Energía Eólica. Juan Ramón Ayuso Ortiz IDAE - Departamento Eólico

Transcripción

1 Energía Eólica Juan Ramón Ayuso Ortiz IDAE - Departamento Eólico

2 Índice 1.- Fundamentos y características de tecnología eólica. 2.- Situación de la eólica a nivel internacional y en España. Penetración en el sistema eléctrico español. 3.- Marco normativo en España. Trámites administrativos y desarrollo de un proyecto eólico. Aspectos económicos. 4.- Aplicación de la eólica al autoconsumo. Casos prácticos con participación dei IDAE. 2

3 Índice 1 Fundamentos y características de la tecnología eólica. - Tipología en función de la escala del proyecto. - Componentes principales de los aerogeneradores. - Tipologías en aerogeneradores de pequeña potencia. - Ventajas de la eólica de pequeña potencia y aplicaciones. - Esquema de un sistema de generación mixta. 3

4 Tipología de generación eólica en función de la localización y la escala del proyecto Descripción Aerogenerador tipo Potencia instalada en España (31/12/2013) Gran potencia Parques eólicos situados en zonas terrestres de viento óptimo que vierten toda la energía a la red eléctrica de alta tensión 1-5 MW el por aerogenerador h eq MW el por parque eólico Onshore Media potencia Aerogeneradores destinados a reducir el coste eléctrico de plantas industriales ( net metering ), mantener constantes los niveles de tensión en la red y compensar energía reactiva conectados en media tensión kw el por aerogenerador h eq <5 MW el por proyecto ~ MW el Pequeña potencia Aerogeneradores destinados a cubrir el autoconsumo eléctrico de los sectores residencial o terciario conectados en baja tensión <100 kw el por aerogenerador h eq <10 kw el por proyecto ~8 MW el (aisladas) Offshore Gran potencia Parques eólicos situados mar adentro donde el viento es más constante, frecuente e intenso >150 MW el por parque >3 MW el por aerogenerador h eq 0 MW el 4

5 Componentes principales de los aerogeneradores tripala de eje horizontal (gran potencia) Góndola Rotor Componentes y características principales Rotor Las palas constan de un larguero y un recubrimiento diseñados con perfiles aerodinámicos que transforman el empuje del viento en un movimiento de rotación alrededor del eje principal Actualmente se suelen utilizar tres palas por aerogenerador de una longitud no superior a ~60 m por pala El buje es el punto de unión de las palas y el eje principal Contiene el mecanismo de accionamiento del ángulo de las palas. % Coste (orientativo) 27% Góndola Estructura situada en lo alto de la torre, que contiene y protege el equipo de generación eléctrica y que gira sobre la torre para orientar las palas a barlovento Contiene el eje principal conectado al buje, el multiplicador (si aplica), el generador, los sistemas de control del aerogenerador, los sistemas de refrigeración, la veleta y el anemómetro, el sistema de orientación del ángulo de guiñada, etc. 47% Torre Torre La torre está compuesta por virolas troncocónicas fabricadas usualmente a partir de chapa de acero laminado de hasta ~50 mm de espesor y soldadas unas a otras Actualmente la altura máxima se encuentra en ~130 m y el diámetro máximo en ~4,3m por limitaciones en el transporte por carretera Contiene habitualmente el transformador de baja a media tensión, una escalera y/o ascensor, cableado de baja tensión y de fibra óptica y el convertidor de frecuencia (si aplica) 26% 5

6 Desglose orientativo del coste de fabricación de un aerogenerador de mediana potencia Componente % de coste Características Energía Eólica Rotor 15 % 20 % Sistema de pitch 0 % 10 % Utilización de rótores sobredimensionados para maximizar las horas anuales en zonas de viento suave Ausencia de control de paso por pitch activo en máquinas de potencia < 20 kw Tren de potencia 25 % 35 % Utilización de tecnología de generador síncrono de imanes permanentes síncrono directo o mediante un multiplicador ~1:10 Resto de componentes de la góndola 10 % - 15 % Equivalentes a los de un aerogenerador de gran potencia Torre 18 % - 22 % Torre de ~1 metro de diámetro tubular con acceso externo y plataforma externa de mantenimiento Convertidor y sistema eléctrico 10 % - 15 % Utilización de un full converter, lo que aumenta el coste de la máquina (en términos /kw) Fuente: BCG / AEE 6

