APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE GRAN CANARIA

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1 APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE GRAN CANARIA Máster en Energías Renovables y Mercado Energético 2010/2011 PROFESOR/A Mª Carmen López Ocón Para ver esta película, debe disponer de QuickTime y de un descompresor. Esta publicación está bajo licencia Creative Commons Reconocimiento, Nocomercial, Compartirigual, (bync-sa). Usted puede usar, copiar y difundir este documento o parte del mismo siempre y cuando se mencione su origen, no se use de forma comercial y no se modifique su licencia. Más información:

2 Índice 1. Introducción Situación actual en la isla de Gran Canaria Problemática de los sistemas insulares Sistema eléctrico Demanda eléctrica 4 2. Objeto del proyecto 4 3. Características de una central hidroeólica 4 4. Estudio eólico Datos de partida Estudio de alternativas Conclusiones 9 5. Introducción a una central hidráulica reversible Ventajas e inconvenientes Características de las presas Descripción del proyecto Estudio de optimización de la central Equipos Aspectos medioambientales Producción y consumo Presupuesto Análisis financiero 18 EOI Escuela de Organización Industrial 2

3 1. Introducción El aumento de la demanda eléctrica en la isla de Gran Canaria exige la introducción en el sistema actual de una nueva generación eléctrica, que debe cubrir dicha demanda. Como solución, se podría recurrir a centrales térmicas convencionales, pero éstas provocan problemas de emisiones y de aceptación social debido al impacto que producen en su entorno. Por ello, se plantea otra posibilidad muy interesante, la introducción de energías renovables mediante una central hidroeólica que aproveche al máximo el recurso eólico e hidráulico de la isla Situación actual del sistema de Gran Canaria Problemática de los sistemas insulares A causa del aislamiento geográfico de la isla de Gran Canaria existe una dependencia muy importante en cuanto a la generación de electricidad proveniente de combustibles fósiles con los correspondientes costes asociados. Se debe a la necesidad de disponer de mayores márgenes de reserva y regulación, que puedan soportar el posible fallo de un grupo de generación o una variación brusca en la demanda. Además, las permanentes variaciones de carga a las que están sometidos los grupos de regulación disminuyen el rendimiento de los mismos y éstos sufren un elevado desgaste, incrementando los costes de mantenimiento. Junto con el problema de suministro de combustible, se encuentran otros tales como los relacionados con las infraestructuras eléctricas y la debilidad de la red, además de la imposibilidad de conexión a una red continental. La flexibilidad de la red podría verse considerablemente incrementada si pudieran instalarse turbinas hidroeléctricas de suficiente potencia. La existencia en Gran Canarias de desniveles importantes, numerosos embalses y galerías, permite considerar la posibilidad de instalar turbinas hidroeléctricas, cuya velocidad de respuesta a los requerimientos del sistema es muy superior a los de los grupos térmicos convencionales con lo que podrían contribuir a dar mayor estabilidad a las redes eléctricas Sistema eléctrico El sistema eléctrico de la isla de Gran Canaria está configurado en torno a dos centros de generación, la central de Jinámar con una potencia de 461,10 MVA y la central de Barranco de Tijarana con una potencia de 415,60 MVA, compuestas por grupos de generación de gas, vapor y diesel. Además, hay instalados en torno a 100 MW de energía eólica de gran antigüedad en la zona sureste de la isla. EOI Escuela de Organización Industrial 3

4 Demanda eléctrica En la actualidad, la demanda del sistema se encuentra en un valor punta próximo a 600 MW, y un valor valle próximo a los 280 MW, mientras que la potencia total instalada supera los 950 MW, y por lo tanto el margen de reserva se sitúa en el 50% frente a valores típicos de sistemas interconectados del 5-10%. También, se prevé que el crecimiento de la demanda en los próximos años sea de en torno al 4% anual. 2. Objeto del proyecto El objeto del presente proyecto consiste en analizar el sistema eléctrico actual en la isla de Gran Canaria, determinar tanto las ventajas como los inconvenientes de la implantación de la central hidroeólica reversible Chira-Soria en el sistema eléctrico de la isla, realizar una descripción del proyecto en cuanto a producción y equipamiento, así como el correspondiente estudio económico financiero. Gráfico 1. Localización del proyecto Fuente: Grafcan 3. Características de una central hidroeólica Una central hidroeólica integra un parque eólico y una central hidráulica reversible. El parque eólico es capaz de suministrar energía eléctrica directamente a la red y, simultáneamente, alimentar a un grupo de bombeo que impulsa el agua hasta el depósito superior (presa de Chira), estableciendo un sistema de almacenamiento energético. La central hidroeléctrica aprovecha la energía potencial almacenada, garantizando el suministro eléctrico y la estabilidad de la red. Con la central hidroeólica se consigue transformar una fuente de energía intermitente en un suministro controlado y constante de electricidad, con lo que las centrales térmicas operan apoyando a modo de reserva sólo en períodos de ausencia de viento, minimizando el consumo de combustibles fósiles. EOI Escuela de Organización Industrial 4

