Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Máster Máster en Sistemas de Energía Eléctrica Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida Autor: Steffany Ashley Ruiz Díaz Tutores: Juan Manuel Roldán Fernández y Miguel Ángel González Cagigal Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2024 iii Proyecto Fin de Máster Máster en Sistemas de Energía Eléctrica Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida Autor: Steffany Ashley Ruiz Díaz Tutores: Juan Manuel Roldán Fernández Miguel Ángel González Cagigal Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2024 v Trabajo Fin de Máster: Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida Autor: Steffany Ashley Ruiz Díaz Tutores: Juan Manuel Roldan Fernández y Miguel Ángel González Cagigal El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2024 El Secretario del Tribunal A mi familia A mis maestros vii Agradecimientos Quiero expresar mi más sincero agradecimiento a todas las personas que han hecho posible la realización de este trabajo. En primer lugar, a mis tutores, Juan Manuel Roldan Fernández y Miguel Ángel González Cagigal, por su invaluable guía, paciencia y apoyo constante a lo largo de este proceso. Su experiencia y consejos han sido fundamentales para el desarrollo de este proyecto. A mis profesores y compañeros de la universidad, quienes con sus enseñanzas y colaboración han enriquecido mi formación académica y personal. Agradezco especialmente a Paula Martínez y David Garzón por su ayuda y motivación en los momentos más desafiantes. A mi familia, por su amor incondicional y por creer en mí en todo momento. Gracias a mis padres, Sandra Díaz, Ramón Urrea y Heymar Ruiz y a mis hermanos, por su comprensión y ánimo. A pesar de la distancia, siempre han estado apoyándome para poder culminar este reto. A todos aquellos que ya no están, que vieron los comienzos de este reto y me impulsaron a continuar. A todos ustedes, mi más profundo agradecimiento. Steffany Ashley Ruiz Díaz Sevilla, 2024 ix Resumen Este estudio se centra en la viabilidad económica de una planta de energía híbrida que combina tecnologías eólicas y fotovoltaicas. La investigación se llevó a cabo con dos enfoques: el primero de ellos evalúa la viabilidad económica de agregar capacidad fotovoltaica a un parque eólico existente, mientras que en el segundo se plantea desde el diseño la identificación de la combinación óptima de ambas tecnologías para maximizar la rentabilidad y la eficiencia. Se utilizaron indicadores financieros clave, como el Valor Actual Neto (VAN), la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el período de recuperación de la inversión (Payback). Los resultados muestran que la hibridación no solo es económicamente viable, sino que también optimiza el uso de recursos renovables y contribuye a la descarbonización y estabilidad del suministro energético. xvii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2-1. Estructura de la potencia instalada (%) - 2022. [4] 3 Figura 2-2. Estructura de la generación de energía eléctrica (%) 2022. [4] 4 Figura 2-3. Evolución de la generación de energía renovable (GWh). [4] 4 Figura 2-4. Perfiles de generación diarios [6]. 5 Figura 3-1. Detalle del programa PVGIS para la descarga de datos horarios fichero .csv [13] 8 Figura 3-2. Perfil anual de generación de potencia para las diferentes potencias instaladas. 8 Figura 3-3. Perfil diario de generación de potencia para las diferentes potencias fotovoltaicas instaladas 9 Figura 3-4. Detalle del programa NEWA para la descarga de datos horarios fichero .nc [14] 9 Figura 3-5. Curva de potencia GAMESA G-90 [17] 10 Figura 3-6. Perfil anual de generación de potencia de un aerogenerador G-90 10 Figura 3-7. Web ESIOS - Red Eléctrica de España [20] 11 Figura 3-8. Precio del Mercado Diario (€/MWh). 11 Figura 4-1.Perfil anual de generación de potencia, Parque Eólico el Centenar. 15 Figura 4-2. Horas equivalentes, Parque eólico el Centenar. 15 Figura 4-3. Factor de carga, Parque eólico el Centenar 15 Figura 4-4. Perfil anual de generación de potencia. 17 Figura 4-5. Perfil diario de generación de potencia planta híbrida. 17 Figura 4-6. Evolución de la energía recortada para distintas potencias de planta fotovoltaica. 18 Figura 4-7. Horas equivalentes de las instalaciones fotovoltaicas. 18 Figura 4-8. Factor de carga de las instalaciones fotovoltaicas. 19 Figura 4-9. Diagrama de flujo del cálculo del análisis económico de la hibridación del Parque eólico el Centenar con una instalación fotovoltaica. 19 Figura 4-10. VAN, TIR y Payback. Mercado diario (2021 – 2023) 20 Figura 4-11. VAN, TIR y Payback. Mercado diario (2017 – 2019) 20 Figura 4-12. Valor Actual Neto (VAN) de la hibridación del Parque eólico el Centenar con una instalación fotovoltaica. 20 Figura 4-13. Costos instalaciones fotovoltaicas. 21 Figura 4-14. Tasa Interna de Retorno (TIR) de la hibridación del Parque eólico el Centenar con una instalación fotovoltaica. 21 Figura 4-15. Período de recuperación de la inversión (Payback) de la hibridación del Parque eólico el Centenar con una instalación fotovoltaica. 21 Figura 5-1. Diagrama de flujo del cálculo del análisis económico- Diseño óptimo de una planta híbrida eólica y fotovoltaica. 26 Figura 5-2. Valor Actual Neto (VAN) - Diseño óptimo de una planta híbrida eólica y fotovoltaica. 27 Figura 5-3. Tasa Interna de Retorno (TIR) - Diseño óptimo de una planta híbrida eólica y fotovoltaica. 27 Figura 5-4. Período de recuperación de la inversión (Payback) - Diseño óptimo de una planta híbrida eólica y fotovoltaica. 28 Figura 0-1. Análisis económico instalaciones fotovoltaicas - 0 MW Eólica. 35 Figura 0-2. Costos instalaciones fotovoltáicas - 0 MW Eólica. 35 Figura 0-3. Recortes de energía acumulada anual de las instalaciones fotovoltáicas - 0 MW Eólica. 