7 Características orientativas de modelos de aerogeneradores de pequeña y mediana potencia de fabricación española Concepto 20 kw 60 kw 100 kw 200 kw Diámetro del rotor 9,45 m 15 m 21 m 28 m Área barrida 70,1 m 2 176,7 m 2 346,4 m 2 615,7 m 2 Altura de la torre 20 m 31m 37 m 35 m Producción anual 35 MWh 108 MWh 198 MWh 398 MWh Horas equivalentes horas horas horas horas Vida útil 20 años 20 años 20 años 20 años Se trata de máquinas que han heredado los avances tecnológicos de la eólica de gran potencia y como tal deben cumplir los mismos requisitos tecnológicos 1 Fuente: AEE 1. Por ejemplo, huecos de potencia en la red eléctrica, entrega de energía reactiva, armónicos en la onda, telecontrol, etc. 7

8 Tipologías en aeroturbinas de pequeña potencia (<20 kw) Eje horizontal Eje Vertical - Sustentación EVS (DARRIEUS) Eje Vertical - Arrastre EVA (SAVONIUS) Pros Mayor eficiencia. Potencialmente más económico. Versatilidad de modelos comerciales. Siempre orientado al viento Mejor comportamiento ante turbulencias Vs Eje horizontal Menores vibraciones/ruidos Fiable y robusto Siempre orientado al viento Mejor comportamiento ante turbulencias Vs Eje horizontal Menores vibraciones Muy silencioso Contras Peor comportamiento ante vientos racheados y cambios de dirección. Menor eficiencia. Más sensibles a la turbulencia que el EVA. Menor eficiencia. Mayores costes de inversión potenciales. 8

9 Principales fabricantes de aerogeneradores - Eólica de Gran Potencia (mercado español): El 91% de lo aerogeneradores instalados en España han sido suministrados por fabricantes implantados en España: - Tecnología Nacional (67 %): GAMESA, ALSTOM, ACCIONA WP, MTORRES - Tecnología Foránea con fabricación nacional (24 %): VESTAS, GE WIND, - Eólica de Mediana y Pequeña Potencia: (100kW 300 kw. Tecnología de eje horizontal) NORVENTO DEL VALLE AGUAYO ELECTRIA WIND ADES - Pequeña Potencia (hasta 20kW) [LISTADO NO EXHAUSTIVO]: BAIWIND : (EVS) BORNAY (Eje horizontal) ENAIR (Eje horizontal) ENNERA (Eje horizontal) ITELSIS (Eje horizontal) KLIUX (EVS) NEOLIA (Eje horizontal) SOLENER (Horizontal) SPEEDWING (EVS) WINDSPOT (Eje horizontal) ZIGOR (Eje horizontal) 9

10 Eólica de Pequeña Potencia Ventajas Específicas Vs Eólica de Gran Potencia Aprovechamiento de vientos moderados. Generación cercana al punto de consumo (generación distribuida). Menor impacto ambiental potencial: asociado a puntos de consumo eléctrico / tamaño reducido. Bajo coste de operación y mantenimiento y elevada fiabilidad. Menor obra civil. Facilidad de transporte y montaje. Conexión directa a redes de poca capacidad (distribución). Optimización del aprovechamiento de las infraestructuras existentes. Aprovechamiento de pequeños emplazamientos o en terrenos complejos. Versatilidad de aplicaciones y ubicaciones (emplazamientos aislados y/o conectados a red en combinación con otras fuentes). 10

11 Tipos: Eólico Eólica de Pequeña Potencia Mercados y Aplicaciones (en función de la potencia) Eólico-fotovoltaico. Eólico-diesel. Eólico-turbina de gas. Eólico-hidráulico. Eólico-pila de combustible. Microrredes ( Smart grids ). Generación distribuida. Con o sin almacenamiento -aisladas o conectadas a la red-. Aplicaciones Bombeo / Sistemas de riego 11

12 Esquema de un sistema de generación mixta ENERGÍA SOLAR FV DEMANDA ELÉCTRICA ENERGÍA EÓLICA AUTOCONSUMO ALMACENAMIENTO BATERÍAS Potencial aplicación en Bombeo / Sistemas Riego 12

13 Índice 2 Situación de la eólica a nivel internacional y en España. Penetración en el sistema eléctrico español. - Potencia instalada en el mundo y en Europa. - Evolución histórica y situación del sector eólica en España. - Integración de la eólica en el sistema. - Contribución al mix de generación eléctrica. 13

