además, se pueden identificar las interconexiones europeas en corriente continua, a partir de las líneas moradas, y en corriente alterna, que son más difíciles de apreciar. Figura 11. Redes eléctrcas europeas. Fuente: ENTSO-E 20 Uno de los datos más importantes para el intercambio de energía eléctrica entre países es la capacidad de intercambio que tiene la infraestructura. Esta se define según REE como “el valor máximo de potencia eléctrica instantánea que se puede importar o exportar entre dos sistemas eléctricos manteniendo los criterios de seguridad de cada uno de ellos”. Para obtener dicho cálculo, debe existir una comunicación entre ambos países vecinos y tener un conocimiento acerca de las previsiones de generación, demanda y posibles mantenimientos de las instalaciones. Además, es necesario realizar una simulación teniendo en cuenta posibles fallos de elementos de la red. Figura 12. Ratio de interconexión 2011. Fuente: REE. Como se puede observar en la Figura 12, en el año 2011 países como España, Francia, Portugal, Gran Bretaña o Italia se encontraban con una capacidad de intercambio de energía menor al 10 % en algunos países e incluso menor al 5 % en otros. Este hecho no nos permitía beneficiarnos de las ventajas de las interconexiones vistas anteriormente. Sin embargo, la Unión Europea estableció unos objetivos mínimos para 2020 en el año 2002. Se estableció que los Estados Miembros deberían de alcanzar al menos un 10 % del ratio de interconexión. En la Figura 13 se muestran los ratios de interconexión para este año 2020. Se puede apreciar que la mayoría de países de la Unión Europea cumplen con los objetivos establecidos en el año 2002. Entre estos países se encuentran Francia y Gran Bretaña (países de estudio en este trabajo) con un porcentaje entre el 10 y el 15 %. Figura 13. Ratio de interconexión 2020. Fuente: REE. El mercado de electricidad de Gran Bretaña actualmente tiene 4GW de capacidad de interconexión: Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC • 2GW a Francia (IFA) • 1GW a los Países Bajos (BritNed) • 500MW a Irlanda del Norte (Moyle) • 500MW a la República de Irlanda (Este Oeste). Figura 14. Interconexiones en Gran Bretaña La red francesa de transmisión de electricidad está conectada a las redes de otros seis países europeos: Reino Unido, Bélgica, Alemania, Italia, España y Suiza. Después de la puesta en marcha, en octubre de 2015, de la interconexión Baixas - Santa Llogaia con España, Francia tiene una capacidad comercial de 9.8 GW para exportación y 6.2 GW para importación con el Reino Unido, Suiza, Italia y España. En 2017, negoció hasta 7 GW por exportaciones y 9,2 GW por importaciones con Bélgica y Alemania. Las interconexiones francesas se usan bien. Los volúmenes de importación (35,6 TWh) y de exportación (74 TWh) aumentaron en 2017. El aumento particularmente marcado de las importaciones se debe en gran medida a la ola de frío y la falta de disponibilidad de las centrales nucleares francesas durante invierno 2016-2017. Si Francia conserva su estatus histórico como exportador, los resultados difieren según los países con los que Francia está interconectada (ver mapa). Por lo tanto, Francia presenta un saldo neto de importadores frente a la región centro-oeste de Europa (CWE), es decir, en las fronteras con Bélgica y Alemania, pero un saldo neto de exportadores para todos sus demás vecinos. Las tasas de utilización de la capacidad de interconexión con los países que se benefician del acoplamiento del mercado con Francia son relativamente altas, La CRE ha aprobado cuatro nuevas interconexiones que se pondrán en servicio en los próximos años: IFA 2 y Eleclink con el Reino Unido, Saboya-Piamonte con Italia, el Golfo de Vizcaya con España. 22 Figura 15. Interconexiones en Francia. Para tener un mayor conocimiento sobre las interconexiones se puede recurrir a las referencias [18][19][20] del apartado “REFERENCIAS” del donde se amplía la información. 1.2 Procedimiento En este trabajo se va a realizar un estudio de viabilidad sobre una interconexión (unión de dos países con una línea eléctrica para intercambiar energía) entre Gran Bretaña y Francia a partir de diferentes casos planteados: • Interconexión de ambos países solamente a partir de la línea eléctrica que los une. Figura 16. Interconexión Francia y Gran Bretaña. • Interconexión de ambos países y además, la unión de estos a partir de una línea HVDC con un parque offshore. Interconexión Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Figura 17. Interconexión de ambos países con la incorporación de otra línea que une a estos países con un parque offshore. • Interconexión de ambos países y además, un solo país conectado al parque offshore. Figura 18. Interconexión de ambos países y además Francia conectado al parque offshore. • Interconexión de ambos países y, además, el otro país conectado al parque offshore. 24 Figura 19. Interconexión de ambos países y además Gran Bretaña conectado a un parque offshore. El trabajo se estructurará de la siguiente forma: • Metodología: En esta sección, se van a describir los escenarios futuros de 2040, en los que nos hemos basado para estudiar cuales serían las características de la Unión Europea en el futuro. Para conocer cómo funcionaría la interconexión en el 2040, es necesario conocer la generación que habría y la demanda y, por tanto, la cantidad de potencia instalada de cada una de las diferentes tecnologías existentes. Además de una descripción de los escenarios, se determinará cómo se han obtenido y cuáles son los datos a introducir en el software del algoritmo de casación. • Resultados obtenidos: En esta parte se mostrará una serie de comparaciones de los escenarios propuestos por ENTSOE. Además, se comentarán los resultados del estudio de rentabilidad tanto desde el punto de vista de la sociedad (Welfare), como del parque offshore. • Conclusiones: En este punto, se explicarán de forma detallada las conclusiones obtenidas de los resultados aportados por el software. Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 2. METODOLOGÍA na vez realizada la introducción en la que se muestra el por qué es interesante realizar una nueva línea de interconexión entre dos países de Europa, en este apartado se va a explicar el desarrollo de la metodología utilizada para evaluar las distintas opciones. En primer lugar, el objetivo primordial que tiene el Trabajo Fin de Máster es el de estudiar la viabilidad de una interconexión HVDC entre Francia y Gran Bretaña en el futuro, interconectada o no a un parque offshore en un punto intermedio. Como ya se ha comentado, las interconexiones propuestas son las siguientes: • Interconexión de ambos países a partir de una línea HVDC. • Interconexión de ambos países a partir de una línea HVDC y, además, unión de cada país al parque offshore. • Interconexión de ambos países a partir de una línea HVDC y, además, un país solo conectado al parque offshore. • Interconexión de ambos países a partir de una línea HVDC y, además, el otro país solo conectado al parque offshore. Este estudio se va a realizar para los escenarios futuros más modernos encontrados hasta este momento, es decir, los propuestos por ENTSOE para 2040. Conociendo cómo se comportarían estas cuatro interconexiones posibles en los escenarios previstos para 2040, sería posible averiguar la viabilidad y la rentabildad de cada caso. Por tanto, en el primer punto del apartado “2. Metodología”se detallará, para ponerse en situación, las propuestas por ENTSOE para 2040 para cada uno de los escenarios. Son tres los escenarios planteados en el informe y de los cuales se van a realizar estudios de viabilidad (para las 4 interconexiones propuestas): - Transición Sostenible: Escenario que trata principalmente de maximizar las infraestructuras existentes, con un cumplimiento de objetivos a través de la regulación nacional. - Generación Distribuida: Escenario que se basa en la generación a pequeña escala, cerca de los puntos de consumo y con un mayor uso de baterías. - Acción Climática Global: Escenario que tiene como objetivo un desarrollo de energías renovables. Para conocer si son viables las interconexiones, es necesario determinar las cantidades de energía casada y el precio de casación, así como el flujo de energía que habría entre ambos países en cada tipo de interconexión y de escenario. Para conseguir la energía y el precio de casación es indispensable el conocimiento de la potencia instalada, demanda y costes de energía de los escenarios propuestos por ENTSOE y vistos con anterioridad. Las cifras más importantes de estos escenarios se encontrarán en el segundo punto de este apartado. La energía casada y el precio de casación se obtendrán a partir de un software, propiedad del departamento eléctrico, que reproduce el resultado del algoritmo de Euphemia. Este software de casación simple es un programa que simula el mercado diario europeo. A este programa se le introducen las ofertas de compra y venta de los agentes de ambos países y el precio de cada una de las tecnologías. Al ejecutarlo, mostrará los resultados de la energía casada, energía que se transfiere entre países y el precio de casación de cada uno de los meses del año. Por consguiente, es esencial que el tercer punto del apartado conste de la explicación del algoritmo de casación. El cuarto punto de la “METODOLOGÍA” tratará de las ofertas de compra y venta introducidas en el software de casación. Se explicará en detalle cómo se han obtenido los consumos y las generaciones de cada país y los cálculos realizados para introducirlos (con las cantidades correctas) en el software. Por último, una vez obtenidos los resultados del software de casación, en esta sección se desglosará cómo ha sido realizado el cálculo de viabilidad para conocer cúal es el escenario y la interconexión propuesta más rentable. U 32 ▪ Heavy Oil: 12,6 €/GJ o Generación Distribuida: ▪ Ligth Oil: 24,4 €/GJ ▪ Heavy Oil: 20 €/GJ - Nuclear: Esta tecnología mantiene los precios del combustible constante. El precio en los tres escenarios es de 0,47 €/GJ. 2.2.2 Demanda de energía propuesta por ENTSOE en 2040 Al igual que para los precios, ENTSOE ofrece la demanda de energía anual prevista para los años: 2020, 2025, 2030 y 2040. Además, ENTSOE muestra los datos de todos los países Europeos, A continuación, se puede observar la demanda anual para Francia y Gran Bretaña, países estudiados en este Trabajo Fin de Máster. Figura 23. Demanda eléctrica en Francia 2040. La demanda anual por escenario en Francia es: - Escenario ST de 2040: 447145 GWh/año. - Escenario GCA de 2040: 466725 GWh/año - Escenario DG de 2040: 491574 GWh/año Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Figura 24. Demanda eléctrica en Gran Bretaña 2040. La demanda anual por escenario en Gran Bretaña es: - Escenario ST de 2040: 312784 GWh/año. - Escenario GCA de 2040: 339659 GWh/año - Escenario DG de 2040: 369150 GWh/año Se puede observar que el escenario con mayor demanda es el de Generación Distribuida para ambos países. Este hecho puede influir posteriormente en el estudio de viabilidad de cada escenario. 2.2.3 Potencia instalada por tecnología en 2040 propuesta por ENTSOE. Por último, en relación con los datos propuestos por ENTSOE para este estudio, se tiene la potencia instalada por tecnología para los años 2020, 2025, 2030 y 2040 y para todos los países Europeos. En la Figura 25 se pueden observar los diagramas de barras con las potencias instaladas (diferenciada por colores). Se encuentran señalado en naranja las potencias para Francia y en negro para Gran Bretaña. 