36 Figura 0-4. Análisis económico instalaciones fotovoltaicas - 20 MW Eólica. 36 Figura 0-5. Costos instalaciones fotovoltáicas - 20 MW Eólica. 37 Figura 0-6. Recortes de energía acumulada anual de las instalaciones fotovoltáicas - 20 MW Eólica. 37 Figura 0-7. Análisis económico instalaciones fotovoltaicas - 40 MW Eólica. 38 Figura 0-8. Costos instalaciones fotovoltáicas - 40 MW Eólica. 38 Figura 0-9. Recortes de energía acumulada anual de las instalaciones fotovoltáicas - 40 MW Eólica. 39 Figura 0-10. Análisis económico instalaciones fotovoltaicas - 60 MW Eólica. 39 Figura 0-11. Costos instalaciones fotovoltáicas - 60 MW Eólica. 40 Figura 0-12. Recortes de energía acumulada anual de las instalaciones fotovoltáicas - 60 MW Eólica. 40 Figura 0-13. Análisis económico instalaciones fotovoltaicas - 80 MW Eólica. 41 Figura 0-14. Costos instalaciones fotovoltáicas - 80 MW Eólica. 41 Figura 0-15. Recortes de energía acumulada anual de las instalaciones fotovoltáicas - 80 MW Eólica. 42 Figura 0-16. Análisis económico instalaciones fotovoltaicas - 100 MW Eólica. 42 Figura 0-17. Costos instalaciones fotovoltáicas - 100 MW Eólica. 43 Figura 0-18. Recortes de energía acumulada anual de las instalaciones fotovoltáicas - 100 MW Eólica. 43 Figura 0-19. Análisis económico instalaciones fotovoltaicas - 120 MW Eólica. 44 Figura 0-20. Costos instalaciones fotovoltáicas - 120 MW Eólica. 44 Figura 0-21. Recortes de energía acumulada anual de las instalaciones fotovoltáicas - 120 MW Eólica. 45 1 1 OBJETIVOS n el contexto del Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio [1] , se han aprobado una serie de medidas en materia de energía y otros ámbitos con el objetivo de reactivar la economía española. Este decreto pretende impulsar el sistema energético español hacia un modelo climáticamente neutro y descarbonizado, asegurando que el impacto social de estas medidas sea justo y beneficioso para los ciudadanos más vulnerables. Entre las iniciativas destacadas se encuentra la posibilidad de permitir solicitudes de permisos de acceso para instalaciones híbridas que incorporen varias tecnologías, siempre que al menos una de ellas utilice una fuente de energía primaria renovable o incorpore instalaciones de almacenamiento. La hibridación de la generación renovable implica la combinación de dos o más tecnologías de generación renovable en una única instalación, compartiendo infraestructuras y puntos de conexión a la red. Existen varios modelos de hibridación, cada uno con características y beneficios específicos, sin embargo, este trabajo se enfocará en la hibridación de Eólica y Fotovoltaica. Este modelo combina la generación eólica y solar fotovoltaica, aprovechando la complementariedad de sus perfiles de generación tanto a nivel diario como estacional, esta combinación permite un mejor aprovechamiento de los recursos renovables disponibles, reduciendo la variabilidad y mejorando el factor de carga de la instalación. Este estudio se centra en la viabilidad económica de las instalaciones híbridas de Eólica y Fotovoltaica desde dos perspectivas diferentes. En primer lugar, se evaluará la viabilidad económica de incorporar potencia fotovoltaica adicional a una instalación eólica existente. Este análisis tendrá en cuenta las restricciones de potencia en el punto de interconexión con la red, lo cual es crucial para asegurar la compatibilidad y eficiencia del sistema híbrido. En segundo lugar, se pretende determinar la combinación óptima de estas tecnologías para un emplazamiento específico y una inversión económica preestablecida. Este enfoque busca identificar la mejor configuración tecnológica que maximice la rentabilidad y la sostenibilidad del proyecto. 1.1 Objetivos 1.1.1 Objetivo general Estudiar la viabilidad económica de la hibridación de Eólica y Fotovoltaica, buscando optimizar la infraestructura existente y reducir la variabilidad de la generación renovable, siendo una herramienta clave para alcanzar los objetivos de descarbonización y aumento de la participación de las energías renovables en la estructura energética. 1.1.2 Objetivos específicos • Realizar un análisis financiero para calcular el VAN de la inversión en instalaciones híbridas, considerando los flujos de caja futuros y la tasa de descuento adecuada. • Evaluar la rentabilidad del proyecto mediante el cálculo de la TIR para diferentes configuraciones de potencia instalada. • Determinar el tiempo necesario para recuperar la inversión inicial a partir de los ingresos generados por la venta de energía. E 3 2 INTRODUCCIÓN a transición energética hacia fuentes renovables es una prioridad global impulsada por la necesidad de mitigar el cambio climático y reducir la dependencia de los combustibles fósiles. En Europa, este proceso ha avanzado significativamente en las últimas décadas, siendo pionera en la adopción de energías renovables. En 1991, Dinamarca creó el primer parque eólico marino, conocido como Vindeby, así mismo en Alemania se estaba comenzando a implementar tarifas especiales para fomentar la inversión en tecnologías renovables. Para el año 2000, Europa representaba más del 70% de la energía eólica mundial y el 20% de las instalaciones solares fotovoltaicas. En 2008, Europa se convirtió en el mayor mercado mundial de energía solar fotovoltaica, abarcando más del 70% del mercado. En España, ese mismo año, el parque fotovoltaico de Olmella, una central eléctrica de 60 megavatios generaba suficiente energía solar para abastecer a 40,000 viviendas al año. [2] España, al igual que otros países miembros de la Unión Europea (UE), se encuentra en medio de una transformación en su política energética y climática, la cual está ligada a las directrices y requerimientos establecidos por la UE, que a su vez responde al histórico Acuerdo de París de 2015. En 2016, la Comisión