14 Potencia Eólica instalada en el mundo a 31/12/2013 (MW) UE-28 CHINA EE.UU. INDIA CANADÁ BRASIL MW TOTAL MUNDIAL MW UE-28: 36,8 % España: 7,2% mundial RESTO Fuente: EWEA, GWEC e IDAE (para España) Datos Provisionales 2013 Resto Mundo Resto UE-27 España 14

15 Potencia Eólica instalada en la UE-28 a 31/12/2013 (MW) ALEMANIA ESPAÑA REINO UNIDO ITALIA FRANCIA DINAMARCA PORTUGAL SUECIA RESTO TOTAL UE MW España: 19,5 % Fuente: EWEA e IDAE (para España) Datos Provisionales 15

16 Evolución de la Potencia Eólica en servicio en España POTENCIA ACUMULADA POTENCIA ANUAL INSTALADA EXPLOTACION ACUMULADO TOTAL ESPAÑA (a 31/12/2013) MW Fuente: CNMC Dato 2013 Provisional PLAFER 1999 PER 2005 PER EXPLOTACION 0, ACUMULADO 7,

17 Energía Eólica Situación del Sector Eólico en España. Ficha resumen Potencia Potencia acumulada MW Incremento potencia (año 2013) 150 MW Cobertura Cobertura demanda eléctrica bruta 19,5% Cobertura demanda Energía primaria 4,0% Tejido empresarial y avances tecnológicos España es la 5ª potencia mundial en exportaciones eólicas de equipos, servicios y tecnología, tras Dinamarca, Alemania, China y EEUU. Evolución potencia hasta Incorporados anualmente Acumulado Fuente: BDFER/IDAE Nota: incluye parques, prototipos y minieólica aislada MW Acumulados MW Instalados anualmente Desarrollos unitaria: tecnológicos de mayor potencia Nacional: GAMESA, G128/5 MW (2013, offshore). Mundial: VESTAS V164/8 MW (2014, offshore). Inversión I+D+i 8% de su aportación al PIB (2010). Pequeña potencia: Fabricantes nacionales, con presencia en mercados internacionales. Empleo en puestos existentes. Retos Mantenimiento de posición de liderazgo internacional. Optimizar la integración en el sistema eléctrico. Despliegue Eólica Pequeña Potencia. Nuevo marco normativo Generación Distribuida 17

18 Integración de la Eólica en el Sistema: Récords históricos Miércoles, 16/17-ENE-2013 (madrugada): Récord eólico de cobertura de la demanda horaria: 60 %. Miércoles, 06-FEB-2013 (15:50h): Máximo histórico de potencia eólica simultánea: MW. (coef. simultaneidad 75 %). Martes, 25-MAR-2014: Récord eólico diario de cobertura de la demanda: 46,9 % ( MWh). Fuente: REE, Red Eléctrica de España Cobertura de la demanda con Eólica en 2013: Anual: 19,5 % (aprox GWh) [Máximo mensual, en nov/2013: 31 % (6.424 GWh)] 18

19 Centro de Control del Régimen Especial de REE (CECRE) Objetivo: Conseguir el mayor nivel posible de integración de renovables en el Sistema, sin comprometer su seguridad. Coordina, controla y supervisa todas las unidades de generación agrupándolas en Centros de Control de Energías Renovables (CCER), utilizadas como enlace para la operación las instalaciones. Permite modificar los límites admisibles de producción zonal, y los criterios preventivos (conservadores), por el control en tiempo real. Fuente: REE CECOEL Consignas Centro de control de generación Centro de control de generación Monitorización en tiempo real CECRE GEMAS GEMAS: Generación Eólica máxima admisible Cada 20 minutos 19

20 Mix de generación eléctrica en España 2013 Residuos y otros 0,3% Nuclear 19,9% Prod. con bombeo 1,5% Hidráulica (sin bombeo) 12,9% Prod. Bruta Electricidad: GWh -4,1% respecto a 2012 Gas Natural 20,0% Renovables 38,9% Eólica 19,5% Prod. Renovable: GWh + 27,6% respecto a 2012 P.petrolíferos 4,9% Carbón 14,6% Biomasa, Biogás y residuos 1,9% Solar 4,6% Contribución Renovables: 38,9% en ,2% en 2012 El año 2013 se caracterizó por una mayores producciones hidráulica y eólica, lo que motivó un incremento sustancial de la cobertura con renovables respecto a 2012: Nota: Datos provisionales Contribución Renovables al mix de generación cercana al 40% 20