5 4. Estudio Eólico Se ha realizado un estudio de viabilidad de los posibles emplazamientos del parque eólico, atendiendo a los criterios de velocidad media del viento, dirección del mismo, densidad de potencial eólico, restricciones ambientales, acceso al emplazamiento y pendientes del terreno para la ubicación de los aerogeneradores. Se han estudiado los posibles emplazamientos en un radio de 10 km alrededor de la central de bombeo, ya que es necesario conectar ambos sistemas directamente, la ubicación en un punto más alejado supondría un coste de la línea eléctrica de conexión inadmisible para el proyecto Datos de partida. Para estudiar el recurso eólico disponible lo correcto sería disponer datos de viento cada 10 minutos durante al menos un año, pero esto implicaría la instalación de una torre de medida. Ante la indisponibilidad de datos de viento reales medidos en la zona, se ha usado como fuentes de información el Atlas Eólico de España del IDAE y además, se han recopilado datos de una serie de medidas de la estación meteorológica del aeropuerto de Gando perteneciente a la Agencia Estatal de Meteorología. Se trata de una recopilación de medias diarias de la velocidad y dirección del viento durante los últimos 50 años. Sin embargo, después de observar los datos de viento y compararlos con la zona de estudio en el Atlas Eólico se debe rechazar el uso de éstos, ya que no se puede hacer una correlación entre la zona medida y la zona de estudio, principalmente por la elevada distancia a la que se encuentran (28 km). Gráfico 2. Velocidad media anual del viento a 80 m Fuente: Atlas Eólico de España/Elaboración propia EOI Escuela de Organización Industrial 5

6 4.2. Estudio de alternativas En un primer estudio de alternativas, se han estudiado las zonas con mayor recurso disponible y se han analizado las restricciones existentes. Gráfico 3. Esquema de alternativas Fuente: Atlas Eólico de España/Elaboración propia Estas zonas se sitúan en emplazamientos escarpados de gran altitud y difícil acceso. Además, debido al elevado grado de protección ambiental de la isla, la mayor parte de la zona estudiada se encuentra protegida. Ante las anteriores consideraciones, se determina que en estas zonas no se podrá en ningún caso llegar a instalarse un parque eólico. La alternativa nº1 se sitúa en una zona de especial protección de aves donde vive y cría una especie endémica de la isla en peligro de extinción llamada Pinzón Azul de Gran Canaria. La instalación de un parque eólico podría afectar al hábitat de esta especie y poner en grave peligro su medio natural de reproducción, llevando a la especie a la desaparición. La alternativa nº2 se sitúa por completo dentro del Parque Natural de Pilancones, altamente protegido debido a su elevado valor geomorfológico y la gran variedad de flora endémica de la isla, entre la que se encuentra el conocido drago canario y también dentro de la reserva de Paisaje Protegido de Fataga. Además, la escarpada orografía del terreno imposibilita por completo el acceso a la zona de instalación de los aerogeneradores. En la alternativa nº3 debido a su orografía de riscos y barrancos hacen inviable la instalación del parque eólico a pesar del buen recurso eólico y el limitado impacto ambiental al no tener excesivas restricciones. La alternativa nº4 debe descartarse por varios motivos, entre ellos el hecho de estar parcialmente situada en una zona de Paisaje Protegido que limita enormemente la posible EOI Escuela de Organización Industrial 6