Europea presentó el "paquete de invierno", bajo el título "Energía limpia para todos los europeos", que abarca áreas cruciales como la eficiencia energética, el fomento de las energías renovables, la reforma del mercado eléctrico y la seguridad del suministro. Este marco normativo demanda a cada Estado miembro la elaboración de un Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC). [3] En 2017, España se adhirió al acuerdo, reafirmando su intención de desempeñar un papel activo en la lucha contra el cambio climático, según el PNIEC, se proyecta que las medidas propuestas conducirán a una reducción del 23% en emisiones de gases de efecto invernadero con respecto a 1990, un incremento del 42% en el uso de energías renovables en el consumo final de energía, una mejora de la eficiencia energética del 39,5% y una significativa incorporación de energía renovable, alcanzando el 74%, en la generación eléctrica. [3] Según los datos proporcionados por Red Eléctrica de España (REE) para el 2022, las energías renovables representan aproximadamente el 59,2 % del parque generador de energía eléctrica en España, siendo las principales fuentes de energía renovable la energía eólica, la solar fotovoltaica, la hidroeléctrica y la solar térmica. [4] Figura 2-1. Estructura de la potencia instalada (%) - 2022. [4] L Introducción 4 Las energías renovables han tenido un impacto positivo en el sector energético español, han contribuido a reducir las emisiones de CO2, las cuales están un 60,0 % por debajo de las emisiones contabilizadas en 2007, las más destacadas son la eólica y la solar fotovoltaica, que representan una porción considerable de la generación de electricidad. Figura 2-2. Estructura de la generación de energía eléctrica (%) 2022. [4] La producción proveniente de fuentes eólicas ha mantenido una tendencia de crecimiento sostenido durante los últimos seis años y sigue manteniendo su posición como la tecnología renovable más destacada en la generación eléctrica en España, teniendo una participación del 22.1% durante 2022, ocupando la segunda posición en la estructura de generación, ubicándose detrás del ciclo combinado y por delante de la energía nuclear, logrando una producción total de 61,176 GWh, lo que marcó un hito significativo, estableciendo un récord histórico en la generación de energía eólica en España. [4] En el transcurso del año 2022, las instalaciones solares fotovoltaicas emergieron como la tecnología con el mayor incremento en su capacidad instalada dentro del panorama nacional de generación de energía. Se incorporaron 4.498 MW al parque de generación eléctrica, lo que representó un significativo aumento del 29.4% en comparación con el año anterior. [4] Figura 2-3. Evolución de la generación de energía renovable (GWh). [4] Este impulso en la instalación de sistemas solares fotovoltaicos se tradujo en un hito importante: durante el mismo año, la producción eléctrica generada por estas instalaciones experimentó un impresionante aumento del 32.8%. La producción total alcanzó los 27.864 GWh, marcando un récord histórico en generación anual. Este logro fue aún más destacable por el hecho de que las instalaciones solares fotovoltaicas alcanzaron una participación máxima en la estructura energética nacional, representando el 10.1% del total. [4] Este aumento en la capacidad y producción de las instalaciones solares fotovoltaicas también tuvo un impacto 5 5 Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida en la estructura de generación peninsular. Por primera vez en los registros históricos, las instalaciones solares fotovoltaicas ocuparon la cuarta posición en dicha estructura. Este ascenso refleja la relevancia creciente de la energía solar en el panorama energético de España y la consolidación de su papel como fuente de generación esencial. [4] En los últimos años, el crecimiento de las instalaciones de energías renovables en Europa y España ha sido considerable, impulsado por políticas de descarbonización. Sin embargo, uno de los desafíos principales es la insuficiente capacidad de la red eléctrica para integrar la nueva generación renovable, lo que ha obstaculizado el desarrollo de proyectos. Este problema se debe a la saturación de los puntos de conexión, la falta de infraestructura de transmisión adecuada y la ineficiencia en la distribución de capacidad. Además, los complejos procesos administrativos han creado cuellos de botella significativos en el acceso a la red. La capacidad de acceso se refiere a la disponibilidad de puntos de conexión en la red eléctrica que permitan la integración de nuevas instalaciones de generación de energía. Esta capacidad está regulada y gestionada por operadores de sistemas eléctricos, como Red Eléctrica de España (REE). La REE evalúa la capacidad de acceso mediante estudios técnicos que aseguran que la red pueda soportar la nueva generación sin comprometer la estabilidad y seguridad del sistema eléctrico. El acceso y conexión de nuevas plantas renovables se gestionan a través de un procedimiento administrativo que incluye la solicitud de acceso, la evaluación técnica y la autorización final, garantizando así una integración ordenada y eficiente en la red. [5] La hibridación de renovables, que combina diferentes tecnologías como solar y eólica en un mismo punto de conexión, surge como una solución eficiente para mitigar estos problemas. Esta estrategia optimiza los puntos de conexión ya existentes, mejora el uso de la capacidad instalada y reduce la intermitencia al combinar fuentes de energía complementarias. Además, permite un uso más eficiente del suelo y reduce los costos de infraestructura al compartir equipos como transformadores y subestaciones, lo que mejora la competitividad de las energías renovables y facilita su integración en la red sin sobrecargar