34 Figura 25. Fuente: ENTSOE. Capacidad instalada por tecnologías en 2040 Las potencias instaladas en Francia son: - Gas: La potencia instalada se repite para cada escenario. Esta potencia es de 8892 GW. - Carbón: La potencia instalada se repite para cada escenario. Esta potencia es de 0 GW. - Hidráulica: La potencia instalada se repite para cada escenario. Esta potencia es de 32600 GW. - Oil: La potencia varía para cada escenario: o Escenario DG: 990 GW. o Escenario GCA: 990 GW. o Escenario ST: 1340 GW. - Nuclear: La potencia instalada se repite para cada escenario. Esta potencia es de 37640 GW. - Otras Renovables: La potencia instalada se repite para cada escenario. Esta potencia es de 3591 GW. - Solar: La potencia instalada varía en función del escenario: o Escenario DG: 74060 GW. o Escenario GCA: 60000 GW. o Escenario ST: 41401 GW. - Eólica: La potencia instalada varía en función dele escenario: o Escenario DG: 65739 GW. Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC o Escenario GCA: 69050 GW. o Escenario ST: 58452 GW. Las potencias instaladas en Gran Bretaña son: - Gas: La potencia instalada varía en función del escenario: o Escenario DG: 30823 GW. o Escenario GCA: 30440 GW. o Escenario ST: 30440 GW. - Carbón: La potencia instalada se repite para cada escenario. Esta potencia es de 0 GW. - Hidráulica: La potencia instalada varía en función del escenario o Escenario DG: 1695 GW. o Escenario GCA: 15291 GW. o Escenario ST: 1695 GW. - Oil: La potencia varía para cada escenario: o Escenario DG: 195 GW. o Escenario GCA: 195 GW. o Escenario ST: 3695 GW. - Nuclear: La potencia instalada se repite para cada escenario. Esta potencia es de 5686 GW. - Otras Renovables: La potencia instalada se repite para cada escenario. Esta potencia es de 8142 GW. - Solar: La potencia instalada varía en función del escenario: o Escenario DG: 70748GW. o Escenario GCA: 37500 GW. o Escenario ST: 30201 GW. - Eólica: La potencia instalada varía en función dele escenario: o Escenario DG: 46214 GW. o Escenario GCA: 46031 GW. o Escenario ST: 44948 GW. 2.3 Software del algortimo de casación simple Una vez conocidos cuáles serán los escenarios en el año 2040 (año en el que se van a estudiar las viabilidades de los diferentes casos de interconexión propuestos) según ENTSOE y los datos que son proporcionados por este informe, el siguiente paso según la introducción es el de conocer el software que reproduce el resultado del algoritmo de Euphemia. Cómo se ha comentado, es necesario determinar las cantidades de energía casada y los precios de casación para realizer el estudio de viablidad. Con estos datos, se tendría la energía comprada, vendida y exportada por cada país en la interconexión. Estos dos datos se van a obtener a partir de una casación simple, según el algoritmo de Euphemia (este algoritmo ha sido explicado en el primer punto de este trabajo fin de master). Por tanto, en este apartado se va a detallar cómo hay que alimentar al software para que nos devuelva la energía comprada, vendida y exportada por cada país y al precio al que se ha casado esta energía. El software esta preparado para realizar un mercado diario, es decir, 24 ofertas de las 24 horas del día (como se indica en apartado “INTRODUCCIÓN”). Con esto, tenemos el precio y energía de casación de cada hora del día. Sin embargo, se necesita tener el percio y la energía casada para cada mes del año. Para ello, se va a determinar un valor horario medio mensual para los 12 meses del año. Para adaptar este software a la necesidad de este Trabajo Fin de Máster, se rellenarán las 12 primeras ofertas del 36 mercado diario haciendo referencia a los 12 meses del año y en el resto de casillas se introducirán un 0. Toda la energía introducida en el software por cada mes debe de estar expresada como valor horario medio mensual. Por tanto, con esta transformación, el software va a devolver un valor horario para cada mes de la energía casada (comprada, vendida y exportada) y el precio al que se realiza la casación. A continuación, se va a comentar cuáles son los ficheros a introducir en el software. Aunque a este hay que introducirle un gran número de ficheros por necesidad, para la simulación solo hay que rellenar tres: ATC, COMPRA y VENTA, el resto de ficheros son comunes. 2.3.1 Fichero ATC En este fichero se indican las interconexiones establecidas entre ambos países. Además, se establece para cada uno de los meses del año cuál es la capacidad máxima de transporte que tienen las líneas de interconexión. En definitiva, este fichero va a estar formado principalmente por dos partes: Parte 1: Indica la interconexión que existe entre Francia y Gran bretaña y, además, los países con el parque offshore. El número que se le asigna a cada país y parque offshore es el siguiente: • 1 → Francia (FR) • 2 → Gran Bretaña (GB) • 3 → Parque Offshore (PA) Por tanto, en esta parte aparecerá cuál será la conexión entre los diferentes países (se considera el parque como otro país) y deberá aparecer la conexión en ambos sentidos. Un ejemplo sería el siguiente. Figura 26. Ejemplo de la primera parte del fichero ATC. Se indica la interconexión entre ambos países y además la conexión de ambos países con el parque. Parte 2: Esta parte nos indica la capacidad máxima de transporte de la línea de conexión. En el software original habría veinticuatro “parte 2” correspondiendo a los veinticuatro tramos del día (en el mercado diario se realiza una casación en cada tramo). Sin embargo, solamente se completarán las doce primeras partes correspondiendo a los doces meses del año. El resto de partes son rellenadas con 0. A continuación, en la Figura 27 se puede observar un ejemplo del fichero. Se muestra la parte 1 junto con la parte 2 (los dos primeros meses): Figura 27. Ejemplo de fichero ATC con solo la capacidad de transporte de los meses de enero y febrero Por tanto, de este fichero es necesario conocer: • Capacidad máxima de transporte de la línea HVDC que conecta a Francia y Gran Bretaña. • Capacidad máxima de la línea de conexión entre los países y el parque eólico offshore. Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Con respecto al punto “a” anterior, la capacidad máxima de transporte de la línea se ha obtenido a partir de la página web de ELEXON. Esta compañía se encarga de comparar la cantidad de generadores y proveedores de electricidad que producirán o consumirán con volúmenes reales. A través de su página se pueden obtener los datos reales de la generación de energía por cada una de las fuentes y los intercambios realizados con el resto de países. Observando el intercambio de energía que se realizan entre ambos países, se puede determinar que la capacidad máxima de transporte es de 2000 MW. Esta cifra será la misma para cada uno de los meses del año debido a que la línea instalada entre ambos países es la misma durante todo el año. En referencia al punto “b”, el parque offshore se va a encontrar situado a la misma distancia entre ambos países, por tanto, la línea que une cada país con el parque offshore es la misma y tiene la misma capacidad de transporte. Figura 28. Línea de Unión entre Francia y Parque Offshore Figura 29. Línea de interconexión entre Gran Bretaña y Parque Offshore Se considera la siguiente línea de conexión: • 362 km • 1600 mm2 • 1400 MW • 525 kV Por tanto, la capacidad máxima de transporte entre el parque y los países es de 1400 MW. 2.3.2 Fichero COMPRA En este documento se presentan las ofertas de compra de cada uno de los países. Normalmente, las ofertas de compra se presentan con una cantidad de energía determinada y el precio al que se desea comprar dicha cantidad de energía. Hay que destacar que es imposible conocer cuáles serán las ofertas de compra en el 2040, por tanto, se va a realizar lo siguiente para simular estas ofertas: debido a que el punto de casación podemos considerarlo como la energía que va a ser demandada, se va a determinar cuál será la demanda del 2040 y se va a ofertar al precio máximo de 180 €. Por consiguiente, la demanda de energía va a ser siempre casada en cada periodo. En definitiva, este fichero va a estar formado principalmente por dos partes: Parte 1: Número del país que realiza la oferta de compra y país al que identifica. Por ejemplo, se ha visto en el fichero ATC que a Francia se le reconocerá con el número “1” y con la abreviación “FR”, es decir, en esta parte Línea de 362 km y 1400 MW Línea de 362 km y 1400 MW 38 1 se introducirá: “1 FR” para el caso de Francia, “2 GB” para Gran Bretaña y “3 PA” para el parque offshore. Parte 2: Esta parte se compone de dos subpartes. Habrá veinticuatro “parte 2” correspondiendo a los veinticuatro tramos del día. Sin embargo, solamente se completarán las doce primeras correspondiendo a los doces meses del año. El resto de partes serán rellenadas con 0. • Subparte 1: Precio de la oferta de compra. Este precio será el mismo para todas las ofertas para que case toda la energía demandada del 2040. Será de 180 €. • Subparte 2: Cantidad de energía de oferta de compra. Esta será igual a la energía demandada en el 2040 en cada mes. Se puede entender mejor a partir del ejemplo de la Figura 30. En este caso solo se puede observar la parte 2 del mes de Enero: Figura 30. Ejemplo de fichero COMPRAS para la parte 2 de enero De este fichero es necesario conocer cuál será el valor horario medio mensual de demanda de energía en cada uno de los meses del 2040. Sin embargo, este dato no se puede obtener de forma directa en el informe de ENTSOE. Se verá posteriormente cómo se ha determinado el valor a introducir en la subparte 2. 2.3.3 Fichero VENTA En este fichero se presentan las ofertas de venta de cada uno de los países y de cada una de las tecnologías. Para ello se debe presentar para cada tramo, el precio al que oferta cada agente la energía y la cantidad de energía para así formar la curva ya comentada en el apartado de “INTRODUCCIÓN”. En definitiva, este fichero va a estar formado principalmente por tres partes: Parte 1: Número de identificación del país que realiza la oferta de venta. Para Francia será el número “1”, para Gran Bretaña el número “2” y para el parque offshore el número “3”. Parte 2: Nombre de la tecnología que realiza la oferta de venta. Parte 3: Esta parte se compone de tres subpartes. Habría veinticuatro “parte 3” correspondiendo a los veinticuatro tramos del día. Sin embargo, solamente se completarán las doce primeras correspondiendo a los doces meses del año. El resto de partes serán rellenadas con 0. • Subparte 1: Precio de la oferta de venta de la tecnología. Este precio irá variando en función del escenario de 2040 y de la tecnología a ofertar. • Subparte 2: En esta parte se añade un 0 ya que es necesario para el software. • Subparte 3: Cantidad de energía de oferta de venta que es propuesta por una determinada tecnología. En el caso de las energías renovables, debido a la incertidumbre de su generación y que siempre casa toda la energía que es capaz de generar (gracias a su precio de 0 €/MW), para obtener la energía ofertada en el 2040 se extrapola la generación que ha realizado cada una de ellas en 2018, teniendo en cuenta las potencias instaladas en ambos años. Para las fuentes de combustibles, la oferta se realizará con la potencia total que habrá instalada en el 2040. Se puede entender mejor el fichero ‘VENTAS’ a partir del ejemplo de la Figura 31. Se pueden observar: - Parte 1: Color Rojo - Parte 2: Color Verde - Parte 3: o Subparte 1: Color Amarillo Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC o Subparte 2: Color Negro o Subparte 3: Color Morado Figura 31. Ejemplo de un fichero VENTAS para los dos primeros meses Además de los países (Francia y Gran Bretaña), en este fichero también se introduce la oferta de venta del parque offshore. Es decir, el parque eólico no compra energía ya que se considera que no tiene demanda (se alimenta de sí mismo) y por tanto, no se introduce en el fichero de compra ya que no realiza oferta de compra. En los escenarios en los que se encuentre presente, del fichero VENTAS, hay que introducir la oferta de venta de la cantidad de energía que el parque sería capaz de generar. 