21 Índice 3 Marco normativo en España. Trámites administrativos y desarrollo de un proyecto eólico. Aspectos económicos. - Marco legislativo a nivel nacional y autonómico. - Trámites administrativos. - Desarrollo de un proyecto eólico. Atlas Eólico de España. Análisis de la inversión y de los costes de explotación. 21

22 Legislación a nivel Nacional Marco Legislativo en España Ley 24/2013 del Sector Eléctrico. Real Decreto-ley 9/2013, con medidas urgentes para la estabilidad financiera. Real Decreto 413/2014, Energías renovables, cogeneración y residuos. Orden IET/1045/2014, establece los parámetros retributivos para las ITs. Real Decreto 1699/2011, para la conexión a red de pequeña potencia. Real Decreto 1955/2000, procedimientos de autorización de instalaciones eléctricas (carácter subsidiario). Ley 21/2013, Evaluación de Impacto Ambiental. Legislación a nivel Autonómico Procedimientos Administrativos. (Ordenación del territorio, autorizaciones, requisitos medioambientales, ). Criterios de Planificación: o Impacto medioambiental. o Producción de energía. o Planificación energética. o Aportación tecnológica y efectos industriales. o Impacto socio-económico. 22

23 Ley 24/2013, del Sector Eléctrico Artículo 9. Autoconsumo de energía eléctrica Energía Eólica Modalidades de autoconsumo. a) Suministro con autoconsumo. Instalación de generación interna, no dada de alta en el Registro de Producción. b) Producción con autoconsumo (conectada a su red interior). c) Producción con autoconsumo de un consumidor conectado a través de una línea directa con una instalación de producción. d) Cualquier otra modalidad. Obligación de contribuir a los costes y servicios del sistema por la energía autoconsumida, cuando exista conexión total o parcial al sistema eléctrico (pago de peajes de acceso a redes, cargos asociados a los costes del sistema, ). Potencial reducción en los SETNPs. Obligación de inscripción en el Registro Administrativo de autoconsumo de energía eléctrica del MINETUR. El Gobierno establecerá las condiciones administrativas y técnicas para la conexión a red de las instalaciones con autoconsumo. Asimismo, el Gobierno establecerá las condiciones económicas para que las instalaciones de la modalidad b) vendan al sistema la energía no autoconsumida. [PENDIENTE DE DESARROLLO NORMATIVO] 23

24 CANTABRIA (L 7/2013): PAIS VASCO (D 115/2002): Proyectos en competencia. NAVARRA (DF 125/1996): Proyectos en competencia. Proyectos en competencia. Suspensión (DF 685/1996) ASTURIAS (D 43/2008): Proyectos en competencia. LA RIOJA (D 48/1998): Proyectos en competencia. Moratoria (D 25/2002) GALICIA (O 29/03/2010): Concurso de potencia (anuales). Normativa autonómica (parque eólico). CATALUÑA (D 329/2010): Concurso de Potencia. CASTILLA Y LEÓN (D189/1997): Proyectos en competencia. ARAGÓN (D 124/2010): Plan eólico EXTREMADURA (D 160/2010): Proyectos en competencia COMUNIDAD VALENCIANA (O 26/07/2001): Concurso de planes eólicos. CASTILLA LA MANCHA (D 20/2010): Concurso de potencia. ANDALUCÍA (Orden 29/02/2008): Concurso de potencia CANARIAS (O 27/04/2007): Concurso de Potencia. 24

25 Tramitación administrativa de un parque eólico. Principales permisos y autorizaciones necesarias para la ejecución de un parque eólico: Concesión del Punto de Conexión (permiso de acceso y conexión a las redes de transporte o distribución). Autorización Administrativa de la instalación, (parque eólico y líneas eléctricas). Incluyendo Declaración de Impacto Ambiental (Dir. Gral. Industria y Energía Medioambiente - CC AA). Aprobación Proyecto de ejecución (Dir. Territ. Industria y Energía CC AA). Licencia de Actividades Clasificadas y de Obras (Ayuntamientos). Autorización de Puesta en Marcha (Dir. Territ. Industria y Energía CC AA). Inscripción en el RAIPEE (DG Política energética y Minas - MINETUR). Permiso de AESA / DG Aviación Civil (alturas > 100m). Y en su caso: Inscripción en el Registro de Régimen Retributivo Especifico (procedimiento de subastas) o en el Registro Administrativo de Autoconsumo (para cualquier modalidad de autoconsumo). (DG Política energética y Minas - MINETUR). 25