las infraestructuras de transmisión. La hibridación renovable se plantea como una estrategia fundamental en el camino hacia la mitigación del cambio climático y el cumplimiento de las políticas energéticas mencionadas anteriormente, este enfoque no solo facilita una mayor eficiencia en la utilización de los recursos naturales, sino que también permitiría a las compañías generadoras optimizar el uso de sus puntos de conexión y permisos de acceso a la red. Entre los ejemplos de hibridación de tecnologías renovables se incluyen la combinación de energía eólica y solar, la integración de minihidráulica con fotovoltaica, la fusión de biomasa con energía solar y la hibridación de tecnologías renovables con sistemas de almacenamiento. [6] Se entiende como instalación híbrida eléctrica renovable aquella que combina la operación de dos o más tecnologías de generación eléctrica renovable, incluyendo sistemas de almacenamiento, que comparten un punto de acceso y conexión a la red eléctrica. [6] Figura 2-4. Perfiles de generación diarios [6]. La hibridación de tecnologías renovables resulta beneficiosa cuando sus patrones de generación son capaces de Datos y Premisas Iniciales 12 Como se puede observar hay un incremento del costo del mercado diario en España entre los años 2020 y 2023, puede atribuirse a diversos factores. La crisis energética global, exacerbada por conflictos geopolíticos y problemas de suministro, ha afectado la disponibilidad y el costo de los recursos energéticos. A medida que la economía se recuperaba de la pandemia de COVID-19, la demanda de electricidad aumentó. Este repunte en la demanda, combinado con limitaciones en el suministro, ha presionado al alza los precios del mercado eléctrico. La guerra en Ucrania, por ejemplo, ha influido en la disponibilidad de gas ruso en Europa, elevando los precios de la energía. [19] Para realizar una aproximación realista en estudios económicos y energéticos, se utiliza un promedio de los datos entre 2017 y 2023, lo que ayuda a mitigar el impacto de eventos mencionados de los últimos años, un intervalo de siete años proporciona una visión más estable y representativa del mercado. 3.5. Análisis económico Para realizar un análisis económico de las instalaciones híbridas de energía eólica y fotovoltaica y del parque eólico existente, se utilizan índices económicos para evaluar la rentabilidad de los casos de estudio, como el Valor Actual Neto (VAN), el período de retorno y la Tasa Interna de Retorno (TIR). Por lo que es esencial disponer de información detallada sobre varios aspectos clave, entre estos se incluyen los costos de instalación, los costos de operación y mantenimiento y las tasas de interés para el financiamiento de las instalaciones. Además, el precio del mercado diario de electricidad es un factor crucial que influye en la viabilidad económica de estos proyectos. 3.5.1. Aspectos económicos de las instalaciones Según el informe de IRENA 2022, los costos de inversión para una planta fotovoltaica varían, pero en promedio se sitúan alrededor de 857 USD/kW, los costos de operación y mantenimiento (O&M) son relativamente bajos, aproximadamente 10-20 USD/kW por año y las tasas de interés de descuento anual para financiar estos proyectos suelen oscilar entre el 3% y el 7% [18]. La vida útil de una planta fotovoltaica se estima entre 25 y 30 años [19]. En cuanto a las plantas eólicas, su vida útil se estima de 20 años [16], los costos de inversión para una planta eólica terrestre son aproximadamente 1325 USD/kW, los costos de O&M para estas instalaciones son un poco más altos que los de las plantas fotovoltaicas, situándose entre 30-50 USD/kW por año y las tasas de interés para proyectos eólicos también varían entre el 3% y el 7%. [18] A continuación , se presentan estos datos estimados en euros, utilizando una tasa de cambio de 1 € = 1,12 USD. Instalación fotovoltaica Instalación eólica Costos de instalación 767,13 €/kW 1186,05 €/kW Costos O&M 8,95 €/kW por año 26,85 €/kW por año Tasa de interés 5,1 % 5,1 % Vida útil 25 – 30 años 20 años Tabla 3-1. Aspectos económicos de las instalaciones. 13 13 Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida 3.5.2. Valor Actual Neto El Valor Actual Neto indica que el proyecto es rentable si el VAN es positivo, lo que significa que los ingresos futuros descontados superan los costos iniciales. 𝑉𝐴𝑁=∑ 𝐹𝑡 (1+𝑑)𝑡 𝐴 𝑡=1 − 𝐼𝑜 3-1 𝐹𝑡=𝐶𝐸𝐴(𝑡)−𝑂&𝑀𝐴(𝑡) 3-2 Donde: 𝑡 es el tiempo de estudio 𝐹𝑡 es el flujo de caja 𝑑 es la tasa de interés 𝐼𝑜 es la inversión inicial 𝐶𝐸𝐴 es el costo de la energía anual 𝑂&𝑀𝐴 es el costo de operación y mantenimiento 3.5.3. Tasa Interna de Retorno La Tasa Interna de Retorno (TIR) es la tasa de descuento que hace que el VAN sea igual a cero. Es un indicador de la eficiencia de los casos de estudio en términos de retorno sobre la inversión, se encuentra resolviendo la siguiente ecuación para d. 𝑉𝐴𝑁=∑ 𝐹𝑡 (1+𝑑)𝑡 𝐴 𝑡=1 − 𝐼𝑜=0 3-3 3.5.4. Período de recuperación de la inversión El período de recuperación de la inversión (Payback) es una métrica financiera que mide el tiempo que tarda una inversión en generar suficiente flujo de caja neto para recuperar su costo inicial, determinando el flujo de caja generado para cada año y posteriormente sumando los flujos de caja anuales hasta que la suma acumulada sea igual o superior a la inversión inicial. Para calcular el período de recuperación de la inversión, utilizamos la siguiente ecuación, donde t es el período de tiempo (año) en el que la suma acumulada de los flujos de caja netos alcanza o supera la inversión inicial. 𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘=min (𝑡|∑𝐹𝑡 𝐴 𝑡=1 ≥ 𝐼𝑜|) 3-4 15 4 HIBRIDACIÓN DE PLANTA EÓLICA EXISTENTE CON FOTOVOLTAICA no de los principales desafíos actualmente es la saturación de los puntos de conexión, lo que dificulta la integración de generación renovable. La hibridación de renovables, que combina diferentes tecnologías como solar y eólica en un mismo punto de conexión, surge como una solución eficiente para mitigar estos problemas, por lo que en este apartado se analiza la viabilidad económica de la hibridación de una planta eólica existente con una fotovoltaica, mediante un código implementado en Matlab. 