2.4 Generación y potencia instalada en Francia y Gran Bretaña en 2018 Antes de conocer cómo rellenar las diferentes partes del software cuyos ficheros ya se conocen, se van a determinar cuáles y cómo se han obtenido los datos de la generación en tiempo real y potencia instalada en 2018 para los países de Francia y Gran Bretaña. Además, se va a introducir cómo se han conocido los datos de generación del parque offshore en 2018. Es necesario conocer los datos de 2018 ya que son los utilizados para realizar una extrapolación y conocer los datos de 2040. 2.4.1 Generación horaria real en Francia y Gran Bretaña en 2018 2.4.1.1 Francia Para obtener los datos de la generación horaria de 2018 en Francia se ha recurrido a la página web de RTE (La Red de Transporte de Electricidad). RTE es la empresa encargada del transporte de energía eléctrica en Francia. De esta página web se ha podido descargar la generación de energía en tramos horarios que ha realizado cada una de las fuentes de energía. Además, una de las columnas del documento incorpora el total de energía generada en cada hora. Debido a que la energía generada debe ser igual a la demandanda en tiempo real, se puede considerar que se tiene la demanda horaria real en Francia en 2018. 2.4.1.2 Gran Bretaña Como ya se ha comentado en el punto “2.3.1 Fichero ATC”, los datos de generación por tecnologías son obtenidos de la página web de ELEXON para Gran Bretaña. Sin embargo, a diferencia del documento de Francia, en este caso se muestra la generación de todas las tecnologías excepto la fotovoltaica. Por tanto, a continuación, se va a detallar cómo se ha obtenido la generación horaria real de la fotovoltaica. Es necesario, en primer lugar, determinar cuál sería la generación horaria por parte de las instalaciones fotovoltaicas. Esta generación se obtiene a partir de la página web de PVGIS 40 (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/en/tools.html). PVGIS es capaz de simular la cantidad de generación fotovoltaica por hora al introducirle la ubicación y unas características determinadas. La zona que determina dónde se va a obtener la generación se ha elegido de forma aleatoria en un punto central de Gran Bretaña con latitud 52.191⁰ y longitud -1.354⁰. La configuración introducida a la página web es la siguiente: Figura 32. Configuración de PVGIS para obtención de generación fotovoltaica por tramos horarios Una vez introducida esta configuración, la página es capaz de entregarnos la generación fotovoltaica por hora en esa zona central con estas características establecidas. Se considera una radiación de 2016, fecha última que genera la página (más próximo al 2018). Además, se observa que se configura con una potencia fotovoltaica pico de 1 kWp. Por tanto, para finalizar y obtener la energía para cada hora real para 2018 hay que aplicar la siguiente fórmula: 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑜𝑟 ℎ𝑜𝑟𝑎 2018 (𝑀𝑊)=𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑓𝑜𝑡𝑜𝑣𝑜𝑙𝑡𝑎𝑖𝑐𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 2018 (𝑀𝑊) ∗ 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑃𝑉𝐺𝐼𝑆 𝑝𝑜𝑟 ℎ𝑜𝑟𝑎 (𝑊) 1000 Posteriormente se observarán las potencias instaladas de cada tecnología en 2018. Llegado a este punto, con todas las generaciones obtenidas de la página de ELEXON junto a la fotovoltaica que se ha determinado, podemos calcular la generación por hora total de Gran Bretaña. Esta se obtiene con la suma de generación de todas las tecnologías en cada hora. Igualmente, se vuelve a recalcar, que debido a que la energía generada debe ser igual a la demandanda en tiempo real, se puede considerar que se tiene la demanda horaria real en Gran Bretaña en 2018. 2.4.1.3 Generación del parque offshore en 2018 Para obtener una aproximación de la generación que conllevaría un parque offshore situado en el mar entre Francia y Gran Bretaña, se ha recurrido a un parque eólico offshore experimental situado en Galicia. Se ha considerado este parque porque tendría unos datos parecidos al colocado entre ambos países debido a su ubicación. De la página web del parque (http://www.sotaventogalicia.com/en/real-time-data/historical) se ha descargado la energía eólica, por tramos horarios, que se ha producido en el año 2018. 2.4.2 Potencias instaladas en 2018 2.4.2.1 Francia La potencia instalada en 2018 en Francia se obtiene de la página web de RTE vista en el punto 2.4.1.1. En esta página podemos encontrar el siguiente diagrama de barras con las potencias instaladas para cada tecnología. Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Figura 33. Potencias instaladas por tecnologías en el 2018. Fuente: RTE. 2.4.2.2 Gran Bretaña La potencia eléctrica instalada en Gran Bretaña en 2018 se ha obtenido de la página web ELEXON (igual que los datos de generación). A continuación, se puede observar una tabla con las potencias instaladas en 2018 en Gran Bretaña: "Viento en tierra" 2018 12144 "Viento Offshore" 2018 6071 "Solar" 2018 12471 "Otros renovables" 2018 3132 "Otro" 2018 8308 "Nuclear" 2018 8974 "Hidro-riachuelo y libra" 2018 1758 "Almacenamiento Hydro Pumps" 2018 2744 "Aceite fósil" 2018 0 "Carbón duro fósil" 2018 10913 "Gas fósil" 2018 27688 "Gas fósil" 2018 27206 "Gas fósil" 2018 27688 "Biomasa" 2018 2099 Tabla 1. Potencia instalada en Gran Bretaña en 2018. Fuente: ELEXON. 48 Los precios en cada año son los siguientes: - Francia o Precio promedio 2016: 31,62 € / MWh o Precio promedio 2017: 44,176 € / MWh o Precio promedio 2018: 50,20 € / MWh - Gran Bretaña o Precio promedio 2016: 49,45 €/MWh o Precio promedio 2017: 46,06 €/MWh o Precio promedio 2018: 58,23 €/MWh Con estos precios se ha realizado una aproximación lineal y se han obtenido los siguientes precios para 2040: - Precio venta de energía 2040 en Francia: 72 € / MWh - Precio venta de energía 2040 en Gran Bretaña: 68 € / MWh Conociendo los precios a los que se vende la energía y la energía que es vendida del parque offshore en cada mes (obtenido en la ficha resumen aportada por el software), se puede conocer el beneficio que obtiene el parque offshore en cada mes. 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑝𝑎𝑟𝑞𝑢𝑒 𝑜𝑓𝑓𝑠ℎ𝑜𝑟𝑒= ∑𝑃𝑖∗ 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑣𝑒𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑖 12 𝑖=1 2.6.2.2 Inversión del parque offshore Respecto al coste de inversión del parque offshore, cómo se indica en la inversión del Welfare, se han examinado datos en relación al coste del kW instalado de fechas recientes y según la referencia [24] el coste de inversión ronda a los 1250 €/kW. Teniendo en cuenta que el parque offshore tiene una potencia instalada de 1000 MW, el precio total de inversión será de 1250 millones de euros (M€) y sería los únicos costes que tendría el parque offshore. Obtenido los beneficios (Ft de la expresión del valor actual neto) y los ingresos (Io), de cada estudio, es posible determinar el número de años que tardaría en amortizarse, la TIR y el VAN. Estos resultados serán mostrados en el punto “RESULTADOS OBTENIDOS. 2.6.3 Rentabilidad de la inversion del parquet offshore y las líneas de conexión HVDC con Francia y Gran Bretaña. 2.6.3.1 Beneficios En este punto se va a estudiar si sería interesante el proyecto, desde el punto de vista del inversor, en el caso de añadirle los costes de la línea HVDC al parque offshore. Por tanto, en este caso los beneficios tenidos en cuenta serán: - Beneficos del parque offshore: Estos beneficios son los cálculados en el punto “2.6.2.1” - Renta de congestion: Se puede definir Rentas de Congestión de un sistema eléctrico como aquellos excedentes económicos que se originan debido a la existencia de precios diferentes entre dos puntos que llevan a cabo una transacción; diferencias ocasionadas en las restricciones de la red de transmission. [27] El cálculo de la renta de congestion es el siguiente: 𝑅𝑒𝑛𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑔𝑒𝑠𝑡𝑖ó𝑛 = 𝑃1 𝑥 𝐸𝑒𝑥1−2 −𝑃2 𝑥 𝐸𝑒𝑥1−2 Donde: Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC P1: Precio de casación del país 1 (Francia) Eex1-2: Energía que circula entre Francia y Gran Bretaña por las líneas HVDC que unen a ambos países con el parque offshore. P2: Precio de casación del país 2 (Gran Bretaña) Francia y Gran Bretaña están interconectadas a partir de dos líneas solamente en el “caso offshore”. En el “caso offshore – 1” y en el caso “offshore – 2 “ estos países están interconectados a partir de su línea de interconexión y cada país al parque offshore, pero no entre ellos con las dos líneas (se puede obserbar gráficamente en el punto “1.2”). Por tanto, la renta de congestion solamente se le sumara a los beneficios en el “caso offshore”. En el resto de casos el inversor tiene que hacer frente al coste de la línea de unión con el país correspondiente y al parque offshore. 2.6.3.2 Inversión Para determinar el coste de inversión se han tenido en cuenta la suma de dos datos: • Coste de la línea HVDC que une a los países (Francia y Gran Bretaña) con el parque offshore. • Coste de la instalación del parque offshore. El coste de la línea HVDC se determina a partir de un estudio (de un trabajo fin de grado) realizado en la Escuela Técnica Superior de Ingenieros. En este estudio se presentan una serie de costes de inversión para unas potencias nominales y una sección del cable. Según las características del cable presente en este proyecto (potencia nominal de 1400 MW, sección del cable de 1400 mm2 y longitud de 362 km), el coste de inversión de la línea es de 500 millones de euros (M€). Respecto al coste de la instalación del parque offshore, se han examinado datos en relación al coste del kW instalado de fechas recientes. El coste de la inversión del parque offshore ronda a los 1250 €/kW [24] por lo que será el precio a tener en cuenta en este proyecto. Teniendo en cuenta que el parque offshore tiene una potencia instalada de 1000 MW, el precio total de inversión será de 1250 millones de euros (M€). El coste de la inversión total variará según los escenarios: • Caso 1: 1250 M€ + 500 M€ + 500 M€ = 2250 M€ • Caso 2 y 3: 1250 M€ + 500 M€ = 1750 M€ 50 3. RESULTADOS OBTENIDOS n este punto se van a mostrar los resultados procedentes del software y los resultados del cálculo de rentabilidad. Como se ha visto en el punto “2.3 Cálculo de la rentabilidad”, se han desarrollado un gran número de casos y escenarios. A continuación, se van a mostrar los resultados obtenidos a partir de unas gráficas que comparan los diferentes casos. Con estas comparaciones se establecerán unas conclusiones de cómo se encuentran los escenarios y nos permitirán, posteriormente, justificar el por qué de los resultados de la rentabilidad. Las comparaciones que se van a realizar son las siguientes: - Comparación entre países de la energía total de compra, venta y de exportación para un mismo escenario (DG, GCA y ST). - Comparación entre casos (offshore, offshore – 1, offshore – 2, SinOffshore) de la energía total de compra, venta y de exportación para un mismo escenario. - Comparación del Bienestar. Una vez analizados los resultados exportados por el software, se pasará a explicar los cálculos de la rentabilidad (TIR, VAN y número de años en amortizarse) comentando cuáles escenarios son rentables. Debido a que en muchas ocasiones los gráficos son muy semejantes y se obtienen las mismas conclusiones, para evitar un exceso de redundancia, prácticamente se analizará una gráfica por caso (indicando las diferencias, en el caso de que las haya) y el resto se introducirán en un anexo. 