26 Planteamiento Inicial de un proyecto eólico. Emplazamiento adecuado Punto de conexión Calificación medioambiental Procedimientos administrativos Consecución de Permisos y Autorizaciones 26

27 Análisis de la Inversión. Introducción Contratos Suministro Parque, Línea Otros INVERSIÓN Producción Energética INGRESOS O + M Seguros Gestión Otros GASTOS Costes Financieros FINANCIACIÓN AUTOCONSUMO Ahorros en facturación (término variable) + Potencial comercialización de excedentes ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN 27

28 Costes de inversión de un parque eólico en tierra Estimación de la inversión para generación eólica onshore de gran potencia en 2010 (50 MW) Rangos de Costes de inversión Coste de la inversión de un parque eólico onshore ('000 / MW) Máximo Aerogenerador Obra civil e ingeniería ~75% de la inversión total Altura (+0,5% por metro adicional) Configuración generador-multiplicador (+10% para generadores síncronos) Potencia (+6% por MW para misma altura) ~8% de la inversión total Mínimo Instalación eléctrica ~5% de la inversión total 0 Aerogenerador 1 Instalación eléctrica Costes de promoción Subestación y conexión eléctrica ~10% de la inversión total ~ /km de línea eléctrica aérea y ~ /km de línea eléctrica subterránea Obra civil e Subestación y Total ingeniería conexión Promoción ~2% de la inversión total eléctrica 1. Precio incluyendo transporte, montaje y margen EPC Nota: el precio de un aerogenerador (incluyendo transporte e instalación) varía en función de la potencia del generador eléctrico y la altura de la torre. El valor de ~ /MW es para un aerogenerador de 850 kw y 55 metros de altura, mientras que el precio de ~ /MW es para un aerogenerador de 2 MW y 100 metros de altura. Para los cálculos sólo se han considerado aerogeneradores de 2 MW, con un precio de /MW para 66 metros de altura y /MW para 100 metros de altura Fuente: EWEA; WindDirections 2007; Intermoney; AEE; análisis BCG 28

29 Variación de los Costes de Inversión (%) según el tamaño del parque (eólico en tierra) TAMAÑO PARQUE 25 MW 10 MW 2 MW Nº MÁQUINAS APROX AEROGENERADORES 75% 73% 70% Suministro Peninsular OBRA CIVIL 6% 8% 9% Orografía y Accesibilidad Normal EQUIPAMIENTO ELÉCT. 15% 13% 12% Línea de Evacuación 132 kv 45 kv 20 kv VARIOS * 4% 6% 9% RATIO / kw inst INVERSIÓN TOTAL (miles de ) * VARIOS: Ingeniería, Dirección Obra, Control de Calidad, Seguridad y Salud. (Cifras aproximadas) 29

30 Fases de Gestión de un Parque Eólico FASE PREVIA Objetivo: Finalización: FASE DE PROYECTO Objetivo: Finalización: Datos básicos del proyecto. Documentación necesaria para decidir la ejecución del parque. Desarrollo documentación del proyecto y consecución de permisos. Formalización de todos los contratos. FASE DE EJECUCIÓN Objetivo: Finalización: Construcción, Puesta en Marcha y Pruebas. Recepción Provisional de las instalaciones. FASE DE EXPLOTACIÓN Objetivo: Obtención de máxima rentabilidad de la Inversión. Finaliza con la vida útil de las instalaciones. 30

31 Gestión de un Parque Eólico. Fase Previa FASE PREVIA Selección de terrenos adecuados. Mediciones eólicas. Estudio de potencial. Legislación aplicable. Punto de conexión. Aspectos medioambientales. Preofertas. ESTUDIO DE VIABILIDAD Toma de decisión FASE DE PROYECTO 31

32 Atlas Eólico de España a disposición pública Doble finalidad: Servir de apoyo para todas las administraciones públicas en la elaboración de planificaciones o estudios relacionados con el área eólica. En particular: Evaluación Potencial Eólico de España (PER ). Dotar a los agentes del sector, y al público en general, de una herramienta que permita identificar y realizar una evaluación inicial del recurso eólico existente en cualquier área. Sistema de Información Geográfica (GIS) de libre acceso vía Internet-, desde Julio/2009. (Resolución del mallado: 100 m). Suministrador: AWS Truewind 32