4.1. Análisis económico de la planta eólica existente El parque eólico El Centenar, está compuesto por 20 aerogeneradores GAMESA G-90, por lo que se calculó la potencia generada por el parque eólico, las horas equivalentes y el factor de carga. Figura 4-1.Perfil anual de generación de potencia, Parque Eólico el Centenar. Figura 4-2. Horas equivalentes, Parque eólico el Centenar. Figura 4-3. Factor de carga, Parque eólico el Centenar Así mismo, se realizó el análisis económico de esta planta para 25 años, teniendo en cuenta los costos de inversión y de operación y mantenimiento. U Hibridación de planta eólica existente con fotovoltaica 16 Parque eólico el centenar VAN 30.169.678,02 € TIR 10,75 % Payback 9 Tabla 4-1. Resultados del análisis económico, Parque eólico el Centenar. 4.1.1. Implementación de código Se definen variables previas como lo es el promedio del mercado diario, el costo de la inversión inicial para una instalación eólica, el costo de operación y mantenimiento y la tasa de interés. Como se mencionó en el apartado 3.3, los datos obtenidos fueron sometidos a un tratamiento previo para organizarlos en matrices y que cubrieran los 25 años de vida útil de la planta. % Definir valores planta eólica Io_EO_MW = 1186.05 * 1000; % Inversión inicial instalación eólica (Euro/MW) OyP_EO_MW = 26.85* 1000; % Costo O&M de la instalación eólica (Euro/MW) d_EO = 5.1 / 100; % Tasa de interés de la instalación eólica A_Eco = 25; % Tiempo de vida útil % Definir variables previamente Flujo_Caja_BASE = zeros(A_Eco, 1); Costo_Energia_Anual_EuMWhA_BASE = zeros(1, A_Eco); Costo_OyM_Anual_BASE = zeros(1, A_Eco); % Sumar los costos anuales Costo_Energia_A_EO = sum(Potencia_eolica_parque .* promedio_mercado_FIN); for j = 1:A_Eco % Asignar los costos anuales a las matrices correspondientes Costo_Energia_Anual_EuMWhA_BASE(j) = Costo_Energia_A_EO(j); Costo_OyM_Anual_BASE(j) = OyP_EO_MW*40; % Calcular el flujo de caja descontado Flujo_Caja_BASE(j) = (Costo_Energia_Anual_EuMWhA_BASE(j) - Costo_OyM_Anual_BASE(j)) / (1 + d_EO)^j; end Io_Base = Io_EO_MW * 40; % Calcular la inversión inicial VAN_BASE = sum(Flujo_Caja_BASE) - Io_Base; % Calcular el VAN % Calcular Payback cashFlows = Costo_Energia_Anual_EuMWhA_BASE - Costo_OyM_Anual_BASE; cumulativeCashFlow = cumsum(cashFlows); % Flujos de caja acumulados % Encontrar el primer año donde el flujo de caja acumulado es mayor o igual a la inversión inicial paybackYear = find(cumulativeCashFlow >= Io_Base, 1); if ~isempty(paybackYear) Payback_BASE = paybackYear; else Payback_BASE = NaN; % Asignar NaN si la inversión inicial no se recupera end % Definir la función anónima para el cálculo del VAN vanFuncEO = @(dd) sum((Costo_Energia_Anual_EuMWhA_BASE(1, :) - Costo_OyM_Anual_BASE(1, :)) ./ (1 + dd).^(1:A_Eco)) - Io_Base; x0 = 0.001; % Valor inicial para la búsqueda de la TIR TIR_BASE = fzero(vanFuncEO, x0); % Utilizar fzero para encontrar la TIR 17 17 Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida 4.2. Análisis económico de la hibridación fotovoltaica Para evaluar la viabilidad económica de incorporar potencia fotovoltaica, se establecieron intervalos de variación de la potencia fotovoltaica instalada, que oscilan entre 5 MW y 120 MW, incrementándose en pasos de 5 MW. Considerando las restricciones de potencia en el punto de interconexión con la red, que se asumieron en 40 MW, junto con la potencia generada por el parque eólico, se calculó la potencia que debe entregar la instalación fotovoltaica para cada intervalo. Se realizaron los ajustes necesarios a la potencia entregada por la instalación fotovoltaica para asegurarse de que no se superen las restricciones de potencia en el punto de interconexión. A continuación, se presenta el perfil anual de generación de potencia y el perfil diario de generación de potencia para los diferentes intervalos. Figura 4-4. Perfil anual de generación de potencia. Figura 4-5. Perfil diario de generación de potencia planta híbrida. A continuación, podemos observar el perfil anual de la generación de potencia, referente a los recortes realizados necesarios para no sobrepasar las restricciones de potencia en el punto de interconexión con la red de 40 MW, se observa que a medida que aumenta la potencia instalada el recorte realizado es mayor. Hibridación de planta eólica existente con fotovoltaica 18 Figura 4-6. Evolución de la energía recortada para distintas potencias de planta fotovoltaica. Posteriormente, se calculó el factor de carga y las horas de utilización para cada uno de los intervalos, en donde se puede observar que a medida que aumenta la potencia instalada, ambos indicadores disminuyen, esto se debe a que se debe a que con el aumento de la potencia instalada es necesario realizar más recortes con el fin de no sobrepasar las restricciones de potencia en el punto de interconexión con la red. Figura 4-7. Horas equivalentes de las instalaciones fotovoltaicas. 