3.1 Comparación entre países de la energía total de compra, venta y de exportación para un mismo escenario Tal y como el propio título indica, a continuación, se observa una comparación, entre países, de las energías de compra, venta y exportación para un mismo escenario. Se mostrará solamente una gráfica completa por escenario donde se incluyen las energías totales compradas, vendidas y exportadas. Esto nos permitirá realizar una equiparación global mejor visualizada. En esta comparación se permitirá conocer, principalmente, qué país genera y vende mayor cantidad de energía en cada caso y escenario. Se repetirá el mismo proceso para cada uno de los casos (Offshore, SinOffshore, Offshore – 1, Offshore – 2 ) mencionados en el punto 2.3 de “METODOLOGÍA”. 3.1.1 CASO OFFSHORE 3.1.1.1 ESCENARIO DG En la Figura 34 se puede observar lo siguiente: - La energía total de compra por el parque offshore va a ser nula. Esto es debido a que el parque offshore solamente se encarga de vender y exportar energía al resto de países, siendo mínima la energía consumida. - La energía total de compra de Francia y Gran Bretaña tiene un orden parecido. En la gráfica se puede apreciar que la energía comprada por Francia va a ser mayor que la de Gran Bretaña. E Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Figura 34. Energía total de compra Escenario DG. Caso Offshore Figura 35. Energía total de venta Escenario DG. Caso Offshore En la comparación de energía total vendida se puede apreciar que los resultados son bastantes parecidos a los de la comparación de energía comprada. El orden de los MW de cada país sigue siendo prácticamente los mismos. Aunque en la gráfica se aprecia que la energía vendida del parque offshore es nula, no es del todo cierto. Aparece una curva muy cercana al cero debido a la gran diferencia que existe con la venta de los países. Cada mes el parque offshore vende en torno a cientos de MW, sin embargo, en comparación con los MW de energía vendida, es pequeño. Figura 36. Energía total de exportación Escenario DG. Caso Offshore 0 20000 40000 60000 80000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total comprada (MWh) Mes Energía total comprada ESCENARIO DG FRANCIA GRAN BRETAÑA PARQUE OFFSHORE 0 20000 40000 60000 80000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total vendida (MWh) Mes Energía total vendida ESCENARIO DG FRANCIA GRAN BRETAÑA PARQUE OFFSHORE -4000 -2000 0 2000 4000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total exportada (MWh) Mes Energía total exportada ESCENARIO DG FRANCIA GRAN BRETAÑA PARQUE OFFSHORE 52 Figura 37. Energía comprada y vendida del Paruqe offshore en el Escenario DG. Caso Offshore En la comparación de energía total exportada del escenario DG se puede apreciar como la energía eléctrica fluye desde Francia hacía Gran Bretaña, es decir, Francia exporta energía y Gran Bretaña importa energía. Además de la energía fluyente debido a la interconexión entre países, se exporta energía desde el parque offshore hacía Gran Bretaña. La suma de la exportación de Francia junto con la del parque offshore da la importación de Gran Bretaña. Siguientemente se puede apreciar como las energías de compra (de ambos países) se encuentra dentro del mismo orden y las de exportación y venta exactamente igual. La suma de las energías de compra y exportación serán iguales a las de venta. Figura 38. Energías totales del Escenario DG. Caso Offshore 3.1.1.2 ESCENARIO GCA A partir de este escenario se va a presentar solamente la gráfica de energías totales debido al parecido de las gráficas en todos los escenarios. 0 50 100 150 200 250 300 350 400 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía (MWh) Mes Energías del Parque Offshore Energía Comprada Parque Offshore Energía Vendida Parque Offshore -100000 0 100000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total comprada (MWh) Mes Energía total ESCENARIO DG Comprada Francia Comprada Gran Bretaña Comprada Offshore Vendida Francia Vendida Gran Bretaña Vendida Offshore Exportada Francia Exportada Gran Bretaña Exportada Offshore Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Figura 39. Energías del Escenario GCA. Caso Offshore En la Figura 39 se puede apreciar que la cantidad de energía comprada en Francia es mayor que en Gran Bretaña. Igualmente, la energía vendida en Francia es superior a la de Gran Bretaña. Es lógico este resultado ya que la energía comprada junto con la exportada debe ser igual a la vendida y esta última, en ambos países, son del mismo orden. Con respecto al parque offshore, como ya se ha comentado en la gráfica anterior, la energía comprada es 0 y la energía vendida (y exportada) es pequeña en comparación con las cantidades de energías que manejan los países. Estas cantidades van a ser cientos de MW, aunque debido al orden de Francia y Gran Bretaña, no se aprecia. En relación con la energía exportada, se puede percibir energía negativa por parte de Gran Bretaña y positiva por parte de Francia y parque offshore. Al igual que en el caso anterior, Francia y el parque offshore exportan energía a Gran Bretaña. La importación recibida por este último país va a ser mayor a las 2000 MW de capacidad que tiene la línea de interconexión entre Francia y Gran Bretaña. Esto es debido a que Francia exporta toda la energía que puede y, además, se le añade la energía vendida por el parque offshore 3.1.1.3 ESCENARIO ST Figura 40. Energías del Escenario GCA. Caso Offshore -20000 0 20000 40000 60000 80000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total comprada (MWh) Mes Energía total ESCENARIO GCA Comprada Francia Comprada Gran Bretaña Comprada Parque offshore Vendida Francia Vendida Gran Bretaña Vendida Parque Offshore Exportada Francia Exportada Gran Bretaña Exportada Parque Offshore -20000 0 20000 40000 60000 80000 0246810 12 14 Energía total comprada (MWh) Mes Energía total ESCENARIO ST Comprada Francia Comprada Gran Bretaña Comprada Parque Offshore Vendida Francia Vendida Gran Bretaña Vendida Parque Offshore Exportada Francia Exportada Gran Bretaña Exportada Parque offshore 54 En el escenario ST, aunque las cantidades varían un poco con respecto a los dos escenarios anteriores, la comparación sigue el mismo patrón. Las energías compradas y vendidas de Francia siguen siendo mayores con respecto a las energías de Gran Bretaña y, además, Francia y el parque offshore continúan exportando energía a Gran Bretaña. 3.1.2 CASO: SINOFFSHORE 3.1.2.1 ESCENARIO DG Figura 41. Energías del Escenario DG. Caso SinOffshore En la Figura 41 se presenta un nuevo caso (SINOFFSHORE). En este, los países se encuentran interconexionados, pero ninguno de ellos está conectado, a partir de una línea HVDC, con el parque offshore. Por tanto, solamente se tiene energía comprada, vendida y exportada de Francia y Gran Bretaña. Se pude observar que la energía comprada y vendida de cada país (parecido al caso OFFSHORE) son prácticamente iguales. La única diferencia que existe entre ellas es una exportación de 2000 MW, máxima permitida por la línea de interconexión. Al parecer, tras varías gráficas ya comentadas, aunque la energía que necesita comprar Francia es mayor, la energía siempre es exportada por parte de este país. Esto es debido a que las cantidades (mayores o menores) no es lo que define la importación, sino los precios de casación de la energá. Si Francia casa a unos precios menores que los del Gran Bretaña, le traspasa la energía que es posible. Debido a que los escenarios siguientes del caso “SinOffshore” son bastantes parecidos, aunque no presentan exactamente los mismos datos, el análisis realizado para esta gráfica servirá para las dos gráficas siguientes y se añadirán al anexo. 3.1.3 CASO OFFSHORE – 1 3.1.3.1 ESCENARIO DG El tercer caso de esta comparación es el del Offshore – 1. Se caracteriza por encontrarse Francia y Gran Bretaña interconexionados y, además, Francia conectado al parque offshore. Como tercer caso analizado de esta comparación, se puede observar que los resultados de todos los escenarios (exceptuando un poco el SinOffshore debido a que tiene solo dos países) en todos los casos son muy parecidos. Se mantiene que las energías compradas y vendidas de Francia son mayores que las de Gran Bretaña y a la vez, muy parecidas. -20000 0 20000 40000 60000 80000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total de compra (MWh) Mes Energía total ESCENARIO DG Comprada Francia Comprada Gran Bretaña Vendida Francia Vendida Gran Bretaña Exportada Francia Exportada Gran Bretaña Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC A diferencia de los anteriores, en este caso en la energía importada en Gran Bretaña son los 2000 MW. La energía exportada, debido a que solo fluye por la interconexión, debe sumar 2000 MW entre Francia y el parque offshore. Por tanto, como en casos anteriores, la energía del parque offshore y la energía exportada son muy pequeñas en comparación con las de que fluyen entre los otros dos países. Este ejemplo es muy parecido al de los escenarios GCA y ST por lo que sirve de análisis de los siguientes. Figura 42. Energías del Escenario DG. Caso Offshore - 1 3.1.4 CASO OFFSHORE – 2 3.1.4.1 ESCENARIO DG Como último caso de esta comparación encontramos el Offshore – 2. Este presenta la unión entre Francia y Gran Bretaña y, además, Gran Bretaña conectado al parque offshore. Presenta el mismo análisis que todos los anteriores debido a su similitud con el resto de escenarios (al igual que ocurrirá con los escenarios GCA y ST). La principal diferencia es que en este caso recibe mayor cantidad de energía (Gran Bretaña) de Francia y parque offshore. La energía exportada por Francia llega al máximo permitido por la capacidad (2000 MW). Además, toda la energía generada por el parque offshore es suministrada a Gran Bretaña, siendo mayor la importación que en el caso Offshore - 1. Figura 43. Energías del Escenario DG. Caso Offshore - 2 -20000 0 20000 40000 60000 80000 0246810 12 14 Energía total de compra (MWh) Mes Energía total ESCENARIO DG Comprada Francia Comprada Gran Bretaña Comprada Parque Offshore Vendida Francia Vendida Gran Bretaña Vendida Parque Offshore Exportada Francia Exportada Gran Bretaña Exportada Parque offshore -100000 0 100000 0246810 12 14 Energía total de compra Mes Energía total ESCENARIO DG Comprada Francia Comprada Gran Bretaña Comprada Parque Offshore Vendida Francia Vendida Gran Bretaña Vendida Parque Offshore Exportada Francia Exportada Gran Bretaña 56 3.2 Comparación entre los casos de la energía total de compra, venta y de exportación para un mismo escenario. En este apartado se mostrarán tres gráficas por cada escenario: energía total comparada, energía total vendida y energía total exportada. En estas se incluirán todos los casos existentes para cada país. Al igual que en la primera comparación, la mayoría de gráficas son muy parecidas por lo que se comentarán en mayor profundidad la primera de cada escenario y las demás se incorporarán al anexo. 