7 instalación de aerogeneradores, que por su gran altura se verían prácticamente desde cualquier punto de la reserva. Además, la zona no goza de un fácil acceso al tratarse de una meseta rodeada de riscos de piedras y barrancos de más de 100 metros de desnivel. Por último, se debe mencionar que también se encuentra parcialmente en una zona de especial protección de aves en la que vive una especie endémica de la isla llamada Mosquitero Canario, que goza de un régimen de protección especial. Finalmente la última alternativa, la nº5, desde el punto de vista del recurso eólico es excelente, además de contar con buenos accesos por carretera asfaltada, debe ser descartada por motivos excepcionales al encontrarse en las inmediaciones una estación de radar primario que presta servicio a la unidad Canarias ACC de la cual depende el FIR Canarias, que podría ver afectada su señal a causa de la instalación de aerogeneradores de gran altura en sus proximidades. Por lo tanto, visto que las zonas de mayor recurso no pueden ser aprovechadas, se estudia alguna en las proximidades de la central donde pudiera instalarse el parque eólico, siendo únicamente en dos zonas en las que sería factible la instalación del parque. Zona 1, al sur de la central de bombeo, que se descarta directamente dado que tiene un recurso eólico muy bajo. Zona 2, al este, en un valle con colinas próximo a la localidad de San Bartolomé de Tirajana. Gráfico 4. Zonas libres de restricciones Fuente: Atlas Eólico de España/Elaboración propia EOI Escuela de Organización Industrial 7

8 A continuación se muestra una tabla con el recurso eólico característico de la zona nº 2 descompuesto por direcciones y frecuencias. Tabla 1. Velocidad media anual del viento a 80 m por direcciones. Fuente: Atlas Eólico de España A la vista del recurso eólico disponible en la zona, no se puede decir si sería viable la instalación de un parque eólico, por lo tanto, para despejar las dudas se va a realizar una simulación de la producción que se conseguiría si se instalaran aerogeneradores en los puntos más favorables de la zona de estudio. Para ello, se utiliza el simulador de producción que incorpora el Atlas Eólico de España y que servirá para tener una orientación de las horas equivalentes. Para realizar esta simulación hay que introducir los valores de la curva de potencia del aerogenerador seleccionado, en nuestro caso, se simulará con el modelo Enercon E70 de 2300 kw de potencia nominal, 71 metros de diámetro de rotor y una altura variable entre 57 y 113 metros. A continuación se muestra una tabla resumen de los resultados obtenidos de las simulaciones. Tabla 2. Resultados de las simulaciones. Simulación Coordenadas UTM Producción (MWh) Horas equivalentes Nº / Nº / Nº / Como reflejan los resultados, las horas equivalentes de producción conseguidas se sitúan en torno a las horas, cifra que resulta baja para justificar la instalación de un parque eólico, más cuando estos son los resultados obtenidos en los enclaves óptimos seleccionados y el resto de los aerogeneradores estarían situados en emplazamientos de menor recurso. EOI Escuela de Organización Industrial 8

9 4.3. Conclusiones Para justificar la construcción del parque eólico deberían conseguirse al menos horas, el mínimo para rentabilizar las inversiones. Por lo tanto, con el recurso eólico disponible en la zona no se puede construir un parque eólico que sea viable para el objeto del proyecto. Se decide pues cambiar el objeto del proyecto y proceder al diseño de una central hidráulica reversible aprovechando el excelente emplazamiento para tal fin disponible en las presas de Chira y Soria. 5. Introducción a una central hidráulica reversible La inclusión de centrales hidráulicas mejora la regulación del sistema por su gran capacidad de respuesta, la cual permite una mejor regulación primaria, secundaria y terciaria, además de tener capacidad de responder en tiempos cortos a los problemas causados por el deslastre de cargas. De esta forma, se consigue por un lado la mejora en los tiempos de respuesta de la regulación, y por otro, una mejora en la calidad de servicio a los usuarios. Por otra parte, que la central sea de bombeo, ofrece además la ventaja de permitir aplanar la curva de demanda haciendo desaparecer los puntos de valle, aprovechando esta cualidad para bombear agua desde el vaso inferior al superior en momentos de poca demanda y permitiendo generar en hora punta, con lo que se elimina la generación necesaria para dar esas puntas con máquinas trabajando en condiciones poco adecuadas o de alto coste. En un caso teórico, suponiendo el trabajo de una serie de grupos que trabajan en base, las puntas de demanda las podría suministrar la central hidroeléctrica, suponiendo esto, estaría siempre funcionando con un rendimiento óptimo, mejorando las condiciones de trabajo y alargando la vida de las instalaciones de generación, puesto que no estarían sometidos a la variabilidad actual del sistema. Gráfico 5. Funcionamiento teórico de un grupo de bombeo Fuente Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria EOI Escuela de Organización Industrial 9