33 Atlas Eólico de España : Información Complementaria La herramienta Web permite al usuario navegar por el mapa y conocer los datos del recurso eólico estimado, más información adicional de interés: Campos meteorológicos: Información al usuario: Velocidad media anual a a distintas alturas alturas (30 m, (30 60 m, m, m y m m). y 100 m). Densidad energética media media anual. anual. Distribuciones de de Weibull. Producción Bruta anual estimada (curvas (curvas de potencia de potencia tipo). tipo). Otros: Temperatura, Presión, densidad densidad del aire, del aire, Información complementaria: Topografía y y Cartografía. Espacios Naturales Protegidos Protegidos declarados declarados por las por CC las AA. CC AA. Otras figuras medioambientales: Red Red Natura Natura 2000, 2000, Parques Parques Nacionales; Nacionales; Reservas de la Biosfera, Humedales RAMSAR, ZEPIM s, IBA s. Zonificación Reservas de del la Biosfera, Estudio Estratégico Humedales Ambiental RAMSAR, del ZEPIM s, Litoral IBA s. para parques Zonificación marinos. del Estudio Estratégico Ambiental del Litoral para Información parques marinos. Catastral. Información Catastral. 33

34 Gestión de un Parque Eólico. Fase de Proyecto FASE DE PROYECTO Gestión de terrenos Estudio de Impacto Ambiental Gestión de permisos (Proyecto Administrativo) Especificaciones Selección Ofertas: Técnica / Financiera Proyecto de Construcción AUTORIZACIONES ANÁLISIS DE VIABILIDAD CONTRATOS FASE DE EJECUCIÓN 34

35 Gestión de un Parque Eólico. Fase de Ejecución FASE DE EJECUCIÓN Construcción Puesta en Marcha Pruebas Recepción Provisional Ingenieria de detalle Tramitación y Contratación Obra Civil Instalacion de aerogeneradores FASE DE EXPLOTACIÓN Recepción Definitiva Instalaciones electricas Autoriz. P en M y Pruebas Mes Cronograma de ejecución 35

36 Costes de operación de un parque eólico terrestre 36

37 Eólica Pequeña Potencia. Ratios de inversión y Costes. Rangos de potencia P 10 kw 10 kw < P 100 kw Características técnicas Diámetro del rotor (m) Hasta 29 (ADES) Altura de la torre (m) Hasta 37 (Norvento) Configuración del rotor Vertical /Horizontal Eje Vertical Tratamiento normativo en la conexión (autoconsumo) RD 1699/2011, de conexión de pequeña potencia Excluidas del régimen de autorización administrativa previa Ratios de inversión (instalación completa, incluyendo inversor) Procedimiento abreviado (art.9): Modelo simplificado de solicitud de conexión. Menores plazos de respuesta (10 días) Ratios económicos [ ] /kw (superior a /kw para P<3 kw) Procedimiento normalizado: Solicitud punto acceso y conexión 1 mes de plazo para distribuidora Estudio de conexión sin coste para el solicitante [ ] /kw Costes de explotación ( /kw) [15-40] /kw [8 20] /kw 37 37

38 Índice 4 Aplicación de la eólica al autoconsumo. Casos prácticos con participación dei IDAE. - Costes de generación (ejemplos). - Central hidroeólica de El Hierro. - Parque eólico para autoconsumo de una planta desalinizadora en Gran Canaria. 38