3.2.1 ESCENARIO DG 3.2.1.1 ENERGÍA TOTAL DE COMPRA La Figura 44 representa la energía total de compra para el escenario DG. Como se puede observar, se incluyen todos los casos posibles de los tres países. Lo más importante de esta comparación es que en todos los casos existe la misma energía comprada para cada país, es decir, la energía comprada en todos los casos de Francia será igual, pero se diferenciarán de Gran Bretaña (se observa por tanto solo tres curvas que hará referencia a cada país). Aunque la energía comprada para cada caso es la misma, sin embargo, como se puede observar más adelante, no es igual para cada escenario. Manteniendo la línea de la primera comparación, la energía comprada, vendida y exportada por Francia es mayor que la comprada, vendida y exportada por Gran Bretaña en todos los casos. Como ya se ha comentado en puntos anteriores, la energía comprada por el parque offshore es nula. Figura 44. Energía comprada Escenario DG 3.2.1.2 ENERGÍA TOTAL DE VENTA En segundo lugar, se puede observar la energía total vendida en el Escenario DG. Se puede apreciar que el país que más energía vende es Francia, siguiéndole Gran Bretaña y, por último, el parque offshore (miles de MW que en comparación con los demás países es pequeño). Aunque la energía vendida en cada caso es muy parecida, sin embargo, no es exactamente igual. Las mínimas 0 20000 40000 60000 80000 0246810 12 14 Energía comprada Mes ESCENARIO DG. ENERGÍA COMPRADA Offshore Francia Sin Offshore Francia Offshore - 1 Francia Offshore - 2 Francia Offshore Gran Bretaña Sin Offshore Gran Bretaña Offshore - 1 Gran Bretaña Offshore - 2 Gran Bretaña Parque Offshore Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC diferencias de energía que existen entre un caso y otro y entre cada escenario, producen grandes diferencias en el Welfare. Para Francia, el caso en el que más energía se vende es en el Offshore, seguido del SinOffshore y Offshore – 2 (que se vende la misma energía). En el que menos energía se vende es en el caso Offshore – 1. Respecto a Gran Bretaña, los casos de SinOffshore y Offshore – 1 son los que más energía venden seguidos de Offshore. Por último, el parque offshore vende igual en cada caso ya que la energía que va a generar el parque es siempre la misma y, además, oferta a cero euros. Figura 45. Energía vendida Escenario DG 3.2.1.3 ENERGÍA TOTAL DE EXPORTACIÓN En la Figura 46 se puede observar como la principal energía exportada viene de Francia y es dirigida hacía Gran Bretaña. El caso en el que más energía se exporta es en el Offshore. Esto es debido a que es el momento en el que hay mayor nivel de líneas interconectadas y la capacidad para transportar energía es mayor. El siguiente de los casos en el cual se exporta mayor energía es cuando Gran Bretaña se encuentra conectada al parque offshore. Se debe a que Francia (que casa a un precio más barato) puede exportar toda la energía por la línea de interconexión y, además, el parque offshore se encuentra exportando la energía generada. Como ya se ha comentado en casos anteriores, el caso Offshore – 1 tiene la capacidad de transporte muy limitada al tener que fluir la energía solo por la interconexión entre los países. Por último, en el caso SinOffshore solo se intercambia energía entre Francia y Gran Bretaña a lo máximo a lo que permite la línea. 0 50000 100000 0246810 12 14 Energía vendida Mes ESCNEARIO DG. ENERGÍA VENDIDA Offshore Francia Sin Offshore Francia Offshore - 1 Francia Offshore - 2 Francia Offshore Gran Bretaña Sin Offshore Gran Bretaña Offshore - 1 Gran Bretaña Offshoer - 2 Gran Bretaña Offshore Parque Offshore Sin Offshore Parque Offshore Offshore Parque Offshore Offshore - 2 Parque Offshore 64 𝑉𝐴𝑁= −𝐼𝑜+∑ 𝐹𝑡 (1+𝑘)𝑡= 𝑛 𝑡=1 − 𝐼𝑜+𝐹𝑡 (1+𝑘)1+𝐹𝑡 (1+𝑘)2+𝐹𝑡 (1+𝑘)𝑡+⋯+ 𝐹𝑡 (1+𝑘)𝑛 Introduciendo en ella el beneficio de cada escenario, el interés aplicado (10 %) y el coste de la inversión inicial, podemos obtener el año (n) en el que el escenario es amortizado. Se va a presentar los años que tarda en amortizarse cada caso a partir de las siguientes gráficas. Caso Offshore Figura 52. Años de amortización del caso Offshore Se puede observar que en el caso offshore el escenario más rentable es el del escenario ST, se amortiza entre los dos y los tres años. Tras ello, el más rentable sería el escenario GCA que se encuentra entre el segundo y el tercer año, pero un poco más avanzado. Por último, el menos rentable es el escenario DG. Este escenario tarda entre cuatro y cinco años en amortizarse. Todos los escenarios son rentables ya que en cinco años todos están amortizados. -3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 4000 5000 0246810 12 M€ Años Años Amortización Caso Offshore Escenario DG Escenario GCA Escenario ST Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Caso Offshore - 1 Figura 53. Años en amortizarse caso Offshore - 1 En este caso, los tres escenarios presentan los mismos años en amortizarse debido a que los beneficios (del parque offshore) y las inversiones (parque offshore y línea de conexión entra Francia y Gran Bretaña) son las mismas. Se puede comprobar que no es rentable este caso en este estudio, debido a que nunca sobre pasa el eje x. Caso Offshore – 2. Figura 54. Años en amortizarse caso Offshore – 2 Igualmente, presenta las mismas características del caso offfshore – 1. Se puede observar en las figuras anteriores, que el caso de ambos países conectados a partir de una línea de interconexión y, además, ambos países conectados al parque offshore, es el único caso rentable para el inversor al tener en cuenta la inversión de la línea HVDC y del parque offshore. Esto se debe a que, gracias a las ayudas de la renta de congestión, el inversor es capaz de hacer frente al parque offshore y a las líneas HVDC. -2000 -1500 -1000 -500 0 0 5 10 15 20 25 M€ Años Años amortización caso Offshore - 1 Escenario DG Escenario GCA Escenario ST -1800 -1600 -1400 -1200 -1000 -800 -600 -400 -200 0 0 5 10 15 20 25 M€ Años Años amortización caso offshor - 2 Escenario GCA Escenario DG Escenario ST 66 3.5.1.4 TIR A continuación, se puede observer la formula para calcular el TIR. El TIR sería el valor del interés para un valor del VAN igual a cero. 0= −𝐼𝑜+∑ 𝐹𝑡 (1+𝑇𝐼𝑅)𝑡= 𝑛 𝑡=1 − 𝐼𝑜+𝐹𝑡 (1+𝑇𝐼𝑅)1+𝐹𝑡 (1+𝑇𝐼𝑅)2+𝐹𝑡 (1+𝑇𝐼𝑅)𝑡+⋯+ 𝐹𝑡 (1+𝑇𝐼𝑅)𝑛 Los TIR obtenidos para los escenarios DG, GCA y ST de todos los caños son los siguientes: Tabla 5. TIR Escenario DG Escenario GCA Escenario ST Offshore 28% 42% 49% Offshore - 1 1% 1% 1% Offshore - 2 1% 1% 1% Como era de esperar y como se ha comentado anteriormente, los escenarios más rentables son los del caso Offshore y principalmente el ST y el GCA. El resto de casos y escenarios no son rentables. 3.5.1.5 VAN El VAN obtenido en los diferentes escenarios de este estudio son: Tabla 6. VAN Escenario DG Escenario GCA Escenario ST Offshore 3220,06 M€ 5867,31 M€ 7145,30 M€ Offshore - 1 -894,53 M€ -894,53 M€ -894,53 M€ Offshore - 2 -942,06 M€ -942,06 M€ -942,06 M€ Los años tenido en cuenta para calcular el VAN son 20 años. Sigue mostrando las mismas conclusiones que en el TIR y en los años de amortización. Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 4. CONCLUSIONES n este apartado se van a establecer las conclusiones finales tras haber realizado un análisis de los resultados obtenidos. Respecto al resumen de los resultados, el país 1 (Francia) presenta mayor energía de compra y venta que el país 2 (Gran Bretaña) en todos los escenarios. Además, la energía fluye desde el país 1 al país 2 con la ayuda del parque offshore en los escenarios donde se encuentra presente. La energía comprada por el parque offshore es 0, sin embargo, vende toda la que genera (oferta a precio 0). La exportación realizada se encuentra limitada por la capacidad de transporte de la línea de interconexión. La máxima exportación se realiza en el caso offshore gracias a que ambos países se encuentran interconectados, por su propia interconexión, y además, se tiene la línea HVDC que une a ambos países con el parque offshore. En referencia al Welfare, el escenario de Transición Sostenible (ST) es aquel que presenta mayores bienestares. Esto es debido a que el precio al que casa la energía en Gran Bretaña es más caro y, por tanto, con la interconexión entre países y con el parque Offshore se abaratan los precios. Seguido del escenario ST, se encuentra el escenario de Acción Climática Global (GCA). Este escenario tiene el segundo precio de casación más caro en Gran Bretaña. Por último, el escenario menos rentable (aunque sigue siendo rentable) es el de Generación Distribuida (GD) A pesar de tener un gran número de casos y escenarios, todos ellos presentan un patrón de energías totales de compra, venta y exportación muy similares. La diferencia entre unos escenarios y otros, influye en el precio de casación de cada escenario y conlleva beneficios diferentes. En relación con el bienestar social, el caso Offshore es el que tienes unos mayores beneficios, seguido del Offshore – 2, offshore – 1 y caso base. Las principales conclusiones de estos beneficios son las siguientes: • El caso Offshore es el que presenta las líneas con mayor capacidad de exportación. La interconexión entre ambos países, con la incorporación de la línea HVDC que une a ambos países con el parque offshore, produce que la energía exportada en este caso sea la mayor. Este hecho conlleva una mejor adaptación de los precios de casación entre ambos países y, por tanto, el precio de la energía es más barata en Gran Bretaña (país con energía casada más cara). Por ello, se produce un mayor ahorro con mayores beneficios. • Siguiendo al caso Offshore, respecto a beneficios, se encuentra el caso Offshore – 2. En este se produce la segunda mayor importación con respecto a los tres casos que existen. Se debe a que este país puede recibir la energía máxima que puede transcurrir por la interconexión con el Francia y, además, el parque offshore le suministra toda la energía que genera. Por tanto, sus beneficios se encuentran justo por debajo del caso Offshore. • Por último, en el caso Offshore – 1, Gran Bretaña solamente recibe energía por la línea de interconexión con Francia. Por tanto, por esta línea debe transcurrir solo la energía máxima posible, según su capacidad, y esta energía va a ser la menor de todas. Lo convierte en el caso con menores beneficios. Desde el punto de vista de una inversión solamente del parque offshore, la rentabilidad en los diferentes escenarios y casos es muy parecida. Se debe a que la generación de energía del parque offshore es la misma en todos los casos y la diferencia entre los precios de la venta de energía es mínima. Aun así, el caso “offshore” y el caso “offshore – 1” son los más rentables. Por tanto, se sigue manteniendo que el caso offshore es el más interesante desde el punto de vista del inversor como desde el punto de vista de la socidad. Por último, si se introduce los costes de la línea HVDC de conexión del parque con los países, las rentabilidades de los proyectos comienzan a no ser rentables. Solamente es rentable el caso “offshore” ya que es el único que tiene en cuenta la renta de congestión. En este caso hay que considerarla ya que los dos países están interconectados a partir de la línea HVDC con el parque offshore. En conclusión, sería interesante realizar el proyecto del caso “offshore” ya que es el más rentable en todos los E 68 aspectos. Además, incluir el coste de las líneas HVDC, en este caso “offshore”, hace que se amortice incluso antes, es decir, al inversor le compensa hacerse cargo de la línea. Por tanto, si el parque se va a conectar a ambos países, y la línea se va pagar con la renta de congestión, le conviene al dueño del parque hacerse cargo de ella, porque el proyecto lo amortiza en 5 en lugar de en 15 años (de media). Sin embargo, si se conecta solo a un país, hacerse cargo de la línea le supone que el proyecto sea inviable Es posible realizar los otros dos proyectos en el caso de que la inversión de la línea HVDC no corra de parte del inversor. 