10 5.1. Ventajas e inconvenientes La central reversible Chira-Soria aportara las siguientes ventajas al sistema: Mejora de la regulación primaria, ya que son grupos con gran capacidad de respuesta. Permite aplanar la curva de demanda eliminando la generación de alto coste necesaria para suministrar las puntas de demanda. En caso de emergencia, la respuesta de un grupo hidráulico es mejor que la de un grupo térmico por su rapidez, capacidad y coste, con lo que se mejora la estabilidad del sistema. Compensa la calidad de energía que producen los grupos eólicos, por su capacidad de regulación, su posibilidad de generar energía activa y reactiva, soportar los huecos de tensión y además ser controlables. Disminuye los costes del sistema eléctrico insular al reducir las importaciones de combustibles fósiles. Reduce de emisiones de CO 2 en producción térmica y desplaza la construcción de un grupo térmico con potencia equivalente. Aumento de la regulación de las aportaciones globales en el barranco. El impacto ambiental de las obras será mínimo ya que los embalses están construidos. Además, la central y las conducciones son subterráneas, por lo que no hay impacto visual. Como desventaja del sistema cabe destacar el consumo energético del almacenamiento de agua, ya que la elevación del agua requiere más energía que la que se produce con su turbinado. 6. Características de las presas El Cabildo de Gran Canaria cuenta con un importante patrimonio de presas gestionadas por el Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria, las presas involucrados en este estudio son Chira y Soria, situados al sur de la isla. En esa zona la permeabilidad es baja o muy baja con lo que se aprovecha una gran parte de la escorrentía superficial. Los embalses se destinan exclusivamente a la regulación para riego, siendo sus capacidades de 5,8 y 32,3 hm 3 respectivamente. La demanda promedio atendida es de 0,26 hm 3 /año desde Chira y 1,16 hm 3 /año desde Soria. EOI Escuela de Organización Industrial 10

11 0,029 0,068 0,159 0,207 0,436 0,591 0,826 1,057 1,225 1,711 2,004 3,282 3,624 3,89 4,709 4,709 5,568 6,758 9,256 11,166 Altura m APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE GRAN CANARIA Tabla 3. Características de los embalses Embalse de Chira Soria Altitud (m.s.n.m.) Situación Municipio de San Bartolomé de Tirajana Municipio de de Mogán y San Bartolomé de Tirajana Cuenca Barranco de Chira Barranco de Soria Coordenadas Latitud:27º54 20 N; Longitud:15º38 29 O Latitud:27º54 20 N; Longitud:15º40 1 O Tipo de presa Gravedad Bóveda Altura sobre cauce (m) Cota coronación (m) Superficie cuenca (km 2 ) 10,93 32,30 Volumen de embalse (hm 3 ) 5,85 32,30 Aliviadero Labio fijo, 2 vanos de 6 m Labio fijo de 23 m Capacidad desagüe aliviadero (m 3 /s) 80, Acceso Carretera GC-604 GC-505 Fuente Consejo Insular de Gran Canaria Los datos históricos facilitados por el Cabildo han permitido determinar la curva característica de cada embalse, donde se representan los parámetros fundamentales de altura-volumen para determinar el régimen de explotación de la central. Gráfico 6. Curva característica de Chira Gráfico 7. Curva característica de Soria Altura/Volumen Volumen hm3 7. Descripción del Proyecto El proyecto expone la instalación de una central reversible con una única tubería para turbinar y bombear. Analisando las características de la central, se han realizado en primer lugar un estudio de optimización del salto, volúmen y caudal útil, a partir de los datos históricos de los embalses y la información presentada por el Cabildo sobre las carasterísticas y estado de las presas. EOI Escuela de Organización Industrial 11