39 COSTE DE GENERACION (centeur/kwh) Energía Eólica Costes de generación. Eólica de gran potencia POTENCIA INSTALADA kw INVERSIÓN TOTAL EUR RATIO DE INVERSIÓN EUR/kW inst HORAS DE FUNCIONAMIENTO HORAS PRECIO UNIT. VENTA ENERGÍA (A MERCADO) 5,20 cent EUR/kWh VIDA ÚTIL 20 AÑOS % RECURSOS PROPIOS 20,0% % RETRIBUCIÓN RECURSOS PROPIOS 7,50% % INTERÉS SOBRE RECURSOS AJENOS 4,50% % GASTOS EXPLOTACIÓN 2,50 cent EUR/kWh G = C * (R 1 + R 2 + M) / E C = Capital Invertido E = Producción Anual R 1 = Coste Capital R 2 = Coste de la Deuda M = Coste de Explotación 9,0 EÓLICA GRAN POTENCIA 8,0 7,0 COSTE TOTAL 6,0 5,0 4,0 COSTE DE CAPITAL 3,0 2,0 1,0 0,0 COSTE O & M AÑOS DE OPERACION Período PROMEDIO Coste Explotación centeur/kwh 2,5 2,5 2,6 2,6 2,6 2,6 2,7 2,7 2,7 2,7 2,8 2,8 2,8 2,8 2,9 2,9 2,9 3,0 3,0 3,0 2,75 Coste de Capital centeur/kwh 5,5 5,4 5,3 5,3 5,2 5,1 5,1 5,0 4,9 4,8 4,7 4,6 4,5 4,4 4,3 4,2 4,1 3,9 3,8 3,7 4,69 Coste Total centeur/kwh 8,0 7,9 7,9 7,9 7,8 7,8 7,7 7,7 7,6 7,5 7,5 7,4 7,3 7,2 7,2 7,1 7,0 6,9 6,8 6,7 7,44 39

40 COSTE DE GENERACION (centeur/kwh) Energía Eólica Costes de generación. Eólica Peq. Potencia Autoconsumo I POTENCIA INSTALADA 100 kw INVERSIÓN TOTAL EUR RATIO DE INVERSIÓN EUR/kW inst HORAS DE FUNCIONAMIENTO HORAS PRECIO ELECTRICIDAD (Ahorro parte variable) 14,00 cent EUR/kWh VIDA ÚTIL 20 AÑOS % RECURSOS PROPIOS 20,0% % RETRIBUCIÓN RECURSOS PROPIOS 7,50% % INTERÉS SOBRE RECURSOS AJENOS 4,50% % GASTOS EXPLOTACIÓN 1,00 cent EUR/kWh 15,0 14,0 13,0 12,0 11,0 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 EOL PEQ POT - Autoconsumo 1 COSTE O & M AÑOS DE OPERACION COSTE TOTAL COSTE DE CAPITAL Período PROMEDIO Coste Explotación centeur/kwh 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,10 Coste de Capital centeur/kwh 12,6 12,5 12,3 12,2 12,0 11,8 11,7 11,5 11,3 11,1 10,9 10,6 10,4 10,2 9,9 9,6 9,4 9,1 8,8 8,5 10,81 Coste Total centeur/kwh 13,6 13,5 13,4 13,2 13,1 12,9 12,7 12,5 12,4 12,2 12,0 11,8 11,5 11,3 11,1 10,8 10,5 10,3 10,0 9,7 11,91 40

41 COSTE DE GENERACION (centeur/kwh) Energía Eólica Costes de generación. Eólica Peq. Potencia Autoconsumo II POTENCIA INSTALADA 10 kw INVERSIÓN TOTAL EUR RATIO DE INVERSIÓN EUR/kW inst HORAS DE FUNCIONAMIENTO HORAS PRECIO ELECTRICIDAD (Ahorro parte variable) 14,00 cent EUR/kWh VIDA ÚTIL 20 AÑOS % RECURSOS PROPIOS 20,0% % RETRIBUCIÓN RECURSOS PROPIOS 7,50% % INTERÉS SOBRE RECURSOS AJENOS 4,50% % GASTOS EXPLOTACIÓN 1,80 cent EUR/kWh 26,0 25,0 24,0 23,0 22,0 21,0 20,0 19,0 18,0 17,0 16,0 15,0 14,0 13,0 12,0 11,0 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 EOL PEQ POT - Autoconsumo 2 COSTE O & M AÑOS DE OPERACION COSTE TOTAL COSTE DE CAPITAL Período PROMEDIO Coste Explotación centeur/kwh 1,8 1,8 1,8 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,1 2,1 2,1 2,1 2,2 2,2 1,98 Coste de Capital centeur/kwh 22,1 21,8 21,6 21,3 21,0 20,7 20,4 20,1 19,7 19,4 19,0 18,6 18,2 17,8 17,3 16,9 16,4 15,9 15,4 14,8 18,92 Coste Total centeur/kwh 23,9 23,7 23,4 23,2 22,9 22,6 22,3 22,0 21,7 21,4 21,0 20,6 20,2 19,8 19,4 19,0 18,5 18,0 17,5 17,0 20,90 41