4.1 Líneas de Actuación futura y mejora. Existen ciertos aspectos donde se podría profundizar con el objetivo de conseguir resultados más certeros. A continuación, a este trabajo, se pueden establecer diferentes líneas de actuación para obtener un mayor conocimiento del mercado europeo futuro. Entre ellos, puede destacar un estudio similar al de este trabajo, pero con un mayor número de líneas HVDC interconectando más países. Por otro lado, igualmente se podrá analizar el efecto de las interconexiones en las emisiones de CO2. Desde otro punto de vista, se puede enfocar el estudio del mercado europeo teniendo en cuenta la simulación con diferentes almacenamientos a gran escala en algún punto de la red. Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 5. REFERENCIAS [1]. Acuerdo de París https://ec.europa.eu/clima/policies/international/negotiations/paris_es [2]. Principales elementos del acuerdo de París: https://www.miteco.gob.es/es/cambio-climatico/temas/el-proceso- internacional-de-lucha-contra-el-cambio-climatico/nacionesunidas/elmentos-acuerdo-paris.aspx [3]. Estrategia a largo plazo para 2050: https://ec.europa.eu/clima/policies/strategies/2050_es [4]. Marco sobre clima y energía para 2030 https://ec.europa.eu/clima/policies/strategies/2030_es [5]. Unión energética para 2050 https://ec.europa.eu/energy/en/topics/energy-strategy-and-energy- union/2050-long-term-strategy [6]. Paquete de energía limpia para todos los europeos: https://ec.europa.eu/energy/en/topics/energy-strategy-and-energy- union/clean-energy-all-europeans [7]. Libro Blanco sobre el futuro de Europa: Cinco escenarios: https://ec.europa.eu/commission/future-europe/white-paper-future- europe/white-paper-future-europe-five-scenarios_es [8]. Renewable Energy Prospects for the European Union (IRENA) https://www.irena.org/- /media/Files/IRENA/Agency/Publication/2018/Feb/IRENA_REmap- EU_2018_summary.pdf?la=en&hash=818E3BDBFC16B90E1D0317C5A A5B07C8ED27F9EF [9]. Tecnologías renovables en el sector eléctrico de la UE: tendencias y proyecciones: análisis en el marco de la estrategia climática y energética de la UE 2030: https://ec.europa.eu/jrc/en/publication/eur-scientific-and-technical-research- reports/renewable-technologies-eu-electricity-sector-trends-and-projections- analysis-framework-eu [10]. 6 prioridades de la Comisión para 2019-24: https://ec.europa.eu/commission/priorities/energy-union-and-climate_es [11]. Instituto Español de estudios estratégicos: http://www.ieee.es/Galerias/fichero/docs_analisis/2015/DIEEEA30- 2015_UnionEnergetica_MMHG.pdf [12]. Mercado Eléctrico: https://es.wikipedia.org/wiki/Mercado_el%C3%A9ctrico [13]. Apuntes de la asignatura (PCR) [14]. EPEX SPOT: https://www.epexspot.com/document/40112/PCR%20Presentation%20- %20December%202018 70 [15]. EPEX SPOT: https://www.epexspot.com/en/market-coupling/pcr [16]. EUPHEMIA: https://www.epexspot.com/document/40114/Euphemia%20Public%20Docu mentation (EUPHEMIA) [17]. Operaciones del Sistema eléctrico: https://www.ree.es/es/actividades/operacion-del-sistema- electrico/interconexiones-internacionales [18]. Refuerzo de las interconexiones: https://www.ree.es/es/red21/refuerzo-de-las-interconexiones [19]. Interconexión eléctrica submarina con Francia: https://www.ree.es/es/actividades/proyectos-singulares/interconexionelectrica-submarina-con-francia [20]. Interconexiones eléctricas en Europa necesarias para la transición de energética https://elperiodicodelaenergia.com/interconexiones-electricas-con-europa- necesarias-para-la-transicion-energetica-espanola/ [21]. TYNDP 2018: Scenario_Report_2018_Final [22]. TYNDP 2018: Scenario_Report_Annex_I [23]. TYNDP 2018: Scenario_Report_ANNEX_II_Methodology [24]. Libro: Wind Energy - The Facts (European Wind Energy Association) [25]. Panorama mercados eléctricos europeos: Francia: https://aleasoft.com/es/panorama-mercados-electricos-europeos-francia/ [26]. Los precios mensuales promedio de la electricidad en Gran Bretaña https://www.statista.com/statistics/589765/average-electricity-prices-uk/ [27]. Renta de congestion: http://www.xm.com.co/BoletinXM/Documents/Rentas_congestion_2008.pd f Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 6. ANEXO 6.1 Fichas resumen exportadas por el software Los países son los siguientes: País 1 = Francia ; País 2 = Gran Bretaña ; País 3 = Parque Offshore 6.1.1 Caso 1 – Offshore 6.1.1.1 Escenario ST Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Precio pais 1 (EUR/MWh) 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Energia total de compra pais 1 (MWh) 61877,5 65461,8 57424,8 48261,6 46729,4 46082,5 45591,5 40849,5 44131,1 46393,4 52245,9 58439,8 Energia total de venta pais 1 (MWh) 65015,3 68667,4 60480,3 51511,9 50012,5 49416,7 48910,2 44218,1 47398,7 49568,9 55392,7 61557,9 Energia total de exportacion pais 1 (MWh) 3137,8 3205,6 3055,4 3250,4 3283 3334,2 3318,7 3368,6 3267,7 3175,5 3146,8 3118,1 Precio pais 2 (EUR/MWh) 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 Energia total de compra pais 2 (MWh) 38973,5 40992,5 39714,3 36374,3 32484,8 31880,7 32443,6 32086,9 33028,9 34377,9 38443,9 38081,8 Energia total de venta pais 2 (MWh) 35573,5 37592,5 36314,3 32974,3 29084,8 28480,7 29043,6 28686,9 29628,9 30977,9 35043,9 34681,8 Energia total de exportacion pais 2 (MWh) -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 Precio pais 3 (EUR/MWh) 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Energia total de compra pais 3 (MWh) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Energia total de venta pais 3 (MWh) 262,2 194,4 344,6 149,6 117 65,8 81,3 31,4 132,3 224,5 253,2 281,9 Energia total de exportacion pais 3 (MWh) 262,2 194,4 344,6 149,6 117 65,8 81,3 31,4 132,3 224,5 253,2 281,9 6.1.1.2 Escenario GCA Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Precio pais 1 (EUR/MWh) 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Energia total de compra pais 1 (MWh) 64587 68328,3 59939,4 50374,9 48775,7 48100,4 47587,9 42638,2 46063,5 48424,9 54533,7 60998,8 Energia total de venta pais 1 (MWh) 67724,8 71533,9 62994,9 53625,3 52058,7 51434,6 50906,5 46006,8 49331,2 51600,4 57680,5 64116,9 Energia total de exportacion pais 1 (MWh) 3137,8 3205,6 3055,4 3250,4 3283 3334,2 3318,7 3368,6 3267,7 3175,5 3146,8 3118,1 Precio pais 2 (EUR/MWh) 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 Energia total de compra pais 2 (MWh) 42322,1 44514,7 43126,6 39499,7 35275,9 34619,9 35231,2 34843,9 35866,8 37331,7 41747,1 41353,8 Energia total de venta pais 2 (MWh) 38922,1 41114,7 39726,6 36099,7 31875,9 31219,9 31831,2 31443,9 32466,8 33931,7 38347,1 37953,8 Energia total de exportacion pais 2 (MWh) -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 Precio pais 3 (EUR/MWh) 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Energia total de compra pais 3 (MWh) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Energia total de venta pais 3 (MWh) 262,2 194,4 344,6 149,6 117 65,8 81,3 31,4 132,3 224,5 253,2 281,9 Energia total de exportacion pais 3 (MWh) 262,2 194,4 344,6 149,6 117 65,8 81,3 31,4 132,3 224,5 253,2 281,9 72 6.1.1.3 Escenario DG Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Precio pais 1 (EUR/MWh) 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Energia total de compra pais 1 (MWh) 68025,7 71966,1 63130,7 53056,9 51372,6 50661,3 50121,5 44908,3 48516 51003,1 57437,1 64246,4 Energia total de venta pais 1 (MWh) 71163,5 75171,8 66186,1 56307,3 54655,6 53995,6 53440,2 48276,9 51783,7 54178,6 60583,9 67364,6 Energia total de exportacion pais 1 (MWh) 3137,8 3205,6 3055,4 3250,4 3283 3334,2 3318,7 3368,6 3267,7 3175,5 3146,8 3118,1 Precio pais 2 (EUR/MWh) 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 Energia total de compra pais 2 (MWh) 46041,6 48426,8 46916,8 42971,1 38376,1 37662,5 38327,5 37906,2 39019 40612,6 45416,1 44988,2 Energia total de venta pais 2 (MWh) 42641,6 45026,8 43516,8 39571,1 34976,1 34262,5 34927,5 34506,2 35619 37212,6 42016,1 41588,2 Energia total de exportacion pais 2 (MWh) -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 -3400 Precio pais 3 (EUR/MWh) 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Energia total de compra pais 3 (MWh) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Energia total de venta pais 3 (MWh) 262,2 194,4 344,6 149,6 117 65,8 81,3 31,4 132,3 224,5 253,2 281,9 Energia total de exportacion pais 3 (MWh) 262,2 194,4 344,6 149,6 117 65,8 81,3 31,4 132,3 224,5 253,2 281,9 6.1.2 Caso 2 – Offshore – 1 6.1.2.1 Escenario ST Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Precio pais 1 (EUR/MWh) 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Energia total de compra pais 1 (MWh) 61877,5 65461,8 57424,8 48261,6 46729,4 46082,5 45591,5 40849,5 44131,1 46393,4 52245,9 58439,8 Energia total de venta pais 1 (MWh) 63615,3 67267,4 59080,3 50111,9 48612,5 48016,7 47510,2 42818,1 45998,7 48168,9 53992,7 60157,9 Energia total de exportacion pais 1 (MWh) 1737,8 1805,6 1655,4 1850,4 1883 1934,2 1918,7 1968,6 1867,7 1775,5 1746,8 1718,1 Precio pais 2 (EUR/MWh) 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 35,28 Energia total de compra pais 2 (MWh) 38973,5 40992,5 39714,3 36374,3 32484,8 31880,7 32443,6 32086,9 33028,9 34377,9 38443,9 38081,8 Energia total de venta pais 2 (MWh) 36973,5 38992,5 37714,3 34374,3 30484,7 29880,7 30443,6 30086,9 31028,9 32377,9 36443,9 36081,8 Energia total de exportacion pais 2 (MWh) -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 Precio pais 3 (EUR/MWh) 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Energia total de compra pais 3 (MWh) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Energia total de venta pais 3 (MWh) 262,2 194,4 344,6 149,6 117 65,8 81,3 31,4 132,3 224,5 253,2 281,9 Energia total de exportacion pais 3 (MWh) 262,2 194,4 344,6 149,6 117 65,8 81,3 31,4 132,3 224,5 253,2 281,9 Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 6.1.2.2 Escenario GCA Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Precio pais 1 (EUR/MWh) 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Energia total de compra pais 1 (MWh) 64587 68328,3 59939,4 50374,9 48775,7 48100,4 47587,9 42638,2 46063,5 48424,9 54533,7 60998,8 Energia total de venta pais 1 (MWh) 66324,8 70133,9 61594,9 52225,3 50658,7 50034,6 49506,5 44606,8 47931,2 50200,4 56280,5 62716,9 