19 19 Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida Figura 4-8. Factor de carga de las instalaciones fotovoltaicas. Posteriormente se realizó un bucle en el que se realizó el cálculo del VAN, la TIR y el Payback, para cada uno de los intervalos, el cual se detalla en el siguiente diagrama. Para efectos prácticos se realizó este cálculo utilizando diferentes intervalos de los datos obtenidos para el mercado diario. Figura 4-9. Diagrama de flujo del cálculo del análisis económico de la hibridación del Parque eólico el Centenar con una instalación fotovoltaica. En primer lugar, se utilizó un rango de 2021 a 2023, que como se mencionó en el apartado 3.4 del Mercado diario la crisis energética global, exacerbada por conflictos geopolíticos y problemas de suministro, ha afectado la disponibilidad y el costo de los recursos energéticos, por lo que el promedio de los datos en este intervalo proporciona un valor alto para el costo de la energía, lo que conlleva a un aumento en el flujo de caja, dando como resultado valores de VAN y TIR altos y un Payback bajo indicando menos años de tiempo de retorno. Hibridación de planta eólica existente con fotovoltaica 20 Figura 4-10. VAN, TIR y Payback. Mercado diario (2021 – 2023) En segundo lugar, se utilizó un rango de 2017 a 2019, donde se observan valores bajos y estables para el costo de la energía, siento estas fechas previas a las situaciones y conflictos que llevaron al alza los precios del mercado eléctrico, dando como resultado valores de VAN, TIR y Payback, mucho más bajos y realistas. Figura 4-11. VAN, TIR y Payback. Mercado diario (2017 – 2019) Por lo que, para realizar una aproximación realista en estudios económicos y energéticos, se utiliza un promedio de los datos entre 2017 y 2023, lo que ayuda a mitigar el impacto de eventos mencionados de los últimos años, un intervalo de siete años proporciona una visión más estable y representativa del mercado. Figura 4-12. Valor Actual Neto (VAN) de la hibridación del Parque eólico el Centenar con una instalación fotovoltaica. 21 21 Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida Al analizar los resultados obtenidos, se puede observar en la siguiente gráfica que los valores de VAN son positivos en casi todos los escenarios, se puede observar que el mayor valor del VAN se obtiene con la instalación de 55 MW, teniendo un valor de 30,507,182.39 €, lo que indica que es la configuración óptima. Estos datos se obtuvieron utilizando el promedio de los precios del mercado diario entre 2017 y 2023. Figura 4-13. Costos instalaciones fotovoltaicas. El VAN muestra una disminución a medida que se incrementa la potencia instalada después de los 55 MW. Esto ocurre porque los recortes de energía aumentan, impidiendo el aprovechamiento completo de la potencia generada, lo que se refleja negativamente en el flujo de caja. Mientras tanto, la inversión inicial crece de manera lineal. Como resultado, al alcanzar los 120 MW, el VAN se sitúa en -584,879.52 €, ya que el flujo de caja es insuficiente para cubrir la inversión inicial, indicando que el proyecto no es rentable con esta capacidad instalada. Figura 4-14. Tasa Interna de Retorno (TIR) de la hibridación del Parque eólico el Centenar con una instalación fotovoltaica. Así mismo, observamos para el caso de la TIR se mantiene relativamente constante en los primeros escenarios, pero disminuye a medida que la capacidad instalada supera los 55 MW. En los primeros escenarios, los valores de TIR rondan el 13%, mientras que, para una capacidad de 55 MW, la TIR desciende al 11%. Figura 4-15. Período de recuperación de la inversión (Payback) de la hibridación del Parque eólico el Centenar con una instalación fotovoltaica. Para el caso del Payback, observamos que período de recuperación de la inversión se mantiene constante en 8 años para los primeros escenarios, para el caso de 55 MW es de 9 años, se ve el incremento al superar esta potencia instalada, indicándonos, que el periodo de retorno es mayor al aumentar la potencia instalada, para el caso de 120 MW es de 15 años. Diseño óptimo de una planta híbrida eólica y fotovoltaica 26 Posteriormente se realizó un bucle en el que se realizaron los cálculos para el análisis económico teniendo en cuenta los intervalos definidos anteriormente, el cual se detalla en el siguiente diagrama. Figura 5-1. Diagrama de flujo del cálculo del análisis económico- Diseño óptimo de una planta híbrida eólica y fotovoltaica. Para este análisis, se identificaron siete escenarios que representan diferentes variaciones en el número de generadores eólicos, cada uno de estos escenarios se combina con siete escenarios de variación de potencia fotovoltaica, los cuales pueden ser vistos a detalle en las gráficas del Anexo. En las siguientes graficas se pueden observar los resultados obtenidos para cada uno de los escenarios, donde, el número de barras corresponde a los escenarios de variación de potencia eólica, mientras que el eje x muestra la variación de potencia fotovoltaica. 27 27 Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida Figura 5-2. Valor Actual Neto (VAN) - Diseño óptimo de una planta híbrida eólica y fotovoltaica. Para el análisis del VAN, se observan una dinámica similar para todos los casos, en los dos primeros intervalos de potencia fotovoltaica (0 MW y 20 MW), se ve un incremento hasta 60 MW de potencia instalada de eólica, una vez se supera se ve que decrece, se observa que sucede lo mismo para los siguientes intervalos de potencia fotovoltaica, en este caso siendo el valor mayor del VAN asociado a la potencia instalada de eólica de 40 MW. Se observa que, para el caso de una instalación exclusivamente eólica, la potencia instalada optima es de 60 MW, con un VAN de 41,053,700 €. Así mismo, para el caso de una instalación exclusivamente fotovoltaica, la potencia instalada optima es de 60 MW, con un VAN de 43,824,100 €. Para el caso de la instalación hibrida, se observa que la combinación optima es de 60 MW de fotovoltaica y 40 MW de eólica, dando como resultado un VAN de 68,044,900 €, siendo el valor más alto alcanzado por las diferentes variaciones. Figura 5-3. Tasa Interna de Retorno (TIR) - Diseño óptimo de una planta híbrida eólica y fotovoltaica. Para el análisis de la TIR, se observan un decrecimiento con el aumento de