12 A continuación, se ha estudiado la producción y el consumo, teniendo en cuenta que se instalarán grupos reversibles de manera que cuando se turbine actúe de generador y cuando se bombee trabaje como motor. Por esta razón se dispondrán turbinas tipo Francis que pueden variar de turbina a bomba cambiando el sentido de rotación. Esta elección se basa en la reducción de costes y simplicidad de funcionamiento Estudio de optimización de la central Estudio hidrológico En este apartado se estudia el régimen de aportaciones del embalse de Chira con el fin de comprobar si dichas aportaciones permiten cubrir la demanda de regadío. Gráfico 8: Aportaciones de Chira Gráfico 9: Variación del volumen Los resultados permiten asegurar que las aportaciones superan al uso consuntivo, por lo que no existirá déficit en dicho embalse para cubrir la demanda. Por tanto la implantación de la central hidraúlica reversible no alterará la actividad objeto del embalse Estudio del volumen de agua utilizable Los informes del estado de las presas exponen que existe un aterramiento de la presa de Chira, el cual reduce su volumen de embalse en 1,83 hm 3. Por otro lado, es necesario asegurar un volumen de agua para regadío de 0,26 hm 3, y suponiendo unas pérdidas de evaporación del 30%, realmente, el volumen utilizable del embalse para la central hidroeléctrica será 2,6 hm 3. Utilizando la curva característica altura-volumen del embalse, determinada a partir de los datos suministrados por el Cabildo de Gran Canaria, se determina la altura del nivel de agua turbinable máxima y mínima, siendo respectivamente 31 m y 21,75 m. EOI Escuela de Organización Industrial 12

13 Gráfico 10. Esquema volumen del embalse Estudio del salto neto Al utilizar una turbina Francis, el salto útil se define desde la lámina libre de Chira hasta la lámina libre de Soria. El embalse de Soria, según la información aportada, tiene su capacidad de embalse ocupada al 38%. Por tanto, la cota del agua del embalse de Soria se ha tomado de 30 m. Suponiendo pérdidas del 7%, el salto neto máximo será 355 m y el salto neto mínimo 347 m. Según la presente información, se plantea el siguiente esquema: Gráfico 11. Esquema salto de la central Horas de funcionamiento El tiempo de turbinado y bombeo de la central vendrá definido por la curva de consumo eléctrico de la isla, la cual tiene unos consumos máximos a las horas centrales del día (de 8:00 a 15:00) y por la tarde (de 18:00 a 23:00). Tras un estudio de optimización de las horas de funcionamiento de ambos sistemas, se ha obtenido un tiempo óptimo de turbinado de 10 horas y un tiempo de bombeo de 14 horas, de manera que la central operará de forma continua durante el ciclo diario, con un caudal de turbinado de 60 m 3 /s y turbinando o bombeando, cuando sea necesario, un volumen constante de 2,16 hm 3. EOI Escuela de Organización Industrial 13

14 Simulación con los datos históricos Partiendo de los datos históricos, se ha realizado una simulación de la operación de la central, calculando el salto y la potencia eléctrica que se obtendrían si se introdujese el volumen turbinable en el embalse de Chira. Los resultados de la simulación han sido: - Salto neto medio: 361 m - Caudal turbinable: 60 m 3 /s - Volúmen útil medio: 2,6 hm 3 - Potencia eléctrica media: 181 MW Los resultados de la simulación demuestran que el estudio de optimización de las características básicas de la central es correcto Componentes de la central Edificio de la central El emplazamiento del edificio de la central será subterráneo en cavernay su emplazamiento se ha elegido analizando el terreno, el perfil topográfico y la accesibilidad. Gráfico 12. Emplazamiento de la caverna Conducciones Las conducciones irán por completo subterráneas en galería en presión a lo largo de todo su recorrido. La central hidroeléctrica tiene las siguientes conducciones: - Galería de Presión - Galería de alta presión - Tubería forzada - Chimenea de equilibrio EOI Escuela de Organización Industrial 14

15 Tabla 4. Características de las conducciones Galería de alta presión y Tubería forzada Galería de presión Velocidad 4 m/s Velocidad 4 m/s Caudal 60 m3/s Caudal 60 m3/s Diámetro mm Diámetro mm Presión estática 34,47 bar Presión estática 2,84 bar Espesor 63 mm Espesor 12 mm Al ser una central con gran salto puede resultar económico utilizar, en función de la carga hidráulica, conducciones del mismo diámetro interno y diferentes espesores Chimenea de equilibrio Cuando el operador o el sistema de control automático cierran rápidamente la válvula de entrada a la turbina (compuertas vagón con accionamiento hidráulico) se produce un cambio brusco de régimen en la tubería que afecta a una gran masa de agua y genera una onda de presión importante, conocida como golpe de ariete, que aún siendo transitoria, da lugar a sobrepresiones tan altas que revienten la tubería, así pues, para evitarlo se instala una chimenea. Para determinarla se necesita conocer la velocidad de la onda (1.105 m/s) y la presión de golpe de ariete es de 451 m.c.a. Se ha determinado la posición y longuitud de la chimenea, resultando de 86,7 m y diámetro de 4400 mm. Gráfico 13. Perfil topográfico de la central EOI Escuela de Organización Industrial 15