Energia total de exportacion pais 1 (MWh) 1737,8 1805,6 1655,4 1850,4 1883 1934,2 1918,7 1968,6 1867,7 1775,5 1746,8 1718,1 Precio pais 2 (EUR/MWh) 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 30,24 Energia total de compra pais 2 (MWh) 42322,1 44514,7 43126,6 39499,7 35275,9 34619,9 35231,2 34843,9 35866,8 37331,7 41747,1 41353,8 Energia total de venta pais 2 (MWh) 40322,1 42514,7 41126,6 37499,7 33275,9 32619,9 33231,2 32843,9 33866,8 35331,7 39747,1 39353,8 Energia total de exportacion pais 2 (MWh) -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 Precio pais 3 (EUR/MWh) 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Energia total de compra pais 3 (MWh) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Energia total de venta pais 3 (MWh) 262,2 194,4 344,6 149,6 117 65,8 81,3 31,4 132,3 224,5 253,2 281,9 Energia total de exportacion pais 3 (MWh) 262,2 194,4 344,6 149,6 117 65,8 81,3 31,4 132,3 224,5 253,2 281,9 6.1.2.3 Escenario DG Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Precio pais 1 (EUR/MWh) 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Energia total de compra pais 1 (MWh) 68025,7 71966,1 63130,7 53056,9 51372,6 50661,3 50121,5 44908,3 48516 51003,1 57437,1 64246,4 Energia total de venta pais 1 (MWh) 69763,5 73771,8 64786,1 54907,3 53255,6 52595,6 52040,2 46876,9 50383,7 52778,6 59183,9 65964,6 Energia total de exportacion pais 1 (MWh) 1737,8 1805,6 1655,4 1850,4 1883 1934,2 1918,7 1968,6 1867,7 1775,5 1746,8 1718,1 Precio pais 2 (EUR/MWh) 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 Energia total de compra pais 2 (MWh) 46041,6 48426,8 46916,8 42971,1 38376,1 37662,5 38327,5 37906,2 39019 40612,6 45416,1 44988,2 Energia total de venta pais 2 (MWh) 44041,6 46426,8 44916,8 40971,1 36376,1 35662,5 36327,5 35906,2 37019 38612,6 43416,1 42988,2 Energia total de exportacion pais 2 (MWh) -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 -2000 Precio pais 3 (EUR/MWh) 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Energia total de compra pais 3 (MWh) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Energia total de venta pais 3 (MWh) 262,2 194,4 344,6 149,6 117 65,8 81,3 31,4 132,3 224,5 253,2 281,9 Energia total de exportacion pais 3 (MWh) 262,2 194,4 344,6 149,6 117 65,8 81,3 31,4 132,3 224,5 253,2 281,9 80 6.2.2.2 ESCENARIO GCA -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500 0 2 4 6 8 10 12 Energá total exportada Mes Energía total exportada ESCENARIO DG FRANCIA GRAN BRETAÑA 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 0246810 12 14 Energía total de compra Mes Energía total comprada ESCENARIO GCA FRANCIA GRAN BRETAÑA 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 0246810 12 14 Energía total de venta Mes Energía total vendida ESCENARIO GCA FRANCIA GRAN BRETAÑA Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 6.2.2.3 ESCENARIO ST -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500 0 2 4 6 8 10 12 Energá total exportada Mes Energía total exportada ESCENARIO GCA FRANCIA GRAN BRETAÑA -20000 0 20000 40000 60000 80000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total de compra Mes Energía total ESCENARIO GCA Comprada Francia Comprada Gran Bretaña Vendida Francia Vendida Gran Bretaña Exportada Francia Exportada Gran Bretaña 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total de compra Mes Energía total de compra ESCENARIO ST FRANCIA GRAN BRETAÑA 82 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 0246810 12 14 Energía total vendida Mes Energía total vendida ESCENARIO ST FRANCIA GRAN BRETAÑA -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500 0 2 4 6 8 10 12 Energá total exportada Mes Energía total exportada ESCENARIO ST FRANCIA GRAN BRETAÑA -20000 0 20000 40000 60000 80000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total de compra Mes Energía total de ESCENARIO ST Comprada Francia Comprada Gran Bretaña Vendida Francia Vendida Gran Bretaña Exportada Francia Exportada Gran Bretaña Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 6.2.3 CASO: OFFSHORE - 1 6.2.3.1 ESCENARIO DG 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total de compra Mes Energía total comprada ESCENARIO DG FRANCIA GRAN BRETAÑA PARQUE OFFSHORE 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total de venta Mes Energía total de venta ESCENARIO DG FRANCIA GRAN BRETAÑA PARQUE OFFSHORE -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500 0 2 4 6 8 10 12 14 Energá total exportada Mes Energía total exportada ESCENARIO DG FRANCIA GRAN BRETAÑA PARQUE OFFSHORE 84 6.2.3.2 ESCENARIO GCA 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 0246810 12 14 Energía total de compra Mes Energía total comprada ESCENARIO GCA FRANCIA GRAN BRETAÑA PARQUE OFFSHORE 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 0246810 12 14 Energía total de venta Mes Energía total vendida ESCENARO GCA FRANCIA GRAN BRETAÑA PARQUE OFFSHORE -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500 0 2 4 6 8 10 12 14 Energá total exportada Mes Energía total exportada ESCENARIO GCA FRANCIA GRAN BRETAÑA PARQUE OFFSHORE Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 6.2.3.3 ESCENARIO ST -50000 0 50000 100000 0246810 12 14 Energía total de compra Mes Energía total ESCENARIO GCA Comprada Francia Comprada Gran Bretaña Comprada Parque Offshore Vendida Francia Vendida Gran Bretaña Vendida Parque Offshore Exportada Francia Exportada Gran Bretaña Exportada Parque Offshore 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total de compra Mes Energía total comprada ESCENARIO ST FRANCIA GRAN BRETAÑA PARQUE OFFSHORE 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total de venta Mes Energía total vendida ESCENARIO ST FRANCIA GRAN BRETAÑA PARQUE OFFSHORE 86 -3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía total de expotación Mes Energía total exportada ESCENARIO ST FRANCIA GRAN BRETAÑA PARQUE OFFSHORE -50000 0 50000 100000 0246810 12 14 Energía total de compra Mes Energía total ESCENARIO ST Comprada Francia Comprada Gran Bretaña Comprada Parque Offshore Vendida Francia Vendida Gran Bretaña Vendida Parque Offshore Exportada Francia Exportada Gran Bretaña Exportada Parque Offshore Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 6.3 Comparación entre los casos de la energía total de compra, venta y de exportación para un mismo escenario. 6.3.1 ESCENARIO DG 6.3.1.1 ENERGÍA TOTAL DE COMPRA 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 0246810 12 14 Energía comprada Mes ESCENARO DG. Energía comprada Francia Offshore Sin Offshore Offhosre - 1 Offshore - 2 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía comprada Mes ESCENARIO DG. Energía comprada Gran Bretaña Offshore Sin offshore Offshore - 1 Offshore - 2 88 6.3.1.2 ENERGÍA TOTAL DE VENTA 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía comprada Mes ESCENARIO DG. Energía comprada Parque Offshore Offshore Sin Offshore Offshore - 1 Offshore - 2 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía vendida Mes ESCENARIO DG. Energía vendida Francia Offshore Sin Offshore Offshore - 1 Offshore - 2 0 10000 20000 30000 40000 50000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía vendida Mes ESCENARIO DG. Energía vendida Gran Bretaña Offshore Sin Offshore Offshore - 1 Offshore - 2 Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 6.3.1.3 ENERGÍA TOTAL DE EXPORTACIÓN 0 50 100 150 200 250 300 350 400 0 2 4 6 8 10 12 14 ESCENARO DG. Energía vendida Parque Offshore Series1 Series2 Series3 Series4 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía exportada Mes ESCENARIO DG. Energía exportada Francia Offshore Sin offshore Offshore - 1 Offshore - 2 -4000 -3500 -3000 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 0246810 12 14 Energía exportada Mes ESCENARO DG. Energía exportada Gran Bretaña Offshore Sin Offshore Offshore - 1 Offshore - 2 96 6.3.3.2 ENERGÍA TOTAL DE VENTA 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía vendida Mes ESCENARIO ST. Energía vendida Francia Offshore Sin Offshore Offshore - 1 Offshore - 2 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía vendida Mes ESCENARIO ST. Energía vendida Gran Bretaña Offshore Sin Offshore Offshore - 1 Offshore - 2 0 50 100 150 200 250 300 350 400 0 2 4 6 8 10 12 14 ESCENARO ST. Energía vendida Parque Offshore Series1 Series2 Series3 Series4 Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 6.3.3.3 ENERGÍA TOTAL DE EXPORTACIÓN 0 50000 100000 0246810 12 14 Energía vendida Mes ESCNEARIO ST. ENERGÍA VENDIDA Offshore Francia Sin Offshore Francia Offshore - 1 Francia Offshore - 2 Francia Offshore Gran Bretaña Sin Offshore Gran Bretaña Offshore - 1 Gran Bretaña Offshore - 2 Gran Bretaña Offshore Parque Offshore Sin Offshore Parque Offshore Offshore - 1 Parque Offshore Offshore - 2 Parque Offshore 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía exportada Mes ESCENARIO DG. Energía exportada Francia Offshore Sin offshore Offshore - 1 Offshore - 2 -4000 -3500 -3000 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 0246810 12 14 Energía exportada Mes ESCENARO DG. Energía exportada Gran Bretaña Offshore Sin Offshore Offshore - 1 Offshore - 2 98 6.4 Comparación del bienestar 6.4.1 SINOFFSHORE 0 100 200 300 400 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía exportada Mes ESCENARO DG. Energía exportada Parque Offshore Offshore Sin Offshore Offshore - 1 Offshore - 2 -5000 0 5000 0 2 4 6 8 10 12 14 Energía exportada Mes ESCENARIO DG. ENERGÍA EXPORTADA Offshore Francia Sin Offshore Francia Offshore - 1 Francia Offshore - 2 Francia Offshore Gran Bretaña Sin Offshore Gran Bretaña Offshore - 1 Gran Bretaña Offshore - 2 Gran Bretaña Offshore Parque Offshore Sin Offshore Parque Offshore Offshore - 1 Parque Offshore Offshore - 2 Parque Offshore 0 200 400 600 800 1000 0 2 4 6 8 10 12 14 M€ Mes Welfare total. CASO SINOFFSHORE Escenario DG Escenario GCA Escenario ST Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 6.4.2 OFFSHORE – 1 6.4.3 OFFSHORE – 2 6.5 Rentabilidad del Parque Offshore 6.5.1 Beneficio Caso Offshore 6.5.1.1 Escenario DG Mes Precio Venta Energía Vendida Beneficio por mes (Euros) Enero 72 262,2 14045529,6 Febrero 72 194,4 9405849,6 Marzo 72 344,6 18459532,8 Abril 72 149,6 7755264 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 0246810 12 14 Euros Mes Welfare total. CASO OFFSHORE - 1 Escenario DG Escenario GCA Escenario ST 0 200 400 600 800 1000 0 2 4 6 8 10 12 14 Euros Mes Welfare total. CASO OFFSHORE - 2 Escenario DG Escenario GCA Escenario ST 100 Mayo 72 117 6267456 Junio 72 65,8 3411072 Julio 72 81,3 4355078,4 Agosto 72 31,4 1682035,2 Septiembre 72 132,3 6858432 Octubre 72 224,5 16109 Noviembre 72 253,2 13125888 Diciembre 72 281,9 15100819,2 Beneficio anual (Euros) 100483065,8 Beneficio anual (M€) 100,4830658 6.5.1.2 Escenario GCA Mes Precio Venta Energía Vendida Beneficio por mes (Euros) Enero 72 262,2 14045529,6 Febrero 72 194,4 9405849,6 Marzo 72 344,6 18459532,8 Abril 72 149,6 7755264 Mayo 72 117 6267456 Junio 72 65,8 3411072 Julio 72 81,3 4355078,4 Agosto 72 31,4 1682035,2 Septiembre 72 132,3 6858432 Octubre 72 224,5 16109 Noviembre 72 253,2 13125888 Diciembre 72 281,9 15100819,2 Beneficio anual (Euros) 100483065,8 Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Beneficio anual (M€) 100,4830658 6.5.1.3 Escenario ST Mes Precio Venta Energía Vendida Beneficio por mes (Euros) Enero 72 262,2 14045529,6 Febrero 72 194,4 9405849,6 Marzo 72 344,6 18459532,8 Abril 72 149,6 