las potencias instaladas, lo que nos indica que a mayor potencia instalada es menos rentable, para el caso optimo de hibridación la TIR da 11,51 %, lo que nos indica que es rentable y proporciona un retorno sólido sobre la inversión. Diseño óptimo de una planta híbrida eólica y fotovoltaica 28 Figura 5-4. Período de recuperación de la inversión (Payback) - Diseño óptimo de una planta híbrida eólica y fotovoltaica. Al evaluar el Payback para las distintas configuraciones de instalaciones de energía renovable, observamos que presenta un aumento con el aumento de la potencia instalada, indicando que incrementar la potencia retrasa la recuperación de la inversión. El Payback para el caso optimo es de 9 años, aunque no es extremadamente rápido, es aceptable, especialmente si los flujos de caja son consistentes después del período de recuperación. Instalación fotovoltaica - 60 MW Instalación Eólica - 40 MW Instalación Híbrida Inversión inicial 46,027,800 € 47,442,000 € 93,469,800 € O&M 13,425,000 € 26,850,000 € 40,275,000 € VAN 37,662,800 € 43,824,100 € 68,044,900 € TIR 12 % 13,4 % 11,5 % Payback 8 años 8 años 9 años Horas equivalentes 713,9 1288 2001,8 Factor de carga 8,1% 14,7% 22,8% Tabla 5-1. Resultados del análisis económico - Diseño óptimo de una planta híbrida eólica y fotovoltaica. En resumen, un Payback de 9 años, una TIR del 11%, y un VAN de 68,044,900 € indican que la instalación híbrida de eólica y solar es un proyecto rentable y financieramente atractivo, con un equilibrio adecuado entre el período de recuperación y el valor generado. 29 29 Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida 5.1. Implementación de código Se definen variables previas como el promedio del mercado diario, además, se estableció el costo de la inversión inicial para una instalación fotovoltaica y eólica, el costo de operación y mantenimiento de ambas instalaciones y la tasa de interés común. Como se mencionó en el apartado 3.3, los datos obtenidos fueron sometidos a un tratamiento previo para organizarlos en matrices y que cubrieran los 25 años de vida útil de la planta. El análisis se realizó para los siete casos de variación de potencia eólica y para cada uno de estos siete casos de variación de potencia fotovoltaica, danto un total de 49 iteraciones, resultando en un tiempo de ejecución del código de aproximadamente 3 horas y 45 minutos, ya que incluye datos horarios por año durante 25 años para cada una de las instalaciones evaluadas en cada caso. %% Definir variables A_Eco = 25; % Años tenidos en cuenta en el análisis económico PMax = 40; % Valor maximo de potencia de interconexión % Definimos valores Planta solar Io_FV_MW = 767.13 * 1000; % Inversión inicial OyP_FV_MW = 8.95 * 1000; % Costo O&M % Definimos valores planta eólica Io_EO_MW = 1186.05 * 1000; % Inversión inicial OyP_EO_MW = 26.85 * 1000; % Costo O&M d_C = 5.1/100; % Tasa de interés de la instalación común % Definimos matrices a usar VAN_C2 = zeros(N+1,N_S+1); TIR_C2 = zeros(N+1,N_S+1); Payback_C2 = zeros(N+1,N_S+1); Flujo_Caja_Total = zeros(A_Eco,1); Costo_Energia_Anual_EuMWhA_Total = zeros(N_S+1,A_Eco); Costo_OyM_Anual_Total = zeros(N_S+1,A_Eco); % Variamos la potencia instalada de la eólica, cada generador es de 2MW for i=0:10:N PW_MW_Caso2 = (pot_gen*i)./1000; % X por el número de generadores % Si la potencia eólica supera los 40MW, se dejan por defecto los 40MW P_Caso2_eolica = zeros(numel(PW_MW_Caso2),1); potencia = zeros(numel(PW_MW_Caso2),1); year = Years_Estudio; P_Caso2_eolica_Anual = table(potencia,year); eval(sprintf('RecorteSolar_EO_P_%dMW = zeros(271728,N_S);', i)); for e = 1:numel(PW_MW_Caso2) if PW_MW_Caso2(e) > 40 P_Caso2_eolica(e) = 40; else P_Caso2_eolica(e) = PW_MW_Caso2(e); end P_Caso2_eolica_Anual.potencia(e) = P_Caso2_eolica(e); P_Caso2_eolica_Anual.year(e) = Years_Estudio(e); end % Calculamos la potencia que debe entregar la planta fotovoltaica for j = 0:20:N_S if j == 0 % Separamos los datos en columnas por año para cada caso P_eolica_Anual_caso2 = zeros(tam,A); for y = 1:A datos_eo = P_Caso2_eolica_Anual.potencia(P_Caso2_eolica_Anual.year == years(y)); if length(datos_eo)==tam P_eolica_Anual_caso2(:,y) = datos_eo; else n = tam - length(datos_eo); d_eo = [datos_eo;zeros(n,1)]; P_eolica_Anual_caso2(:,y) = d_eo; end end % Calculamos la potencia total generada Potencia_Total_Generada = P_eolica_Anual_caso2; % Calcular el costo de energía Costo_Energia_Total = Potencia_Total_Generada.*promedio_mercado_FIN; else Diseño óptimo de una planta híbrida eólica y fotovoltaica 30 % Recorte de potencia eval(sprintf('P_kW = table2array(Datos_%d000kW_Act(:, 2));',j)); P_MW = P_kW./1000000; potencia = zeros(numel(P_MW),1); year = Years_Estudio; eval([sprintf('Potencia_%dMW_solar_caso2', j) ' = table(potencia,year);']); for k = 1:numel(P_MW) if P_MW(k) > (PMax - P_Caso2_eolica(k)) eval([sprintf('Potencia_%dMW_solar_caso2.potencia(k) = PMax - P_Caso2_eolica(k);', j)]); eval(sprintf('RecorteSolar_CasoII_EO_P_%dMW(k,j) = P_MW(k) - (PMax - P_Caso2_eolica(k));', i)); else eval([sprintf('Potencia_%dMW_solar_caso2.potencia(k) = P_MW(k);', j)]); end end % Separamos los datos en columnas por año para cada caso P_eolica_Anual_caso2 = zeros(tam,A); eval([sprintf('P_%dMW_Solar_Anual_caso2', j) ' = zeros(tam,A);']); for y = 1:A % Solar datos_sol = eval(sprintf('Potencia_%dMW_solar_caso2.potencia(Potencia_%dMW_solar_caso2.year == years(y));', j, j)); if length(datos_sol)==tam eval([sprintf('P_%dMW_Solar_Anual_caso2(:,y)', j) ' = datos_sol;']); else n = tam - length(datos_sol); d = [datos_sol;zeros(n,1)]; eval([sprintf('P_%dMW_Solar_Anual_caso2(:,y)', j) ' = d;']); end % Eolica datos_eo = P_Caso2_eolica_Anual.potencia(P_Caso2_eolica_Anual.year == years(y)); if length(datos_eo)==tam P_eolica_Anual_caso2(:,y) = datos_eo; else n = tam - length(datos_eo); d_eo = [datos_eo;zeros(n,1)]; P_eolica_Anual_caso2(:,y) = d_eo; end end % Calculamos la potencia total generada Potencia_Total_Generada = eval(sprintf('P_eolica_Anual_caso2 + P_%dMW_Solar_Anual_caso2;',j)); % Calcular el costo de energía y O&M Costo_Energia_Total = Potencia_Total_Generada.