16 Equipamiento electromecánico El principal equipamiento de la central consiste en tres grupos reversibles compuestos por: - Turbina Francis - Generador síncrono reversible Se ha optado por la instalación de tres grupos ya que, se considera el tamaño óptimo para incrementar la flexibilidad de la red y minimizar las afecciones en caso de indisponibilidad de un grupo. La potencia eléctrica suministrada por cada grupo es de 60 MW a una tensión de 15 kv, por lo que en total la central dispone de una capacidad de generación de 180 MW. La totalidad del equipamiento electromecánico se encuentra dentro de la caverna a excepción de los transformadores de salida de grupo que se sitúan en superficie, con conexión mediante cables a través de un pozo. Estos transformadores se elegirán en función de las características del generador, una orientación sería 80 MVA, relación de tensión 15/66 kv. Se ha decidido por la instalación de turbinas tipo Francis ya que con estos se aprovecha al máximo el salto disponible y tienen una gran flexibilidad de operación Aspectos medioambientales El impacto ambiental de las obras será mínimo ya que los embalses están construidos y únicamente hay que realizar en ellos tareas de acondicionamiento. La central y las conducciones son completamente subterráneas, por lo que no afectan ni a la flora ni a la fauna de la zona. Además el impacto visual es nulo a excepción del tramo final de chimenea de equilibrio que es exterior pero no afecta a ninguna zona protegida Producción y consumo Potencia mecánica y eléctrica de turbinado La potencia mecánica en el eje de la turbina se obtiene aplicando el rendimiento de la turbina a la potencia hidráulica, en este caso se ha adoptado un valor de ŋ t = 0,9. La potencia con que la turbina inyecta energía en la red depende, a su vez, del rendimiento del generador, del orden de ŋ g =0,95. Por lo tanto, la potencia eléctrica de los turbogrupos será: P e = ŋ t. ŋ g. P h EOI Escuela de Organización Industrial 16

17 Los resultados obtenidos son: Tabla 5. Producción de la central Datos de la central Resultados Caudal turbinable 60m 3 /s Potencia eléctrica estimada 180 MW Horas turbinado 10 h Producción anual estimada 652 GWh Salto neto 355 m Potencia mecánica y eléctrica del bombeo En el caso de los grupos de bombeo, hay que transformar la energía eléctrica en trabajo para elevar un volumen de agua, en el cual tienen lugar pérdidas energéticas, inicialmente en el motor y posteriormente en la bomba. En general, podemos suponer un rendimiento eléctrico del motor de ŋ m =0,95 y un rendimiento mecánico de las bombas, de alta presión, de ŋ b =0,84. La ecuación que relaciona en este caso la potencia hidráulica y la eléctrica toma la siguiente forma: P e = 1/ŋ m. 1/ŋ b. P h Teniendo en cuenta que utilizamos el mismo generador-motor, para turbinar que para bombear, y que los rendimientos para bombear son menores que para turbinar, la potencia útil de la bomba será de 169 MW. Con esta potencia, el caudal bombeable será 43 m 3 /s. Tabla 6. Consumo de la central Datos de la central Resultados Caudal bombeo 43 m3/s Potencia eléctrica consumida 200MW Horas bombeo 14 h Consumo anual estimado 957 GWh Carga a soportar por la bomba 385 m EOI Escuela de Organización Industrial 17

18 8. Presupuesto Capítulo 1 Acondicionamiento de presas Chira Soria Total capítulo Capítulo 2 Obra civil Galerías Caverna Revestimiento tuberías Accesos Chimenea de equilibrio Resto obra civil Total capítulo Capítulo 3 Equipamiento electromecánico 3 grupos (turbina Francis + generador reversible) Transformadores Línea eléctrica Grupos de bombeo Varios Otras inversiones Total capítulo Total presupuesto de ejecución material Análisis financiero Los datos de partida de las variables fundamentales del proyecto utilizadas para analizar la rentabilidad y viabilidad del proyecto son las siguientes: Presupuesto de inversion: Plazo de ejecución: 4 años Vida útil: 25 años Coste de explotación: 0,811 cent /kwh Coste de bombeo: 3,616 cent /kwh Precio de venta: 8,35 cent /kwh IPC: 3 % Los resultados obtenidos son los siguientes: Plazo de recuperación de la inversión: 11 años Tasa interna de retorno: 7,87 % EOI Escuela de Organización Industrial 18