7755264 Mayo 72 117 6267456 Junio 72 65,8 3411072 Julio 72 81,3 4355078,4 Agosto 72 31,4 1682035,2 Septiembre 72 132,3 6858432 Octubre 72 224,5 16109 Noviembre 72 253,2 13125888 Diciembre 72 281,9 15100819,2 Beneficio anual (Euros) 100483065,8 Beneficio anual (M€) 100,4830658 6.5.2 Beneficio Caso Offshore – 1 6.5.2.1 Escenario DG Mes Precio Venta Energía Vendida Beneficio por mes (Euros) Enero 72 262,2 14045529,6 Febrero 72 194,4 9405849,6 Marzo 72 344,6 18459532,8 Abril 72 149,6 7755264 Mayo 72 117 6267456 Junio 72 65,8 3411072 Julio 72 81,3 4355078,4 102 Agosto 72 31,4 1682035,2 Septiembre 72 132,3 6858432 Octubre 72 224,5 16109 Noviembre 72 253,2 13125888 Diciembre 72 281,9 15100819,2 Beneficio anual (Euros) 100483065,8 Beneficio anual (M€) 100,4830658 6.5.2.2 Escenario GCA Mes Precio Venta Energía Vendida Beneficio por mes (Euros) Enero 72 262,2 14045529,6 Febrero 72 194,4 9405849,6 Marzo 72 344,6 18459532,8 Abril 72 149,6 7755264 Mayo 72 117 6267456 Junio 72 65,8 3411072 Julio 72 81,3 4355078,4 Agosto 72 31,4 1682035,2 Septiembre 72 132,3 6858432 Octubre 72 224,5 16109 Noviembre 72 253,2 13125888 Diciembre 72 281,9 15100819,2 Beneficio anual (Euros) 100483065,8 Beneficio anual (M€) 100,4830658 6.5.2.3 Escenario ST Mes Precio Venta Energía Vendida Beneficio por mes (Euros) Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Enero 72 262,2 14045529,6 Febrero 72 194,4 9405849,6 Marzo 72 344,6 18459532,8 Abril 72 149,6 7755264 Mayo 72 117 6267456 Junio 72 65,8 3411072 Julio 72 81,3 4355078,4 Agosto 72 31,4 1682035,2 Septiembre 72 132,3 6858432 Octubre 72 224,5 16109 Noviembre 72 253,2 13125888 Diciembre 72 281,9 15100819,2 Beneficio anual (Euros) 100483065,8 Beneficio anual (M€) 100,4830658 6.5.3 Beneficio Caso Offshore – 2 6.5.3.1 Escenario DG Mes Precio Venta Energía Vendida Beneficio por mes (Euros) Enero 68 262,2 13265222,4 Febrero 68 194,4 8883302,4 Marzo 68 344,6 17434003,2 Abril 68 149,6 7324416 Mayo 68 117 5919264 Junio 68 65,8 3221568 Julio 68 81,3 4113129,6 Agosto 68 31,4 1588588,8 Septiembre 68 132,3 6477408 Octubre 68 224,5 15211 Noviembre 68 253,2 12396672 104 Diciembre 68 281,9 14261884,8 Beneficio anual (Euros) 94900670,2 Beneficio anual (M€) 94,9006702 6.5.3.2 Escenario GCA Mes Precio Venta Energía Vendida Beneficio por mes (Euros) Enero 68 262,2 13265222,4 Febrero 68 194,4 8883302,4 Marzo 68 344,6 17434003,2 Abril 68 149,6 7324416 Mayo 68 117 5919264 Junio 68 65,8 3221568 Julio 68 81,3 4113129,6 Agosto 68 31,4 1588588,8 Septiembre 68 132,3 6477408 Octubre 68 224,5 15211 Noviembre 68 253,2 12396672 Diciembre 68 281,9 14261884,8 Beneficio anual (Euros) 94900670,2 Beneficio anual (M€) 94,9006702 6.5.3.3 Escenario ST Mes Precio Venta Energía Vendida Beneficio por mes (Euros) Enero 68 262,2 13265222,4 Febrero 68 194,4 8883302,4 Marzo 68 344,6 17434003,2 Abril 68 149,6 7324416 Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC Mayo 68 117 5919264 Junio 68 65,8 3221568 Julio 68 81,3 4113129,6 Agosto 68 31,4 1588588,8 Septiembre 68 132,3 6477408 Octubre 68 224,5 15211 Noviembre 68 253,2 12396672 Diciembre 68 281,9 14261884,8 Beneficio anual (Euros) 94900670,2 Beneficio anual (M€) 94,9006702 6.5.4 Años de amortización del Parque Offshore en el caso Offshore 6.5.4.1 Escenario DG Año Gastos Iniciales (Do) Beneficio en cada periodo (CNFt) Interés(%) VAN -1200 -1200 -1200 1 100,4830658 3 -1102,443625 2 100,4830658 3 -1007,728699 3 100,4830658 3 -915,7724591 4 100,4830658 3 -826,4945566 5 100,4830658 3 -739,8169814 6 100,4830658 3 -655,6639957 7 100,4830658 3 -573,9620679 8 100,4830658 3 -494,6398078 9 100,4830658 3 -417,6279049 10 100,4830658 3 -342,8590671 11 100,4830658 3 -270,2679624 12 100,4830658 3 -199,7911617 13 100,4830658 3 -131,3670834 112 20 94,9006702 3 211,8823351 VAN 211,88 € TIR 5% 6.5.6.2 Escenario GCA Año Gastos Iniciales (Do) Beneficio en cada periodo (CNFt) Interés(%) VAN -1200 -1200 -1200 1 94,9006702 3 -1107,863427 2 94,9006702 3 -1018,410443 3 94,9006702 3 -931,5628867 4 94,9006702 3 -847,2448704 5 94,9006702 3 -765,3827186 6 94,9006702 3 -685,9049014 7 94,9006702 3 -608,741972 8 94,9006702 3 -533,8265066 9 94,9006702 3 -461,0930451 10 94,9006702 3 -390,4780338 11 94,9006702 3 -321,9197705 12 94,9006702 3 -255,3583498 13 94,9006702 3 -190,7356113 14 94,9006702 3 -127,9950884 15 94,9006702 3 -67,08195946 16 94,9006702 3 -7,942999282 17 94,9006702 3 49,47346691 18 94,9006702 3 105,2176088 19 94,9006702 3 159,338135 Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 20 94,9006702 3 211,8823351 VAN 211,88 € TIR 5% 6.5.6.3 Escenario ST Año Gastos Iniciales (Do) Beneficio en cada periodo (CNFt) Interés(%) VAN -1200 -1200 -1200 1 94,9006702 3 -1107,863427 2 94,9006702 3 -1018,410443 3 94,9006702 3 -931,5628867 4 94,9006702 3 -847,2448704 5 94,9006702 3 -765,3827186 6 94,9006702 3 -685,9049014 7 94,9006702 3 -608,741972 8 94,9006702 3 -533,8265066 9 94,9006702 3 -461,0930451 10 94,9006702 3 -390,4780338 11 94,9006702 3 -321,9197705 12 94,9006702 3 -255,3583498 13 94,9006702 3 -190,7356113 14 94,9006702 3 -127,9950884 15 94,9006702 3 -67,08195946 16 94,9006702 3 -7,942999282 17 94,9006702 3 49,47346691 18 94,9006702 3 105,2176088 19 94,9006702 3 159,338135 20 94,9006702 3 211,8823351 114 VAN 211,88 € TIR 5% 6.6 Rentabilidad de la inversion del parque offshore y línea HVDC 6.6.1 Beneficios desde el punto de vista del inversor Sería la suma entre el beneficio de cada escenario del parque offshore y la renta de congestion. 6.6.1.1 Caso Offshore Beneficio desde el punto de vista del inversor (Parque offshore + renta de congestión Escenario DG Escenario AGC Escenario ST 642,5117659 953,4567259 1103,568086 6.6.1.2 Caso Offshore – 1 Beneficio desde el punto de vista del inversor (Parque offshore) Escenario DG Escenario AGC Escenario ST 100,4830658 100,4830658 100,4830658 6.6.1.3 Caso Offshore – 2 Beneficio desde el punto de vista del inversor (Parque offshore ) Escenario DG Escenario AGC Escenario ST 94,9006702 94,9006702 94,9006702 6.6.2 Años en amortizarse, TIR y VAN 6.6.2.1 Caso Offshore 6.6.2.1.1 Escenario DG Año Gastos Iniciales (Do) Beneficio en cada periodo (CNFt) Interés(%) VAN -2250 -2250 -2250 Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 1 953,456726 10 -1383,2212 2 953,456726 10 -595,24039 3 953,456726 10 121,105757 4 953,456726 10 772,32953 5 953,456726 10 1364,35114 6 953,456726 10 1902,55261 7 953,456726 10 2391,82667 8 953,456726 10 2836,62127 9 953,456726 10 3240,97999 10 953,456726 10 3608,57883 11 953,456726 10 3942,7596 12 953,456726 10 4246,5603 13 953,456726 10 4522,74275 14 953,456726 10 4773,8177 15 953,456726 10 5002,06766 16 953,456726 10 5209,56763 17 953,456726 10 5398,20396 18 953,456726 10 5569,69153 19 953,456726 10 5725,58932 20 953,456726 10 5867,31459 VAN 5.867,31 € TIR 42% 6.6.2.1.2 Escenario GCA Año Gastos Iniciales (Do) Beneficio en cada periodo (CNFt) Interés(%) VAN -2250 -2250 -2250 1 953,456726 10 -1383,2212 2 953,456726 10 -595,24039 116 3 953,456726 10 121,105757 4 953,456726 10 772,32953 5 953,456726 10 1364,35114 6 953,456726 10 1902,55261 7 953,456726 10 2391,82667 8 953,456726 10 2836,62127 9 953,456726 10 3240,97999 10 953,456726 10 3608,57883 11 953,456726 10 3942,7596 12 953,456726 10 4246,5603 13 953,456726 10 4522,74275 14 953,456726 10 4773,8177 15 953,456726 10 5002,06766 16 953,456726 10 5209,56763 17 953,456726 10 5398,20396 18 953,456726 10 5569,69153 19 953,456726 10 5725,58932 20 953,456726 10 5867,31459 VAN 5.867,31 € 6.6.2.1.3 Escenario ST Año Gastos Iniciales (Do) Beneficio en cada periodo (CNFt) Interés(%) VAN -2250 -2250 -2250 1 1103,56809 10 -1246,7563 2 1103,56809 10 -334,71655 Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 3 1103,56809 10 494,410491 4 1103,56809 10 1248,16234 5 1103,56809 10 1933,3913 6 1103,56809 10 2556,32671 7 1103,56809 10 3122,63164 8 1103,56809 10 3637,45429 9 1103,56809 10 4105,47489 10 1103,56809 10 4530,94816 11 1103,56809 10 4917,74204 12 1103,56809 10 5269,37284 13 1103,56809 10 5589,03721 14 1103,56809 10 5879,64118 15 1103,56809 10 6143,8266 16 1103,56809 10 6383,99517 17 1103,56809 10 6602,33023 18 1103,56809 10 6800,81665 19 1103,56809 10 6981,25885 20 1103,56809 10 7145,29722 VAN 7.145,30 € TIR 49% 6.6.2.2 Caso Offshore – 1 6.6.2.2.1 Escenario DG Año Gastos Iniciales (Do) Beneficio en cada periodo (CNFt) Interés(%) VAN -1750 -1750 -1750 1 100,483066 10 -1658,6518 2 100,483066 10 -1575,6079 3 100,483066 10 -1500,1135 118 4 100,483066 10 -1431,4822 5 100,483066 10 -1369,0901 6 100,483066 10 -1312,3701 7 100,483066 10 -1260,8064 8 100,483066 10 -1213,9303 9 100,483066 10 -1171,3156 10 100,483066 10 -1132,5751 11 100,483066 10 -1097,3564 12 100,483066 10 -1065,3394 13 100,483066 10 -1036,233 14 100,483066 10 -1009,7727 15 100,483066 10 -985,71781 16 100,483066 10 -963,84977 17 100,483066 10 -943,96973 18 100,483066 10 -925,89697 19 100,483066 10 -909,46718 20 100,483066 10 -894,53102 VAN -894,53 € TIR 1% 6.6.2.2.2 Escenario GCA Año Gastos Iniciales (Do) Beneficio en cada periodo (CNFt) Interés(%) VAN -1750 -1750 -1750 1 100,483066 10 -1658,6518 2 100,483066 10 -1575,6079 3 100,483066 10 -1500,1135 4 100,483066 10 -1431,4822 Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 5 100,483066 10 -1369,0901 6 100,483066 10 -1312,3701 7 100,483066 10 -1260,8064 8 100,483066 10 -1213,9303 9 100,483066 10 -1171,3156 10 100,483066 10 -1132,5751 11 100,483066 10 -1097,3564 12 100,483066 10 -1065,3394 13 100,483066 10 -1036,233 14 100,483066 10 -1009,7727 15 100,483066 10 -985,71781 16 100,483066 10 -963,84977 17 100,483066 10 -943,96973 18 100,483066 10 -925,89697 19 100,483066 10 -909,46718 20 100,483066 10 -894,53102 VAN -894,53 € TIR 1% 6.6.2.2.3 Escenario ST Año Gastos Iniciales (Do) Beneficio en cada periodo (CNFt) Interés(%) VAN -1750 -1750 -1750 1 100,483066 10 -1658,6518 2 100,483066 10 -1575,6079 3 100,483066 10 -1500,1135 4 100,483066 10 -1431,4822 5 100,483066 10 -1369,0901 6 100,483066 10 -1312,3701 120 7 100,483066 10 -1260,8064 8 100,483066 10 -1213,9303 9 100,483066 10 -1171,3156 10 100,483066 10 -1132,5751 11 100,483066 10 -1097,3564 12 100,483066 10 -1065,3394 13 100,483066 10 -1036,233 14 100,483066 10 -1009,7727 15 100,483066 10 -985,71781 16 100,483066 10 -963,84977 17 100,483066 10 -943,96973 18 100,483066 10 -925,89697 19 100,483066 10 -909,46718 20 100,483066 10 -894,53102 VAN -894,53 € TIR 1% 6.6.2.3 Caso Offshore - 2 6.6.2.3.1 Escenario DG Año Gastos Iniciales (Do) Beneficio en cada periodo (CNFt) Interés(%) VAN -1750 -1750 -1750 1 94,9006702 10 -1663,7267 2 94,9006702 10 -1585,2964 3 94,9006702 10 -1513,9961 4 94,9006702 10 -1449,1776 5 94,9006702 10 -1390,2518 6 94,9006702 10 -1336,6828 Viabilidad de la interconexión de un parque eólico offshore con varios paises mediante HVDC 7 94,9006702 10 -1287,9838 8 94,9006702 10 -1243,7119 9 94,9006702 10 -1203,4648 10 94,9006702 10 -1166,8765 11 94,9006702 10 -1133,6144 12 94,9006702 10 -1103,3761 13 94,9006702 10 -1075,8867 14 94,9006702 10 -1050,8964 15 94,9006702 10 -1028,178 16 94,9006702 10 -1007,5248 17 94,9006702 10 -988,74921 18 94,9006702 10 -971,6805 19 94,9006702 10 -956,16348 20 94,9006702 10 -942,0571 VAN -942,06 € TIR 1% 6.6.2.3.2 Escenario GCA Año Gastos Iniciales (Do) Beneficio en cada periodo (CNFt) Interés(%) VAN -1750 -1750 -1750 1 94,9006702 10 -1663,7267 2 94,9006702 10 -1585,2964 3 94,9006702 10 -1513,9961 4 94,9006702 10 -1449,1776 5 94,9006702 10 -1390,2518 6 94,9006702 10 -1336,6828 7 94,9006702 10 -1287,9838