*promedio_mercado_FIN; end % Sumar los costos anuales Costo_Energia_A_Total = sum(Costo_Energia_Total); for y = 1:A_Eco % Asignar los costos anuales a las matrices correspondientes Costo_Energia_Anual_EuMWhA_Total(j+1,y) = Costo_Energia_A_Total(y); Costo_OyM_Anual_Total(j+1,y) = OyP_FV_MW*j + OyP_EO_MW*i; % Calcular el flujo de caja descontado Flujo_Caja_Total(y) = (Costo_Energia_Anual_EuMWhA_Total(j+1,y) - (Costo_OyM_Anual_Total(j+1,y)))/((1+d_C)^y); end % Calcular la inversión inicial Io_solar = Io_FV_MW*j; Io_eolica = Io_EO_MW*i*2; Io = Io_solar+Io_eolica; % Calcular el VAN VAN_C2(j+1,i+1)= sum(Flujo_Caja_Total) - Io; % Calcular la TIR vanFunc = @(d) sum((Costo_Energia_Anual_EuMWhA_Total(j+1,:) - Costo_OyM_Anual_Total(j+1,:)) ./ (1 + d).^(1:A_Eco)) - Io; initialRate = 0.1; % Suposición inicial de la taza de interés TIR_C2(j+1,i+1) = fzero(vanFunc, initialRate); % Calcular el período de recuperación (payback period) cashFlows = Costo_Energia_Anual_EuMWhA_Total(j+1,:) - Costo_OyM_Anual_Total(j+1,:); cumulativeCashFlow = cumsum(cashFlows); % Flujos de caja acumulados % Encontrar el primer año donde el flujo de caja acumulado es mayor o igual a la inversión inicial paybackYear = find(cumulativeCashFlow >= Io, 1); if ~isempty(paybackYear) Payback_C2(j+1,i+1) = paybackYear; else Payback_C2(j+1,i+1) = NaN; % Asignar NaN si la inversión inicial no se recupera end end end 31 6 CONCLUSIONES ste trabajo ha evaluado la viabilidad económica de una planta de energía híbrida que combina tecnologías eólicas y fotovoltaicas, utilizando indicadores financieros claves como el Valor Actual Neto (VAN), la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el período de recuperación de la inversión (Payback). Las conclusiones obtenidas de este análisis proporcionan una visión clara sobre las ventajas y desafíos de las instalaciones híbridas frente a las exclusivamente eólicas o fotovoltaicas. Para la hibridación de una planta eólica existente de 40 MW con fotovoltaica, la hibridación es económicamente viable entre 5 MW y 55 MW, siendo 55 MW la configuración óptima, ya que superar esta capacidad lleva a un desaprovechamiento de recursos y afecta negativamente los ingresos y el período de retorno de la inversión. Estos resultados promueven la adopción de tecnologías renovables complementarias, demostrando que la integración de energía solar en la planta eólica maximiza la rentabilidad y optimiza el aprovechamiento de los puntos de conexión dando una posible solución a las limitaciones de integrar renovables debido a la saturación de estos mismos. Para el diseño óptimo de hibridación eólica y fotovoltaica, se evaluaron instalaciones exclusivamente eólicas, exclusivamente fotovoltaicas y combinaciones híbridas de ambas tecnologías, donde, la combinación óptima de 60 MW fotovoltaicos y 40 MW eólicos es financieramente atractiva, con un VAN de 68,044,900 €, una TIR del 11%, y un Payback de 9 años, lo que indica que este proyecto híbrido ofrece un equilibrio adecuado entre el período de recuperación y el valor generado, demostrando la rentabilidad y sostenibilidad de la hibridación en el emplazamiento escogido. En conclusión, este trabajo demuestra que la hibridación de tecnologías renovables, específicamente eólica y fotovoltaica, ofrece una solución viable y rentable para la generación de energía, las configuraciones híbridas pueden optimizarse para lograr una mayor rentabilidad y estabilidad en el suministro de energía. Este trabajo contribuye a la comprensión de cómo combinar eficientemente diferentes fuentes de energía renovable para maximizar los beneficios económicos y ambientales, apoyando los objetivos de descarbonización y sostenibilidad energética. E 33 REFERENCIAS [1] BOE, «Real Decreto-ley 23/2020,» 24 06 2020. [En línea]. Available: https://www.boe.es/eli/es/rdl/2020/06/23/23/con. [2] Comisión Europea, «Las energías renovables en Europa,» 18 03 2020. [En línea]. Available: https://commission.europa.eu/news/focus-renewable-energy-europe-2020-03-18_es. [Último acceso: 15 10 2024]. [3] «PLAN NACIONAL INTEGRADO DE ENERGÍA Y CLIMA 2021 - 2030,» España, 2020. [4] R. E. d. España, «Informe del Sistema Eléctrico: Informe resumen de energías renovables 2022,» Red Eléctrica de España, España, 2023. [5] Red eléctrica de España, «Conoce la capacidad de acceso,» 05 2024. [En línea]. Available: https://www.ree.es/es/clientes/generador/acceso-conexion/conoce-la-capacidad-de-acceso. 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Recortes de energía acumulada anual de las instalaciones fotovoltáicas - 60 MW Eólica. 41 41 Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida Figura 0-13. Análisis económico instalaciones fotovoltaicas - 80 MW Eólica. Figura 0-14. Costos instalaciones fotovoltáicas - 80 MW Eólica. Anexo 42 Figura 0-15. Recortes de energía acumulada anual de las instalaciones fotovoltáicas - 80 MW Eólica. Figura 0-16. Análisis económico instalaciones fotovoltaicas - 100 MW Eólica. 43 43 Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida Figura 0-17. Costos instalaciones fotovoltáicas - 100 MW Eólica. Figura 0-18. Recortes de energía acumulada anual de las instalaciones fotovoltáicas - 100 MW Eólica. Anexo 44 Figura 0-19. Análisis económico instalaciones fotovoltaicas - 120 MW Eólica. Figura 0-20. Costos instalaciones fotovoltáicas - 120 MW Eólica. 45 45 Análisis de la viabilidad económica de una planta de producción de energía híbrida Figura 0-21. Recortes de energía acumulada anual de las instalaciones fotovoltáicas - 120 MW Eólica.