42 Central Hidroeólica de El Hierro (1 de 6) En qué consiste el proyecto? Convertir la generación eólica, originalmente intermitente, en energía gestionable mediante el almacenamiento energético de agua, obtenido con un sistema de bombeo. Objetivos del proyecto Autoabastecimiento energético de la isla con energías renovables (cobertura de la demanda > 70%). Optimizar la penetración de las renovables en la red. Mayor estabilidad para el sistema eléctrico insular. Ahorro y menor dependencia energética del exterior. Puesta en marcha Julio/2014 Sociedad promotora: Gorona del Viento El Hierro S.A. Cabildo El Hierro 60% ENDESA 30% ITC 10% Instalaciones Parque eólico: 11,5 MW (5 x 2,3 MW) Central hidroeléctrica: 11,32 MW Central de bombeo: 6 MW 42

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44 Central Hidroeólica de El Hierro (3 de 6) El Hierro Isla de origen volcánico Superficie: 278 km habitantes Altura máxima: m Demanda eléctrica (2011): MWh/año Síntesis de la Estrategia: - Cuando es posible, la demanda programada se cubre con Eólica, despachándose las turbinas hidráulicas en su mínimo técnico. - Sin recurso eólico: Operación de la central hidráulica (reserva en depósito superior). - Los excedentes de generación eólica frente a la demanda, se utilizan para bombeo. 44

45 Central Hidroeólica de El Hierro (4 de 6) 45

46 Central Hidroeólica de El Hierro (5 de 6) - Depósito superior: Situado en un cráter volcánico, con una capacidad útil de m 3. - Conducciones: m de tubería forzada (D=1 m), m de tubería de bombeo (D=0,8 m) y 188 m de tubería de aspiración (D=1 m). - Depósito inferior: con una capacidad útil de m 3, conformado por una presa construida a tal fin. 46

47 Central Hidroeólica de El Hierro (6 de 6) - Central de bombeo: Instalada en el edificio hidroeólico de nueva construcción, estará constituida por 6 grupos bomba de 500 kw y 2 grupos bomba de kw, con una potencia total de 6 MW. La altura neta es de 680 m y el caudal de 640 y 210 m 3 /h respectivamente. - Central hidroeléctrica: Instalada en otro edificio de nueva construcción, constituida por 4 grupos Pelton de kw c/u, con una potencia total de 11,32 MW. El caudal máximo es de 2 m 3 /s, con un salto bruto de 653 m. 47

48 Proyecto IDAE: P.E. La Florida, de autoconsumo (1 de 3) Parque eólico para autoconsumo de planta desalinizadora en Gran Canaria Potencia: 2,64 MW (4 x G kw) Producción anual: MWh Promotor: Soslaires Canarias, SL Inversión Total: 2,25 Millones Euros Inversión IDAE: 100% Puesta en Marcha: Junio de 2002 Localización: Agüimes (Gran Canaria) (Desarrollado dentro del Programa PyMES-FEDER de IDAE) 48

49 Proyecto IDAE: P.E. La Florida, de autoconsumo (2 de 3) Parque eólico para autoconsumo de planta desalinizadora en Gran Canaria Desalinizadora: - Proceso: Ósmosis Inversa Filtros de arena - Capacidad: m 3 /día - Consumo estimado: MWh/año - Aplicación: Regadío cultivos agrícolas Membranas de ósmosis inversa Parque eólico: - Potencia: 2,64 MW - Producción: MWh/año (3.600 h eq) - Autoconsumo previsto: MWh (54% producción parque) Control desaladora Recuperación de Energía 49

50 Proyecto IDAE: P.E. La Florida, de autoconsumo (3 de 3) Línea eléctrica de distribución MWh/año 600 MWh Planta Desalinizadora m 3 /día 54% MWh Punto entrega 46% MWh 100% MWh Parque Eólico 2,64 MW BENEFICIOS PARA EL INDUSTRIAL: AHORRO en Factura Eléctrica Energía eléctrica autoconsumida + NUEVOS INGRESOS Excedente de producción del parque Reducción de gastos de explotación: Utilización de personal de la planta Planta desalinizadora de Soslaires (Gran Canaria) 50

51 Gracias por vuestra atención IDAE C/ Madera, 8 Madrid Tel: /4953 Fax: comunicacion@idae.es jrayuso@idae.es 51